RU2747259C1 - Oil residues processing method - Google Patents

Oil residues processing method Download PDF

Info

Publication number
RU2747259C1
RU2747259C1 RU2019145160A RU2019145160A RU2747259C1 RU 2747259 C1 RU2747259 C1 RU 2747259C1 RU 2019145160 A RU2019145160 A RU 2019145160A RU 2019145160 A RU2019145160 A RU 2019145160A RU 2747259 C1 RU2747259 C1 RU 2747259C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
coking
gasoline
oil
hydrotreating
fractions
Prior art date
Application number
RU2019145160A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наталья Яковлевна Виноградова
Людмила Алексеевна Гуляева
Всеволод Артурович Хавкин
Ольга Ивановна Шмелькова
Людмила Александровна Красильникова
Георгий Владимирович Битиев
Артем Константинович Минаев
Павел Анатольевич Никульшин
Original Assignee
Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП")
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 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") filed Critical Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП")
Priority to RU2019145160A priority Critical patent/RU2747259C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2747259C1 publication Critical patent/RU2747259C1/en

Links

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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • 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
    • 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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages 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
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C10G7/06—Vacuum distillation

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

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: method for processing heavy oil residues is proposed, including deep vacuum distillation of fuel oil with the release of straight-run vacuum distillate and tar, coking of tar with subsequent separation of liquid coking products into gasoline, diesel fractions and heavy gas oil fractions, mixing of gasoline and heavy gas oil fractions by coking with vacuum distillate and vacuum distillate the subsequent direction of the resulting mixture to the stage of hydrotreating, where a straight-run vacuum distillate with the end point of boiling up to 590°С is isolated, the stage of hydrotreating is carried out sequentially in the zones: feed of 0.5-1.5 h-1 and a hydrogen-containing gas / feed ratio of 500-2000 nm3 / m3 in the presence of a nickel-molybdenum sulfide catalyst with a bimodal mesomacroporous structure of an alumina carrier; - hydrodesulfurization, which is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 340-410°С, a space velocity of the feedstock of 0.3-1.5 h-1 and a hydrogen-containing gas / feedstock ratio of 400-1500 nm3 / m3 in the presence of a sulfide nickel-cobalt-molybdenum catalyst with a bimodal mesomacroporous structure of an alumina carrier; - light hydrocracking, which is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 360-420°С, a volumetric feed rate of 0.3-1.0 h-1 and a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 500-2000 nm3 / m3 in the presence of a nickel-molybdenum catalyst based on an aluminosilicate carrier; hydrocarbon gas, gasoline and diesel fractions, as well as residual low-sulfur marine fuel, with a sulfur content of not more than 0.1% by weight, are isolated from the products of hydrotreating.
EFFECT: development of a method for processing oil residues boiling up to 590°C, which provides a high yield of residual marine fuel, with a sulfur content of no more than 0.1% by weight, which meets the requirements of GOST 32510-2013.
3 cl, 3 ex

Description

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно - к способу переработки нефтяных остатков.The invention relates to the field of oil refining, specifically to a method for processing oil residues.

Известен способ переработки нефтяных остатков, включающий вакуумную перегонку выделением вакуумного дистиллята и гудрона, деасфальтизацию гудрона углеводородным растворителем, дальнейшее гидрогенизационное облагораживание смеси вакуумного дистиллята и деасфальтизата с получением гидрогенизата, который путем ректификации разделяют на бензиновую, дизельную и остаточную фракции, при этом остаточную фракцию гидрогенизата направляют на смешение с сырьем гидрогенизационного облагораживания при следующем соотношении компонентов: вакуумный дистиллят 40-80% масс.; деасфальтизат 10-30% масс.; остаточная фракция гидрогенизата 10-30% масс..There is a known method of processing oil residues, including vacuum distillation by separating vacuum distillate and tar, deasphalting of tar with a hydrocarbon solvent, further hydrogenation upgrading of a mixture of vacuum distillate and deasphalted oil to obtain a hydrogenate, which is separated by rectification into gasoline, diesel and residual fractions for mixing with raw materials of hydrogenation upgrading at the following ratio of components: vacuum distillate 40-80% of the mass; deasphalted material 10-30% of the mass; residual fraction of hydrogenated product 10-30% of the mass.

При этом процесс гидрогенизационного облагораживания осуществляют при давлении 5,0-18,0 МПа, температуре 340-440°С, объемной скорости подачи сырья 0,5-1,5 ч-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье 800-1800 н.об./об. в присутствии алюмоникельмолибденового или алюмокобальтмолибденового цеолитсодержащего катализатора.In this case, the process of hydrogenation upgrading is carried out at a pressure of 5.0-18.0 MPa, a temperature of 340-440 ° C, a volumetric feed rate of 0.5-1.5 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 800-1800 n.b. ./about. in the presence of alumina-nickel-molybdenum or alumo-cobalt-molybdenum zeolite-containing catalyst.

В качестве углеводородного растворителя процесса деасфальтизации гудрона используют бутан, пентан или бензин.Butane, pentane or gasoline are used as a hydrocarbon solvent for the tar deasphalting process.

Предлагаемый способ позволяет увеличить выход светлых фракций, в первую очередь дизельного топлива, соответствующего стандарту ЕВРО-5.The proposed method allows you to increase the yield of light fractions, primarily diesel fuel that meets the EURO-5 standard.

[Патент RU 2613634, 21.03.2017].[Patent RU 2613634, 21.03.2017].

Недостатком способа является то, что он, обеспечивая производство светлых моторных топлив, не позволяет получить остаточные виды топлив, например - судовое топливо.The disadvantage of this method is that it, while providing the production of light motor fuels, does not allow obtaining residual fuels, for example, marine fuel.

