PL203817B1 - Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle - Google Patents
Multi-stage hydrocracker with kerosene recycleInfo
- Publication number
- PL203817B1 PL203817B1 PL372757A PL37275703A PL203817B1 PL 203817 B1 PL203817 B1 PL 203817B1 PL 372757 A PL372757 A PL 372757A PL 37275703 A PL37275703 A PL 37275703A PL 203817 B1 PL203817 B1 PL 203817B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- hydrotreating
- kerosene
- zone
- naphtha
- zones
- Prior art date
Links
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 17
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 9
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 7
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 abstract description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 Y zeolite Chemical compound 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N O.O.O.[Al] Chemical compound O.O.O.[Al] MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019568 aromas Nutrition 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N cobalt tungsten Chemical compound [Co].[W] JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenenickel Chemical compound [Ni]=S WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
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
- 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
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
Description
Opis wynalazkuDescription of the invention
Przedmiotem niniejszego wynalazku jest sposób obróbki wsadu węglowodorowego obejmujący wielostopniowy sposób hydrokrakowania, w którym produkty lekkie z pierwszego stopnia, takie jak benzyna ciężka, nafta i olej napędowy, łączy się z benzyną ciężką, naftą i olejem napędowym z innych źródeł i recyrkuluje z frakcjonowania do stopnia drugiego (albo kolejnego stopnia) urządzenia do hydrokrakowania w celu wytworzenia produktów lżejszych, takich jak gaz i benzyna ciężka.The present invention relates to a hydrocarbon feed treatment process comprising a multi-stage hydrocracking process in which first stage light products such as naphtha, kerosene and diesel are combined with naphtha, kerosene and diesel fuel from other sources and recirculated from fractionation to a stage. a second (or subsequent stage) hydrocracker to produce lighter products such as gas and naphtha.
Historycznie, istniało niewielkie zapotrzebowanie na krakowanie nafty albo innych produktów lekkich do produktów jeszcze lżejszych. W Stanach Zjednoczonych istnieje niewielkie zapotrzebowanie na gaz albo inne, bardzo lotne produkty. Substancje pozostałości podestylacyjnych są zwykle substancjami recyrkulowanymi w hydrokrakowaniu dwustopniowym, jak praktykuje się to w Stanach Zjednoczonych. W Azji istnieje, jednakże, zapotrzebowanie na produkty takie jak LPG (gaz płynny) i LNG (gaz ciekły naturalny).Historically, there has been little need to crack kerosene or other light products into even lighter products. In the United States, there is little need for gas or other highly volatile products. The bottoms material is typically recirculated materials in two-stage hydrocracking as is practiced in the United States. In Asia, however, there is a need for products such as LPG (liquefied petroleum gas) and LNG (natural liquid gas).
Aczkolwiek, istnieje zapotrzebowanie na bardzo lekkie produkty w pewnych częściach świata, wielu ekspertów uważa, że produkty lekkie nie będą ulegać krakowaniu w większości reaktorów (przy zastosowaniu typowych katalizatorów hydrokrakowania, w przeciwieństwie do katalizatorów FCC) ponieważ znajdują się one w fazie pary w przeciwieństwie do fazy ciekłej. To przekonanie najwyraźniej wynika z faktu, że otoczenie w jednostopniowym urządzeniu do hydrokrakowania, w obecności H2S i NH3, nie jest sprzyjające dla krakowania produktów lekkich.Although there is a need for very light products in certain parts of the world, many experts believe that light products will not crack in most reactors (using conventional hydrocracking catalysts as opposed to FCC catalysts) because they are in the vapor phase as opposed to liquid phase. This belief is apparently due to the fact that the environment in a single stage hydrocracker, in the presence of H2S and NH3, is not conducive to light product cracking.
Pomysł zawracania pozostałości podestylacyjnych do wstępnego stopnia hydrokrakowania (raczej niż drugiego stopnia) jest dobrze znany. Patent US Nr 6,261,441 (Gentry i współprac.) ujawnia zawracanie pozostałości podestylacyjnych, które hydrokrakowano i odparafinowano, z powrotem do urządzenia do hydrokrakowania. Patent US nr 5,447,621 (Hunter) ujawnia sposób ulepszenia destylatu średniego. Strumień boczny destylatu średniego z typowego procesu hydrokrakowania jednostopniowego jest cyrkulowany do stopnia hydroobróbki, takiego jak reaktor nasycania związków aromatycznych i/lub reaktor odparafinowania katalitycznego w celu wywołania ulepszenia destylatu średniego. Ulepszony produkt jest następnie wykończany w etapie frakcjonowania w kolumnie typu „side-stripper. Wynalazek ten ujawnia kierowanie destylatu średniego do stopnia hydroobróbki. Destylaty średnie są ulepszane, nie krakowane, jak w niniejszym zgłoszeniu patentowym.The idea of recycling bottoms to a preliminary hydrocracking stage (rather than a second stage) is well known. US Patent No. 6,261,441 (Gentry et al.) Discloses the recycling of still bottoms that have been hydrocracked and dewaxed back to a hydrocracker. US Patent No. 5,447,621 (Hunter) discloses a middle distillate improvement process. The middle distillate side stream from a typical single stage hydrocracking process is recirculated to a hydrotreating stage such as an aromatic saturation reactor and / or a catalytic dewaxing reactor to effect middle distillate improvement. The improved product is then finished in a fractionation step on a side-stripper column. This invention discloses the routing of the middle distillate to a hydrotreating stage. The middle distillates are upgraded, not cracked, as in this patent application.
