[go: up one dir, main page]

RU2015143892A - Гидрообработка продуктов термического крекинга - Google Patents

Гидрообработка продуктов термического крекинга Download PDF

Info

Publication number
RU2015143892A
RU2015143892A RU2015143892A RU2015143892A RU2015143892A RU 2015143892 A RU2015143892 A RU 2015143892A RU 2015143892 A RU2015143892 A RU 2015143892A RU 2015143892 A RU2015143892 A RU 2015143892A RU 2015143892 A RU2015143892 A RU 2015143892A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas oil
hydrocracking reaction
reaction system
stream
oil stream
Prior art date
Application number
RU2015143892A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2640419C2 (ru
Inventor
Арун АРОРА
Уджал К. Мукерджи
Вай Сеунг ЛОУИ
Марвин И. ГРИН
Original Assignee
Ламмус Текнолоджи Инк.
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 Ламмус Текнолоджи Инк. filed Critical Ламмус Текнолоджи Инк.
Publication of RU2015143892A publication Critical patent/RU2015143892A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2640419C2 publication Critical patent/RU2640419C2/ru

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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C10G65/18—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/06—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for spark ignition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/08—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for compression ignition
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
    • 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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1059—Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04—Diesel oil
    • 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
    • C10G47/36—Controlling or regulating
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds

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)

Claims (54)