Известен также способ переработки нефти, который включает атмосферную перегонку исходной нефти с получением топливных фракций и мазута, вакуумную перегонку мазута с выделением прямогонного вакуумного дистиллята и гудрона, коксование гудрона с последующим разделением продуктов коксования на бензиновую фракцию, легкую и тяжелую газойлевые фракции коксования и кокс. Тяжелую газойлевую фракцию коксования разделяют на два потока, один из которых в смеси с легкой газойлевой фракцией коксования и прямогонным вакуумным дистиллятам направляют на гидрокрекинг, а второй поток предварительно подвергают гидроочистке и затем направляют на каталитический крекинг в смеси с остатком гидрокрекинга, причем эти потоки разделяют в соотношении 35-80% масс. и 20-65% масс. Технический результат - повышение глубины переработки нефти с выработкой дополнительного количества высокооктановых компонентов автомобильного бензина и дизельного топлива, соответствующих современным требованиям.There is also known a method of oil refining, which includes atmospheric distillation of the original oil to obtain fuel fractions and fuel oil, vacuum distillation of fuel oil with the release of straight-run vacuum distillate and tar, coking tar with subsequent separation of coking products into a gasoline fraction, light and heavy gas oil fractions of coking and coke. The heavy gas oil fraction of coking is divided into two streams, one of which, in a mixture with light gas oil fraction of coking and straight-run vacuum distillates, is sent to hydrocracking, and the second stream is preliminarily subjected to hydrotreating and then sent to catalytic cracking in a mixture with the residue of hydrocracking, and these streams are separated into the ratio of 35-80% of the mass. and 20-65% of the mass. The technical result is an increase in the depth of oil refining with the production of an additional amount of high-octane components of motor gasoline and diesel fuel that meet modern requirements.

[Патент RU 2321613, 10.04.2008].[Patent RU 2321613, 10.04.2008].

Недостатками способа являются:The disadvantages of this method are:

- преимущественное получение дистиллятов моторных топлив при отсутствии возможности производства тяжелых топлив (судового, котельного);- preferential production of distillates of motor fuels in the absence of the possibility of producing heavy fuels (marine, boiler);

- сложная технологическая схема, включающая набор технологических процессов (коксование, гидрокрекинг, гидроочистка, каталитический крекинг);- a complex technological scheme, including a set of technological processes (coking, hydrocracking, hydrotreating, catalytic cracking);

- относительно высокое давление водорода на стадии гидрокрекинга (13-17 МПа), что делает указанный процесс экономически непривлекательным.- relatively high hydrogen pressure at the hydrocracking stage (13-17 MPa), which makes this process economically unattractive.

Наиболее близким к заявляемому, является способ переработки нефтяных остатков, включающий вакуумную перегонку мазута с выделением прямогонного вакуумного дистиллята и гудрона, коксование гудрона с последующим разделением жидких продуктов коксования на бензиновую, дизельную фракции и тяжелую газойлевую фракцию, которую смешивают с прямогонным вакуумным дистиллятом и направляют на стадию гидрооблагораживания.Closest to the claimed, is a method of processing oil residues, including vacuum distillation of fuel oil with the release of straight-run vacuum distillate and tar, coking tar with subsequent separation of liquid coking products into gasoline, diesel fractions and heavy gas oil fraction, which is mixed with straight-run vacuum distillate and sent to hydrofining stage.

Способ отличается тем, что из продуктов гидрооблагораживания выделяют фракции бензина, дизельного топлива и остаток гидрооблагораживания, который разделяют на два потока, один из которых выводят в качестве остаточного судового топлива, а второй возвращают в процесс гидрооблагораживания в смеси с прямогонным вакуумным дистиллятом и тяжелой газойлевой фракцией коксования, причем соотношение выведенного из процесса остаточного судового топлива и возвращаемого в процесс остатка гидрооблагораживания составляет от 30-70% до 70-30% масс.The method differs in that from the products of hydrotreating, fractions of gasoline, diesel fuel and the remainder of the hydrotreating are isolated, which is divided into two streams, one of which is removed as residual marine fuel, and the second is returned to the hydrotreating process in a mixture with straight-run vacuum distillate and heavy gas oil fraction coking, and the ratio of the residual marine fuel removed from the process and the hydrotreating residue returned to the process is from 30-70% to 70-30% of the mass.

Процесс гидрооблагораживания осуществляют при давлении 5-12 МПа, температуре 340-420°С, объемной скорости подачи сырья 0,5-2,0 час-1 и соотношении водородсодержащего газа к сырью 500-2000 нм3/м3 в присутствии алюмо-никель-молибденового или алюмо-кобальт-молибденового катализатора.The process of hydrofining is carried out at a pressure of 5-12 MPa, a temperature of 340-420 ° C, a volumetric feed rate of 0.5-2.0 h -1 and a ratio of hydrogen-containing gas to raw material of 500-2000 nm 3 / m 3 in the presence of aluminum-nickel -molybdenum or aluminum-cobalt-molybdenum catalyst.

[Патент RU 2671640, 06.11.2018].[Patent RU 2671640, 06.11.2018].

Недостатками способа являются:The disadvantages of this method are:

- невозможность переработки утяжеленных прямогонных вакуумных дистиллятов с температурой конца кипения выше 560°С;- the impossibility of processing weighted straight-run vacuum distillates with an end boiling point above 560 ° C;

- относительно высокое давление водорода в процессе гидрооблагораживания снижает экономическую привлекательность предлагаемого способа;- the relatively high pressure of hydrogen in the process of hydrofining reduces the economic attractiveness of the proposed method;

- относительно низкий выход остаточного малосернистого судового топлива, обусловленный рециркуляцией части остатка процесса гидрооблагораживания, выкипающего выше 350°С.- a relatively low yield of residual low-sulfur marine fuel, due to the recirculation of a part of the remainder of the hydrotreating process, boiling above 350 ° C.

