RU2016133339A - Способ замедленного коксования с использованием реактора предварительного крекинга - Google Patents

Способ замедленного коксования с использованием реактора предварительного крекинга Download PDF

Info

Publication number
RU2016133339A
RU2016133339A RU2016133339A RU2016133339A RU2016133339A RU 2016133339 A RU2016133339 A RU 2016133339A RU 2016133339 A RU2016133339 A RU 2016133339A RU 2016133339 A RU2016133339 A RU 2016133339A RU 2016133339 A RU2016133339 A RU 2016133339A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
feed
hot
coke
transferring
Prior art date
Application number
RU2016133339A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2650925C2 (ru
Inventor
Бриджеш КУМАР
Сатьен Кумар ДАС
Поноли Рамачандран ПРАДЕЕП
Терапалли Хари Венката Деви ПРАСАД
Бандару Венката ХАРИПРАСАДГУПТА
Джагдев Кумар ДИКСИТ
Раджеш
Гаутам ТХАПА
Дебасис БХАТТАЧХАРЬЯ
Бисваприя ДАС
Original Assignee
Индийская Нефтяная Корпорация Лимитэд
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=58720148&utm_source=***_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2016133339(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Индийская Нефтяная Корпорация Лимитэд filed Critical Индийская Нефтяная Корпорация Лимитэд
Publication of RU2016133339A publication Critical patent/RU2016133339A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2650925C2 publication Critical patent/RU2650925C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B55/00—Coking mineral oils, bitumen, tar, and the like or mixtures thereof with solid carbonaceous material
    • 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
    • C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—Vacuum residues
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing

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)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Coke Industry (AREA)

Claims (55)

