RU2671813C1 - Установка гидроконверсии нефтяных остатков (варианты) - Google Patents
Установка гидроконверсии нефтяных остатков (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2671813C1 RU2671813C1 RU2018123449A RU2018123449A RU2671813C1 RU 2671813 C1 RU2671813 C1 RU 2671813C1 RU 2018123449 A RU2018123449 A RU 2018123449A RU 2018123449 A RU2018123449 A RU 2018123449A RU 2671813 C1 RU2671813 C1 RU 2671813C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- gas
- vacuum
- line
- residue
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 abstract description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 4
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
- C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к гидроконверсии тяжелого углеводородного сырья, осуществляемой в присутствии дисперсии катализатора, и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности. Предложено два варианта установки, включающей блок получения эмульсии прекурсора катализатора, нагревательно-реакционный блок, блоки сепарации, атмосферной и вакуумной дистилляции, а также блок очистки газов. При работе первого варианта установки в блок получения эмульсии подают водный раствор прекурсора катализатора и вакуумный газойль, полученную эмульсию после смешения с частью вакуумного остатка и сырьем подают в нагревательно-реакционный блок, в который также подают водородсодержащий газ. Из блока выводят продукты гидрогенизации, которые разделяют в блоке сепарации на газ, направляемый на очистку в блок очистки газов, и жидкие продукты, из которых в блоке атмосферной дистилляции выделяют углеводородный газ, подаваемый в блок очистки газов, бензиновую и дизельную фракции, выводимые в качестве продуктов, и атмосферный остаток, подаваемый в блок вакуумной дистилляции, из которого выводят вакуумный газойль и вакуумный остаток, часть которого выводят для выделения металлов. Из блока очистки газов выводят очищенный углеводородный газ и водородсодержащий газ. Работа второго варианта установки отличается подачей части атмосферного остатка в блок приготовления эмульсии. Технический результат - повышение выхода светлых фракций. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к гидроконверсии тяжелого углеводородного сырья, осуществляемой в присутствии дисперсии катализатора, и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.
Известен способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков [RU 2400525, опубл. 27.09.2010 г., МПК C10G 49/04], осуществляемый на установке, включающей блок получения сырьевой смеси путем диспергирования при 80-95°С гомогенизированной смеси сырья (асфальтитов, вакуумных и атмосферных остатков перегонки нефти, тяжелых остатков термокаталитических процессов) с модификатором, водного раствора прекурсора катализатора и поверхностно-активного вещества с получением высокодисперсной эмульсии, блок гидрогенизации и блок фракционирования продукта гидрогенизации с получением дистиллятных фракций, выкипающих при температуре до 520°С и остатка, выкипающего при температуре выше 520°С (вакуумного остатка), частично возвращаемого в блок получения сырьевой смеси.
Недостатком известной установки является низкая скорость гидрогенизации из-за большого размера частиц катализатора вследствие сложности получения высокодисперсной эмульсии водного раствора прекурсора катализатора в сырье, имеющем при 80-95°С высокую вязкость (от нескольких единиц до нескольких сотен Па⋅с). Кроме того выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 360°С, невысок из-за получения в составе продукта фракций тяжелого газойля, выкипающих при температурах 360-520°С и составляющих примерно 30-35% от суммы дистиллятных фракций.
Наиболее близок к заявляемому изобретению способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти [RU 2614140, опубл. 23.03.2017 г., МПК C10G 47/26], осуществляемый на установке, включающей блок подготовки сырья, осуществляемой путем диспергирования при 60-95°С смеси сырья (тяжелой части матричной нефти с температурой кипения выше 350°С) с рисайклом (частью остатка сепарации продуктов гидрогенизации с температурой кипения выше 250°С), имеющей вязкость от 0,3 до 3,0 Па⋅с, и водного раствора прекурсора молибденсодержащего катализатора с получением устойчивой обращенной эмульсии, который соединен линией подачи подготовленного сырья с нагревательно-реакционным блоком, оснащенным линией подачи водородсодержащего газа, соединенным с блоком сепарации продуктов гидрогенизации, который оснащен линией подачи светлых фракций с температурой кипения до 250°С в блок очистки газов и линией подачи остатка с температурой выше 250°С в блок атмосферной дистилляции, соединенной с блоком подготовки сырья линией подачи рисайкла, при этом блок атмосферной дистилляции оснащен линиями вывода бензиновой и дизельной фракций в качестве продуктов, и соединен линией подачи углеводородных газов с блоком очистки газов, а линией подачи атмосферного остатка - с блоком вакуумной дистилляции, оснащенным линией вывода вакуумного газойля в качестве продукта, а также линией вывода вакуумного остатка, которая может быть соединена с линией подачи рисайкла, кроме того, блок очистки газов оснащен линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа.