- отсутствие стадии гидродеметаллизации при переработке остаточного нефтяного сырья, обеспечивающей эффективную защиту катализаторов основного слоя, приведет их быстрой дезактивации, и как следствие, сокращению межрегенерационного цикла и общего срока их службы.- the absence of a hydrodemetallization stage during the processing of residual petroleum feedstocks, which provides effective protection of the catalysts in the main layer, will lead to their rapid deactivation, and, as a consequence, a reduction in the regeneration cycle and their overall service life.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа переработки нефтяных остатков, выкипающих до 590°С, который обеспечивает высокий выход остаточного судового топлива, с содержанием серы не более 0,1% масс., отвечающего требованиям ГОСТ 32510-2013.The objective of the present invention is to develop a method for processing oil residues boiling up to 590 ° C, which provides a high yield of residual marine fuel, with a sulfur content of not more than 0.1% by weight, meeting the requirements of GOST 32510-2013.

Поставленная задача решается способом переработки тяжелых нефтяных остатков, включающий глубокую вакуумную перегонку мазута с выделением прямогонного вакуумного дистиллята и гудрона, коксование гудрона с последующим разделением жидких продуктов коксования на бензиновую, дизельную фракции и тяжелую газойлевую фракцию, смешение бензиновой и тяжелой газойлевой фракций коксования с прямогонным вакуумным дистиллятом и последующим направлением полученной смеси на стадию гидрооблагораживания, который отличается тем, что выделяют прямогонный вакуумный дистиллят с температурой конца кипения до 590°С, содержание бензиновой и тяжелой газойлевой фракций коксования в сырье гидрооблагораживания не превышает 10% масс. и 30% масс., соответственно, стадию гидрооблагораживания осуществляют последовательно в зонах гидродеметаллизации, гидрообессеривания и легкого гидрокрекинга, из продуктов гидрооблагораживания выделяют углеводородный газ, бензиновую и дизельную фракции, а также остаточное малосернистое судовое топливо, с содержанием серы не более 0,1% масс., при этом стадию гидрооблагораживания по зонам проводят при следующих условиях:The problem is solved by the method of processing heavy oil residues, including deep vacuum distillation of fuel oil with the release of straight-run vacuum distillate and tar, coking tar with subsequent separation of liquid coking products into gasoline, diesel fractions and heavy gas oil fractions, mixing of gasoline and heavy gas oil fractions by vacuum coking with direct vacuum coking distillate and the subsequent direction of the resulting mixture to the stage of hydrotreating, which differs in that a straight-run vacuum distillate with a boiling point of up to 590 ° C is isolated, the content of gasoline and heavy gasoil coking fractions in the feedstock for hydrotreating does not exceed 10 wt%. and 30% by weight, respectively, the stage of hydrotreating is carried out sequentially in the zones of hydrodemetallization, hydrodesulfurization and light hydrocracking, hydrocarbon gas, gasoline and diesel fractions, as well as residual low-sulfur marine fuel, with a sulfur content of not more than 0.1% by weight ., while the stage of hydrofining by zones is carried out under the following conditions:

- гидродеметаллизацию осуществляют при давлении 4-10 МПа, температуре 330-400°С, объемной скорости подачи сырья 0,5-1,5 час-1 и соотношении водородсодержащий газ/сырье 500-2000 нм3/м3 в присутствии сульфидного никельмолибденового катализатора с бимодальной мезомакропористой структурой алюмооксидного носителя.- hydrodemetallization is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 330-400 ° C, a volumetric feed rate of 0.5-1.5 h -1 and a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 500-2000 nm 3 / m 3 in the presence of a nickel-molybdenum sulfide catalyst with a bimodal mesomacroporous structure of an alumina carrier.

- гидрообессеривание осуществляют при давлении 4-10 МПа, температуре 340-410°С, объемной скорости подачи сырья 0,3-1,5 час-1 и соотношении водородсодержащий газ/сырье 400-1500 нм3/м3 в присутствии сульфидного никелькобальтмолибденового катализатора с бимодальной мезомакропористой структурой алюмооксидного носителя;- hydrodesulfurization is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 340-410 ° C, a volumetric feed rate of 0.3-1.5 h -1 and a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 400-1500 nm 3 / m 3 in the presence of a sulfide nickel-cobalt-molybdenum catalyst with a bimodal mesomacroporous structure of an alumina carrier;

- легкий гидрокрекинг осуществляют при давлении 4-10 МПа, температуре 360-420°С, объемной скорости подачи сырья 0,3-1,0 час-1 и соотношении водородсодержащий газ/сырье 500-2000 нм3/м3 в присутствии никельмолибденового катализатора на основе алюмосиликатного носителя.- light hydrocracking is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 360-420 ° C, a volumetric feed rate of 0.3-1.0 h -1 and a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 500-2000 nm 3 / m 3 in the presence of a nickel-molybdenum catalyst based on an aluminosilicate carrier.

- катализатор гидродеметаллизации характеризуется удельной площадью поверхности в диапазоне от 120 до 200 м2/г и общим объемом пор - от 0,6 до 1,0 см3/г;- the catalyst for hydrodemetallization is characterized by a specific surface area in the range from 120 to 200 m 2 / g and a total pore volume from 0.6 to 1.0 cm 3 / g;

- катализатор гидрообессеривания характеризуется удельной площадью поверхности в диапазоне от 180 до 250 м2/г и общим объемом пор - от 0,4 до 0,7 см3/г;- the hydrodesulfurization catalyst is characterized by a specific surface area in the range from 180 to 250 m 2 / g and a total pore volume from 0.4 to 0.7 cm 3 / g;

- что катализатор легкого гидрокрекинга характеризуется удельной площадью поверхности в диапазоне от 220 до 300 м2/г и общим объемом пор - от 0,5 до 0,8 см3/г.- that the light hydrocracking catalyst is characterized by a specific surface area in the range from 220 to 300 m 2 / g and a total pore volume from 0.5 to 0.8 cm 3 / g.

Преимущества предлагаемого способа:The advantages of the proposed method:

1) использование в зонах гидродеметаллизации и гидрообессеривания сульфидных мезомакропористых катализаторов обеспечивает их высокую стабильность при переработке остаточного нефтяного сырья.1) the use of sulfide mesomacroporous catalysts in the hydrodemetallization and hydrodesulfurization zones ensures their high stability in the processing of residual petroleum feedstock.

