SU432726A3 - Способ переработки углеводородного сырья - Google Patents
Способ переработки углеводородного сырьяInfo
- Publication number
- SU432726A3 SU432726A3 SU1797761A SU1797761A SU432726A3 SU 432726 A3 SU432726 A3 SU 432726A3 SU 1797761 A SU1797761 A SU 1797761A SU 1797761 A SU1797761 A SU 1797761A SU 432726 A3 SU432726 A3 SU 432726A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- hydrocarbons
- hydrogen
- liquid
- line
- gas
- Prior art date
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
- 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
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)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Description
Насто щее изобретение относитс к области переработки углеводородного сырь нутем .каталитической конверсии, в частности каталитического риформинга.
Известен способ Пбрера:ботки углеводородного сырь путем каталитического рнфорлш.нга в присутствии циркулирующего водорода с последующей сепа1рацией полученны.ч продуктов конверсии (-риформинта) ъ сепараторах ВЫСОКОГО и низкого давлени .
При осуществлении этого процесса иедостаточдо высок выход сжиженного газа (углеводороды Сз-С), который вл етс ценным сырьем, а также недостаточна чистота извлекаемого и, в дальнейшем, рециркулируемаго водорода.
Согласно .предложенному способу используетс процесс каталитической ко.нверсии, в котором газооб,разные продукты, выделенные в сепараторе низкого давлени , смешиваютс с частью исходного углеводородного сырь и подаютс в сепаратор высокого давлени .
Это позвол ет получить высокочистый водород дл рециркул ции и сжиженные углеводороды Сз-С, а также продукты, кип щие на уровне бензиновой фракции.
Спосо б переработки углеводородного сырь -путем каталитической Конверсии со.гласно данному изобретению состоит из следующих ста.днй: а) конверсии жидких углеводородов
в с.меси с водородом, с получением эфлюента, содержащего водород, газообразные углеводороды и жидкне углеводороды; б) сепарировани эфлюента, выход щего из зоны конверсии , в зоне сепарации под низким давлением, с .получением потока газообразного во.дорода, загр зненного углеводороламн, и потока жидкости (сепарированной при низком давлении ), содержащего газообразные (при нормальных услови х) жидкие углеводороды; в) контактировани газообразного водорода, нолученного на стадии (б) с частью жидких углеводородов (сырь ) и разделени иолученной смеси, с получением богатого водородом газового потока и потока жидкого сырь , содержащего углеводороды (газообразные в нормальных услови х); г) нропускаии части полученного на стадии (в) истока л идкостн через зону конверсии углеводородов с тем, чтобы часть ио.рмально жидких углеводоро .дов прощла через зону конверсии; д) разделени полученной на стадии (б) жидкости из сепаратора низкого давлени на жидкие углеводороды газообразные углеводороды.
Ниже рассматриваютс другие формы осуществлени насто щего изобретени .
Способ по сн етс в применении к каталитическому риформингу, так как }1аиболее соответствует его осуществлению, хот способ может примен тьс и дл разделени эфлюента реакции коизерсни любого т-ила, т. е. продуктов , содержащих аналогичные компоненты.
Соответствующее сырье дл каталитического рифорМии.га содержит з основном нафтены и парафийы. В качестве сырь могут использоватьс фракции, перегон емые в узком интервале температур, например, фракци нафты, сравнительно чистые углеводороды такие , как циа логвксан, метплциклогексаи, метилциклоиеита .н и их смеси. Предпочтитель )ым сырьем вл ютс легкие и т желые фракции пафты, атричем предпочтительным сырьом дл л пталитнческого риформинга вл ст- ,- фракци на(|)ты, кил ща в интервале 32-232° С.
Используемые 1при 1каталитическом рифо рминге катализаторы содержат обыч«о .платину 1на глшюземном носителе. Эти катализаторы содержат обычно от 0,5 до 5 вес. % платтны . Катализаторы могут быть активированы добавкой другого металлического компонента, на.прнмер /реви , дл повыщени стабильности катализатора. Катализатор риформивга МО/кет быть также актив Ррован галоидным колриоиенто.м дл повышени его кислотности.
