RU2005766C1 - Method of processing petroleum bottom products - Google Patents
Method of processing petroleum bottom products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2005766C1 RU2005766C1 SU4947776A RU2005766C1 RU 2005766 C1 RU2005766 C1 RU 2005766C1 SU 4947776 A SU4947776 A SU 4947776A RU 2005766 C1 RU2005766 C1 RU 2005766C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- catalyst
- hydrogen
- emulsion
- contacting
- hydrogenation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title abstract 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims abstract description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims abstract 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 claims 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 abstract 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 9
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 125000002015 acyclic group Chemical class 0.000 description 1
- -1 alicyclic carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N molybdate Chemical compound [O-][Mo]([O-])(=O)=O MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N molybdenum disulfide Chemical compound S=[Mo]=S CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтепереработке и может быть использовано при переработке остаточных нефтепродуктов. The invention relates to oil refining and can be used in the processing of residual oil products.
Известен способ гидрокрекинга углеводородов путем диспергирования разлагающегося в термических условиях металлического соединения в нефти и образования из этого соединения путем нагрева твердого неколлоидного катализатора. A known method of hydrocracking hydrocarbons by dispersing a thermally decomposable metal compound in oil and forming from this compound by heating a solid non-colloidal catalyst.
Процесс осуществляется в присутствии 25 - 950 ppm металла IVB, VB, VIB, VIIIгрупп, а также их смесей. Металлы вводятся в нефтепродукты в виде маслорастворимых соединений (нефтенаты, соли алициклических или ациклических карбоновых кислот) при температуре 371 - 537оС и давлении 3,5 - 35,1 МПа с последующим образованием из них катализатора при контакте с сырьем в среде водорода.The process is carried out in the presence of 25 - 950 ppm of metal of IVB, VB, VIB, VIII groups, as well as their mixtures. Metals are introduced into the oil as oil-soluble compounds (neftenaty salts of acyclic or alicyclic carboxylic acids) at a temperature of 371 - 537 C and a pressure of 3.5 - 35.1 MPa, followed by formation of the catalyst are in contact with the feedstock in a hydrogen environment.
Недостатком известного способа является использование в качестве основы катализаторов дорогих соединений и необходимость предварительной специальной подготовки смеси для образования катализатора. The disadvantage of this method is the use of expensive compounds as the basis of the catalysts and the need for preliminary special preparation of the mixture for the formation of the catalyst.
Известен также способ гидрирования тяжелых нефтепродуктов, согласно которому сырьевой нефтепродукт, водород, сероводород и некоторое количество воды для приготовления катализатора вводят в зону гидрирования. При этом массовое отношение воды к сырьевому нефтепродукту составляет 0,005 - 0,25, парциальное давление сероводорода 0,4406 - 2,312 МПа, парциальное давление водорода 2,46 - 31,64 МПа, температура 343 - 587оС. Катализатор гидрирования содержит сульфид молибдена. Массовое отношение металлического молибдена к нефтепродукту 0,0005 - 0,25% . Для приготовления суспензии катализатора используется специальный блок, в котором водный раствор молибдата металла взаимодействует с сероводородом. Полученную суспензию смешивают с сырьевым нефтепродуктом и далее осуществляют нагрев всей полученной смеси в три стадии с выдержкой между стадиями при определенной температуре в течение 0,05 - 0,5 и 0,05 - 2 ч соответственно.There is also known a method for the hydrogenation of heavy oil products, according to which the crude oil product, hydrogen, hydrogen sulfide and some water for the preparation of the catalyst is introduced into the hydrogenation zone. Wherein the weight ratio of water to the raw oil product is 0.005 - 0.25, the hydrogen sulfide partial pressure of 0.4406 - 2.312 MPa hydrogen partial pressure of 2.46 - 31.64 MPa, temperature 343 - 587 ° C. The hydrogenation catalyst contains molybdenum sulfide. The mass ratio of metallic molybdenum to oil 0.0005 - 0.25%. To prepare a catalyst suspension, a special block is used in which an aqueous solution of metal molybdate interacts with hydrogen sulfide. The resulting suspension is mixed with a crude oil product and then the whole mixture is heated in three stages with exposure between stages at a certain temperature for 0.05 - 0.5 and 0.05 - 2 hours, respectively.
Недостатком известного способа является необходимость использования для приготовления суспензии катализатора специального блока, многостадийность нагрева смеси сырьевого нефтепродукта с водным раствором катализатора. Кроме того образующаяся суспензия катализатора в известном способе имеет низкую дисперсность. The disadvantage of this method is the need to use a special block for preparing a catalyst suspension, multi-stage heating of a mixture of a crude oil product with an aqueous catalyst solution. In addition, the resulting suspension of the catalyst in the known method has a low dispersion.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ каталитического гидрирования с использованием металлического катализатора с большой степенью дисперсности распределенного в реакционной смеси, принятый за прототип. Closest to the proposed method is a method of catalytic hydrogenation using a metal catalyst with a high degree of dispersion distributed in the reaction mixture, adopted as a prototype.