2) использование катализатора гидродеметаллизации в качестве защитного слоя обеспечивает получение целевого продукта - остаточного судового топлива требуемого качества и продление общего срока службы катализаторов гидрообессеривания и гидрокрекинга.2) the use of a hydrodemetallization catalyst as a protective layer ensures the production of the target product - residual marine fuel of the required quality and extension of the overall service life of the hydrodesulfurization and hydrocracking catalysts.

3) возможность снижения давления водорода в процессе гидрогенизационного облагораживания до 4-10 МПа повышает экономическую привлекательность предлагаемого способа переработки нефтяных остатков.3) the possibility of reducing the hydrogen pressure in the process of hydrogenation upgrading to 4-10 MPa increases the economic attractiveness of the proposed method for processing oil residues.

Способ иллюстрируется следующими примерамиThe method is illustrated by the following examples

Пример 1.Example 1.

Вакуумной разгонке подвергают мазут малосернистой нефти с выделением вакуумного дистиллята (фракция 320-590°С) и гудрона (остаток >590°С). Качество вакуумного дистиллята: содержание серы - 1,4% масс., плотность 930 кг/м3, коксуемость по Конрадсону - 0,25% масс, содержание азота 0,17% масс., выход на мазут 60% масс.Low-sulfur oil mazut is subjected to vacuum distillation with the release of vacuum distillate (fraction 320-590 ° C) and tar (residue> 590 ° C). The quality of the vacuum distillate: sulfur content - 1.4 wt%, density 930 kg / m 3 , Conradson coking capacity - 0.25 wt%, nitrogen content 0.17 wt%, fuel oil yield 60 wt%.

Качество гудрона: содержание серы - 2,0% масс., плотность 1000 кг/м3, коксуемость по Конрадсону - 25% масс., выход на мазут 40% масс.Tar quality: sulfur content - 2.0% by weight, density 1000 kg / m 3 , coking capacity according to Conradson - 25% by weight, output to fuel oil 40% by weight.

Гудрон (остаток до 590°С) направляют на установку замедленного коксования.Tar (residue up to 590 ° C) is sent to the delayed coking unit.

В результате процесса коксования получают (% масс. на сырье коксования):As a result of the coking process, the following is obtained (% wt. For coking raw materials):

углеводородный газ - 4,5;hydrocarbon gas - 4.5;

бензиновая фракция (30-180°С) - 6,0;gasoline fraction (30-180 ° C) - 6.0;

легкая газойлевая фракция (180-350°С) - 20,0;light gas oil fraction (180-350 ° С) - 20.0;

тяжелая газойлевая фракция (остаток >350°С) - 37,5;heavy gas oil fraction (residue> 350 ° С) - 37.5;

кокс - 32,0.coke - 32.0.

Бензиновую (30-180°С) и тяжелую газойлевую (остаток >350°С) фракции смешивают с вакуумным дистиллятом (фракция 320-590°С) в соотношении, % масс: 10/20/70 соответственно.Gasoline (30-180 ° C) and heavy gas oil (residue> 350 ° C) fractions are mixed with vacuum distillate (fraction 320-590 ° C) in a ratio, wt%: 10/20/70, respectively.

Процесс гидрооблагораживания смесевого сырья осуществляют последовательно в зонах:The process of hydrofining of mixed raw materials is carried out sequentially in the zones:

1) гидродеметаллизации при давлении 7 МПа, температуре 400°С, объемной скорости подачи сырья 1,5 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 2000 нм3/м3 сырья в присутствии сульфидного макромезопористого никельмолибденого катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 160 м2/г и общим объемом пор - 0,8 см3/г;1) hydrodemetallization at a pressure of 7 MPa, a temperature of 400 ° C, a volumetric feed rate of 1.5 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 2000 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a sulphide macromezoporous nickel-molybdenum catalyst with a specific surface area of 160 m 2 / g and a total pore volume of 0.8 cm 3 / g;

2) гидрообессеривания при давлении 7 МПа, температуре 410°С, объемной скорости подачи сырья 1,5 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 1500 нм3/м3 сырья в присутствии сульфидного макромезопористого никелькобальтмолибденого катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 220 м2/г и общим объемом пор - 0,6 см3/г;2) hydrodesulfurization at a pressure of 7 MPa, a temperature of 410 ° C, a volumetric feed rate of 1.5 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 1500 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a sulfide macromezoporous nickel-cobalt-molybdenum catalyst with a specific surface area of 220 m 2 / g and a total pore volume of 0.6 cm 3 / g;

3) легкого гидрокрекинга при давлении 7 МПа, температуре 420°С, объемной скорости подачи сырья 1,0 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 2000 нм3/м3 сырья в присутствии никельмолибденого алюмосиликатного катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 260 м2/г и общим объемом пор - 0,6 см3/г;3) light hydrocracking at a pressure of 7 MPa, a temperature of 420 ° C, a volumetric feed rate of 1.0 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 2000 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a nickel-molybdenum aluminosilicate catalyst with a specific surface area of 260 m 2 / g and a total pore volume of 0.6 cm 3 / g;

В результате получают гидрогенизат, который разделяют путем атмосферной перегонки на углеводородный газ, бензиновую фракцию (30-180°С), дизельную фракцию (180-350°С) и остаток (>350°С).As a result, a hydrogenated product is obtained, which is separated by atmospheric distillation into a hydrocarbon gas, a gasoline fraction (30-180 ° C), a diesel fraction (180-350 ° C) and a residue (> 350 ° C).

