PROCESS FOR REINING CRUDE OIL
FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to a process for refining crude oil which includes the use of a specific hydroconversion unit. In particular, the invention relates to a method that optimises the refinement of petroleum feedstock in an oil refinery equipped w...
Gespeichert in:
| Hauptverfasser: | , , , , |
|---|---|
| Format: | Patent |
| Sprache: | eng ; rus |
| Schlagworte: | |
| Online-Zugang: | Volltext bestellen |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| container_end_page | |
|---|---|
| container_issue | |
| container_start_page | |
| container_title | |
| container_volume | |
| creator | BELLUSSI Dzhuzeppe FABIO Valentina RISPOLI Dzhakomo Fernando MALANDRINO Alberto Mariya Antonio PIKKOLO Vinchentso |
| description | FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to a process for refining crude oil which includes the use of a specific hydroconversion unit. In particular, the invention relates to a method that optimises the refinement of petroleum feedstock in an oil refinery equipped with a coking plant. Process for refining crude oil includes the following steps: feeding crude oil to one or more atmospheric distillation units to separate at least heavy residue(s); feeding the heavy residue(s) separated in the atmospheric distillation unit(s) to a sub-atmospheric distillation unit with the extraction of at least two liquid streams: vacuum residue and light separated fraction; feeding the vacuum residue separated in the sub-atmospheric distillation unit to a hydroprocessing unit comprising at least one hydroconversion reactor in a slurry phase into which is fed hydrogen or a mixture of hydrogen and HS in the presence of a suitable dispersed hydrogenation catalyst, the particle sizes of which range from 1 nm to 30 mcm, to produce a product in vapour phase and a by-product in slurry phase, where said product in vapour phase is treated and separated in a gas/liquid treatment and separation section, obtaining fractions both in the vapour phase and the liquid phase, and also; feeding a light separated fraction obtained in the sub-atmospheric distillation unit to hydrodesulphuration unit of light gasoils (HDS1); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point above 350°C, to hydrodesulphuration and/or hydrocracking unit of heavy gasoils (HDS/HDC); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point of 170 to 350°C, to hydrodesulphuration unit of medium gasoils (HDS2); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to desulphuration unit of naphtha (HDS3); feeding the liquid stream separated in the distillation unit at atmospheric pressure and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to said desulphuration unit of naphtha (HDS3), wherein the hydroconversion unit, in addition to one or more slurry phase hydroconversion reactors, includes a first separator into which the residue is fed in slurry phase, followed by a second separator, a stripping unit at atmospheric pressure and a separation unit, and in addition to treatment in th |
| format | Patent |
| fullrecord | <record><control><sourceid>epo_EVB</sourceid><recordid>TN_cdi_epo_espacenet_RU2666735C2</recordid><sourceformat>XML</sourceformat><sourcesystem>PC</sourcesystem><sourcerecordid>RU2666735C2</sourcerecordid><originalsourceid>FETCH-epo_espacenet_RU2666735C23</originalsourceid><addsrcrecordid>eNrjZJANCPJ3dg0OVnDzD1IIcvX08_RzV3AOCnVxVfD39OFhYE1LzClO5YXS3AwKbq4hzh66qQX58anFBYnJqXmpJfFBoUZmZmbmxqbORsZEKAEATlcgxQ</addsrcrecordid><sourcetype>Open Access Repository</sourcetype><iscdi>true</iscdi><recordtype>patent</recordtype></control><display><type>patent</type><title>PROCESS FOR REINING CRUDE OIL</title><source>esp@cenet</source><creator>BELLUSSI Dzhuzeppe ; FABIO Valentina ; RISPOLI Dzhakomo Fernando ; MALANDRINO Alberto Mariya Antonio ; PIKKOLO Vinchentso</creator><creatorcontrib>BELLUSSI Dzhuzeppe ; FABIO Valentina ; RISPOLI Dzhakomo Fernando ; MALANDRINO Alberto Mariya Antonio ; PIKKOLO Vinchentso</creatorcontrib><description>FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to a process for refining crude oil which includes the use of a specific hydroconversion unit. In particular, the invention relates to a method that optimises the refinement of petroleum feedstock in an oil refinery equipped with a coking plant. Process for refining crude oil includes the following steps: feeding crude oil to one or more atmospheric distillation units to separate at least heavy residue(s); feeding the heavy residue(s) separated in the atmospheric distillation unit(s) to a sub-atmospheric distillation unit with the extraction of at least two liquid streams: vacuum residue and light separated fraction; feeding the vacuum residue separated in the sub-atmospheric