К типичным услови м каталитического риформинга отиос тс : температура от 260 до 566° С, предпочтительно от 316 до 538° С. да|Вление от 4,4 до 83 ат, (Пре шочтительно от 7.8 до 21,4 ат, часова объемна скорость жидкости, или объем жидкости в час inpi-i 5°С на объем катализатора, от 9,2 до 40 и содержание водоролсодержащего газа в количестве, достаточ1ГОМ , чтобы обеспечить мол оное соотношение водорода -к углозодо-роду, ра-знсе от 0,5 : I до 15: 1.
Катализатор может быть использован в пеподвиж-ном слое, р де неподв-ижных слоев, Б под1вижном слое или в псевдоожижениом слое. При каталитическом риформииге с неподвижиым слоем катализатора может примен тьс один или несколько слоев, уложенных на решетке одното реактора, но предпочтительнее в р де реакторов. При риформинге нафты обычно употребл ют три или четыре отдельных ,сло катализатора.
Точное количество катализатора в каждом слое (катализатОра в реакторе) может колебатьс в зависимости от свойств сырь и осуществл емой реакции и определ етс расчетоМ . Прп каталитическом риформинге, например в четырех отдельных реакторах, катализатор можно расположить IB реакторе следующим образом: Ш, 15, 25 и 50% от общего количества.
В соответствии с насто щим изобретением газ из сепаратора 1изкого давлени не смещивают после сжати с жидкостью, полученной из сепаратора низкого давлени , а смешивают по крайней море с частью углеводородного сырь . Так как сырье представл ет собой жидкие углеводороды, не содержащие газообразных углеводородов (например , углеводородов Ci-С), то оно обладает больщей абсорбционной способностью.
чем л идкость из сепаратора низкого дазлени . Например, если риформинга служит фракци нафты, то -взиду того, что колцентращи парафинов и .нафтенов в ней выше,
чем в продукте риформинга, она обладает большей способностью абсорбировать нормально газообразные углеводороды, чем проаукт , более богатый ароматикой. Поэто у использование свел ей нафты способНО обеспечить получение более чистого водорода и больщих количеств сл иженного нефт ного газа , чем исполъзавание продукта риформлига или части его.
Контактированне осуществл тьс
в обычных противоточных абсорбционных колошах . При .аравннтельно высоком соотноше1ШИ пар /л И1Дкость, т. е. выше чем 2 : I (как это обычно бывает при каталитическом рнформшгге ), предиочтительно пр моточное смещеиие сл атого газа и сырь , с последующей сепарацией при относительно высоком давлении.
Под терми;ио: 1 «относительно высокое давлеиие и «сепаратор высокого давлени подразумеваетс д.авленне не менее чем на 3,4 ат выше давлени в сепараторе низкого давлеН1и ,ч. Предпочтительно, чтобы высокое дазлецие иревыщало миниму.м на 6.8 ат низкое давление . Соответствен-1:о «зысокое давлеп.ие вл етс от :осительным термином, указывающим на разность давлени а двух зонах и не указыв1ает аосолютного давлени . В частлости , при осуществлении риформин а, при сеиарации пиз,кого давлени , осуществл емой при давлении 4,4-14,6 ат, высокое давление будет составл ть 7,8-21,4 ат. При низком давлении в интервале 14,6-24,8 ат высокое давленне соответствует 12-35 ат. Целесообразно осуществл ть сепарацию низкого и высокого Д1авле1ни при темпеоатуре от 16 до 49° С.
Из указанного следует, что при контакт:.-ровании жидкого углезодород ого сырь с гпзообразны .м потоком (с газом, полученным из
сепаратора низкого давлени , предпочтительно после сжати ), содерл-сащим водород, загр зненный углеводородаоли, получаетс обогащенный водородо.м поток с понил е11ным содержанием углеводородов. Выделенные из него углеводороды Ср абсорбцируютс жидким сырьем. По К1рлйней мере часть обогащенного :водородом газа, вновь возвращают в зону конверсии углеводородов, например, в зону каталиггического рпформинга. При осуществлеНИИ способа молсно пол|учить водород со степенью чистоты не менее 80 мол. %.