1. Способ снижения общего выхода кокса, причем указанный способ включает следующие этапы:
(a) нагревание углеводородного сырья [1, 19, 37, 54, 74] в печи [2, 20, 38, 55, 76] для получения горячего крекинг-сырья [3, 21, 39, 56, 77];
(b) введение горячего крекинг-сырья [3, 21, 39, 56, 77], полученного на этапе (а), в реактор предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78], в котором сырье подвергается реакциям мягкого термического крекинга для получения выходящего продукционного потока [5, 23, 41, 58, 79];
(c) передача выходящего продукционного потока [5, 23, 41, 58, 79], полученного на этапе (b), либо непосредственно в основную ректификационную колонну [24] для получения тяжелой кубовой фракции [30], либо в промежуточный сепаратор [6, 42, 59, 80] для расщепления выходящего продукционного потока на верхнюю фракцию [7, 43, 62, 81] и кубовый продукт [8, 44, 63, 82], и подача верхней фракции [7, 43, 62, 81] в основную ректификационную колонну [12, 36, 61, 73];
(d) нагревание тяжелой кубовой фракции [30] или тяжелого остатка [8, 44, 63, 82], полученного на этапе (с), в печи [2, 20, 38, 55, 76] для получения потока горячих углеводородов [9, 31, 45, 64, 83];
(e) подача потока горячих углеводородов [9, 31, 45, 64, 83], полученного на этапе (d), в предварительно нагретые коксовые барабаны [10, 32, 46, 65, 84], где поток подвергается реакциям термического крекинга для получения продукционных паров [11, 33, 47, 66, 85]; и
(f) передача продукционных паров [11, 33, 47, 66, 85], полученных на этапе (е), в основную ректификационную колонну [12, 24, 36, 61, 73] для получения требуемых продукционных фракций.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе (а) углеводородное сырье [37, 74] представляет собой горячее крекинг-сырье, смешанное с потоком внутренней рециркуляции, который образуется за счет передачи остаточного исходного сырья [35, 72] в нижнюю часть основной ректификационной колонны [36, 73].
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе (а) углеводородное сырье [74] смешивается с потоком CLO [75] перед нагреванием в печи [76].
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе (с) кубовая фракция [82] из промежуточного сепаратора смешивается с потоком CLO [75] перед отправкой в печь [76] для получения горячего потока [83].
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что продукционная фракция представляет собой отходящий газ, выбранный из СНГ и нафты [13, 25, 48, 67, 86], Kero [15, 27, 50, 68, 87], LCGO [16, 28, 51, 69, 88], HCGO [17, 29, 52, 70, 89] и CFO [18, 34, 53, 71, 90].
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что реактор предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] работает в температурном диапазоне от примерно 350 до 470°C.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что реактор предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] работает в диапазоне давлений примерно от 1 до 15 кг/см2.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время пребывания горячего крекинг-сырья [3, 21, 39, 56, 77] в реакторе предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] варьируется в диапазоне от 1 до 40 минут.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что промежуточный сепаратор [6, 42, 59, 80] работает в диапазоне давлений от примерно 0,2 до 6 кг/см2.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что коксовые барабаны [10, 32, 46, 65, 84] работают при температуре, варьирующейся от примерно 470 до 520°C.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что коксовые барабаны [10, 32, 46, 65, 84] работают при давлении, варьирующемся от примерно 0,5 до 5 кг/см2.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время пребывания потока горячих углеводородов [9, 31, 45, 64, 83] в коксовом барабане [10, 32, 46, 65, 84] составляет более 10 часов.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что углеводородное сырье [1, 19, 37, 54, 74] выбирают из вакуумного остатка, атмосферного остатка, деасфальтированной смолы, сланцевого масла, каменноугольного дегтя, осветленного масла, остаточных масел, тяжелых парафинистых дистиллятов, масла, выделенного при потении парафина, отстойного масла или смесей углеводородов.
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что углеводородное сырье [1, 19, 37, 54, 74] имеет содержание коксового остатка по Конрадсону выше 4% по весу и плотность по меньшей мере 0,95 г/куб. см.
15. Способ снижения общего выхода кокса, причем указанный способ включает следующие этапы:
(a) нагревание углеводородного сырья (19) в печи (20) для получения горячего крекинг-сырья (21);
(b) введение горячего крекинг-сырья (21), полученного на этапе (а), в реактор предварительного крекинга (22), где сырье подвергается реакциям мягкого термического крекинга для получения выходящего продукционного потока (23);
(c) передача выходящего продукционного потока (23), полученного на этапе (b), в основную ректификационную колонну (24), где поток фракционируется на тяжелую кубовую фракцию (30);
(d) передача тяжелой кубовой фракции (30), полученной на этапе (с), в печь (20) для получения потока горячих углеводородов (31);
(e) передача потока горячих углеводородов (31), полученного на этапе (d), в предварительно нагретые коксовые барабаны (32), где поток подвергается реакциям термического крекинга для получения продукционных паров (33); и