1. Способ облагораживания газойлей до дистиллятных углеводородов, включающий деление первого потока газойля на первую и вторую части; смешивание второго потока газойля с первой частью первого потока газойля для формирования смешанного потока газойля; контактирование смешанного потока газойля и водорода с первым катализатором гидроконверсии в первой реакционной системе гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в дистиллятные углеводороды; извлечение эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга содержащего не превращенные углеводороды и дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды; контактирование водорода и фракции, содержащей не превращенные углеводороды со вторым катализатором гидроконверсии во второй реакционной системе гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в дистиллятные углеводороды; подачу эффлюента из второй реакционной системы гидрокрекинга на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом из первой реакционной системы гидрокрекинга; контактирование водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии в третьей реакционной системе гидрокрекинга для превращения но меньшей мере части углеводородов во второй части в дистиллятные углеводороды; фракционирование эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга для извлечения двух или более фракций углеводородов.
2. Способ по п.1, в котором первый поток газойля содержит газойли, извлеченные из одного или более источников, таких, как сырые нефти, сланцевые нефти, битуминозные песчаники, нефти, полученные из угля, талловые масла, тяжелые нефтяные остатки, и бионефти, имеющие атмосферный эквивалент, начальную точку кипения около 650-680°F, основанную на методе ASTM D1160 или эквивалентном, и причем второй поток газойля содержит газойли, полученные термическим или каталитическим крекингом из тяжелых нефтей, имеющие начальную точку кипения около 650-680°F, основанную на методе ASTM D1160 или эквивалентном.
3. Способ по п.2, в котором второй поток газойля содержит газойли, полученные по меньшей мере из одного из источников, таких как продукты замедленного коксования, коксования в текучей среде, легкий крекинг, паровой крекинг и флюид-каталитический крекинг.
4. Способ по п.1, в котором второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,10 кг названного второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0,90 кг названного второго потока газойля на 1 кг газойля первого потока.
5. Способ по п.1, в котором второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,65 кг названного второго потока на 1 кг газойля первого потока, но не более чем 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
6. Способ по п.1, в котором второй поток газойля смешивают с первым потоком газойля в соотношении не менее 0,8 кг названного второго потока на 1 кг первого потока, но не более чем около 0,90 кг газойля второго потока на 1 кг газойля первого потока.
7. Способ по п.1, в котором фракционирование эффлюентов из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга включает
запитывание эффлюентами из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга в газожидкостный сепаратор для разделения газовой и жидкой фракций;
фракционирование жидкой фракции на одну или более углеводородную фракции, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды.
8. Способ по п.7, в котором по меньшей мере часть газовой фракции перерабатывают в одной или более системах из первой реакционной системы гидрокрекинга, второй реакционной системы гидрокрекинга, третьей реакционной системы гидрокрекинга и системы гидроочистки дистиллятов.
9. Способ по п.1, в котором эффлюент из третьей реакционной системы гидрокрекинга фракционируют в общей фракционирующей системе с эффлюентами из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга.
10. Способ по п.1, дополнительно включающий
гидрообработку углеводородного сырья на установке гидроочистки дизтоплива;
получение эффлюента с установки гидроочистки дизтоплива;
запитывание эффлюентом с установки гидроочистки дизтоплива ступени фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом с третьей реакционной системы гидрокрекинга.
11. Способ по п.1, в котором фракционирование эффлюента с третьей реакционной системы гидрокрекинга включает разделение эффлюента на фракции С4-, фракцию легкой нафты, фракцию тяжелой нефти, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и фракцию базового масла.
12. Способ по п.11, дополнительно включающий запитывание по меньшей мере части фракции базового масла на вход второй реакционной системы гидрокрекинга.
13. Способ по п.1, дополнительно включающий:
приведение в действие первой реакционной системы гидрокрекинга для получения по меньшей мере 30% конверсии;
приведение в действие второй реакционной системы гидрокрекинга для получения по меньшей мере 45% конверсии; и
приведение в действие третьей реакционной системы гидрокрекинга для получения по меньшей мере 50% конверсии,
причем под конверсией подразумевают гидрокрекинг углеводородного сырья, кипящего выше температуры 650F в углеводороды, кипящие при температуре ниже 650F, определяемой методом ASTM D1160 или эквивалентным.
14. Способ по п.13, в котором интенсивность реакции для первой реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 35,000°F-Bara-Hr, но не более чем около 225,000°F-Bara-Hr; интенсивность реакции для второй реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 25,000°F-Bara-Hr, но не более чем около 110,000°F-Bara-Hr; интенсивность реакции для третьей реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 50,000°F-Bara-Hr, но не более чем около 235,000°F-Bara-Hr; где интенсивность реакции определяют как отношение произведения средней температуры катализатора, загруженного в реакторы реакционной системы гидрокрекинга в градусах и среднего парциального давления водорода в реакционной системе в абсолютных Барах к часовой объемной скорости жидкости в названных реакторах гидрокрекинга.
15. Система для облагораживания газойлей до дистиллятных углеводородов, включающая