distillation unit to a hydroprocessing unit comprising at least one hydroconversion reactor in a slurry phase into which is fed hydrogen or a mixture of hydrogen and HS in the presence of a suitable dispersed hydrogenation catalyst, the particle sizes of which range from 1 nm to 30 mcm, to produce a product in vapour phase and a by-product in slurry phase, where said product in vapour phase is treated and separated in a gas/liquid treatment and separation section, obtaining fractions both in the vapour phase and the liquid phase, and also; feeding a light separated fraction obtained in the sub-atmospheric distillation unit to hydrodesulphuration unit of light gasoils (HDS1); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point above 350°C, to hydrodesulphuration and/or hydrocracking unit of heavy gasoils (HDS/HDC); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point of 170 to 350°C, to hydrodesulphuration unit of medium gasoils (HDS2); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to desulphuration unit of naphtha (HDS3); feeding the liquid stream separated in the distillation unit at atmospheric pressure and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to said desulphuration unit of naphtha (HDS3), wherein the hydroconversion unit, in addition to one or more slurry phase hydroconversion reactors, includes a first separator into which the residue is fed in slurry phase, followed by a second separator, a stripping unit at atmospheric pressure and a separation unit, and in addition to treatment in the hydroconversion reactor, the process comprises the following steps: separating the by-product in slurry phase in the first separator to obtain a lower product and an upper product, separating said upper product in the second separator into which is fed a liquid stream having a boiling point above 170°C and obtained in the gas/liquid treatment and separation section, to form liquid and gaseous streams, both of which are fed to the stripping unit at atmospheric pressure into zones at different heights of the apparatus; and treatment in the stripping unit at atmospheric pressure using the vapour of said liquid and gaseous streams obtained in the second separator, wherein the stream leaving the bottom of the stripping unit at atmospheric pressure is recycled to the hydroconversion unit and / or to the sub-atmospheric distillation unit, and obtaining from said stripping unit a heavy liquid stream and a light liquid stream which is fed to a separation unit into which is fed a liquid stream having a boiling point below 500°C and obtained in the gas / liquid treatment and separation section to obtain at least three fractions: a fraction with a boiling point above 350°C, a fraction with a boiling point from 170 to 350°C and a fraction with a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C.EFFECT: technical result is reduction in the number of single operations, storage tanks for raw materials, semi-finished products and costs, as well as an increase in profit from oil refining.11 cl, 4 tbl, 4 dwg
Изобретение относится к способу переработки сырой нефти, который включает применение определенной установки гидроконверсии. В частности, изобретение относится к способу, который позволяет оптимизировать переработку нефтяного сырья на нефтеперерабатывающем предприятии, оборудованном установкой коксования. Способ переработки сырой нефти включает следующие стадии: подачу сырой нефти в одну или более установок для перегонки при атмосферном давлении для отделения по меньшей мере тяжелого остатка (остатков); подачу тяжелого остатка (остатков), отделенного в установке (установках) для перегонки при атмосферном давлении, в установку для перегонки при пониженном давлении с извлечением по меньшей мере двух жидких потоков: вакуумного остатка и легкой отделенной фракции; подачу вакуумного остатка, отделенного в установке для перегонки при пониженном давлении, в установку для гидропереработки, включающую по меньшей мере один реактор гидроконверсии в шламовой фазе, в который подают водород или смесь водорода и HS в присутствии подходящего диспергированного катализатора гидрирования, размеры частиц которого составляют от 1 нм до 30 мкм, для получения продукта в паровой фазе и побочного продукта в шламовой фазе, где указанный продукт в паровой фазе обрабатывают и разделяют в секции газ/жидкостной обработки и разделения, получая фракции как в паровой фазе, так и в жидкой фазе, а также; подачу легкой отделенной фракции, полученной в установке для перегонки при пониженном давлении, в установку (HDS1) гидрообессеривания легких газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения выше 350°C, в установку (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения от 170 до 350°C, в установку (HDS2) гидрообессеривания