В качестве катализатора используются водные растворы солей Mo, Ni, Co, Fe, Q в количестве 0,01 - 1,0 мас. % в расчете на металл. Процесс осуществляется при температуре 400 - 500оС.As a catalyst, aqueous solutions of salts of Mo, Ni, Co, Fe, Q in an amount of 0.01 - 1.0 wt. % per metal. The process is carried out at a temperature of 400 - 500 about C.
В аналогах и прототипе дисперсность катализатора каталитической системы в зоне гидрогенизации регулируется дисперсностью эмульсии соли металла в нефтепродукте. Причем в прототипе для повышения дисперсности соли металла в эмульсии используется маловязкая углеводородная фракция или маслорастворимые соединения для образования молекулярной дисперсии. Данные операции в аналогах и прототипе осуществляются в специальном блоке с многоступенчатым длительным подогревом всей реакционной массы. In the analogues and prototype, the dispersion of the catalyst of the catalytic system in the hydrogenation zone is controlled by the dispersion of the emulsion of the metal salt in the oil product. Moreover, in the prototype, to increase the dispersion of the metal salt in the emulsion, a low-viscosity hydrocarbon fraction or oil-soluble compounds are used to form a molecular dispersion. These operations in analogues and prototype are carried out in a special unit with multi-stage long-term heating of the entire reaction mass.
Недостатком известного способа является то, что он предназначен для гидрирования угля, необходимость использования для приготовлении эмульсии катализатора маловязкого нефтепродукта. Смешение предварительно приготовленной эмульсии в дальнейшем с основным сырьем приводит при данных размерах оборудования к необходимости снижении производительности по основному сырью. Дополнительным недостатком данного способа является попадание в зону гидрогенизации паров воды, которые снижают парциальное давление водорода, активность гидрогениации и способствуют образованию кокса. The disadvantage of this method is that it is intended for hydrogenation of coal, the need to use for the preparation of emulsion catalyst low viscosity oil. Mixing the pre-prepared emulsion in the future with the main raw material, with given equipment sizes, leads to the need to reduce the performance of the main raw material. An additional disadvantage of this method is getting into the hydrogenation zone of water vapor, which reduce the partial pressure of hydrogen, the activity of hydrogenation and contribute to the formation of coke.
Цель изобретения - повышение парциального давления водорода в системе и, как следствие, увеличение эффективности гидрогенизации. The purpose of the invention is to increase the partial pressure of hydrogen in the system and, as a consequence, increase the efficiency of hydrogenation.
Поставленная цель достигается за счет предварительной сепарации парожидкой смеси перед контактированием с водородсодержащим газом. Эмульсию катализатора готовят в части 5 - 15% остаточного нефтепродукта. Выбранный предел обусловлен тепловым режимом и технологическими соображениями. Далее полученную эмульсию смешивают с остальным потоком сырья (остаточного нефтепродукта), нагретым до 220 - 380оС, после чего осуществляют сепарацию парожидкостной смеси с выводом паровой фазы, содержащей основное количество водяных паров. Безводная жидкая фаза, содержащая высокодисперсный катализатор, направляется на контактирование с водородсодержащим газом и далее в зону гидрогенизации, где осуществляется окончательное образование каталитической системы.This goal is achieved by preliminary separation of the vapor-liquid mixture before contacting with a hydrogen-containing gas. The emulsion of the catalyst is prepared in part 5 to 15% of the residual oil product. The selected limit is due to thermal conditions and technological considerations. Next, the resulting emulsion was mixed with the rest of the feed stream (residual oil) heated to 220 - 380 ° C, after which the vapor-liquid separation is carried out with a mixture of vapor outlet, comprising a major amount of water vapor. An anhydrous liquid phase containing a highly dispersed catalyst is sent to contact with a hydrogen-containing gas and then to the hydrogenation zone, where the final formation of the catalytic system takes place.