Описанный способ с применением данной установки технически на осуществим, поскольку блок очистки газов не оснащен линией вывода жидкой части светлых фракций с температурой кипения до 250°С, подаваемых из блока сепарации.
Кроме того, недостатком данной установки является соединение блока атмосферной дистилляции с блоком подготовки сырья линией подачи рисайкла, что приводит к низкой скорости гидрогенизации из-за большого размера частиц катализатора вследствие сложности получения высокодисперсной эмульсии водного раствора прекурсора катализатора в смеси сырья с рисайклом, имеющей при 60-95°С высокую вязкость. Это приводит также к снижению выхода светлых фракций, выкипающих при температуре до 360°С, из-за подачи части уже полученных светлых фракций с интервалом выкипания 250-360°С на повторную гидрогенизацию в составе рисайкла, что приводит к повышенному газообразованию. Выход светлых фракций еще более снижается из-за оснащения блока вакуумной дистилляции линией вывода вакуумного газойля, составляющего примерно 30-35% от суммы полученных дистиллятных фракций.
Задача изобретения - повышение выхода светлых фракций.
Техническим результатом является повышение выхода светлых фракций за счет оснащения установки блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией ввода водного раствора прекурсора катализатора, линией подачи по меньшей мере части вакуумного газойля и линией подачи эмульсии прекурсора катализатора в нагревательно-реакционный блок, которая последовательно соединена с линиями подачи части вакуумного остатка и сырья, что позволяет уменьшить или исключить вывод вакуумного газойля в качестве товарного продукта, исключить подачу фракций с интервалом выкипания 250-360°С на повторную гидрогенизацию.
Предложено два варианта установки.
Указанный технический результат в первом варианте достигается тем, что в предлагаемой установке, включающей нагревательно-реакционный блок, оснащенный линиями подачи подготовленного сырья и водородсодержащего газа, соединенный с блоком сепарации продуктов гидрогенизации, который соединен с блоком очистки газов, оснащенным линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа, и блоком атмосферной дистилляции, оснащенным линиями вывода бензиновой и дизельной фракций, соединенным линией подачи углеводородных газов с блоком очистки газов, а линией подачи атмосферного остатка - с блоком вакуумной дистилляции, оснащенным линиями вывода вакуумного газойля и вакуумного остатка, особенностью является то, что установка оборудована блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией ввода водного раствора прекурсора катализатора, соединенным с блоком атмосферной дистилляции линией подачи по меньшей мере части вакуумного газойля, а с нагревательно-реакционным блоком линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая последовательно соединена с линиями подачи части вакуумного остатка и сырья, образуя линию подачи подготовленного сырья.
Второй вариант установки отличается тем, что блок получения эмульсии прекурсора катализатора дополнительно оснащен линией подачи части атмосферного остатка.
При необходимости регулирования содержания углеводородного компонента в эмульсии, в установке по первому варианту линия подачи вакуумного газойля может быть соединена с линией подачи части вакуумного остатка, а при необходимости регулирования вязкости углеводородного компонента эмульсии линия подачи вакуумного остатка может быть соединена с линией подачи части вакуумного газойля.
Во втором варианте установки при необходимости регулирования содержания углеводородного компонента в эмульсии, линия подачи атмосферного остатка может быть соединена с линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, а при необходимости регулирования количества подаваемого вакуумного газойля линия подачи вакуумного остатка может быть соединена с линией подачи эмульсии прекурсора катализатора.
В обоих вариантах при необходимости часть вакуумного газойля может быть выведена в качестве товарного продукта, а сырье может быть смешано с модификатором, например, вторичной дистиллятной фракцией.
Блок получения эмульсии прекурсора катализатора может включать устройства для перемешивания и диспергирования емкостного и/или поточного типа. Нагревательно-реакционный блок может включать нагреватели сырья и водорода и реактор емкостного типа. Блок сепарации продуктов гидрогенизации может состоять из емкостных и/или центробежных сепараторов. Блоки атмосферной и вакуумной дистилляции могут быть выполнены, например, в виде ректификационных колонн. Блок очистки газов может включать, например, установки аминовой очистки и получения серы. В качестве остальных элементов установка может быть оборудована любыми устройствами соответствующего назначения, известными из уровня техники.