средних газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°C, в установку (HDS3) обессеривания нафты; подачу жидкого потока, отделенного в установке для перегонки при атмосферном давлении и имеющего температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°C, в указанную установку (HDS3) обессеривания нафты, при этом установка гидроконверсии, в дополнение к одному или более реактору гидроконверсии в шламовой фазе, включает первый сепаратор, в который направляют остаток в шламовой фазе, за которым следуют второй сепаратор, установка для отпарки при атмосферном давлении и сепарационная установка, и в дополнение к обработке в реакторе гидроконверсии, способ включает следующие стадии: разделение побочного продукта в шламовой фазе в первом сепараторе с получением нижнего продукта и верхнего продукта, разделение указанного верхнего продукта во втором сепараторе, в который подают жидкий поток, имеющий температуру кипения выше 170°C и полученный в секции газ/жидкостной обработки и разделения, с образованием жидкого и газообразного потоков, оба из которых подают в установку для отпарки при атмосферном давлении в зоны на разной высоте установки; и обработку в установке для отпарки при атмосферном давлении с использованием пара указанных жидкого и газообразного потоков, полученных во втором сепараторе, при этом поток, выходящий из нижней части установки для отпарки при атмосферном давлении, направляют рециклом в установку гидроконверсии и/или в установку для перегонки при пониженном давлении, и получение из указанной установки для отпарки тяжелого жидкого потока и легкого жидкого потока, который подают в сепарационную установку, в которую также направляют жидкостный поток, имеющий температуру кипения ниже 500°C и полученный в секции газ/жидкостной обработки и разделения, чтобы получить по меньшей мере три фракции: фракцию с температурой кипения выше 350°C, фракцию с температурой кипения от 170 до 350°C и фракцию с температурой кипения в диапазоне от температуры кипения С5 продуктов до 170°C. Техническим результатом является снижение количества единичных операций, резервуаров для хранения сырьевых материалов, полуфабрикатов и затрат, а также увеличение прибыли от нефтепереработки. 10 з.п. ф-лы, 4 табл., 4 ил.</description><language>eng ; rus</language><subject>CHEMISTRY ; CRACKING HYDROCARBON OILS ; FUELS ; LUBRICANTS ; METALLURGY ; MINERAL WAXES ; PEAT ; PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES ; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVEHYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION ; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, ORGASES ; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS ; REFORMING OF NAPHTHA ; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE</subject><creationdate>2018</creationdate><oa>free_for_read</oa><woscitedreferencessubscribed>false</woscitedreferencessubscribed></display><links><openurl>$$Topenurl_article</openurl><openurlfulltext>$$Topenurlfull_article</openurlfulltext><thumbnail>$$Tsyndetics_thumb_exl</thumbnail><linktohtml>$$Uhttps://worldwide.espacenet.com/publicationDetails/biblio?FT=D&date=20180912&DB=EPODOC&CC=RU&NR=2666735C2$$EHTML$$P50$$Gepo$$Hfree_for_read</linktohtml><link.rule.ids>230,308,776,881,25543,76293</link.rule.ids><linktorsrc>$$Uhttps://worldwide.espacenet.com/publicationDetails/biblio?FT=D&date=20180912&DB=EPODOC&CC=RU&NR=2666735C2$$EView_record_in_European_Patent_Office$$FView_record_in_$$GEuropean_Patent_Office$$Hfree_for_read</linktorsrc></links><search><creatorcontrib>BELLUSSI Dzhuzeppe</creatorcontrib><creatorcontrib>FABIO Valentina</creatorcontrib><creatorcontrib>RISPOLI Dzhakomo Fernando</creatorcontrib><creatorcontrib>MALANDRINO Alberto Mariya Antonio</creatorcontrib><creatorcontrib>PIKKOLO Vinchentso</creatorcontrib><title>PROCESS FOR REINING CRUDE OIL</title><description>FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to a process for refining crude oil which includes the use of a specific hydroconversion unit. In particular, the invention relates to a method that optimises the refinement of petroleum feedstock in an oil refinery equipped with a coking plant. Process for refining crude oil includes the following steps: feeding crude oil to one or more atmospheric distillation units to separate at least heavy residue(s); feeding the heavy residue(s) separated in the atmospheric distillation unit(s) to a sub-atmospheric distillation unit with the extraction of at least two liquid streams: vacuum residue and light separated fraction; feeding the vacuum residue separated in the sub-atmospheric distillation unit to a hydroprocessing unit comprising at least one hydroconversion reactor in a slurry phase into which is fed hydrogen or a mixture of hydrogen and HS in the presence of a suitable