Эффективность гидрогенизационных процессов, проводящихся в присутствии эмульгированных катализаторов, определяется дисперсность образующегося катализатора. Чем выше дисперсность катализатора, тем эффективнее происходит контактирование молекул остаточного сырья с катализатором. В данном способе дисперсность катализатора регулируется скоростью испарения капель эмульсии водного раствора соли металла. Используемый технический прием позволит вывести воду из зоны гидрогенизации, что повышает парциальное давление водорода, снижает выход кокса и увеличивает эффективность гидрогенизации. The efficiency of hydrogenation processes carried out in the presence of emulsified catalysts is determined by the dispersion of the resulting catalyst. The higher the dispersion of the catalyst, the more effective is the contacting of the residual feed molecules with the catalyst. In this method, the dispersion of the catalyst is controlled by the rate of evaporation of the droplets of the emulsion of an aqueous solution of a metal salt. The technique used will allow water to be removed from the hydrogenation zone, which increases the partial pressure of hydrogen, reduces the yield of coke and increases the efficiency of hydrogenation.
П р и м е р ы 1, 2 и 3. Гудрон в количестве 10 мас. % , полученный вакуумной перегонкой мазута западно-сибирской нефти, содержащий 3% фракций, выкипающих до 500оС, асфальтенов 10 мас. % , коксуемостью 17,1 мас. % , смешивают с 2,3 мас. % , парамолибдата аммония. Полученную эмульсию смешивают с основной частью гудрона, нагретого до 120, 220 и 380оС соответственно, и парожидкостную смесь подвергают сепарации.PRI me R s 1, 2 and 3. Tar in the amount of 10 wt. % obtained by vacuum distillation of fuel oil of West Siberian oil, containing 3% of the fractions boiling up to 500 about C, asphaltenes 10 wt. %, coking ability of 17.1 wt. %, mixed with 2.3 wt. %, ammonium paramolybdate. The resulting emulsion is mixed with the main part of the tar, heated to 120, 220 and 380 about With, respectively, and the vapor-liquid mixture is subjected to separation.
В результате отделяют паровую фазу, а жидкую часть, содержащую высокодиспергированный катализатор, контактируют с водородсодержащим газом и подвергают гидрогенизации при температуре 450о и давлении 7,0 МПа.As a result, the vapor phase is separated, and the liquid part containing the highly dispersed catalyst is contacted with a hydrogen-containing gas and subjected to hydrogenation at a temperature of 450 about and a pressure of 7.0 MPa.
Конверсия 90% . Выход кокса 1,3; 1,2; 0,55 мас. % соответственно. Conversion 90%. Coke yield 1.3; 1,2; 0.55 wt. % respectively.
П р и м е р 4 - 5. Гудрон из предыдущих примеров подвергают гидрогенизации в условиях примера 2. Количество гудрона, подаваемого на смешение с катализатором, составляет 5 и 15 мас. % . PRI me R 4 - 5. Tar from the previous examples is subjected to hydrogenation under the conditions of example 2. The amount of tar supplied for mixing with the catalyst is 5 and 15 wt. %
Конверсия 86 и 93% . Выход кокса 1,4 и 1,22 мас. % соответственно. Conversion 86 and 93%. The coke yield of 1.4 and 1.22 wt. % respectively.
Влияние температуры гудрона, подаваемого на смешение с эмульсией катализатора, начинает сказываться с 220оС. Нагрев гудрона выше 380оС не целесообразен, так как при промышленной реализации процесса потребуется дополнительный огневой подогреватель. Оптимальным является интервал температур 220 - 380оС.Effect of temperature sludge supplied to mixing with the catalyst emulsion begins to affect with 220 ° C heating sludge above 380 ° C is not advisable, since the industrial realization of the process require additional combustion heater. The optimum temperature range is 220 - 380 ° C.
Использование гудрона в количестве менее 5% для приготовления эмульсии приводит к снижению глубины конверсии. При подаче гудрона более 10% для образования эмульсии глубина конверсии изменяется незначительно. The use of tar in an amount of less than 5% for the preparation of an emulsion leads to a decrease in the depth of conversion. When applying tar over 10% for the formation of an emulsion, the conversion depth varies slightly.
Исходя из энергетических соображений, для приготовления эмульсии целесообразно использовать 5 - 15 мас. % гудрона. Based on energy considerations, it is advisable to use 5 to 15 wt. % tar.
Таким образом реализация способа позволит повысить мощность оборудования по основному сырью, а также отказаться от разработки диспергатора специальной конструкции, что значительно снизит капитальные затраты. (56) Патент США N 4192735, кл. 208-114, 1980. Thus, the implementation of the method will increase the capacity of the equipment for the main raw materials, as well as abandon the development of a dispersant of a special design, which will significantly reduce capital costs. (56) U.S. Patent No. 4,192,735, cl. 208-114, 1980.
Патент США N 4557821, кл. 208-108, 1986. U.S. Patent No. 4,557,821, cl. 208-108, 1986.