Patent US Nr 4,789,457 (Fischer i współprac.) ujawnia sposób, w którym wysoce aromatyczny, zasadniczo dealkilowany wsad jest przetwarzany bezpośrednio do benzyny wysokooktanowej przez hydrokrakowanie na katalizatorze korzystnie zawierającym zeolit o szerokich porach, taki jak zeolit Y, w dodatku do składnika uwodorniającego-odwodorniającego. Surowcem jest korzystnie olej lekkiego cyklu. Olej lekkiego cyklu jest cięższy od nafty i benzyny ciężkiej krakowanej w niniejszym zgłoszeniu patentowym, i w patencie Fischera i współprac, zastosowano tylko jeden stopień hydrokrakowania.U.S. Patent No. 4,789,457 (Fischer et al.) Discloses a method in which a highly aromatic, substantially dealkylated feed is converted directly to high-octane gasoline by hydrocracking over a catalyst preferably comprising a wide pore zeolite, such as Y zeolite, in addition to a hydrogenation-dehydrogenation component. . The raw material is preferably light cycle oil. The light cycle oil is heavier than the kerosene and naphtha cracked in this patent application, and in the Fischer et al. Patent, only one hydrocracking stage is used.
Streszczenie wynalazkuSummary of the invention
Zgłaszający stwierdzili, że w otoczeniu czystego urządzenia hydrokrakującego drugiego stopnia, z usuniętymi heteroatomami, produkty lekkie będą ulegać krakowaniu. Przykłady pokazują, że wydajność netto nafty zmniejsza się, gdy jest ona recyrkulowana do drugiego stopnia na bazie surowej mieszanki zasilającej, podczas gdy ilości destylatów średnich pozostają takie same. Recyrkulacja nafty do stopnia drugiego zwiększa wydajność nafty reformowanej zakresu 170-350 °F, produktu najwyżej cenionego przez klientów.Applicants have found that in the vicinity of a clean second stage hydrocracker with the heteroatoms removed, light products will crack. The examples show that the net yield of kerosene decreases when it is recirculated to the second stage on the basis of the raw feed blend, while the amounts of middle distillates remain the same. Recycling the kerosene to stage two increases the yield of 170-350 ° F reform kerosene, the product most appreciated by customers.
Ujawniony niniejszym wynalazek przedstawia sposób wytwarzania produktów lekkich, takich jak gaz i nafta, przez przetwarzanie nafty w stopniu drugim (albo stopniu kolejnym) wielostopniowego urządzenia hydrokrakującego. Nafta, olej napędowy i benzyna ciężka z innych źródeł są włączone do recyrkulacji, i w kolejnych stopniach hydroobróbki utrzymuje się niższe ciśnienie niż w początkowym stopniu hydroobróbki. Powoduje to oszczędności w kosztach.The present invention discloses a method of producing light products such as gas and kerosene by processing kerosene in the second stage (or successive stage) of a multistage hydrocracker. Kerosene, diesel, and naphtha from other sources are included in the recirculation, and the subsequent hydrotreating stages are maintained at a lower pressure than the initial hydrotreating stage. This results in cost savings.
Niniejszy wynalazek jest streszczony następująco:The present invention is summarized as follows:
Sposób hydroobróbki wsadu węglowodorowego, przy czym w sposobie zastosowano wielokrotne strefy hydroobróbki w zakresie pojedynczej pętli reakcyjnej, i obejmujący następujące etapy:A method of hydrotreating a hydrocarbon feed, wherein the process employs multiple hydrotreating zones within a single reaction loop, and comprises the following steps:
(a) skierowania wsadu węglowodorowego do pierwszej strefy hydroobróbki, posiadającej jedno albo więcej złoże zawierające katalizator hydroobróbki, przy czym strefa hydroobróbki jest utrzymywana w warunkach hydroobróbki, w których wsad styka się z katalizatorem i wodorem w celu wytworzenia strumienia pary i strumienia cieczy jako odcieku;(a) directing the hydrocarbon feed to a first hydrotreating zone having one or more beds containing a hydrotreating catalyst, the hydrotreating zone being maintained under a hydrotreating condition in which the feed is contacted with catalyst and hydrogen to produce a vapor stream and a liquid stream as effluent;