систему управления потоками для деления первого потока газойля на первую и вторую части; перемешивающее устройство для смешивания второго потока газойля с первой частью первого потока газойля для формирования смешанного потока газойля;
первую реакционную систему гидрокрекинга для контакта смешанного потока газойля с водородом с первым катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в дистиллятные углеводороды;
систему сепарации для фракционирования эффлюента из первой реакционной системы гидрокрекинга на одну или более углеводородные фракции, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды;
вторую реакционную систему гидрокрекинга для контакта водорода и фракции, содержащей не превращенные углеводороды со вторым катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов в смешанном потоке газойля в дистиллятные углеводороды;
линию подачи для подачи эффлюента из второй реакционной системы гидрокрекинга во фракционирующую систему для совместного фракционирования с эффлюентом из первой реакционной системы гидрокрекинга;
третью реакционную систему гидрокрекинга для контактирования водорода и второй части первого потока газойля с третьим катализатором гидроконверсии для превращения по меньшей мере части углеводородов во второй части в дистиллятные углеводороды;
систему сепарации для фракционирования эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга для извлечения двух или более углеводородных фракций.
16. Система по п.15, дополнительно включающая по крайней мере одну систему из систем: замедленного коксования, коксования в текучей среде, легкого крекинга, парового крекинга и флюид-каталитического крекинга.
17. Система по п.15, в которой система управления потоками выполнена с возможностью смешивания второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,10 кг названного второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля, но не более чем 0,90 кг названного второго потока газойля на 1 кг газойля первого потока.
18. Система по п.15, в которой система управления потоками выполнена с возможностью смешивания второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее чем 0,65 кг названного второго потока на 1 кг газойля первого потока, но не более чем 0,90 кг второго потока газойля на 1 кг первого потока газойля.
19. Система по п.15, в которой система управления потоками выполнена с возможностью смешивания второго потока газойля с первым потоком газойля в соотношении не менее 0,8 кг названного второго потока на 1 кг первого потока, но не более чем около 0,90 кг газойля второго потока на 1 кг газойля первого потока 0,65 кг к соответственно.
20. Система по п.15, в которой система сепарации для фракционирования эффлюента из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга содержит:
газожидкостный сепаратор для разделения первой и второй реакционных систем гидрокрекинга на газовую и жидкую фракции;
фракционирующую систему для разделения жидкой фракции на одну или более углеводородных фракций, включая фракцию, содержащую не превращенные углеводороды.
21. Система по п.20, дополнительно включающая одну или более поточные линии для возврата по меньшей мере части газовой фракции в одну или более из числа первой реакционной системы гидрокрекинга, второй реакционной системы гидрокрекинга, третьей реакционной системы гидрокрекинга и системы гидрообработки дистиллята.
22. Система по п.15, в которой сепарационная система фракционирования эффлюента из третьей реакционной системы гидрокрекинга совмещена с сепарационной системой, разделяющей эффлюенты из первой и второй реакционных систем гидрокрекинга.
23. Система по п.15, дополнительно включающая
установку гидроочистки дизтоплива для гидрообработки углеводородного сырья; питающий трубопровод подачи эффлюента с установки гидроочистки дизтоплива в систему сепарации на ступень фракционирования для совместного фракционирования с эффлюентом с третьей реакционной системы гидрокрекинга.
24. Система по п.15, в которой сепарационная система для фракционирования эффлюента с третьей реакционной системы гидрокрекинга выполнена с возможностью разделения эффлюента на фракции С4-, фракцию легкой нафты, фракцию тяжелой нафты, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и фракцию базового масла.
25. Система по п.24, дополнительно включающая трубопровод для запитывания по меньшей мере части фракции базового масла во вторую реакционную систему гидрокрекинга.
26. Система по п.15, дополнительно включающая
операционную систему, настроенную на: работу в режиме, когда в первой реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 30% конверсии;
работу в режиме, когда во второй реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 45% конверсии; и
работу в режиме, когда в третьей реакционной системе гидрокрекинга достигают по меньшей мере 50% конверсии,
причем под конверсией подразумевают гидрокрекинг углеводородного сырья, кипящего выше температуры около 650°F в углеводороды, кипящие при температуре ниже около 650°F, определяемой методом ASTM D1160 или эквивалентным.
27. Система по п.26, в которой операционная система выполнена с возможностью поддержания:
интенсивности реакции для первой реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 35,000°F-Bara-Hr, но не более чем около 225,000°F-Bara-Hr;
интенсивности реакции для второй реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 25,000°F-Bara-Hr, но не более чем около 110,000°F-Bara-Hr;
интенсивности реакции для третьей реакционной системы гидрокрекинга по меньшей мере около 50,000°F-Bara-Hr, но не более чем около 235,000°F-Bara-Hr,
причем интенсивность реакции определяют как отношение произведения средней температуры катализатора, загруженного в реакторы реакционной системы гидрокрекинга в градусах и среднего парциального давления водорода в реакционной системе в абсолютных Барах к часовой объемной скорости жидкости в названных реакторах гидрокрекинга.
RU2015143892A 2013-03-15 2014-02-12 Гидрообработка продуктов термического крекинга RU2640419C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361794859P 2013-03-15 2013-03-15
US61/794,859 2013-03-15
PCT/US2014/015907 WO2014149247A1 (en) 2013-03-15 2014-02-12 Hydroprocessing thermally cracked products