Свежее жидкое углеводородное сырье, со , держащее абсорбированные газообразные углеводороды, можно затем пропустить :непосредственно в зону конверсии углеводородов
без удалени из него абсорбированных газообр азных углеводородов. Абсорбированные
углеводороды, как правило, не превращаютс
65 а зоне кон-версии и содержатс в жидкости, извлеченной из сепаратора низкого давлени . Дл завершени полного извлечени газообразных углеводородов, иракти-чески в виде сжиженного газа из эфлюента, - продукта конверсии углеводородов, л идкий поток, поступающий из сепаратора низкого давлени , раздел ют на баковой поток газа, содержащий газообразные углеводороды, поток жидких углеводородов Сз-С и поток обычно жидких углеводородов. Характерно, что жидкость из сепаратора низкого давлени содержит нездачительное количество водорода. Этот водород извлекают или удал ют вместе с нормально т азоо бразными углеводородами. Это разделение можно осуществить в зоне фра.кциоиировани . При каталитическом риформинге и;спользуют дебутанизатор или стабилиз1атор продукта. Олераци дебутанизации хорощо известна. Те.м-пературы верха и низа колонны наход тс , как правило, в .интервале от 92-93° С и232-260° С, при давлении вверху аппарата в интервале 12,9-21,4 ат. iTIo другому варианту свежее сырье, содержащее абсорбированные газообразные углеводороды , направл ют в зону сепарации или стрилпвнга с тем, чтооы пол}чить отпаренное углеводородное сырье, направл емое обратно в зону конверсии углеводородов, баковой поток газов, содержащий нормально газообразные углеводороды, и лотак, содержащий жидкие углеводороды Сз и €4. Дл максимального извлечени нормально газообразных углеводородов , в особе нности в виде слсиженного нефт ного (газа из эфлюента конверсии углеводородов , жидкий поток, поступающий из сепаратора низкого давлени , также раздел ют на газообразные углеводороды, сжиженный нефт ной газ и нормально л-аидкие угле;водороды; осуществл ют это в дебутанизаторе по выщеуказйнному методу. Отпаривание может быть «грубьш фракционированием , при котарол содерл ащее абсорбиров ,ан1ные газообразные углеводороды углеводородное сырье раздел ют на газообразную фракцию Cj-С и нормально жидкую углеводородную фракцию Сг,. При употреблеПИИ в качестве сырь нафты и риформинга в качестве процесса конверсии углеводородов соответствующими услови ми отпаривани вл ютс : температура вверху 71-77° С и внизу 138-149°С, давление вверху -колонки при дан;но,м температурном интерва«1е соответственно 11у2-12,9 ат. Дебутанизатор осуществл ет несколько более четкое фраки1)иони;рование. По крайней мере часть извлекаемого из Стриппивга и дебутанизатора газообразного потока конденсируют и затем сепари руют, чтобы получить боковой nciroM газов, содержащих метан и этан -и сжиженный нефт ной таз. Эти потОКИ «редпочтительио смещивают и зате.м охлаждают .дл конденсации и сепарировани . При отпаривании углеводородного сырь . содержащего абсорбированные углеводороды, целесообразно получить поток Cs и более легких углеводородов (т. е. С:) и пото.к нормально жидких углеводородов Се i более т желых (т.е. С-,). Дл завершени извлечени сжиженного нефт ного газа -поток С; направл ют в дебутанизатор с жидкостью из сепаратора низкого давлени . устра1и ют поступление за .метных количеств углеводородов Сз в зоне риформи .нга, что могло -бы .привести к дезактив ации катализатора. Однако при использовании стриппинта хорошо работают как стрИПпинг С,так и стриипииг Сг. Операцию риформинга по данному способу можно осущеСТВИТЬ , использу СТрИППИНГ ЛЮООГО типа. ИЛИ вовсе без отпарной колонны. Осуществл работу в зоне конверсии углеводородов о.писанными методами, можно получить водород относительно высокой степени чистоты, пригодный дл целей рецнклизаЦии , а та.кже дл нспользовани в других способах очистки и максимально извлечь сжиженный нефт ной газ из эфлюента, поступающего из зоны конверсии. Способ .