(b) usunięcia ze szczytu kolumny strumienia pary z etapu (a), który zawiera wodór, siarkowodór i lekkie gazy wę glowodorowe;(b) removing from the top of the column the vapor stream from step (a) that contains hydrogen, hydrogen sulfide and light hydrocarbon gases;
PL 203 817 B1 (c) połączenia strumienia cieczy z etapu (b) z ciekłym odciekiem z innych stref hydroobróbki;(C) combining the liquid stream from step (b) with the effluent liquid from the other hydrotreating zones;
(d) skierowania strumienia cieczy z etapu (c), który zawiera związki węglowodorowe, wrzące w przybliż eniu w tym samym zakresie temperatur co wsad wę glowodorowy, do frakcjonowania;(d) directing a liquid stream from step (c) that contains hydrocarbon compounds boiling in approximately the same temperature range as the hydrocarbon feed to fractionation;
(e) rozdzielenia strumienia cieczy z etapu (d), we frakcjonowaniu, na frakcję gazową, benzyny ciężkiej, nafty i oleju napędowego, w dodatku do frakcji pozostałości podestylacyjnych;(e) separating the liquid stream from step (d) in fractionation into a gaseous fraction of naphtha, kerosene and gas oil in addition to the bottoms fraction;
(f) skierowania frakcji pozostałości podestylacyjnych z 3 etapu (e) do dalszej obróbki albo recyrkulacji do jednej albo więcej z innych stref hydroobróbki z etapu (c);(f) passing the bottoms fraction from step (e) to further treatment or recirculation to one or more of the other hydrotreating zones from step (c);
(g) skierowania jednej albo więcej z frakcji benzyny ciężkiej, nafty i oleju napędowego do dalszej obróbki jako produktów albo recyrkulację jednej albo więcej z frakcji do jednej albo więcej z innych stref hydroobróbki z etapu (c), przy czym frakcje nafty, benzyny ciężkiej, i oleju napędowego są połączone z frakcjami nafty, benzyny ciężkiej i oleju napędowego z innych źródeł, w powyższych strefach hydroobróbki albo strefach utrzymywanych w warunkach hydroobróbki utrzymuje się niższe ciśnienie niż w pierwszej strefie hydroobróbki, i posiadają one otoczenie zasadniczo wolne od H2S, NH3, albo innych zanieczyszczeń heteroatomowych;(g) diverting one or more of the naphtha, kerosene and diesel fractions for further processing as products, or recirculation of one or more of the fractions to one or more of the other hydrotreating zones from step (c), the kerosene, naphtha fractions, and diesel are combined with kerosene, naphtha and diesel fractions from other sources, the above hydrotreating zones or zones maintained under hydrotreating conditions are maintained at a lower pressure than the first hydrotreating zone, and have an environment substantially free of H2S, NH3, or other heteroatomic impurities;
(h) skierowania odcieku z etapu (g) do frakcjonowania; i (i) odzyskania we frakcjonowaniu zwiększonych ilości gazu i benzyny ciężkiej, przy czym raczej w etapie frakcjonowania z etapu (h), niż w etapie frakcjonowania z etapu (e).(h) passing the effluent from step (g) to fractionation; and (i) recovering increased amounts of gas and naphtha in fractionation, in the fractionation step of step (h) rather than the fractionation step of step (e).
Skrócony opis rysunkuBrief description of the drawing
Figura przedstawia dwustopniowy sposób hydrokrakowania, umożliwiający zawracanie frakcji pozostałości podestylacyjnych, frakcji oleju napędowego, frakcji nafty albo frakcji benzyny ciężkiej do drugiego stopnia reaktora.The figure shows a two-stage hydrocracking process for recycling the bottoms fraction, diesel fractions, kerosene fractions or naphtha fractions to the second reactor stage.
Szczegółowy opis wynalazkuDetailed Description of the Invention
Ogrzany wstępnie olej zasilający w strumieniu 1 jest mieszany z wodorem w strumieniu 2 przed wejściem do pierwszego stopnia albo głównej strefy hydroobróbki 10. Ta strefa hydroobróbki jest korzystnie reaktorem ze złożem nieruchomym, z przepływem „w dół. Ten reaktor zawiera wiele złóż katalizatora hydroobróbki. Co najmniej jedno złoże zawiera katalizator hydrokrakowania.The preheated feed oil in stream 1 is mixed with hydrogen in stream 2 prior to entering the first stage or main hydrotreating zone 10. This hydrotreating zone is preferably a downflow fixed bed reactor. This reactor contains multiple beds of hydrotreating catalyst. At least one bed contains a hydrocracking catalyst.