Оборудование установки по обоим вариантам блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией подачи по меньшей мере части вакуумного газойля позволяет уменьшить или исключить вывод вакуумного газойля в качестве товарного продукта, исключить подачу фракций с интервалом выкипания 250-360°С на повторную гидрогенизацию и получить дополнительной количество светлых продуктов за счет гидрогенизации вакуумного газойля. Кроме того, дополнительным эффектом является повышение скорости гидрогенизации за счет снижения размера частиц катализатора путем получения высокодисперсной эмульсии водного раствора прекурсора катализатора в вакуумном газойле, имеющем низкую вязкость от 0,03 до 0,3 Па⋅с.
Дополнительное оснащение блока получения эмульсии прекурсора катализатора линией подачи части атмосферного остатка во втором варианте установки позволяет уменьшить подачу атмосферного остатка в блок вакуумной дистилляции, за счет чего снизить его металлоемкость и энергозатраты на переработку.
Установка в обоих вариантах включает блок получения эмульсии прекурсора катализатора 1, нагревательно-реакционный блок 2, блоки сепарации 3, атмосферной 4 и вакуумной дистилляции 5, а также блок очистки газов 6.
При работе установки по первому варианту (фиг. 1) в блок 1 подают водный раствор прекурсора катализатора по линии 7 и вакуумный газойль по линии 8. Полученную эмульсию по линии 9 подают в блок 2 после смешения с частью вакуумного остатка, подаваемой по линии 10, и сырьем, подаваемым по линии 11. В блок 2 подают также по линии 12 водород содержащий газ, а из блока 2 по линии 13 выводят продукты гидрогенизации, которые сепарируют в блоке 3 на газ, направляемый по линии 14 на очистку в блок 6 и жидкие продукты, которые по линии 15 подают в блок 4. В блоке 4 из них выделяют углеводородный газ, подаваемый по линии 16 в блок 6 на очистку, бензиновую и дизельную фракции, выводимые по линиям 17 и 18, соответственно, и атмосферный остаток, подаваемый по линии 19 в блок 5, из которого по линии 8 выводят вакуумный газойль, а по линии 10 - вакуумный остаток, часть которого по линии 20 выводят для выделения металлов. Из блока 6 по линии 21 выводят очищенный углеводородный газ, а по линии 12 - водородсодержащий газ. Линия подачи свежего водорода условно не показана. Линии 8 и 10 могут быть соединены перемычками (показано пунктиром), а к линии 11 может примыкать линия подачи модификатора (не показано).
Работа второго варианта установки (фиг. 2) отличается подачей части атмосферного остатка по линии 22 из линии 19 в блок 1. Линии 20 и 22 могут быть соединены с линией 9 (показано пунктиром), а к линии 11 также может примыкать линия подачи модификатора (не показано).
Таким образом, предлагаемая установка позволяет повысить выход светлых фракций может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.
Claims (2)
1. Установка гидроконверсии нефтяных остатков, включающая нагревательно-реакционный блок, оснащенный линиями подачи подготовленного сырья и водородсодержащего газа, соединенный с блоком сепарации продуктов гидрогенизации, который соединен с блоком очистки газов, оснащенным линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа, и блоком атмосферной дистилляции, оснащенным линиями вывода бензиновой и дизельной фракций, соединенным линией подачи углеводородных газов с блоком очистки газов, а линией подачи атмосферного остатка - с блоком вакуумной дистилляции, оснащенным линиями вывода вакуумного газойля и вакуумного остатка, отличающаяся тем, что установка оборудована блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией ввода водного раствора прекурсора катализатора, соединенным с блоком атмосферной дистилляции линией подачи по меньшей мере части вакуумного газойля, а с нагревательно-реакционным блоком - линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая последовательно соединена с линиями подачи части вакуумного остатка и сырья, образуя линию подачи подготовленного сырья.