(f) передача продукционных паров (33), полученных на этапе (е), в основную ректификационную (24) колонну для получения требуемых продукционных фракций.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что продукционная фракция представляет собой отходящий газ, выбранный из СНГ и нафты [13, 25, 48, 67, 86], Kero [15, 27, 50, 68, 87], LCGO [16, 28, 51, 69, 88], HCGO [17, 29, 52, 70, 89] и CFO [18, 34, 53, 71, 90].
17. Способ по п. 15, отличающийся тем, что реактор предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] работает в температурном диапазоне от примерно 350 до 470°C.
18. Способ по п. 15, отличающийся тем, что реактор предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] работает в диапазоне давлений примерно от 1 до 15 кг/см2.
19. Способ по п. 15, отличающийся тем, что время пребывания горячего крекинг-сырья [3, 21, 39, 56, 77] в реакторе предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] варьируется в диапазоне от 1 до 40 минут.
20. Способ по п. 15, отличающийся тем, что промежуточный сепаратор [6, 42, 59, 80] работает в диапазоне давлений от примерно 0,2 до 6 кг/см2.
21. Способ по п. 15, отличающийся тем, что коксовые барабаны [10, 32, 46, 65, 84] работают при температуре, варьирующейся от примерно 470 до 520°C.
22. Способ по п. 15, отличающийся тем, что коксовые барабаны [10, 32, 46, 65, 84] работают при давлении, варьирующемся от примерно 0,5 до 5 кг/см2.
23. Способ по п. 15, отличающийся тем, что время пребывания потока горячих углеводородов [9, 31, 45, 64, 83] в коксовом барабане [10, 32, 46, 65, 84] составляет более 10 часов.
24. Способ по п. 15, отличающийся тем, что углеводородное сырье [1, 19, 37, 54, 74] выбирают из вакуумного остатка, атмосферного остатка, деасфальтированной смолы, сланцевого масла, каменноугольного дегтя, осветленного масла, остаточных масел, тяжелых парафинистых дистиллятов, масла, выделенного при потении парафина, отстойного масла или смесей углеводородов.
25. Способ по п. 15, отличающийся тем, что углеводородное сырье [1, 19, 37, 54, 74] имеет содержание коксового остатка по Конрадсону выше 4% по весу и плотность по меньшей мере 0,95 г/куб. см.
26. Способ снижения общего выхода кокса, причем указанный способ включает следующие этапы:
(a) нагревание углеводородного сырья (54) в печи (55) для получения горячего крекинг-сырья (56);
(b) введение горячего крекинг-сырья (56), полученного на этапе (а), в реактор предварительного крекинга (57), где сырье подвергается реакциям мягкого термического крекинга для получения выходящего продукционного потока (58);
(c) передача выходящего продукционного потока (58), полученного на этапе (b), и более тяжелой кубовой фракции (60), поступившей из основной ректификационной колонны (61), в промежуточный сепаратор (59) для расщепления углеводородов на верхнюю (62) и кубовую (63) фракции;
(d) передача верхней фракции (62), полученной на этапе (с), содержащей более легкие продукты, в основную ректификационную колонну (61);
(e) передача кубовой фракции (63), полученной на этапе (с), в печь (55), где она подвергается нагреванию для получения потока горячих углеводородов (64);
(f) передача потока горячих углеводородов (64), полученного на этапе (е), в предварительно нагретые коксовые барабаны (65), где поток подвергается реакциям термического крекинга для получения продукционных паров (66); и
(g) передача продукционных паров (66), полученных на этапе (f), в основную ректификационную колонну (61) для получения требуемых продукционных фракций.
27. Способ по п. 26, отличающийся тем, что продукционная фракция представляет собой отходящий газ, выбранный из СНГ и нафты [13, 25, 48, 67, 86], Kero [15, 27, 50, 68, 87], LCGO [16, 28, 51, 69, 88], HCGO [17, 29, 52, 70, 89] и CFO [18, 34, 53, 71, 90].
28. Способ по п. 26, отличающийся тем, что реактор предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] работает в температурном диапазоне от примерно 350 до 470°C.
29. Способ по п. 26, отличающийся тем, что реактор предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] работает в диапазоне давлений примерно от 1 до 15 кг/см2.
30. Способ по п. 26, отличающийся тем, что время пребывания горячего крекинг-сырья [3, 21, 39, 56, 77] в реакторе предварительного крекинга [4, 22, 40, 57, 78] варьируется в диапазоне от 1 до 40 минут.
31. Способ по п. 26, отличающийся тем, что промежуточный сепаратор [6, 42, 59, 80] работает в диапазоне давлений от примерно 0,2 до 6 кг/см2.
32. Способ по п. 26, отличающийся тем, что коксовые барабаны [10, 32, 46, 65, 84] работают при температуре, варьирующейся от примерно 470 до 520°C.
33. Способ по п. 26, отличающийся тем, что коксовые барабаны [10, 32, 46, 65, 84] работают при давлении, варьирующемся от примерно 0,5 до 5 кг/см2.
34. Способ по п. 26, отличающийся тем, что время пребывания потока горячих углеводородов [9, 31, 45, 64, 83] в коксовом барабане [10, 32, 46, 65, 84] составляет более 10 часов.
35. Способ по п. 26, отличающийся тем, что углеводородное сырье [1, 19, 37, 54, 74] выбирают из вакуумного остатка, атмосферного остатка, деасфальтированной смолы, сланцевого масла, каменноугольного дегтя, осветленного масла, остаточных масел, тяжелых парафинистых дистиллятов, масла, выделенного при потении парафина, отстойного масла или смесей углеводородов.
36. Способ по п. 26, отличающийся тем, что углеводородное сырье [1, 19, 37, 54, 74] имеет содержание коксового остатка по Конрадсону выше 4% по весу и плотность по меньшей мере 0,95 г/куб. см.
RU2016133339A 2015-11-23 2016-08-12 Способ замедленного коксования с использованием реактора предварительного крекинга RU2650925C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IN4398/MUM/2015 2015-11-23
IN4398MU2015 2015-11-23