Odciek 3 z reaktora pierwszego stopnia, który poddano hydroobróbce i częściowo hydrokrakowaniu, zawiera strumień cieczy i strumień pary. Strumień pary 3(a) usuwa się szczytem kolumny. Zawiera on wodór, siarkowodór i lekkie gazy węglowodorowe. Strumień cieczy 3(b) łączy się z ciekłym odciekiem z innych stref procesu, przedstawionym strumieniem 4. Strumień 3 (b) i strumień 4 łączy się w celu wytworzenia strumienia 5. Strumień 5 kieruje się do jednostki frakcjonują cej 30, gdzie jest rozdzielany na strumień gazu 6, strumień benzyny ciężkiej 7, strumień nafty 8, strumień oleju napędowego 9 i strumień pozostałości podestylacyjnych 14. Produkt benzyny ciężkiej może być kolejno recyrkulowany, w całości albo w części, strumieniem 11 do strumienia 15, i ostatecznie do reaktora drugiego stopnia 20. Produkt nafty może być kolejno recyrkulowany, w całości albo w części, strumieniem 12 do strumienia 15, i ostatecznie do reaktora drugiego stopnia 20. Produkt oleju napędowego może być kolejno recyrkulowany, w całości albo w części, strumieniem 13 do strumienia 15, i ostatecznie do reaktora drugiego stopnia 20. Pozostałości podestylacyjne w strumieniu 14 mogą być kierowane do dalszej obróbki (w strumieniu 14a) albo, kolejno, mogą być recyrkulowane strumieniem 14 (b) do reaktora drugiego 20. Reaktor drugi 20 przedstawia strefy hydroobróbki następcze względem pierwszej strefy hydroobróbki. Każda z tych stref posiada otoczenie zasadniczo wolne od H2S, NH3, albo innych składników heteroatomowych.The effluent 3 from the first stage reactor that has been hydrotreated and partially hydrocracked comprises a liquid stream and a vapor stream. Steam stream 3 (a) is removed at the top of the column. It contains hydrogen, hydrogen sulfide and light hydrocarbon gases. Stream 3 (b) is combined with the liquid effluent from other process zones shown in stream 4. Stream 3 (b) and stream 4 are combined to produce stream 5. Stream 5 is directed to fractionator 30 where it is split into gas stream 6, naphtha stream 7, kerosene stream 8, diesel stream 9 and bottoms stream 14. The naphtha product may be successively recirculated, in whole or in part, with stream 11 into stream 15, and finally into the second stage reactor 20 The kerosene product may be recirculated sequentially, in whole or in part, via stream 12 to stream 15, and ultimately into the second stage reactor 20. The diesel fuel product may be sequentially recirculated, in whole or in part, via stream 13 to stream 15, and finally into stream 15. to a second stage reactor 20. The still bottoms in stream 14 may be directed to further treatment (in stream 14a) or, sequentially, may be recirculated. stream 14 (b) to the second reactor 20. The second reactor 20 shows the hydrotreating zones downstream of the first hydrotreating zone. Each of these zones has an environment substantially free of H 2 S, NH 3, or other heteroatomic constituents.
SurowceRaw Materials
Według niniejszego wynalazku można zastosować szeroką gamę surowców węglowodorowych. Typowe surowce obejmują ciężkie albo syntetyczne frakcje olejowe albo strumień technologiczny posiadający punkt wrzenia powyżej 200°C (392°F). Takie surowce obejmują próżniowe oleje napędowe, ciężkie, atmosferyczne oleje napędowe, olej napędowy z opóźnionego koksowania, olej napędowy z procesu visbreaker, oleje demetalizowane, pozostałości próżniowe, pozostałości atmosferyczne, olej deasfaltowany, strumienie z procesu Fischera-Tropscha, i strumienie FCC.A wide variety of hydrocarbon feedstocks can be used in the present invention. Typical feeds include heavy or synthetic oil fractions or a process stream having a boiling point above 200 ° C (392 ° F). Such feedstocks include vacuum gas oils, heavy atmospheric diesel fuels, delayed coking gas oil, visbreaker gas oil, demetallised oils, vacuum residues, atmospheric residues, deasphalted oil, Fischer-Tropsch streams, and FCC streams.
ProduktyProducts
Aczkolwiek nacisk położono na zwiększone wytwarzanie gazu i benzyny ciężkiej, sposób według niniejszego wynalazku jest także użyteczny w wytwarzaniu frakcji średniego destylatu, wrzących w zakresie około 121-371°C (250-700°F). Frakcję średniego destylatu określa się jako posiadającą przybliżony zakres wrzenia od około 125°C (250°F) do 375°C (700°F). Co najmniej 75% objętościowych, korzystnie 85% objętościowych, składników średniego destylatu posiada temperaturę wrzenia w warunkach normalnych większą od 125°C (250°F). Co najmniej około 75% obję toś ciowych,Although the emphasis has been on enhanced gas and naphtha production, the process of the present invention is also useful in producing middle distillate fractions boiling in the range of about 121-371 ° C (250-700 ° F). The middle distillate fraction is defined as having an approximate boiling range from about 125 ° C (250 ° F) to 375 ° C (700 ° F). At least 75% by volume, preferably 85% by volume, of the components of the middle distillate have a normal boiling point greater than 125 ° C (250 ° F). At least about 75% by volume
PL 203 817 B1 korzystnie 85% objętościowych, składników średniego destylatu posiada temperaturę wrzenia w warunkach normalnych niższą od 375°C (700°F). Określenie „destylat średni obejmuje frakcje wrzące w zakresie oleju napę dowego, paliwa do silników turboodrzutowych i nafty.Preferably, 85% by volume of the components of the middle distillate have an ordinary boiling point of less than 375 ° C (700 ° F). The term "middle distillate" includes the boiling fractions of diesel fuel, jet fuel and kerosene.
Zakres temperatur wrzenia nafty albo paliwa do silników turboodrzutowych odnosi się do zakresu pomiędzy 138-274°C (280°F i 525°F). Określenie „zakres wrzenia oleju napędowego dotyczy węglowodorów wrzących w zakresie od 121-371°C (250°F do 700°F).The boiling range of kerosene or jet fuel is between 138-274 ° C (280 ° F and 525 ° F). The term "diesel boiling range" refers to hydrocarbons boiling in the range of 121-371 ° C (250 ° F to 700 ° F).