dispersed hydrogenation catalyst, the particle sizes of which range from 1 nm to 30 mcm, to produce a product in vapour phase and a by-product in slurry phase, where said product in vapour phase is treated and separated in a gas/liquid treatment and separation section, obtaining fractions both in the vapour phase and the liquid phase, and also; feeding a light separated fraction obtained in the sub-atmospheric distillation unit to hydrodesulphuration unit of light gasoils (HDS1); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point above 350°C, to hydrodesulphuration and/or hydrocracking unit of heavy gasoils (HDS/HDC); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point of 170 to 350°C, to hydrodesulphuration unit of medium gasoils (HDS2); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to desulphuration unit of naphtha (HDS3); feeding the liquid stream separated in the distillation unit at atmospheric pressure and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to said desulphuration unit of naphtha (HDS3), wherein the hydroconversion unit, in addition to one or more slurry phase hydroconversion reactors, includes a first separator into which the residue is fed in slurry phase, followed by a second separator, a stripping unit at atmospheric pressure and a separation unit, and in addition to treatment in the hydroconversion reactor, the process comprises the following steps: separating the by-product in slurry phase in the first separator to obtain a lower product and an upper product, separating said upper product in the second separator into which is fed a liquid stream having a boiling point above 170°C and obtained in the gas/liquid treatment and separation section, to form liquid and gaseous streams, both of which are fed to the stripping unit at atmospheric pressure into zones at different heights of the apparatus; and treatment in the stripping unit at atmospheric pressure using the vapour of said liquid and gaseous streams obtained in the second separator, wherein the stream leaving the bottom of the stripping unit at atmospheric pressure is recycled to the hydroconversion unit and / or to the sub-atmospheric distillation unit, and obtaining from said stripping unit a heavy liquid stream and a light liquid stream which is fed to a separation unit into which is fed a liquid stream having a boiling point below 500°C and obtained in the gas / liquid treatment and separation section to obtain at least three fractions: a fraction with a boiling point above 350°C, a fraction with a boiling point from 170 to 350°C and a fraction with a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C.EFFECT: technical result is reduction in the number of single operations, storage tanks for raw materials, semi-finished products and costs, as well as an increase in profit from oil refining.11 cl, 4 tbl, 4 dwg
Изобретение относится к способу переработки сырой нефти, который включает применение определенной установки гидроконверсии. В частности, изобретение относится к способу, который позволяет оптимизировать переработку нефтяного сырья на нефтеперерабатывающем предприятии, оборудованном установкой коксования. Способ переработки сырой нефти включает следующие стадии: подачу сырой нефти в одну или более установок для перегонки при атмосферном давлении для отделения по меньшей мере тяжелого остатка (остатков); подачу тяжелого остатка (остатков), отделенного в установке (установках) для перегонки при атмосферном давлении, в установку для перегонки при пониженном давлении с извлечением по меньшей мере двух жидких потоков: вакуумного остатка и легкой отделенной фракции; подачу вакуумного остатка, отделенного в установке для перегонки при пониженном давлении, в установку для гидропереработки, включающую по меньшей мере один реактор гидроконверсии в шламовой фазе, в который подают водород или смесь водорода и HS в присутствии подходящего диспергированного катализатора гидрирования, размеры частиц которого составляют от 1 нм до 30 мкм, для получения продукта в паровой фазе и побочного продукта в шламовой фазе, где указанный продукт в паровой фазе обрабатывают и разделяют в секции газ/жидкостной обработки и разделения, получая фракции как в паровой фазе, так и в жидкой фазе, а также; подачу легкой отделенной фракции, полученной в установке для перегонки при пониженном давлении, в установку (HDS1) гидрообессеривания легких газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения выше 350°C, в установку (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения от 170 до 350°C, в установку (HDS2) гидрообессеривания средних газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°C, в установку (HDS3) обессеривания нафты; подачу жидкого потока, отделенного в установке для перегонки при атмосферном давлении и имеющего температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°C, в указанную установку (HDS3) обессеривания нафты, при этом установка гидроконверсии, в дополнение к одному или более реактору гидроконверсии в шламовой фазе, включает первый сепаратор, в который направляют остаток в шламовой фазе, за которым следуют второй сепаратор, установка для отпарки при атмосферном давлении и сепарационная установка, и в дополнение к обработке в реакторе гидроконверсии, способ включает следующие стадии: разделение побочного продукта в шламовой фазе в первом сепараторе с получением нижнего продукта и верхнего продукта, разделение указанного верхнего продукта во втором сепараторе, в который подают жидкий поток, имеющий температуру кипения выше 170°C и полученный в секции газ/жидкостной обработки и разделения, с образованием жидкого и газообразного потоков, оба из которых подают в установку для отпарки при атмосферном давлении в зоны на разной высоте установки; и обработку в установке для отпарки при атмосферном давлении с использованием пара указанных жидкого и газообразного потоков, полученных во втором сепараторе, при этом поток, выходящий из нижней части установки для отпарки при атмосферном давлении, направляют рециклом в установку гидроконверсии и/или в установку для перегонки при пониженном давлении, и получение из указанной установки для отпарки тяжелого жидкого потока и легкого жидкого потока, который подают в сепарационную установку, в которую также направляют жидкостный поток, имеющий температуру кипения ниже 500°C и полученный в секции газ/жидкостной обработки и разделения, чтобы получить по меньшей мере три фракции: фракцию с температурой кипения выше 350°C, фракцию с температурой кипения от 170 до 350°C и фракцию с температурой кипения в диапазоне от температуры кипения С5 продуктов до 170°C. Техническим результатом является снижение количества единичных операций, резервуаров для хранения сырьевых материалов, полуфабрикатов и затрат, а также увеличение прибыли от нефтепереработки. 10 з.п. ф-лы, 4 табл., 4 ил.</description><subject>CHEMISTRY</subject><subject>CRACKING HYDROCARBON OILS</subject><subject>FUELS</subject><subject>LUBRICANTS</subject><subject>METALLURGY</subject><subject>MINERAL WAXES</subject><subject>PEAT</subject><subject>PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES</subject><subject>PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVEHYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION</subject><subject>RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, ORGASES</subject><subject>REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS</subject><subject>REFORMING OF NAPHTHA</subject><subject>TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE</subject><fulltext>true</fulltext><rsrctype>patent</rsrctype><creationdate>2018</creationdate><recordtype>patent</recordtype><sourceid>EVB</sourceid><recordid>eNrjZJANCPJ3dg0OVnDzD1IIcvX08_RzV3AOCnVxVfD39OFhYE1LzClO5YXS3AwKbq4hzh66qQX58anFBYnJqXmpJfFBoUZmZmbmxqbORsZEKAEATlcgxQ</recordid><startdate>20180912</startdate><enddate>20180912</enddate><creator>BELLUSSI Dzhuzeppe</creator><creator>FABIO Valentina</creator><creator>RISPOLI Dzhakomo Fernando</creator><creator>MALANDRINO Alberto Mariya Antonio</creator><creator>PIKKOLO Vinchentso</creator><scope>EVB</scope></search><sort><creationdate>20180912</creationdate><title>PROCESS FOR REINING CRUDE OIL</title><author>BELLUSSI Dzhuzeppe ; FABIO Valentina ; RISPOLI Dzhakomo Fernando ; MALANDRINO Alberto Mariya Antonio ; PIKKOLO Vinchentso</author></sort><facets><frbrtype>5</frbrtype><frbrgroupid>cdi_FETCH-epo_espacenet_RU2666735C23</frbrgroupid><rsrctype>patents</rsrctype><prefilter>patents</prefilter><language>eng ; rus</language><creationdate>2018</creationdate><topic>CHEMISTRY</topic><topic>CRACKING HYDROCARBON OILS</topic><topic>FUELS</topic><topic>LUBRICANTS</topic><topic>METALLURGY</topic><topic>MINERAL WAXES</topic><topic>PEAT</topic><topic>PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES</topic><topic>PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVEHYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION</topic><topic>RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, ORGASES</topic><topic>REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS</topic><topic>REFORMING OF NAPHTHA</topic><topic>TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE</topic><toplevel>online_resources</toplevel><creatorcontrib>BELLUSSI Dzhuzeppe</creatorcontrib><creatorcontrib>FABIO Valentina</creatorcontrib><creatorcontrib>RISPOLI Dzhakomo Fernando</creatorcontrib><creatorcontrib>MALANDRINO Alberto Mariya Antonio</creatorcontrib><creatorcontrib>PIKKOLO Vinchentso</creatorcontrib><collection>esp@cenet</collection></facets><delivery><delcategory>Remote Search