может быть по снен изображенной на чертеже схемой, на процесса каталитического рифор.минга. В качестве сырь используетс депентанизированна фракци нафты, полученна из нефти-сырца (десульфированиой), относительно свободна от примеаи Сд. Прежде чем это сырье поступает в реактор рнформиига, его сначала используют дл очистки сжатого водорода с целью максимального извлечени сжижегшого нефт .ного газа. Нафта, из(влеченна способом, который будет описан ниже, поступает по трубопроводу 1, смешиваетс с поступающим по трубопроводу 2 рециклизирующим водородом, и смесь поступает по трубопроводу 3 в реактор 4. В этом реакторе находитс обычный платиновый катализатор, в нем из нафты образуютс высококачественные углеводороды, перегон ющиес в интервале кипени бензошовой фракции. Выход щий ло Т рубопрово|ду 5 лз peaiKTOpa 4 эфлюент содержит водород, газообраз;ные в нормальных услови х углеводороды и высококачественные продукты, перегон ющиес в интервале кипени бензиновой фракции. Эфлюент, поступающий из реактора 4 при повышенной температуре и давлении около 1,4 ат, охлал даетс (средство или способ охлал.дени на схеме не показаны) н иаправл етс в сепаратор 6 низкого давлени . В сепараторе низкого давлени паддерло вают темлературу 38° С и давление 19,4 аг. Падение давлени вызываетс лишь падением давлени в трубопроводе 5. Из сепаратора низкого давлени 6 по трубопроводу 7 постулает жидкий поток, содержащий нор.мально жидкие углеводороды, остаточное количество водорода и нормально газообразные углеводороды . Из верхней (головной) части сепаратора 6 низкого давлени по т руболроводу
8 поступает газ, содерл ащий водород, нормально газообразные углеводороды и небольшое холнчество нормально жидких углеводородов . Этот газ нодвергают сжатию при помощи компрессора 9 до 26,5 ат к направл ют по трубопроводу 10 дл смешени со свежим сырьем, поступающим по трубопроеоду п. Эту смесь направл ют по линии 12 в теплообменнпк 13, где охлаждают до 38° С дл удалени тепла компреоаии, и охлажденную таким Образом смесь направл ют по линии 14 в сепаратор 15 вьгсо,кого давлени .
В сепараторе высокого давлени 15, в котором создаетс давление 26,2 ат, смесь свежего сырь «афты и паров из сепаратора низкого давлени подвергаетс разделению. Газ отводитс ПО линии }6. Этот газ содержит более чистый водород и содержит Меньще лормалвно газообраз.ных и жидких углевсаороftOiB , чем газ в линии 8. Часть очищенного газообразного водорода направл етс по линии 2 дл рециклизации вместе с оставшимс водородом, а выдел ющийс в реакторе 4 в результате конверсин водород направл етс по лииии 17 дл использовани на других установках очистки.
Напраозл ема 1из нижней части сепаратора 15 высокого давлени жидкость содержит свежую нафту вместе с абсорбированными ею нормально газообразными углеводородами. Это Обогащенное масло (нафта) натравл етс по линии 18 в отпарную колонну 19, в которой абсорбированные нормально газообразные углеводороды отдел ютс от свежей нафты . бтпарна коло на 19 представл ет собой обычную отпарную коланну или рект1ификащювную колонну, работающую в хорошо известных услови х. В головной части колонны образуетс .парообразна фракци , удал ема по линии 20 н содержаща нормально газообразные углеводороды С+
Если верхн фракци из огпарной колонны 19 содержит углеводороды Ci-€4 и остаточное количество водорода, сжиженный нефт ной газ извлекают пронусканием верхней фракции по линии 20 а (показана щтрихпунктиром ) в конденсатор 21, в котором сл иженный нефт ной газ подвергаетс сепарированию способом, который будет описан ниже. Головна фракци из отпарной колонны 19 содерж1ит предпочтительно фракщию Ci-Cs, ее пролуокают -по линии 20 в дебутанизатор 22, и содержащийс в ней сжиженный нефт ной газ извлекаетс вместе с сжиженным нефт ным газом, содержащимс в жидкости, нолученной шз сепаратора 6 низкого давлени . В отпарной колонне можно осуществить орошение частью головной фракции известными способами дл улучшени или повышени степени разделени .