Материальный баланс процесса гидрооблагораживания (% масс. на сырье процесса):Material balance of the hydrofining process (% wt. On the raw material of the process):

углеводородный газ + сероводород + аммиакhydrocarbon gas + hydrogen sulfide + ammonia - 3,0- 3.0 бензиновая фракция (30-180°С)gasoline fraction (30-180 ° С) - 13,0- 13.0 дизельная фракция (180-350°С)diesel fraction (180-350 ° С) - 13,0- 13.0 остаток (>350°С)residue (> 350 ° C) - 71,0- 71.0

Бензиновая фракция после дополнительной гидроочистки может использоваться в качестве компонента сырья для процесса каталитического риформинга, дизельная фракция содержит 150 мг/кг серы и после дополнительной гидроочистки до остаточного содержания серы менее 10 мг/кг соответствует требованию на топливо экологического класса К5.The gasoline fraction after additional hydrotreating can be used as a raw material component for the catalytic reforming process, the diesel fraction contains 150 mg / kg of sulfur and, after additional hydrotreating to a residual sulfur content of less than 10 mg / kg, meets the requirements for fuel of ecological class K5.

Остаток процесса гидрооблагораживания характеризуется следующим качеством:The remainder of the hydrofining process is characterized by the following quality:

Кинематическая вязкость при температуре 50°С, мм2/сKinematic viscosity at a temperature of 50 ° C, mm 2 / s - 55- 55 Плотность при 15°С, кг/м3 Density at 15 ° С, kg / m 3 - 945- 945 Массовая доля серы, %Mass fraction of sulfur,% - 0,09- 0.09

Указанный продукт соответствует требованиям ГОСТ 32510-2013 к судовому остаточному топливу RMD 80.The specified product meets the requirements of GOST 32510-2013 for marine residual fuel RMD 80.

Пример 2.Example 2.

Вакуумной разгонке подвергают мазут малосернистой нефти с выделением вакуумного дистиллята (фракция 340-550°С) и гудрона (остаток >550°С). Качество вакуумного дистиллята: содержание серы - 1,2% масс., плотность 922 кг/м3, коксуемость по Конрадсону - 0,25% масс, содержание азота 0,14% масс., выход на мазут 57% масс.Low-sulfur oil mazut is subjected to vacuum distillation with the release of vacuum distillate (fraction 340-550 ° C) and tar (residue> 550 ° C). The quality of the vacuum distillate: sulfur content - 1.2% by weight, density 922 kg / m 3 , Conradson coking capacity - 0.25% by weight, nitrogen content 0.14% by weight, fuel oil yield 57% by weight.

Качество гудрона: содержание серы - 1,8% масс., плотность 1008 кг/м3, коксуемость по Конрадсону - 22% масс., выход на мазут 43% масс.The quality of tar: sulfur content - 1.8% by weight, density 1008 kg / m 3 , coking capacity according to Conradson - 22% by weight, yield to fuel oil 43% by weight.

Гудрон (остаток выше 550°С) направляют на установку замедленного коксования.Tar (residue above 550 ° C) is sent to the delayed coking unit.

В результате процесса коксования получают (% масс. на сырье коксования):As a result of the coking process, the following is obtained (% wt. For coking raw materials):

углеводородный газ - 3,5;hydrocarbon gas - 3.5;

бензиновая фракция (30-180°С) - 5,0;gasoline fraction (30-180 ° C) - 5.0;

легкая газойлевая фракция (180-350°С) - 22,5;light gas oil fraction (180-350 ° С) - 22.5;

тяжелая газойлевая фракция (остаток >350°С) - 39,0;heavy gas oil fraction (residue> 350 ° С) - 39.0;

кокс - 39,0.coke - 39.0.

Бензиновую (30-180°С) и тяжелую газойлевую (остаток >350°С) фракции смешивают с вакуумным дистиллятом (фракция 340-550°С) в соотношении, % масс: 2/30/68, соответственно.Gasoline (30-180 ° C) and heavy gas oil (residue> 350 ° C) fractions are mixed with vacuum distillate (fraction 340-550 ° C) in a ratio, wt%: 2/30/68, respectively.

Процесс гидрооблагораживания смесевого сырья осуществляют последовательно в зонах:The process of hydrofining of mixed raw materials is carried out sequentially in the zones:

1) гидродеметаллизации при давлении 4 МПа, температуре 360°С, объемной скорости подачи сырья 1,0 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 1500 нм3/м3 сырья в присутствии сульфидного макромезопористого никельмолибденого катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 120 м2/г и общим объемом пор - 0,6 см3/г;1) hydrodemetallization at a pressure of 4 MPa, a temperature of 360 ° C, a volumetric feed rate of 1.0 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 1500 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a sulphide macromezoporous nickel-molybdenum catalyst with a specific surface area of 120 m 2 / g and a total pore volume of 0.6 cm 3 / g;

2) гидрообессеривания при давлении 4 МПа, температуре 380°С, объемной скорости подачи сырья 0,8 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 1000 нм3/м3 сырья в присутствии сульфидного макромезопористого никелькобальтмолибденого катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 180 м2/г и общим объемом пор - 0,4 см3/г;2) hydrodesulfurization at a pressure of 4 MPa, a temperature of 380 ° C, a volumetric feed rate of 0.8 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 1000 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a sulfide macromezoporous nickel-cobalt-molybdenum catalyst with a specific surface area of 180 m 2 / g and a total pore volume of 0.4 cm 3 / g;

3) легкого гидрокрекинга при давлении 4 МПа, температуре 390°С, объемной скорости подачи сырья 0,6 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 1200 нм3/м3 сырья в присутствии никельмолибденого алюмосиликатного катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 220 м2/г и общим объемом пор - 0,5 см3/г.3) light hydrocracking at a pressure of 4 MPa, a temperature of 390 ° C, a volumetric feed rate of 0.6 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 1200 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a nickel-molybdenum aluminosilicate catalyst with a specific surface area of 220 m 2 / g and a total pore volume of 0.5 cm 3 / g.

В результате получают гидрогенизат, который разделяют путем атмосферной перегонки на углеводородный газ, бензиновую фракцию (30-180°С), дизельную фракцию (180-350°С) и остаток (>350°С).As a result, a hydrogenated product is obtained, which is separated by atmospheric distillation into a hydrocarbon gas, a gasoline fraction (30-180 ° C), a diesel fraction (180-350 ° C) and a residue (> 350 ° C).