Resource</delcategory><fulltext>fulltext_linktorsrc</fulltext></delivery><addata><au>BELLUSSI Dzhuzeppe</au><au>FABIO Valentina</au><au>RISPOLI Dzhakomo Fernando</au><au>MALANDRINO Alberto Mariya Antonio</au><au>PIKKOLO Vinchentso</au><format>patent</format><genre>patent</genre><ristype>GEN</ristype><title>PROCESS FOR REINING CRUDE OIL</title><date>2018-09-12</date><risdate>2018</risdate><abstract>FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to a process for refining crude oil which includes the use of a specific hydroconversion unit. In particular, the invention relates to a method that optimises the refinement of petroleum feedstock in an oil refinery equipped with a coking plant. Process for refining crude oil includes the following steps: feeding crude oil to one or more atmospheric distillation units to separate at least heavy residue(s); feeding the heavy residue(s) separated in the atmospheric distillation unit(s) to a sub-atmospheric distillation unit with the extraction of at least two liquid streams: vacuum residue and light separated fraction; feeding the vacuum residue separated in the sub-atmospheric distillation unit to a hydroprocessing unit comprising at least one hydroconversion reactor in a slurry phase into which is fed hydrogen or a mixture of hydrogen and HS in the presence of a suitable dispersed hydrogenation catalyst, the particle sizes of which range from 1 nm to 30 mcm, to produce a product in vapour phase and a by-product in slurry phase, where said product in vapour phase is treated and separated in a gas/liquid treatment and separation section, obtaining fractions both in the vapour phase and the liquid phase, and also; feeding a light separated fraction obtained in the sub-atmospheric distillation unit to hydrodesulphuration unit of light gasoils (HDS1); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point above 350°C, to hydrodesulphuration and/or hydrocracking unit of heavy gasoils (HDS/HDC); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point of 170 to 350°C, to hydrodesulphuration unit of medium gasoils (HDS2); feeding the liquid fraction separated in the hydroconversion unit and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to desulphuration unit of naphtha (HDS3); feeding the liquid stream separated in the distillation unit at atmospheric pressure and having a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C, to said desulphuration unit of naphtha (HDS3), wherein the hydroconversion unit, in addition to one or more slurry phase hydroconversion reactors, includes a first separator into which the residue is fed in slurry phase, followed by a second separator, a stripping unit at atmospheric pressure and a separation unit, and in addition to treatment in the hydroconversion reactor, the process comprises the following steps: separating the by-product in slurry phase in the first separator to obtain a lower product and an upper product, separating said upper product in the second separator into which is fed a liquid stream having a boiling point above 170°C and obtained in the gas/liquid treatment and separation section, to form liquid and gaseous streams, both of which are fed to the stripping unit at atmospheric pressure into zones at different heights of the apparatus; and treatment in the stripping unit at atmospheric pressure using the vapour of said liquid and gaseous streams obtained in the second separator, wherein the stream leaving the bottom of the stripping unit at atmospheric pressure is recycled to the hydroconversion unit and / or to the sub-atmospheric distillation unit, and obtaining from said stripping unit a heavy liquid stream and a light liquid stream which is fed to a separation unit into which is fed a liquid stream having a boiling point below 500°C and obtained in the gas / liquid treatment and separation section to obtain at least three fractions: a fraction with a boiling point above 350°C, a fraction with a boiling point from 170 to 350°C and a fraction with a boiling point ranging from the boiling point of C5 products to 170°C.EFFECT: technical result is reduction in the number of single operations, storage tanks for raw materials, semi-finished products and costs, as well as an increase in profit from oil refining.11 cl, 4 tbl, 4 dwg