Отпаренна нафта, освободивша с от нормально газообразных углеводородов и в Предпочтительном случае от углеводородов Cs, направл етс по линии 23 и поступает в ребойлер 24, отдава тапло дл отпаривани зообразных углеводородов из богатого маг поступающего в отпарную колонну 19. Pel лер 24 может обогреватьс не показаннь
на схеме средствами. Часть нагретой так образол нафты направл етс по линии 25 д отдачи теплоты испарени . Оставша с на та, физические свойства .которой в оонови такие же, как у свежей нафты, поступаю
по линии //, удал етс по линии 1 и пО пает в реактор 4 в качестве сырь дл ка литического риформинта.
Поступающа из сепаратора 6 низкодавлени жидкость обогреваетс непр мы
теплообменом в теплообменнике 26 донис фра-кцией дебутанизатора, поступающей линии 27. Нагрета жидкость из сепаратор низкого давлени поступает в дебутанизата 22, в котором нормально газообразные углеводороды , предпочтительно в смеси с головной парообразной фракцией из отпарной колонны , поступающей по линии 20, отдел ютс от продуктов, кип щих Б интервале кипени бензиновой фракции. Дебутанизатор 22 представл ет собой обычную ректификационную колонну. Тепло дл него обеспечиваетс донной фрамцией, поступающей по лини м 27 и 28 в обогреватель 29. Нагрета жидкость поступает затем ПО линии 30 в дебутанизатор
22, доставл тепло, необходимое дл фракцио1 ной дистилл ции. Оста1вша с жидкость из донной фракции дебутанизатора поступает по линии 27 в теплообменник 24, доставл часть тенла, необходимого дл работы орпар1НОЙ колонны 19, и затем в теплообменник 26 .предварительного обогрева поступающей в дебутанизатор 22 жидкости из сепаратора низкого давлени . Частично охлажденна донна фракци дебутанизатора, содерж-аща высококачественные продукты, перегон ющиес в интервале кипени бензиновой фракции, охлаждаетс далее в теплообменнике 31 и удал етс по линии 32.
Вастравл ема по линии 33 головна
фракци дебутанизатора 22 представл ет собой парообразную фракцию, содержащую остаточные количества водорода, содержащегос в Ж1идкости из сепаратора 6 н 1зкого давлени и сепаратор а 15 высокого давлени и
растворенные нор мально газообразные углеводороды . Эту смесь паров можио также смешать с парами, поступающими .по линин 20 а из отпарной коло.нны 19, и п.олученный поток на:правл ют в конденсатор 21 дл конденсации углеводородов Сз и €4. Образующа с двухфазна смесь направл етс по линии 34 в сепаратор 35, из которого отход щий поток газов выводитс то линии 36, он содержглт водорад , метан и зтан. Этот поток пригоден дл
использовани в качестве то.плнва в других част х нефтеперерабатывающего завода. Жидкий поток, содержащий сжиженный нефт ной газ, выводитс из сепаратора 35 по линии 37, а часть - по линии 58 и поступает в
качестве флегмы дл орошени в верх;1юю
часть дебутанизатора 22. Остальна часть жидкости выводитс по лиг1ин 37 И представл ет MiicTbi товарный сжиженный нефт ной газ.
Т а б л и ц 1
Компонсит
13550,54
Всего
В таблице 1 показан состав различных потоков (в соответствии со схемой), причем доказываютс преимущестза, достигаемые при контактировании пароз из сбиарато ра низкого давлени со свежим сырьем, заключающиес в получении вмсокочистого водорода и максимальном извлечении сжил енного нефт ного газа. Все составы выражены в моль1час.
Ниже приводитс дополнительный шри.мер возможного способа осуществлени насто щего изобретени . Бди ственной модификацией вл етс от1Сутствие отпарной колонны. При этом свежее сььрье конта.ктирует с подвергнутыми сжатию парами 1из сепаратора 6 низкого давлени в линии 12. Смесь сырь с парами охлаждают и направл ют в сепаратор 15 высокого давлени , как описано.