Материальный баланс процесса гидрооблагораживания (% масс. на сырье процесса):Material balance of the hydrofining process (% wt. On the raw material of the process):

углеводородный газ + сероводород + аммиакhydrocarbon gas + hydrogen sulfide + ammonia - 3,0- 3.0 бензиновая фракция (30-180°С)gasoline fraction (30-180 ° С) - 4,5- 4.5 дизельная фракция (180-350°С)diesel fraction (180-350 ° С) - 12,0- 12.0 остаток (>350°С)residue (> 350 ° C) - 80,5- 80.5

Бензиновая фракция после дополнительной гидроочистки может использоваться в качестве компонента сырья для процесса каталитического риформинга, дизельная фракция содержит 200 мг/кг серы и после дополнительной гидроочистки до остаточного содержания серы менее 10 мг/кг соответствует требованию на топливо экологического класса К5.The gasoline fraction after additional hydrotreating can be used as a raw material component for the catalytic reforming process, the diesel fraction contains 200 mg / kg of sulfur and, after additional hydrotreating to a residual sulfur content of less than 10 mg / kg, meets the requirements for fuel of ecological class K5.

Остаток процесса гидрооблагораживания характеризуется следующим качеством:The remainder of the hydrofining process is characterized by the following quality:

Кинематическая вязкость при температуре 50°С, мм2/сKinematic viscosity at a temperature of 50 ° C, mm 2 / s - 85- 85 Плотность при 15°С, кг/м3 Density at 15 ° С, kg / m 3 - 965- 965 Массовая доля серы, %Mass fraction of sulfur,% - 0,08- 0.08

Указанный продукт соответствует требованиям ГОСТ 32510-2013 к судовому остаточному топливу RME 180.The specified product meets the requirements of GOST 32510-2013 for marine residual fuel RME 180.

Пример 3.Example 3.

Вакуумной разгонке подвергают мазут сернистой нефти с выделением вакуумного дистиллята (фракция 345-520°С) и гудрона (остаток >520°С). Качество вакуумного дистиллята: содержание серы - 2,0% масс., плотность 920 кг/м3, коксуемость по Конрадсону - 0,20% масс, содержание азота 0,19% масс., выход на мазут 48% масс.Sulfurous oil mazut is subjected to vacuum distillation with the release of vacuum distillate (fraction 345-520 ° C) and tar (residue> 520 ° C). The quality of the vacuum distillate: sulfur content - 2.0 wt%, density 920 kg / m 3 , Conradson coking capacity - 0.20 wt%, nitrogen content 0.19 wt%, fuel oil yield 48 wt%.

Качество гудрона: содержание серы - 3,8% масс., плотность 1004 кг/м3, коксуемость по Конрадсону - 19% масс., выход на мазут 52% масс.The tar quality: sulfur content - 3.8 wt%, density 1004 kg / m 3 , Conradson coking capacity - 19 wt%, fuel oil yield 52 wt%.

Гудрон (остаток выше 520°С) направляют на установку замедленного коксования. В результате процесса коксования получают (% масс. на сырье коксования):Tar (residue above 520 ° C) is sent to the delayed coking unit. As a result of the coking process, the following is obtained (% wt. For coking raw materials):

углеводородный газ - 4,0;hydrocarbon gas - 4.0;

бензиновая фракция (30-180°С) - 4,0;gasoline fraction (30-180 ° C) - 4.0;

легкая газойлевая фракция (180-350°С) - 24,;light gas oil fraction (180-350 ° С) - 24;

тяжелая газойлевая фракция (остаток >350°С) - 40,0;heavy gas oil fraction (residue> 350 ° C) - 40.0;

кокс - 28,0.coke - 28.0.

Бензиновую (30-180°С) и тяжелую газойлевую (остаток >350°С) фракции смешивают с вакуумным дистиллятом (фракция 340-520°С) в соотношении, % масс: 5/25/70, соответственно.Gasoline (30-180 ° C) and heavy gas oil (residue> 350 ° C) fractions are mixed with vacuum distillate (fraction 340-520 ° C) in a ratio, wt%: 5/25/70, respectively.

Процесс гидрооблагораживания смесевого сырья осуществляют последовательно в зонах:The process of hydrofining of mixed raw materials is carried out sequentially in the zones:

1) гидродеметаллизации при давлении 10 МПа, температуре 330°С, объемной скорости подачи сырья 0,5 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 500 нм3/м3 сырья в присутствии сульфидного макромезопористого никельмолибденого катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 200 м2/г и общим объемом пор - 1,0 см3/г;1) hydrodemetallization at a pressure of 10 MPa, a temperature of 330 ° C, a volumetric feed rate of 0.5 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 500 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a sulphide macromezoporous nickel-molybdenum catalyst with a specific surface area of 200 m 2 / g and a total pore volume of 1.0 cm 3 / g;

2) гидрообессеривания при давлении 10 МПа, температуре 340°С, объемной скорости подачи сырья 0,3 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 400 нм3/м3 сырья в присутствии сульфидного макромезопористого никелькобальтмолибденого катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 250 м2/г и общим объемом пор - 0,7 см3/г;2) hydrodesulfurization at a pressure of 10 MPa, a temperature of 340 ° C, a volumetric feed rate of 0.3 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 400 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a sulphide macromezoporous nickel-cobalt-molybdenum catalyst with a specific surface area of 250 m 2 / g and a total pore volume of 0.7 cm 3 / g;

3) легкого гидрокрекинга при давлении 10 МПа, температуре 360°С, объемной скорости подачи сырья 0,3 час-1, соотношении водородсодержащий газ/сырье - 500 нм3/м3 сырья в присутствии никельмолибденого алюмосиликатного катализатора, характеризующегося удельной площадью поверхности 300 м2/г и общим объемом пор - 0,8 см3/г;3) light hydrocracking at a pressure of 10 MPa, a temperature of 360 ° C, a volumetric feed rate of 0.3 h -1 , a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 500 nm 3 / m 3 of a raw material in the presence of a nickel-molybdenum aluminosilicate catalyst with a specific surface area of 300 m 2 / g and a total pore volume of 0.8 cm 3 / g;

В результате получают гидрогенизат, который разделяют путем атмосферной перегонки на углеводородный газ, бензиновую фракцию (30-180°С), дизельную фракцию (180-350°С) и остаток (>350°С).As a result, a hydrogenated product is obtained, which is separated by atmospheric distillation into a hydrocarbon gas, a gasoline fraction (30-180 ° C), a diesel fraction (180-350 ° C) and a residue (> 350 ° C).