Изобретение относится к способу переработки сырой нефти, который включает применение определенной установки гидроконверсии. В частности, изобретение относится к способу, который позволяет оптимизировать переработку нефтяного сырья на нефтеперерабатывающем предприятии, оборудованном установкой коксования. Способ переработки сырой нефти включает следующие стадии: подачу сырой нефти в одну или более установок для перегонки при атмосферном давлении для отделения по меньшей мере тяжелого остатка (остатков); подачу тяжелого остатка (остатков), отделенного в установке (установках) для перегонки при атмосферном давлении, в установку для перегонки при пониженном давлении с извлечением по меньшей мере двух жидких потоков: вакуумного остатка и легкой отделенной фракции; подачу вакуумного остатка, отделенного в установке для перегонки при пониженном давлении, в установку для гидропереработки, включающую по меньшей мере один реактор гидроконверсии в шламовой фазе, в который подают водород или смесь водорода и HS в присутствии подходящего диспергированного катализатора гидрирования, размеры частиц которого составляют от 1 нм до 30 мкм, для получения продукта в паровой фазе и побочного продукта в шламовой фазе, где указанный продукт в паровой фазе обрабатывают и разделяют в секции газ/жидкостной обработки и разделения, получая фракции как в паровой фазе, так и в жидкой фазе, а также; подачу легкой отделенной фракции, полученной в установке для перегонки при пониженном давлении, в установку (HDS1) гидрообессеривания легких газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения выше 350°C, в установку (HDS/HDC) гидрообессеривания и/или гидрокрекинга тяжелых газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения от 170 до 350°C, в установку (HDS2) гидрообессеривания средних газойлей; подачу жидкой фракции, отделенной в установке гидроконверсии и имеющей температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°C, в установку (HDS3) обессеривания нафты; подачу жидкого потока, отделенного в установке для перегонки при атмосферном давлении и имеющего температуру кипения, составляющую величину от температуры кипения С5 продуктов до 170°C, в указанную установку (HDS3) обессеривания нафты, при этом установка гидроконверсии, в дополнение к одному или более реактору гидроконверсии в шламовой фазе, включает первый сепаратор, в который направляют остаток в шламовой фазе, за которым следуют второй сепаратор, установка для отпарки при атмосферном давлении и сепарационная установка, и в дополнение к обработке в реакторе гидроконверсии, способ включает следующие стадии: разделение побочного продукта в шламовой фазе в первом сепараторе с получением нижнего продукта и верхнего продукта, разделение указанного верхнего продукта во втором сепараторе, в который подают жидкий поток, имеющий температуру кипения выше 170°C и полученный в секции газ/жидкостной обработки и разделения, с образованием жидкого и газообразного потоков, оба из которых подают в установку для отпарки при атмосферном давлении в зоны на разной высоте установки; и обработку в установке для отпарки при атмосферном давлении с использованием пара указанных жидкого и газообразного потоков, полученных во втором сепараторе, при этом поток, выходящий из нижней части установки для отпарки при атмосферном давлении, направляют рециклом в установку гидроконверсии и/или в установку для перегонки при пониженном давлении, и получение из указанной установки для отпарки тяжелого жидкого потока и легкого жидкого потока, который подают в сепарационную установку, в которую также направляют жидкостный поток, имеющий температуру кипения ниже 500°C и полученный в секции газ/жидкостной обработки и разделения, чтобы получить по меньшей мере три фракции: фракцию с температурой кипения выше 350°C, фракцию с температурой кипения от 170 до 350°C и фракцию с температурой кипения в диапазоне от температуры кипения С5 продуктов до 170°C. Техническим результатом является снижение количества единичных операций, резервуаров для хранения сырьевых материалов, полуфабрикатов и затрат, а также увеличение прибыли от нефтепереработки. 10 з.п. ф-лы, 4 табл., 4 ил.</abstract><oa>free_for_read</oa></addata></record> |
| fulltext | fulltext_linktorsrc |
| identifier | |
| ispartof | |
| issn | |
| language | eng ; rus |
| recordid | cdi_epo_espacenet_RU2666735C2 |
| source | esp@cenet |
| subjects | CHEMISTRY CRACKING HYDROCARBON OILS FUELS LUBRICANTS METALLURGY MINERAL WAXES PEAT PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVEHYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, ORGASES REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS REFORMING OF NAPHTHA TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE |
| title | PROCESS FOR REINING CRUDE OIL |
| url | https://sfx.bib-bvb.de/sfx_tum?ctx_ver=Z39.88-2004&ctx_enc=info:ofi/enc:UTF-8&ctx_tim=2025-01-25T13%3A46%3A14IST&url_ver=Z39.88-2004&url_ctx_fmt=infofi/fmt:kev:mtx:ctx&rfr_id=info:sid/primo.exlibrisgroup.com:primo3-Article-epo_EVB&rft_val_fmt=info:ofi/fmt:kev:mtx:patent&rft.genre=patent&rft.au=BELLUSSI%20Dzhuzeppe&rft.date=2018-09-12&rft_id=info:doi/&rft_dat=%3Cepo_EVB%3ERU2666735C2%3C/epo_EVB%3E%3Curl%3E%3C/url%3E&disable_directlink=true&sfx.directlink=off&sfx.report_link=0&rft_id=info:oai/&rft_id=info:pmid/&rfr_iscdi=true |