W sposobie według niniejszego wynalazku podkreślone jest wytwarzanie benzyny i benzyny ciężkiej. Benzyna i benzyna ciężka zwykle wrze w zakresie poniżej 204°C (400°F), albo C10. Zakresy wrzenia różnych frakcji produktu uzyskiwanych w danej rafinerii będą różnić się od siebie takimi czynnikami jak charakterystyki źródła surowej ropy naftowej, lokalne rynki rafineryjne, i ceny produktów.Gasoline and naphtha production is emphasized in the process of the present invention. Gasoline and naphtha typically boil below 204 ° C (400 ° F) or C10. The boiling ranges of the various product fractions obtained at a given refinery will differ from one another with factors such as crude oil source characteristics, local refinery markets, and product prices.
Ciężki, poddany hydroobróbce olej napędowy, inny produkt niniejszego wynalazku, zwykle wrze w zakresie od 550°F do 700°F.Heavy hydrotreated diesel fuel, another product of the present invention, typically boils in the range of 550 ° F to 700 ° F.
WarunkiConditions
Warunki hydroobróbki są określeniem ogólnym, które w tym zgłoszeniu patentowym odnosi się głównie do hydrokrakowania albo hydroobróbki, korzystnie hydrokrakowania. Reaktor pierwszego stopnia, jak przedstawiono na figurze 1, jest urządzeniem hydrokrakującym z częściową konwersją.Hydrotreating conditions are a general term which in this patent application mainly refers to hydrocracking or hydrotreating, preferably hydrocracking. The first stage reactor as shown in figure 1 is a partial conversion hydrocracker.
Typowe warunki hydrokrakowania obejmują temperaturę reakcji od 204°C - 510°C (400°F - 950°F), korzystnie 343°C - 454°C, (650°F - 850°F). Ciśnienie reakcji zmienia się w zakresie od 3,5 - 4,5 Mpa, (500 do 5000 psig) (funt na cal kwadratowy). Korzystnie 10,4 - 24,2 Mpa, (1500-3500 psig). LHSV (liquid hourly space velocity) zmienia się w zakresie od 0,1 do 15 godz.-1 (v/v), korzystnie 0,25 - 2,5 godz.-1. Zużycie wodoru zmienia się w zakresie od 500 do 2500 SCF (standardowych stóp sześciennych) na baryłkę ciekłego wsadu węglowodorowego) 89,1 - 445 m3 H2/m3 wsadu. Reaktory kolejne względem pierwszego reaktora hydroobróbki pracują przy ciśnieniu co najmniej o 100 psig niższym od tego dla pierwszego reaktora, i korzystnie od 500 do 1000 psig niższym od tego dla pierwszego reaktora.Typical hydrocracking conditions include a reaction temperature of from 204 ° C - 510 ° C (400 ° F - 950 ° F), preferably 343 ° C - 454 ° C, (650 ° F - 850 ° F). The reaction pressure varies from 500 to 5000 psig (pounds per square inch). Preferably 10.4-24.2 MPa, (1500-3500 psig). The LHSV (liquid hourly space velocity) varies from 0.1 to 15 hours. -1 (v / v), preferably 0.25-2.5 hours. -1 . Hydrogen consumption varies from 500 to 2500 SCF (standard cubic feet) per barrel of liquid hydrocarbon feed) of 89.1 - 445 m 3 H2 / m 3 feed. Reactors downstream of the first hydrotreating reactor are operated at pressures at least 100 psig less than that of the first reactor, and preferably 500 to 1000 psig less than that of the first reactor.
KatalizatorCatalyst
Każda strefa hydroobróbki może zawierać tylko jeden katalizator, albo kilka katalizatorów łącznie.Each hydrotreating zone may contain only one catalyst or several catalysts in combination.
Katalizator hydrokrakowania ogólnie zawiera składnik krakujący, składnik uwodorniający, oraz spoiwo. Takie katalizatory są dobrze znane. Składnik krakujący może obejmować fazę bezpostaciowej krzemionki/tlenku glinu i/lub zeolit, taki jak typu-Y albo zeolit USY. W katalizatorach wykazujących wysoką aktywność krakującą często stosuje się zeolity REX, REY i USY. Spoiwem jest zwykle krzemionka albo tlenek glinu. Składnik uwodorniający będzie metalem grupy VI, grupy VII, albo grupy VIII, albo ich tlenkami albo siarczkami, korzystnie jednym albo więcej z żelaza, chromu, molibdenu, wolframu, kobaltu, albo niklu, albo ich siarczkami albo tlenkami. Jeśli są obecne w katalizatorze, te składniki uwodorniające ogólnie stanowią od około 5% do około 40% wagowych katalizatora. Inaczej, metale szlachetne, zwłaszcza platyna i/lub pallad, mogą być obecne jako składnik uwodorniający, zarówno pojedynczo jak i w połączeniu z podstawowymi metalicznymi składnikami uwodorniającymi: żelazem, chromem, molibdenem, wolframem, kobaltem, albo niklem. Jeśli są obecne, metale z grupy platynowców będą ogólnie stanowić od około 0,1% do około 2% wagowych katalizatora.The hydrocracking catalyst generally comprises a cracking component, a hydrogenation component, and a binder. Such catalysts are well known. The cracking component may include an amorphous silica / alumina phase and / or a zeolite such as a Y-type or a USY zeolite. REX, REY and USY zeolites are often used in catalysts exhibiting high cracking activity. The binder is usually silica or alumina. The hydrogenation component will be a Group VI, Group VII or Group VIII metal or oxides or sulfides thereof, preferably one or more of iron, chromium, molybdenum, tungsten, cobalt or nickel, or their sulfides or oxides. When present in the catalyst, these hydrogenation components generally constitute from about 5% to about 40% by weight of the catalyst. Otherwise, noble metals, especially platinum and / or palladium, may be present as the hydrogenation component, either alone or in combination with the basic metallic hydrogenation components iron, chromium, molybdenum, tungsten, cobalt or nickel. If present, the platinum group metals will generally make up from about 0.1% to about 2% by weight of the catalyst.