Поступающа из (нил-сней части сепаратора 15 высокого давлени ino IS богата жидкость содержит нафту с абсорбирован1ньши в ней нормально газообразными углеводорода,ми. Этот обогащенный ноток -поступает непооредствен.но из линии 18 в линию 1. Та,ким образом жидкость из сепаратора высокого давлени поступает иепооредствен но в зону реакции, а не в отпарную колонну . Смесь в линию / пост пает лищь из сепаратора 15 высокого давлени . При риформииге нар-мально газообразные углеводороды проход т лишь через секцию реактора 4 и лишь часть из них абсорбируетс лсид1кастью , выводимой из сепаратора 6 низкого давлени ло линии 7.
Жидкость из сепаратора 6 низкого давлени перекачивают не показанным на схеме иасосом по линии 7 и нагревают нeпp мы теплообменом с гор чши продуктами в теплообменнике 26.
Нагрета жидкость из сепаратора ,нлз1кого давлени лоступает ио лвнии 7 в дебутанизатор 22, ,в котором нормально газообразные углеводороды отдел ютс от полученных в
11976,07
12271,13
реакторе 4 1высококачественных продухтоз, перегон ющихс 3 интервале кипени бензиновой фракции.
Часть .материала, отводимого из донной части дебутанизатора 22, направл етс в ребойлер или -нагреватель 29 -и возвращаетс в дебутанизатор. Продукт риформпнга выводитс по линии 27 и используетс дл предварительного нагрева поступающей в дебутанизатор жидкости из сепаратора низкого давлени .
Поступающа из головной части дебутанизатора 22 по линии 33 фра1кци зл етс парообразной фракцией, содерл ащей остаточное .количество водорода п 10р, газообразные углеводороды, содержащиес з Л{идком эфлюенте из сепаратора 6 .низкого давлени . Эти пары поступают в конде:;сатор 2/ дл коччденсацип углеводородов Сз и С4.
Углеводороды Сз и С4 используютс в качестве флегмы ил:1 извлекаютс в качестве чистого продукта.
Т а б л i; ц а 2
с.
g§
Ё .
с с
о с
ч Е S
N
35
40
Выще 3 таблице 2 приводитс состаз раз45 личных потоков и показаны -преимущества.
11
.достигаемые при контактировании паров сепаратора лизкого давлени со свежей нафтой.
Предмет изобрете и и
Способ Переработки углеводородного сырь путем каталит1ИЧбской 1конверсии, например рнформи.нга, в присутствии циркулирую12
щего водорода с использованием сепарации полученых продуктов конверсии в сепараторах высокого и низкого давлени , отличающийс тем, что, с целью повышени выхода сжижелного газа и чистоты водорода, газообразные продукты, выделенные в сепараторе Низкого давлени , смешивают с частью углеводородного сырь и подают е сепаратор высокого давлени . J7 J2
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US15232671A | 1971-06-11 | 1971-06-11 | |
US15232771A | 1971-06-11 | 1971-06-11 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU432726A3 true SU432726A3 (ru) | 1974-06-15 |
Family
ID=26849460
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU1797761A SU432726A3 (ru) | 1971-06-11 | 1972-06-09 | Способ переработки углеводородного сырья |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS5033881B1 (ru) |
AR (1) | AR216413A1 (ru) |
DE (1) | DE2227740B2 (ru) |
ES (1) | ES403692A1 (ru) |
FR (1) | FR2140609B1 (ru) |
GB (1) | GB1391004A (ru) |
NL (1) | NL7207866A (ru) |
PL (1) | PL93616B1 (ru) |
SU (1) | SU432726A3 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2008130273A1 (ru) * | 2007-04-24 | 2008-10-30 | Sergey Vladimirovich Lyalyakin | Способ обработки углеводородного сырья |
RU2772646C1 (ru) * | 2019-03-28 | 2022-05-23 | Юоп Ллк | Интегрированный процесс для максимального извлечения водорода |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB8416380D0 (en) * | 1984-06-27 | 1984-08-01 | Ae Plc | Manufacture of pistons |