2. Установка гидроконверсии нефтяных остатков, включающая нагревательно-реакционный блок, оснащенный линиями подачи подготовленного сырья и водородсодержащего газа, соединенный с блоком сепарации продуктов гидрогенизации, который соединен с блоком очистки газов, оснащенным линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа, и блоком атмосферной дистилляции, оснащенным линиями вывода бензиновой и дизельной фракций, соединенным линией подачи углеводородных газов с блоком очистки газов, а линией подачи атмосферного остатка - с блоком вакуумной дистилляции, оснащенным линиями вывода вакуумного газойля и вакуумного остатка, отличающаяся тем, что установка оборудована блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией ввода водного раствора прекурсора катализатора и линией подачи части атмосферного остатка, соединенным с блоком атмосферной дистилляции линией подачи по меньшей мере части вакуумного газойля, а с нагревательно-реакционным блоком - линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая соединена с линией подачи сырья, образуя линию подачи подготовленного сырья.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123449A RU2671813C1 (ru) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Установка гидроконверсии нефтяных остатков (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123449A RU2671813C1 (ru) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Установка гидроконверсии нефтяных остатков (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2671813C1 true RU2671813C1 (ru) | 2018-11-07 |
Family
ID=64103386
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018123449A RU2671813C1 (ru) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Установка гидроконверсии нефтяных остатков (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2671813C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7585406B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-08 | Research Institute Of Petroleum Industry (Ripi) | Process for hydroconverting of a heavy hydrocarbonaceous feedstock |
| RU2400525C1 (ru) * | 2008-12-30 | 2010-09-27 | Учреждение Российской Академии Наук Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимического Синтеза Им. А.В. Топчиева Ран (Инхс Ран) | Способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков |
| RU2614140C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-03-23 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти |
| RU2614755C1 (ru) * | 2015-11-03 | 2017-03-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Способ гидроконверсии тяжёлого углеводородного сырья (варианты) |
-
2018
- 2018-06-27 RU RU2018123449A patent/RU2671813C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7585406B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-08 | Research Institute Of Petroleum Industry (Ripi) | Process for hydroconverting of a heavy hydrocarbonaceous feedstock |
| RU2400525C1 (ru) * | 2008-12-30 | 2010-09-27 | Учреждение Российской Академии Наук Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимического Синтеза Им. А.В. Топчиева Ран (Инхс Ран) | Способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков |
| RU2614755C1 (ru) * | 2015-11-03 | 2017-03-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Способ гидроконверсии тяжёлого углеводородного сырья (варианты) |
| RU2614140C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-03-23 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6726832B1 (en) | Multiple stage catalyst bed hydrocracking with interstage feeds | |
| JP5539074B2 (ja) | 重質油、超重質油及び残留油の水素化分解法 | |
| JP6199973B2 (ja) | 溶存水素を含有する原料のためのハイドロビスブレーキング方法 | |
| EA013065B1 (ru) | Способ гидропереработки сырой нефти | |
| TW201516138A (zh) | 由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法 | |
| KR20150010712A (ko) | 석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정 | |
| US20150376513A1 (en) | Methods and apparatuses for hydrocracking and hydrotreating hydrocarbon streams | |
| RU2016149662A (ru) | Процесс гидроочистки или гидроконверсии с использованием отпарной колонны и барабан-сепаратора низкого давления на участке фракционирования | |
| RU2671813C1 (ru) | Установка гидроконверсии нефтяных остатков (варианты) | |
| CN110257102A (zh) | 一种富含多环芳烃的原料分级临氢热解制取轻质芳烃的生产***及方法 | |
| WO2018177401A1 (zh) | 一种提高加氢反应体系氢分压的方法及其设计方法和用途 | |
| DK181062B1 (en) | Method for co-processing | |
| US20210189263A1 (en) | Enhanced visbreaking process | |
| CN106753542A (zh) | 劣质重油脱盐处理方法 | |
| RU2671817C1 (ru) | Установка гидроконверсии остаточных нефтяных фракций | |
| RU2671816C1 (ru) | Установка гидропереработки остаточных нефтяных фракций | |
| CN109504435B (zh) | 一种加氢裂化多产航煤的方法 | |
| RU2670435C1 (ru) | Установка гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья | |
| RU2758360C2 (ru) | Установка гидропереработки нефтяных остатков | |
| WO2013126364A2 (en) | Two-zone, close-coupled, dual-catalytic heavy oil hydroconversion process utilizing improved hydrotreating | |
| RU2795763C1 (ru) | Установка атмосферной перегонки нефти с повышенной выработкой зимнего дизельного топлива (варианты) | |
| RU2659035C2 (ru) | Комбинированная установка первичной переработки нефти элоу-автк | |
| RU2632260C1 (ru) | Комбинированная установка переработки нефти элоу-автк/бс | |
| RU2819187C1 (ru) | Установка висбрекинга | |
| JP2001055585A (ja) | 石油の処理方法および装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210708 |