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015143892A true RU2015143892A (ru) 2017-04-28
RU2640419C2 RU2640419C2 (ru) 2018-01-09

Family

ID=51522706

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015143892A RU2640419C2 (ru) 2013-03-15 2014-02-12 Гидрообработка продуктов термического крекинга

Country Status (5)

Country Link
US (2) US9631150B2 (ru)
CN (1) CN105073956B (ru)
RU (1) RU2640419C2 (ru)
TW (1) TWI571508B (ru)
WO (1) WO2014149247A1 (ru)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FI127519B (en) * 2015-12-31 2018-08-15 Neste Oyj Process for producing high octane fuel component from renewable raw material
FR3067717B1 (fr) * 2017-06-16 2020-11-13 Ifp Energies Now Procede integre d'hydrocraquage deux etapes et d'un procede d'hydrotraitement
US12045022B2 (en) 2018-01-30 2024-07-23 Imubit Israel Ltd. Predictive control systems and methods with offline gains learning and online control
US11494651B2 (en) 2018-01-30 2022-11-08 Imubit Israel Ltd Systems and methods for optimizing refinery coker process
US11993751B2 (en) 2018-01-30 2024-05-28 Imubit Israel Ltd. Predictive control systems and methods with fluid catalytic cracking volume gain optimization
US12066800B2 (en) 2018-01-30 2024-08-20 Imubit Israel Ltd. Control system with optimization of neural network predictor
US10968405B2 (en) * 2018-08-07 2021-04-06 Chevron U.S.A. Inc. Catalytic remedy for advanced UCO bleed reduction in recycle hydrocracking operations
FI20196039A1 (en) 2019-11-29 2021-05-30 Neste Oyj Method of making a jet fuel component
US20220219097A1 (en) * 2021-01-11 2022-07-14 Uop Llc Process and apparatus for heating stream from a separation vessel
US11859142B2 (en) * 2021-04-30 2024-01-02 Uop Llc Hydrocracking process for maximization of naphtha
EP4334785B1 (en) 2021-05-05 2025-12-31 Imubit Israel Ltd. PREDICTIVE CONTROL SYSTEMS AND METHODS WITH OPTIMIZATION OF FLUID CATALYTIC CRACK VOLUME GAIN