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2016133339A true RU2016133339A (ru) 2018-02-16
RU2650925C2 RU2650925C2 (ru) 2018-04-18

Family

ID=58720148

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016133339A RU2650925C2 (ru) 2015-11-23 2016-08-12 Способ замедленного коксования с использованием реактора предварительного крекинга

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10662385B2 (ru)
JP (1) JP6357202B2 (ru)
CA (1) CA2938808C (ru)
RU (1) RU2650925C2 (ru)
SA (1) SA116370858B1 (ru)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA3022405C (en) * 2017-12-19 2022-03-15 Indian Oil Corporation Limited Two stage thermal cracking process with multistage separation system
CA3024814C (en) * 2018-01-20 2023-04-25 Indian Oil Corporation Limited A process for conversion of high acidic crude oils
US10941346B2 (en) * 2019-05-27 2021-03-09 Indian Oil Corporation Limited Process for conversion of fuel grade coke to anode grade coke
CN112779039A (zh) * 2021-01-19 2021-05-11 山西沁新能源集团股份有限公司 制备陶瓷纤维竖式熔制炉专用焦的方法和陶瓷纤维竖式熔制炉专用焦及其应用

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5910713B2 (ja) * 1979-05-29 1984-03-10 有限会社 ハイ・マツクス 石油ピッチ及びコ−クスの製造用原料の前処理法
US4302324A (en) * 1980-06-27 1981-11-24 Chen Nai Y Delayed coking process
US4378288A (en) 1981-02-09 1983-03-29 Mobil Oil Corporation Coking process by addition of free radical inhibitors
US4395324A (en) * 1981-11-02 1983-07-26 Mobil Oil Corporation Thermal cracking with hydrogen donor diluent
US4455219A (en) * 1982-03-01 1984-06-19 Conoco Inc. Method of reducing coke yield
AU572263B2 (en) * 1983-08-01 1988-05-05 Conoco Inc. Delayed coking
US4492625A (en) * 1983-11-17 1985-01-08 Exxon Research And Engineering Co. Delayed coking process with split fresh feed
US4604186A (en) * 1984-06-05 1986-08-05 Dm International Inc. Process for upgrading residuums by combined donor visbreaking and coking
US4832823A (en) * 1987-04-21 1989-05-23 Amoco Corporation Coking process with decant oil addition to reduce coke yield
US5316655A (en) * 1990-02-20 1994-05-31 The Standard Oil Company Process for making light hydrocarbonaceous liquids in a delayed coker
JPH0539489A (ja) * 1991-07-02 1993-02-19 Conoco Inc 等方性コークスの製造方法
US5645712A (en) * 1996-03-20 1997-07-08 Conoco Inc. Method for increasing yield of liquid products in a delayed coking process
CA2290022A1 (en) * 1997-06-19 1998-12-23 David G. Hammond Improved fluidized bed coking process
US6048448A (en) * 1997-07-01 2000-04-11 The Coastal Corporation Delayed coking process and method of formulating delayed coking feed charge
RU2206595C1 (ru) * 2001-10-30 2003-06-20 Институт проблем нефтехимпереработки АН Республики Башкортостан Способ замедленного коксования нефтяных остатков
US7425259B2 (en) 2004-03-09 2008-09-16 Baker Hughes Incorporated Method for improving liquid yield during thermal cracking of hydrocarbons
JP4865461B2 (ja) * 2006-09-11 2012-02-01 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 ディレイドコーカーの加熱炉の運転方法
US8361310B2 (en) 2006-11-17 2013-01-29 Etter Roger G System and method of introducing an additive with a unique catalyst to a coking process
RU2372374C1 (ru) * 2008-04-22 2009-11-10 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") Способ переработки тяжелых нефтяных остатков и установка для его осуществления
US8535516B2 (en) * 2009-04-23 2013-09-17 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. Efficient method for improved coker gas oil quality
RU2537859C1 (ru) * 2013-06-18 2015-01-10 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") Способ термодеструкции нефтяных остатков

Also Published As

Publication number Publication date
US20170145322A1 (en) 2017-05-25
RU2650925C2 (ru) 2018-04-18
JP2017095678A (ja) 2017-06-01
CA2938808C (en) 2022-10-25
US10662385B2 (en) 2020-05-26
CA2938808A1 (en) 2017-05-23
SA116370858B1 (ar) 2022-12-14
JP6357202B2 (ja) 2018-07-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101712238B1 (ko) 완전 원유의 지연 코킹을 위한 공정
CN108495913B (zh) 由vgo和妥尔油沥青的混合物生产高辛烷值汽油组分的方法
RU2700710C1 (ru) Способ переработки сырой нефти в легкие олефины, ароматические соединения и синтетический газ
RU2623226C2 (ru) Способ получения олефинов посредством термического парового крекинга в крекинг-печах
RU2016133339A (ru) Способ замедленного коксования с использованием реактора предварительного крекинга
JPS6345438B2 (ru)
CN101280212B (zh) 利用延迟焦化工艺处理高酸原油的方法
US20140257006A1 (en) PROCESS FOR PRODUCTION OF C<sb>3</sb> OLEFIN IN A FLUID CATALYTIC CRACKING UNIT
CA1210355A (en) Low severity delayed coking
CA2877163C (en) Process for preparing olefins by thermal steamcracking
RU2015121405A (ru) Способ получения олефинсодержащих продуктов термическим парофазным крекингом
KR102339837B1 (ko) 업그레이딩 공정에 수소처리 단계를 부가하여 중유의 향상된 업그레이딩 방법
RU2500789C1 (ru) Способ термической конверсии тяжелого углеводородного сырья
CN102899076A (zh) 一种延迟焦化的方法
US4822479A (en) Method for improving the properties of premium coke
US4492625A (en) Delayed coking process with split fresh feed
US10934494B2 (en) Process for production of anisotropic coke
CA2792300C (en) A method for producing a coking additive by delayed coking
KR20200139244A (ko) 비스브레이커와 통합된 초임계수 공정
RU2717815C1 (ru) Способ получения нефтяного игольчатого кокса
JP2011063632A (ja) 重質油の熱分解方法
EP0156614B1 (en) Coking residuum in the presence of hydrogen donor
KR20140022911A (ko) 높은 vcm 코크스 생산 방법
RU2689634C1 (ru) Способ двухступенчатого термического крекинга с системой многоступенчатого разделения
RU2407775C2 (ru) Способ получения котельного топлива