Katalizator hydroobróbki zwykle jest przeznaczony do usuwania siarki i azotu i dostarczania stopnia nasycenia związków aromatycznych. Będzie on zwykle kompozytem metalu grupy VI albo jego związku, i metalu grupy VIII albo jego związku, osadzonym na porowatym podłożu trudnotopliwym, takim jak tlenek glinu. Przykładami katalizatorów hydroobróbki są kobalt-molibden, siarczek niklu, nikiel-wolfram, kobalt-wolfram i nikiel-molibden osadzony na tlenku glinu. Takie katalizatory hydroobróbki są zwykle presiarczkowane.The hydrotreating catalyst is typically designed to remove sulfur and nitrogen and provide a degree of saturation of the aromatics. It will usually be a composite of a Group VI metal or a compound thereof and a Group VIII metal or a compound thereof deposited on a porous refractory substrate such as alumina. Examples of hydrotreating catalysts are cobalt-molybdenum, nickel sulfide, nickel-tungsten, cobalt-tungsten, and alumina-supported nickel-molybdenum. Typically such hydrotreating catalysts are presulfided.
Wybór katalizatora jest podyktowany potrzebami sposobu i charakterystykami produktu. W szczególności, katalizator szlachetny można zastosować w drugim stopniu, gdy jest tam obecna niewielka ilość H2S.The choice of catalyst is dictated by process needs and product characteristics. In particular, a noble catalyst can be used in the second stage when a small amount of H2S is present.
Poniższe przykłady ilustrują względne wydajności recyrkulowania nafty w celu wytworzenia produktów lżejszych o wyższej jakości, w przeciwieństwie do braku recyrkulacji nafty.The following examples illustrate the relative efficiencies of recycle kerosene to produce lighter products of higher quality, as opposed to no recirculation of kerosene.
P r z y k ł a d „Recyrkulację nafty symulowano kierując naftę z pierwszego stopnia hydrokrakowania na katalizatorze do drugiego stopnia hydrokrakowania. Nafta z pierwszego stopnia posiadała punkt dymienia równy 14 mm i 25 LV% (% ciekłej objętości) aromatów. Wydajności netto z przebiegów, gdzie recyrkulowano naftę, obliczono przez odjęcie uzupełniającego wsadu nafty od mierzonej wydajności nafty brutto (waga brutto produktu nafty - waga nafty „recyrkulowanej = wydajność netto produktu nafty).EXAMPLE “The recirculation of kerosene was simulated by directing the kerosene from the first hydrocracking stage over the catalyst to the second hydrocracking stage. The first stage kerosene had a smoke point of 14 mm and 25 LV% (% liquid volume) aromas. The net yields from the runs where the kerosene was recirculated were calculated by subtracting the supplemental kerosene feed from the measured gross kerosene yield (Gross weight of the kerosene product - Weight of recirculated kerosene = net yield of kerosene product).
PL 203 817 B1PL 203 817 B1
W trybie recyrkulacji nafty, katalizator hydokrakowania, podstawowy metal na bazie zeolitu, krakował znaczną frakcję nafty do benzyny ciężkiej i gazu (patrz Tabele 1 i 2). Wydajność netto nafty zmniejszyła się w mieszance surowego wsadu, natomiast jakości średnich destylatów pozostawały takie same. Recyrkulowanie nafty do drugiego stopnia zwiększyło wydajność nafty reformowanej z zakresu 170-350 °F, produktu najbardziej poszukiwanego przez klientów.In the kerosene recirculation mode, the zeolite-based hydrocracking catalyst cracked a significant fraction of kerosene into naphtha and gas (see Tables 1 and 2). The net yield of kerosene decreased in the raw feed blend, while the qualities of the middle distillates remained the same. Recycling the kerosene to the second stage increased the yield of 170-350 ° F reform kerosene, the product most sought after by customers.