Family Cites Families (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4011154A (en) 1973-03-26 1977-03-08 Chevron Research Company Production of lubricating oils
US4170544A (en) 1978-06-12 1979-10-09 Chevron Research Company Hydrocracking process including upgrading of bottoms fraction of the product
US4162962A (en) 1978-09-25 1979-07-31 Chevron Research Company Sequential hydrocracking and hydrogenating process for lube oil production
US4213845A (en) 1978-12-13 1980-07-22 Chevron Research Company Lube oil blend process and composition
US4347121A (en) 1980-10-09 1982-08-31 Chevron Research Company Production of lubricating oils
US4325805A (en) 1980-12-18 1982-04-20 Chevron Research Company Lubricating oil stabilization
US4404088A (en) * 1981-10-02 1983-09-13 Chevron Research Company Three-stage hydrocracking process
US4604187A (en) * 1981-12-04 1986-08-05 Union Oil Company Of California Hydrocracking with rare earth-containing Y zeolite compositions
US4430203A (en) 1982-02-05 1984-02-07 Chevron Research Company Hydrotreating or hydrocracking process
US4559129A (en) 1984-08-27 1985-12-17 Chevron Research Company Red mud as a first-stage catalyst in a two-stage, close-coupled thermal catalytic hydroconversion process
US4761220A (en) 1984-10-31 1988-08-02 Chevron Research Company Hydroprocessing catalyst fines as a first-stage catalyst in a two-stage, close-coupled thermal catalytic hydroconversion process
US4921594A (en) 1985-06-28 1990-05-01 Chevron Research Company Production of low pour point lubricating oils
US4627908A (en) 1985-10-24 1986-12-09 Chevron Research Company Process for stabilizing lube base stocks derived from bright stock
US4608151A (en) 1985-12-06 1986-08-26 Chevron Research Company Process for producing high quality, high molecular weight microcrystalline wax derived from undewaxed bright stock
US4657661A (en) 1985-12-11 1987-04-14 Chevron Research Company Process for improving the storage stability and bulk oxidation stability of lube base stocks derived from bright stock
US4747932A (en) 1986-04-10 1988-05-31 Chevron Research Company Three-step catalytic dewaxing and hydrofinishing
US4859312A (en) 1987-01-12 1989-08-22 Chevron Research Company Process for making middle distillates using a silicoaluminophosphate molecular sieve
US5139647A (en) 1989-08-14 1992-08-18 Chevron Research And Technology Company Process for preparing low pour middle distillates and lube oil using a catalyst containing a silicoaluminophosphate molecular sieve
US5232577A (en) 1990-08-14 1993-08-03 Chevron Research And Technology Company Hydrocracking process with polycyclic aromatic dimer removal
RU1772134C (ru) * 1991-01-02 1992-10-30 Грозненский Нефтяной Институт Им.Акад.М.Д.Миллионщикова Способ каталитической переработки газойлевых фракций
US5439860A (en) 1992-04-16 1995-08-08 Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. Catalyst system for combined hydrotreating and hydrocracking and a process for upgrading hydrocarbonaceous feedstocks
US6569313B1 (en) * 1995-12-22 2003-05-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated lubricant upgrading process
CA2260240A1 (en) 1996-07-15 1998-01-22 James N. Ziemer Sulfur resistant hydroconversion catalyst and hydroprocessing of sulfur-containing lube feedstock
DE19649056A1 (de) 1996-11-27 1998-05-28 Basf Ag Polymerisierbare Oligomesogene
US5904835A (en) * 1996-12-23 1999-05-18 Uop Llc Dual feed reactor hydrocracking process
US6113775A (en) * 1997-12-05 2000-09-05 Uop Llc Split end hydrocracking process
US6096190A (en) 1998-03-14 2000-08-01 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking/hydrotreating process without intermediate product removal
US6224747B1 (en) 1998-03-14 2001-05-01 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking and hydrotreating
US6179995B1 (en) 1998-03-14 2001-01-30 Chevron U.S.A. Inc. Residuum hydrotreating/hydrocracking with common hydrogen supply
US6200462B1 (en) 1998-04-28 2001-03-13 Chevron U.S.A. Inc. Process for reverse gas flow in hydroprocessing reactor systems
US6187725B1 (en) 1998-10-15 2001-02-13 Chevron U.S.A. Inc. Process for making an automatic transmission fluid composition
US6630066B2 (en) 1999-01-08 2003-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking and hydrotreating separate refinery streams
US6337010B1 (en) 1999-08-02 2002-01-08 Chevron U.S.A. Inc. Process scheme for producing lubricating base oil with low pressure dewaxing and high pressure hydrofinishing
US6841062B2 (en) 2001-06-28 2005-01-11 Chevron U.S.A. Inc. Crude oil desulfurization
US6623624B2 (en) 2001-09-10 2003-09-23 Chevron U.S.A. Inc. Process for preparation of fuels and lubes in a single integrated hydrocracking system
US20090095654A1 (en) 2001-10-25 2009-04-16 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones
US20050006280A1 (en) 2001-10-25 2005-01-13 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones
US6783660B2 (en) 2001-10-25 2004-08-31 Chevron U.S.A. Inc. Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones
US6787025B2 (en) * 2001-12-17 2004-09-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range
US6702935B2 (en) 2001-12-19 2004-03-09 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking process to maximize diesel with improved aromatic saturation
US7238275B2 (en) * 2002-04-05 2007-07-03 Fluor Technologies Corporation Combined hydrotreating process and configurations for same
US20090045100A1 (en) 2002-06-04 2009-02-19 Chevron U.S.A. Inc. Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle
US20030221990A1 (en) 2002-06-04 2003-12-04 Yoon H. Alex Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle
US20050051463A1 (en) 2003-09-09 2005-03-10 Chevron U.S.A. Inc. Production of high quality lubricant bright stock
US7238277B2 (en) 2004-12-16 2007-07-03 Chevron U.S.A. Inc. High conversion hydroprocessing
US7427349B2 (en) 2004-12-16 2008-09-23 Chevron U.S.A. Inc. Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process
US7531082B2 (en) 2005-03-03 2009-05-12 Chevron U.S.A. Inc. High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones
US8980081B2 (en) 2007-10-22 2015-03-17 Chevron U.S.A. Inc. Method of making high energy distillate fuels
US20090159493A1 (en) 2007-12-21 2009-06-25 Chevron U.S.A. Inc. Targeted hydrogenation hydrocracking
US9127217B2 (en) 2007-12-21 2015-09-08 Chevron U.S.A. Inc. Method of making high energy distillate fuels
WO2010039296A1 (en) 2008-10-01 2010-04-08 Chevron U.S.A. Inc. A 170 neutral base oil with improved properties
US8518239B2 (en) 2008-10-03 2013-08-27 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking catalyst and process using a magnesium aluminosilicate clay
US20100200459A1 (en) 2009-02-10 2010-08-12 Chevron U.S.A. Inc. Selective staging hydrocracking
US8343334B2 (en) * 2009-10-06 2013-01-01 Saudi Arabian Oil Company Pressure cascaded two-stage hydrocracking unit
US20120024752A1 (en) 2010-07-28 2012-02-02 Chevron U.S.A. Inc. Multi-Stage Hydroprocessing for the Production of High Octane Naphtha