Патент США N 4172814, кл. 208-108, 1979. US patent N 4172814, CL. 208-108, 1979.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4947776 RU2005766C1 (en) | 1991-03-29 | 1991-03-29 | Method of processing petroleum bottom products |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4947776 RU2005766C1 (en) | 1991-03-29 | 1991-03-29 | Method of processing petroleum bottom products |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005766C1 true RU2005766C1 (en) | 1994-01-15 |
Family
ID=21580498
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4947776 RU2005766C1 (en) | 1991-03-29 | 1991-03-29 | Method of processing petroleum bottom products |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2005766C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2112012C1 (en) * | 1997-07-30 | 1998-05-27 | Институт нефтехимического синтеза им.А.В.Топчиева РАН | Method of heavy oil residue processing |
| RU2146274C1 (en) * | 1998-12-18 | 2000-03-10 | Скибицкая Наталья Александровна | Method of processing high-molecular hydrocarbon stock |
| RU2181751C2 (en) * | 1996-02-14 | 2002-04-27 | Тексако Дивелопмент Корпорейшн | Low-pressure heavy hydrocarbon hydroconversion process (options) |
| RU2208625C2 (en) * | 2001-05-31 | 2003-07-20 | Королева Наталия Владиславовна | Heavy oil residue processing method |
| RU2219220C2 (en) * | 1996-04-01 | 2003-12-20 | Закрытое акционерное общество "Грозненский нефтяной научно-исследовательский институт" | Method for hydrogenation processing of residual petroleum derivatives |
-
1991
- 1991-03-29 RU SU4947776 patent/RU2005766C1/en active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2181751C2 (en) * | 1996-02-14 | 2002-04-27 | Тексако Дивелопмент Корпорейшн | Low-pressure heavy hydrocarbon hydroconversion process (options) |
| RU2219220C2 (en) * | 1996-04-01 | 2003-12-20 | Закрытое акционерное общество "Грозненский нефтяной научно-исследовательский институт" | Method for hydrogenation processing of residual petroleum derivatives |
| RU2112012C1 (en) * | 1997-07-30 | 1998-05-27 | Институт нефтехимического синтеза им.А.В.Топчиева РАН | Method of heavy oil residue processing |
| RU2146274C1 (en) * | 1998-12-18 | 2000-03-10 | Скибицкая Наталья Александровна | Method of processing high-molecular hydrocarbon stock |
| RU2208625C2 (en) * | 2001-05-31 | 2003-07-20 | Королева Наталия Владиславовна | Heavy oil residue processing method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8691079B2 (en) | Compression reactor and process for hydroprocessing | |
| US4495060A (en) | Quenching hydrocarbon effluent from catalytic reactor to avoid precipitation of asphaltene compounds | |
| US4543177A (en) | Production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water | |
| US4840725A (en) | Conversion of high boiling liquid organic materials to lower boiling materials | |
| CA1097245A (en) | Thermal hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with heavy oil recycle | |
| US3622498A (en) | Slurry processing for black oil conversion | |
| US4294686A (en) | Process for upgrading heavy hydrocarbonaceous oils | |
| RU2137806C1 (en) | Method and catalyst for conversion of heavy hydrocarbon stock | |
| US3019180A (en) | Conversion of high boiling hydrocarbons | |
| CN102071053A (en) | Hydroconversion process for heavy and extra heavy oils and residues | |
| JPS5898387A (en) | Method for producing gaseous olefin and monocyclic aromatic hydrocarbon | |
| US4324935A (en) | Special conditions for the hydrogenation of heavy hydrocarbons | |
| NL8204253A (en) | PROCESS FOR CATALYTIC HYDROGENATING CONVERSION OF AN ASPHALTENE-CONTAINING PETROLEUM SUPPLY. | |
| CA1259581A (en) | Use of ethers to upgrade hydrocarbons | |
| US3238118A (en) | Conversion of hydrocarbons in the presence of a hydrogenated donor diluent | |
| US4102775A (en) | Conversion process for solid, hydrocarbonaceous materials | |
| US2692226A (en) | Shale oil refining process | |
| US3224959A (en) | Hydroconversion of hydrocarbons with the use of a tubular reactor in the presence of hydrogen and the recycling of a portion of the tar-like viscous residue | |
| RU2005766C1 (en) | Method of processing petroleum bottom products | |
| EP0035864B1 (en) | Process for upgrading heavy hydrocarbonaceous oils | |
| US3238117A (en) | Crude oil conversion process with coking in the first stage and the subsequent hydrocracking and reforming of the products | |
| US3313859A (en) | Process for hydrogenating aromatic hydrocarbons | |
| US4419225A (en) | Demetallization of heavy oils | |
| WO2011087877A2 (en) | Compression reactor and process for hydroprocessing | |
| US4675097A (en) | Process for production of hydrogenated light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water and carbon monoxide |