T a b e l a 1T a b e l a 1
Dwustopniowe hydrokrakowanie mieszanki wsadu próżniowego oleju napędowego/hydrokrakowanego oleju napędowego/oleju lekkiego cyklu za pomocą katalizatora hydrokrakowaniaTwo-stage hydrocracking of a mixture of vacuum diesel / hydrocracked diesel / light cycle diesel feed with a hydrocracking catalyst
T a b e l a 2T a b e l a 2
Dwustopniowe hydrokrakowanie mieszanki wsadu próżniowego oleju napędowego/hydrokrakowanego oleju napędowego/oleju lekkiego cyklu za pomocą katalizatora hydrokrakowania, z „recyrkulacją nafty”Two-stage hydrocracking of a mixture of vacuum diesel / hydrocracked diesel / light cycle diesel feed with a hydrocracking catalyst with "kerosene recirculation"
PL 203 817 B1 cd. tabeli 2PL 203 817 B1 cont. table 2
Zastrzeżenia patentowePatent claims
Claims (17)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/162,774 US20030221990A1 (en) | 2002-06-04 | 2002-06-04 | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL372757A1 PL372757A1 (en) | 2005-08-08 |
| PL203817B1 true PL203817B1 (en) | 2009-11-30 |
Family
ID=29583629
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL372757A PL203817B1 (en) | 2002-06-04 | 2003-05-02 | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US20030221990A1 (en) |
| EP (1) | EP1511824A4 (en) |
| JP (1) | JP2006510746A (en) |
| AU (1) | AU2003228827B2 (en) |
| CA (1) | CA2487381A1 (en) |
| PL (1) | PL203817B1 (en) |
| WO (1) | WO2003104358A1 (en) |
| ZA (1) | ZA200409344B (en) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2575373C (en) * | 2004-07-30 | 2015-09-08 | Dictaphone Corporation | A system and method for report level confidence |
| US7427349B2 (en) * | 2004-12-16 | 2008-09-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process |
| RU2298578C1 (en) * | 2006-01-26 | 2007-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Нефтехимальянс" (ООО НПО "Нефтехимальянс") | Heavy crude oil feed hydrogenation processing |
| CN101173189B (en) * | 2006-11-01 | 2010-05-12 | 中国石油化工股份有限公司 | Two-stage hydrogenation cracking method for producing industrial chemicals |
| US7983170B2 (en) * | 2006-12-19 | 2011-07-19 | Citrix Systems, Inc. | In-band quality-of-service signaling to endpoints that enforce traffic policies at traffic sources using policy messages piggybacked onto DiffServ bits |
| KR101399207B1 (en) * | 2007-08-22 | 2014-05-26 | 에스케이루브리컨츠 주식회사 | Method for producing feedstocks of high quality lube base oil from unconverted oil |
| US8658020B2 (en) | 2007-12-19 | 2014-02-25 | Phillips 66 Company | Process for upgrading kerosene to gasoline by ring contraction—ring opening—dehydrogenation |
| US20090159493A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Targeted hydrogenation hydrocracking |
| US20100200459A1 (en) * | 2009-02-10 | 2010-08-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Selective staging hydrocracking |
| CN103572505A (en) * | 2012-08-08 | 2014-02-12 | 苏州维艾普新材料有限公司 | Swinging cylinder device for uniformly distributing fibers |
| CN104043474B (en) * | 2013-03-13 | 2016-08-03 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of hydrocracking catalyst and its preparation method and application |
| CN104043473B (en) * | 2013-03-13 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of hydrocracking catalyst and application thereof |
| WO2014149247A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Lummus Technology Inc. | Hydroprocessing thermally cracked products |
| US10010808B2 (en) * | 2013-03-15 | 2018-07-03 | Uop Llc | Process and apparatus for recovering and blending hydroprocessed hydrocarbons and composition |
| JP6810606B2 (en) * | 2013-07-02 | 2021-01-06 | サウディ ベーシック インダストリーズ コーポレイション | Improved ethylene yield methods and equipment for converting crude oil to petrochemicals |
| EP3460026B1 (en) * | 2013-07-02 | 2022-05-11 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved carbon-efficiency |
| EA033166B1 (en) | 2014-02-25 | 2019-09-30 | Сауди Бейсик Индастриз Корпорейшн | Process for converting hydrocarbons into olefins |
| WO2015128038A1 (en) | 2014-02-25 | 2015-09-03 | Saudi Basic Industries Corporation | Method for converting a high-boiling hydrocarbon feedstock into lighter boiling hydrocarbon products |
| CN104923291B (en) * | 2014-03-21 | 2018-07-31 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of hydrocracking catalyst and its preparation and application |
| CN107109257A (en) * | 2014-12-22 | 2017-08-29 | 沙特基础工业全球技术有限公司 | Process for producing C2 and C3 hydrocarbons |
| JP2018504387A (en) | 2014-12-22 | 2018-02-15 | サビック グローバル テクノロジーズ ベスローテン フェンノートシャップ | Process for producing C2 and C3 hydrocarbons |
| CN104611056B (en) * | 2015-02-11 | 2017-03-08 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | A kind of hydrotreating method of Low Temperature Fischer Tropsch synthetic product |
| US11041129B2 (en) * | 2016-12-20 | 2021-06-22 | Uop Llc | Processes for producing a fuel range hydrocarbon and a lubricant base oil |
| US10550339B2 (en) * | 2017-08-24 | 2020-02-04 | Uop Llc | Diesel and cycle oil upgrading process |