Also Published As

Publication number Publication date
TWI571508B (zh) 2017-02-21
US20140262942A1 (en) 2014-09-18
US10385283B2 (en) 2019-08-20
TW201443218A (zh) 2014-11-16
US9631150B2 (en) 2017-04-25
WO2014149247A1 (en) 2014-09-25
US20170183573A1 (en) 2017-06-29
RU2640419C2 (ru) 2018-01-09
CN105073956B (zh) 2017-10-20
CN105073956A (zh) 2015-11-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2015143892A (ru) Гидрообработка продуктов термического крекинга
KR102613605B1 (ko) 원유의 변환을 위한 시스템 및 공정
KR102555553B1 (ko) 부분 촉매 재순환을 갖는 고-심화 유체 촉매 분해 시스템 및 공정
JP6382349B2 (ja) 原油から芳香族を製造するプロセス
US10066172B2 (en) Supercritical water upgrading process to produce paraffinic stream from heavy oil
RU2700710C1 (ru) Способ переработки сырой нефти в легкие олефины, ароматические соединения и синтетический газ
KR102387832B1 (ko) 고비점 탄화수소 공급원료를 보다 저비점의 탄화수소 생성물로 전환하는 방법
TW201930574A (zh) 轉化重質燃料油為化學品之技術
MY155339A (en) Process for the manufacture of hydrocarbons of biological origin
CN101591562B (zh) 一种流化催化裂化方法及其装置
JP2019528358A (ja) 供給原料炭化水素を石油化学製品へ転換するためのシステムおよび方法
KR101973172B1 (ko) 피셔-트롭슈 합성 오일을 이용한 디젤유 및 제트 연료 생산 시스템 및 방법
RU2015143600A (ru) Объединение гидрокрекинга остатков и гидроочистки
JP2008266592A (ja) 重炭化水素供給材料からの減少した残油および残留物のない産物を産生する方法およびシステム
RU2012156272A (ru) Способ и устройство для получения углеводородов из сырья, содержащего талловое масло и терпеновые соединения
FR2969642B1 (fr) Production de carburants paraffiniques a partir de matieres renouvelables par un procede d'hydrotraitement en continu
RU2020113112A (ru) Способ и система для повышения качества низкокачественной нефти
CN106715657A (zh) 从烃料流中除去硫化合物的方法和系统
EA201690126A1 (ru) Способ и установка для конверсии сырой нефти в нефтехимические продукты с повышенной эффективностью по углероду
RU2015134160A (ru) Конверсия асфальтенового пека в течение процесса гидрокрекинга остатка с кипящим слоем
WO2016054316A1 (en) Two-step process for aromatics production from natural gas/shale gas condensates
JP2021521286A (ja) ビスブレーカー一体型超臨界水プロセス
RU2009146027A (ru) Способ гидроочистки углеводородных нефтепродуктов
CN105586087A (zh) 一种加氢裂化的方法
CN106590740A (zh) 一种劣质原料油的处理方法