WO2017172412A1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-10-05 | Uop Llc | Process for recovering hydrogen and liquefied petroleum gas from gaseous streams |
US10899975B2 (en) * | 2019-03-28 | 2021-01-26 | Uop Llc | Integrated process for maximizing recovery of hydrogen |
RU2724583C1 (ru) * | 2020-01-09 | 2020-06-25 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для разделения продуктов реакции каталитической ароматизации углеводородов с3-с4 |
-
1972
- 1972-06-07 DE DE19722227740 patent/DE2227740B2/de not_active Withdrawn
- 1972-06-09 GB GB2693572A patent/GB1391004A/en not_active Expired
- 1972-06-09 NL NL7207866A patent/NL7207866A/xx not_active Application Discontinuation
- 1972-06-09 ES ES403692A patent/ES403692A1/es not_active Expired
- 1972-06-09 SU SU1797761A patent/SU432726A3/ru active
- 1972-06-09 FR FR7220789A patent/FR2140609B1/fr not_active Expired
- 1972-06-09 AR AR24246872A patent/AR216413A1/es active
- 1972-06-09 PL PL15591872A patent/PL93616B1/pl unknown
- 1972-06-12 JP JP5853172A patent/JPS5033881B1/ja active Pending
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2008130273A1 (ru) * | 2007-04-24 | 2008-10-30 | Sergey Vladimirovich Lyalyakin | Способ обработки углеводородного сырья |
RU2772646C1 (ru) * | 2019-03-28 | 2022-05-23 | Юоп Ллк | Интегрированный процесс для максимального извлечения водорода |
RU2782829C1 (ru) * | 2019-03-28 | 2022-11-03 | Юоп Ллк | Интегрированный процесс для максимального извлечения сжиженного нефтяного газа |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPS5033881B1 (ru) | 1975-11-04 |
ES403692A1 (es) | 1975-05-01 |
DE2227740A1 (de) | 1973-01-04 |
PL93616B1 (en) | 1977-06-30 |
DE2227740B2 (de) | 1974-10-03 |
NL7207866A (ru) | 1972-12-13 |
GB1391004A (en) | 1975-04-16 |
FR2140609B1 (ru) | 1977-08-05 |
AR216413A1 (es) | 1979-12-28 |
FR2140609A1 (ru) | 1973-01-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9580663B2 (en) | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock | |
US4212726A (en) | Method for increasing the purity of hydrogen recycle gas | |
US5183556A (en) | Production of diesel fuel by hydrogenation of a diesel feed | |
US3091586A (en) | Hydrofining of shale oil | |
US4072604A (en) | Process to separate hydrocarbons from gas streams | |
EP0512165A1 (en) | Method of operating an unsaturated gas plant | |
CN1074936C (zh) | 杂醇油的汽提 | |
US3719027A (en) | Hydrocarbon stripping process | |
JPS6118957B2 (ru) | ||
JPH0748298A (ja) | メタノール合成プラント用の中間リボイラー | |
RU2757769C1 (ru) | Способы изомеризации углеводородов | |
US4406868A (en) | Process and apparatus for removing H2 S from gas streams | |
US4741884A (en) | Process and apparatus for removing H2 S from gas streams | |
US2551399A (en) | Process for the purification of carbon dioxide | |
EA019522B1 (ru) | Способ получения жидких топливных продуктов | |
RU2502717C1 (ru) | Способ глубокой переработки нефтезаводского углеводородного газа | |
SU432726A3 (ru) | Способ переработки углеводородного сырья | |
US2934573A (en) | Preparation of cyclohexane | |
US4333817A (en) | Separation of normally gaseous hydrocarbons from a catalytic reforming effluent and recovery of purified hydrogen | |
RU2540404C1 (ru) | Способ и установка изомеризации с5-с6 углеводородов с подачей очищенного циркулирующего потока водорода | |
US4401560A (en) | Process for the separation of aromatic hydrocarbons from petroleum fractions with heat recovery | |
US3803025A (en) | Method of introducing hydrogen into a hydrogen consuming reactor circuit | |
US4211638A (en) | Naphtha stripping | |
US3637485A (en) | Hydrocarbon feed stripping with gas stripped from the reactor effluent | |
US3666659A (en) | Method for stabilizing hydrodesulfurized oil |