| US20200102510A1 (en) * | 2018-09-29 | 2020-04-02 | Uop Llc | Process for maximizing production of heavy naphtha from a hydrocarbon stream |
| CN111088072A (en) * | 2018-10-24 | 2020-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | Hydrocracking method for reducing heavy naphtha bromine index and increasing aviation kerosene smoke point |
| US11572515B2 (en) * | 2020-12-31 | 2023-02-07 | Uop Llc | Process for hydrocracking a hydrocarbon feed stream |
| US11859142B2 (en) * | 2021-04-30 | 2024-01-02 | Uop Llc | Hydrocracking process for maximization of naphtha |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3047490A (en) * | 1958-11-04 | 1962-07-31 | Phillips Petroleum Co | Hydrocracking process |
| US3037930A (en) * | 1959-05-13 | 1962-06-05 | California Research Corp | Two-stage conversion process for the production of aromatic product fractions |
| US3243367A (en) * | 1963-11-26 | 1966-03-29 | Chevron Res | Multi-stage hydrocracking process |
| US3267021A (en) * | 1964-03-30 | 1966-08-16 | Chevron Res | Multi-stage hydrocracking process |
| US3509040A (en) * | 1968-02-23 | 1970-04-28 | Gulf Research Development Co | Process for producing jet fuel |
| US3551323A (en) * | 1968-12-23 | 1970-12-29 | Universal Oil Prod Co | Black oil conversion for maximum gasoline production |
| US3540999A (en) * | 1969-01-15 | 1970-11-17 | Universal Oil Prod Co | Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils |
| BE793384A (en) * | 1971-12-27 | 1973-06-27 | Texaco Development Corp | HYDROCRACKING PROCESS FOR THE CONVERSION OF HEAVY HYDROCARBONS IN GASOLINE WITH LOW SULFUR CONTENT |
| US4197184A (en) * | 1978-08-11 | 1980-04-08 | Uop Inc. | Hydrorefining and hydrocracking of heavy charge stock |
| US4340465A (en) * | 1980-09-29 | 1982-07-20 | Chevron Research Company | Dual component crystalline silicate cracking catalyst |
| US4713167A (en) * | 1986-06-20 | 1987-12-15 | Uop Inc. | Multiple single-stage hydrocracking process |
| US4921595A (en) * | 1989-04-24 | 1990-05-01 | Uop | Process for refractory compound conversion in a hydrocracker recycle liquid |
| 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 |
| US6217746B1 (en) * | 1999-08-16 | 2001-04-17 | Uop Llc | Two stage hydrocracking process |
-
2002
- 2002-06-04 US US10/162,774 patent/US20030221990A1/en not_active Abandoned
-
2003
- 2003-05-02 WO PCT/US2003/013816 patent/WO2003104358A1/en not_active Ceased
- 2003-05-02 PL PL372757A patent/PL203817B1/en not_active IP Right Cessation
- 2003-05-02 JP JP2004511419A patent/JP2006510746A/en active Pending
- 2003-05-02 AU AU2003228827A patent/AU2003228827B2/en not_active Ceased
- 2003-05-02 CA CA002487381A patent/CA2487381A1/en not_active Abandoned
- 2003-05-02 EP EP03726599A patent/EP1511824A4/en not_active Withdrawn
-
2004
- 2004-08-19 US US10/922,413 patent/US20050103682A1/en not_active Abandoned
- 2004-11-19 ZA ZA200409344A patent/ZA200409344B/en unknown
-
2008
- 2008-06-12 US US12/138,384 patent/US20080283444A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20050103682A1 (en) | 2005-05-19 |
| ZA200409344B (en) | 2006-02-22 |
| EP1511824A1 (en) | 2005-03-09 |
| JP2006510746A (en) | 2006-03-30 |
| WO2003104358A1 (en) | 2003-12-18 |
| AU2003228827A1 (en) | 2003-12-22 |
| EP1511824A4 (en) | 2008-07-09 |
| CA2487381A1 (en) | 2003-12-18 |
| US20080283444A1 (en) | 2008-11-20 |
| US20030221990A1 (en) | 2003-12-04 |
| PL372757A1 (en) | 2005-08-08 |
| AU2003228827B2 (en) | 2008-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2003228827B2 (en) | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle | |
| US6630066B2 (en) | Hydrocracking and hydrotreating separate refinery streams | |
| US20090045100A1 (en) | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle | |
| AU2005316780B2 (en) | High conversion hydroprocessing | |
| US6787025B2 (en) | 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 | |
| AU2008237602B2 (en) | New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils | |
| US20090159493A1 (en) | Targeted hydrogenation hydrocracking | |
| JP5364711B2 (en) | Method for producing high energy distillate fuel | |
| WO2006096368A2 (en) | High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones | |
| PL197411B1 (en) | Integrated hydroconversion process | |
| US20090095654A1 (en) | Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones | |
| ZA200604063B (en) | Process for the upgrading of the products of Fischer-Tropsch processes | |
| US20100200459A1 (en) | Selective staging hydrocracking | |
| CA2407357A1 (en) | Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones | |
| CA2567628A1 (en) | Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones | |
| US4404088A (en) | Three-stage hydrocracking process | |
| US11767479B2 (en) | Two-stage hydrocracking process for producing naphtha, comprising a hydrogenation stage implemented downstream of the second hydrocracking stage | |
| CA2590680A1 (en) | Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Decisions on the lapse of the protection rights |
Effective date: 20110502 |