Материальный баланс процесса гидрооблагораживания (% масс. на сырье процесса):Material balance of the hydrofining process (% wt. On the raw material of the process):

углеводородный газ + сероводород + аммиакhydrocarbon gas + hydrogen sulfide + ammonia - 2,5- 2.5 бензиновая фракция (30-180°С)gasoline fraction (30-180 ° С) - 7,0- 7.0 дизельная фракция (180-350°С)diesel fraction (180-350 ° С) - 10,5- 10.5 остаток (>350°С)residue (> 350 ° C) - 80,0- 80.0

Бензиновая фракция после дополнительной гидроочистки может использоваться в качестве компонента сырья для процесса каталитического риформинга, дизельная фракция содержит 250 мг/кг серы и после дополнительной гидроочистки до остаточного содержания серы менее 10 мг/кг соответствует требованию на топливо экологического класса К5.The gasoline fraction after additional hydrotreating can be used as a raw material component for the catalytic reforming process, the diesel fraction contains 250 mg / kg of sulfur and, after additional hydrotreating to a residual sulfur content of less than 10 mg / kg, meets the requirements for fuel of ecological class K5.

Остаток процесса гидрооблагораживания характеризуется следующим качеством:The remainder of the hydrofining process is characterized by the following quality:

Кинематическая вязкость при температуре 50°С, мм2/сKinematic viscosity at a temperature of 50 ° C, mm 2 / s - 100- 100 Плотность при 15°С, кг/м3 Density at 15 ° С, kg / m 3 - 955- 955 Массовая доля серы, %Mass fraction of sulfur,% - 0,1- 0.1

Указанный продукт соответствует требованиям ГОСТ 32510-2013 к судовому остаточному топливу RMG 180.The specified product meets the requirements of GOST 32510-2013 for marine residual fuel RMG 180.

Таким образом, предлагаемый способ переработки нефтяных остатков позволяет выработать с высоким выходом малосернистое остаточное судовое топливо, по качеству соответствующего современным требованиям (ГОСТ 32510-2013), с содержанием серы не более 0,1% масс.Thus, the proposed method for processing oil residues allows the production of low-sulfur residual marine fuel with a high yield, meeting modern quality requirements (GOST 32510-2013), with a sulfur content of not more than 0.1% by weight.

Claims (10)

1. Способ переработки тяжелых нефтяных остатков, включающий глубокую вакуумную перегонку мазута с выделением прямогонного вакуумного дистиллята и гудрона, коксование гудрона с последующим разделением жидких продуктов коксования на бензиновую, дизельную фракции и тяжелую газойлевую фракцию, смешение бензиновой и тяжелой газойлевой фракций коксования с прямогонным вакуумным дистиллятом и последующим направлением полученной смеси на стадию гидрооблагораживания, отличающийся тем, что выделяют прямогонный вакуумный дистиллят с температурой конца кипения до 590°С, стадию гидрооблагораживания осуществляют последовательно в зонах:1. A method for processing heavy oil residues, including deep vacuum distillation of fuel oil with separation of straight-run vacuum distillate and tar, coking tar with subsequent separation of liquid coking products into gasoline, diesel fractions and heavy gas oil fractions, mixing gasoline and heavy gas oil fractions by coking with straight run distillate and the subsequent direction of the resulting mixture to the stage of hydrotreating, characterized in that a straight-run vacuum distillate with a boiling point of up to 590 ° C is isolated, the stage of hydrotreating is carried out sequentially in the zones: - гидродеметаллизации, которую осуществляют при давлении 4-10 МПа, температуре 330-400°С, объемной скорости подачи сырья 0,5-1,5 ч-1 и соотношении водородсодержащий газ/сырье 500-2000 нм3/м3 в присутствии сульфидного никельмолибденового катализатора с бимодальной мезомакропористой структурой алюмооксидного носителя;- hydrodemetallization, which is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 330-400 ° C, a volumetric feed rate of 0.5-1.5 h -1 and a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 500-2000 nm 3 / m 3 in the presence of sulfide a nickel-molybdenum catalyst with a bimodal mesomacroporous structure of an alumina carrier; - гидрообессеривания, которое осуществляют при давлении 4-10 МПа, температуре 340-410°С, объемной скорости подачи сырья 0,3-1,5 ч-1 и соотношении водородсодержащий газ/сырье 400-1500 нм3/м3 в присутствии сульфидного никелькобальтмолибденового катализатора с бимодальной мезомакропористой структурой алюмооксидного носителя;- hydrodesulfurization, which is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 340-410 ° C, a volumetric feed rate of 0.3-1.5 h -1 and a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 400-1500 nm 3 / m 3 in the presence of a sulfide a nickel-cobalt-molybdenum catalyst with a bimodal mesomacroporous structure of an alumina support; - легкого гидрокрекинга, который осуществляют при давлении 4-10 МПа, температуре 360-420°С, объемной скорости подачи сырья 0,3-1,0 ч-1 и соотношении водородсодержащий газ/сырье 500-2000 нм3/м3 в присутствии никельмолибденового катализатора на основе алюмосиликатного носителя;- light hydrocracking, which is carried out at a pressure of 4-10 MPa, a temperature of 360-420 ° C, a volumetric feed rate of 0.3-1.0 h -1 and a hydrogen-containing gas / raw material ratio of 500-2000 nm 3 / m 3 in the presence of a nickel-molybdenum catalyst based on an aluminosilicate support; из продуктов гидрооблагораживания выделяют углеводородный газ, бензиновую и дизельную фракции, а также остаточное малосернистое судовое топливо, с содержанием серы не более 0.1% масс.hydrocarbon gas, gasoline and diesel fractions, as well as residual low-sulfur marine fuel, with a sulfur content of not more than 0.1% by weight, are isolated from the products of hydrotreating. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что содержание бензиновой и тяжелой газойлевой фракций коксования в сырье гидрооблагораживания не превышает 10% масс. и 30% масс. соответственно.2. The method according to p. 1, characterized in that the content of gasoline and heavy gas oil coking fractions in the raw material for hydrotreating does not exceed 10% of the mass. and 30% of the mass. respectively. 3. Способ по п. 3, отличающийся тем, что:3. The method according to claim 3, characterized in that: - катализатор гидродеметаллизации характеризуется удельной площадью поверхности в диапазоне от 120 до 200 м2/г и общим объемом пор - от 0,6 до 1,0 см3/г;- the catalyst for hydrodemetallization is characterized by a specific surface area in the range from 120 to 200 m 2 / g and a total pore volume from 0.6 to 1.0 cm 3 / g; - катализатор гидрообессеривания характеризуется удельной площадью поверхности в диапазоне от 180 до 250 м2/г и общим объемом пор - от 0,4 до 0,7 см3/г;- the hydrodesulfurization catalyst is characterized by a specific surface area in the range from 180 to 250 m 2 / g and a total pore volume from 0.4 to 0.7 cm 3 / g; - катализатор легкого гидрокрекинга характеризуется удельной площадью поверхности в диапазоне от 220 до 300 м2/г и общим объемом пор - от 0,5 до 0,8 см3/г.- the catalyst for light hydrocracking is characterized by a specific surface area in the range from 220 to 300 m 2 / g and a total pore volume from 0.5 to 0.8 cm 3 / g.
RU2019145160A 2019-12-30 2019-12-30 Oil residues processing method RU2747259C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019145160A RU2747259C1 (en) 2019-12-30 2019-12-30 Oil residues processing method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019145160A RU2747259C1 (en) 2019-12-30 2019-12-30 Oil residues processing method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2747259C1 true RU2747259C1 (en) 2021-04-29

Family

ID=75850822

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019145160A RU2747259C1 (en) 2019-12-30 2019-12-30 Oil residues processing method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2747259C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2774177C1 (en) * 2021-09-20 2022-06-15 Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") Method for processing oil residues

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5807478A (en) * 1997-05-16 1998-09-15 Exxon Research And Engineering Company Bitumen modification using fly ash derived from bitumen coke
EP3017024B1 (en) * 2013-07-02 2017-12-27 Saudi Basic Industries Corporation Process for upgrading refinery heavy residues to petrochemicals
RU2671640C1 (en) * 2017-12-28 2018-11-06 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") Method for processing oil residues
RU2687250C2 (en) * 2014-06-13 2019-05-08 Ифп Энержи Нувелль Macro- and mesoporous catalyst for hydroconversion of residues and method for production thereof

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5807478A (en) * 1997-05-16 1998-09-15 Exxon Research And Engineering Company Bitumen modification using fly ash derived from bitumen coke
EP3017024B1 (en) * 2013-07-02 2017-12-27 Saudi Basic Industries Corporation Process for upgrading refinery heavy residues to petrochemicals
RU2687250C2 (en) * 2014-06-13 2019-05-08 Ифп Энержи Нувелль Macro- and mesoporous catalyst for hydroconversion of residues and method for production thereof
RU2671640C1 (en) * 2017-12-28 2018-11-06 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") Method for processing oil residues

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2774177C1 (en) * 2021-09-20 2022-06-15 Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") Method for processing oil residues

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9260667B2 (en) Combined process of hydrotreating and catalytic cracking of hydrocarbon oils
JP2015059220A (en) Method of producing ship fuel of low sulfur content from hco produced by catalytic decomposition or slurry-type hydrocarbon-containing fraction using hydrogenation treatment stage
CN103102944A (en) Combined process of hydrotreatment and light fraction-conversion for residual oil
WO2021083302A1 (en) Aromatic-enriched distillate oil processing method and system
EP3472272A1 (en) Deasphalting and hydroprocessing of steam cracker tar
CN103102980A (en) Combined process for in-depth conversion of residual oil
CN1100122C (en) Process for hydrogenating poor-quality raw material for catalytic cracking
CN103102982A (en) Combined process for conversion of residual oil
CN103254936A (en) Residual oil hydrotreating-catalytic cracking combined process method
RU2671640C1 (en) Method for processing oil residues
RU2747259C1 (en) Oil residues processing method
TWI418619B (en) A combination process for improved hydrotreating and catalytic cracking of hydrocarbon oils
CN109988645B (en) Hydrogenation modification and hydrofining combined process for inferior diesel oil
CN109988643B (en) Hydrogenation modification and hydrofining combined process for poor diesel oil
RU2321613C1 (en) Petroleum processing method
RU2292380C1 (en) Aircraft fuel production process
US10227536B2 (en) Methods for alternating production of distillate fuels and lube basestocks from heavy hydrocarbon feed
RU2824346C1 (en) Method for hydrotreating secondary distillates
US3324028A (en) Preparation of low sulfur content heavy fuel oils
CN111378469B (en) Residual oil hydrodemetallization method
RU2527564C1 (en) Method of manufacturing waxy diesel fuel
CN116024006B (en) Hydrocracking method of deasphalted oil
RU2232183C1 (en) Motor fuel production process
CN111378470B (en) Residual oil hydrodemetallization treatment method
CN113088328B (en) Hydrogenation method