RU2612964C1 - Method of high viscous oil preparation - Google Patents
Method of high viscous oil preparation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2612964C1 RU2612964C1 RU2016106413A RU2016106413A RU2612964C1 RU 2612964 C1 RU2612964 C1 RU 2612964C1 RU 2016106413 A RU2016106413 A RU 2016106413A RU 2016106413 A RU2016106413 A RU 2016106413A RU 2612964 C1 RU2612964 C1 RU 2612964C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- distillate
- evaporator
- oil
- liquid phase
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000010791 quenching Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 4
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 9
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 2
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
-
- 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
- F17D1/17—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by mixing with another liquid, i.e. diluting
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подготовки высоковязкой нефти для ее транспортировки по трубопроводу и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.The invention relates to methods for preparing highly viscous oil for its transportation through a pipeline and can be used in the oil industry.
Известен способ подготовки высоковязкой нефти, включающий термообработку части высоковязкой нефти путем ее нагрева до 80-90°С, термический крекинг оставшейся части нефти при температуре 400-500°С, последующее их смешение и охлаждение полученной сырьевой смеси до температуры перекачки по трубопроводу [А.с. СССР №1122866, МПК C10G 31/06, оп. 07.11.1984].A known method for the preparation of high-viscosity oil, including heat treatment of a part of high-viscosity oil by heating it to 80-90 ° C, thermal cracking of the remaining part of the oil at a temperature of 400-500 ° C, their subsequent mixing and cooling the resulting feed mixture to the temperature of the pipeline [A. from. USSR No. 1122866, IPC C10G 31/06, op. 11/07/1984].
Недостатком известного способа является физическая нестабильность высоковязкой нефти, закачиваемой в трубопровод, вызванная повышенным газосодержанием, что приводит к потерям нефти при ее транспорте и хранении.The disadvantage of this method is the physical instability of highly viscous oil injected into the pipeline, caused by increased gas content, which leads to oil losses during its transportation and storage.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ подготовки высоковязкой нефти для перекачки по трубопроводу, включающий предварительную термообработку нефти путем нагрева в сырьевом теплообменнике с последующим разделением ее потока на две части, одну из которых направляют на термокрекинг, а другую - на смешение с продуктами термокрекинга с последующим охлаждением полученной сырьевой смеси до температуры ее перекачки по трубопроводу, продукты термокрекинга подвергают разделению на газопарожидкостную и жидкую фазы в испарителе, при этом жидкую фазу из испарителя подают в качестве теплоносителя в теплообменники с последующим разделением охлажденной жидкой фазы на две части, одну из которых подают на закалочное охлаждение продуктов термокрекинга перед подачей в испаритель, а другую - на смешение с термообработанной частью нефти, причем газопарожидкостную фазу продуктов термокрекинга охлаждают и подают на разделение в газосепаратор на газ, используемый в качестве топливного газа в печи термокрекинга, и дистиллят, подаваемый на смешение с полученной сырьевой смесью в упомянутый трубопровод (патент РФ №2560491, МПК C10G 31/06, оп. 20.08.2015).Closest to the proposed method in terms of technical nature and the achieved result is a method of preparing highly viscous oil for pumping through a pipeline, including preliminary heat treatment of oil by heating in a feed heat exchanger with subsequent separation of its flow into two parts, one of which is sent to heat cracking, and the other to mixing with thermocracking products with subsequent cooling of the resulting raw material mixture to the temperature of its pumping through the pipeline, thermocracking products are subjected to pouring gas-liquid and liquid phases in the evaporator, while the liquid phase from the evaporator is supplied as a heat carrier to heat exchangers, followed by separation of the cooled liquid phase into two parts, one of which is fed to quenching cooling of thermocracking products before being fed to the evaporator, and the other to mix with a heat-treated part of the oil, the gas-liquid phase of the thermal cracking products is cooled and fed to the gas separator for separation into gas used as fuel gas in the thermal cracking furnace, and dis tillate fed to the mixture with the obtained raw material mixture into said pipeline (RF patent No. 2560491, IPC C10G 31/06, op. 08/20/2015).
К недостатку известного способа относится то, что в дистилляте после газосепаратора, который используется в качестве компонента термообработанной нефти, находится значительное количество растворенных углеводородных газов, что также приводит к физической нестабильности нефти, закачиваемой в трубопровод и к ее потерям при транспорте и хранении.The disadvantage of this method is that in the distillate after the gas separator, which is used as a component of heat-treated oil, there is a significant amount of dissolved hydrocarbon gases, which also leads to physical instability of the oil pumped into the pipeline and to its losses during transport and storage.
Предлагаемое изобретение направлено на уменьшение потерь высоковязкой нефти при транспорте и хранении путем повышения ее физической стабильности.The present invention is aimed at reducing the loss of high viscosity oil during transport and storage by increasing its physical stability.
Это достигается тем, что в способе подготовки высоковязкой нефти для перекачки по трубопроводу, включающем термообработку нефти путем нагрева в теплообменниках и печи термокрекинга, последующее разделение продуктов термокрекинга на газопарожидкостную и жидкую фазы в испарителе, применение последней в качестве теплоносителя в теплообменниках с последующим разделением охлажденной жидкой фазы на две части, одну из которых подают на закалочное охлаждение продуктов термокрекинга перед подачей в испаритель, а другую после доохлаждения используют в качестве компонента нефти, закачиваемой в трубопровод, последующее разделение газопарожидкостной фазы продуктов термокрекинга в газосепараторе на углеводородный газ, используемый в качестве топлива печи термокрекинга, и дистиллят, согласно изобретению дистиллят подвергают дополнительному разделению на углеводородный газ и стабильный дистиллят в колонне стабилизации, снабженной насадкой, при этом углеводородный газ из колонны стабилизации смешивают с углеводородным газом из газосепаратора, а стабильный дистиллят после нагрева в кипятильнике используют частично в качестве горячей струи, подаваемой в нижнюю часть колонны стабилизации, частично после охлаждения в холодильнике - в качестве острого орошения, подаваемого в верхнюю часть колонны стабилизации, а балансовое количество стабильного дистиллята смешивают с охлажденной жидкой фазой испарителя и подают на перекачку.This is achieved by the fact that in the method of preparing high-viscosity oil for pumping through a pipeline, which includes heat treatment of oil by heating in heat exchangers and a thermal cracking furnace, subsequent separation of thermal cracking products into gas-liquid and liquid phases in the evaporator, the use of the latter as a heat carrier in heat exchangers, followed by separation of the cooled liquid phases into two parts, one of which is fed to quenching cooling of thermocracking products before being fed to the evaporator, and the other after additional cooling and use, as a component of the oil pumped into the pipeline, the subsequent separation of the gas-vapor phase of the thermocracking products in the gas separator into a hydrocarbon gas used as fuel of the thermocracking furnace, and the distillate according to the invention, the distillate is further separated into a hydrocarbon gas and a stable distillate in a stabilization column equipped with a nozzle while hydrocarbon gas from the stabilization column is mixed with hydrocarbon gas from the gas separator, and the stable distillate after heating in the boiler is used partially as a hot stream supplied to the lower part of the stabilization column, partially after cooling in the refrigerator - as a sharp irrigation supplied to the upper part of the stabilization column, and the balance amount of stable distillate is mixed with the cooled liquid phase of the evaporator and pumped .
Целесообразно высоковязкую нефть перед подачей в печь подвергнуть обессоливанию путем смешения с пресной водой и деэмульгатором в электродегидраторе.It is advisable that high-viscosity oil be desalted before being fed into the furnace by mixing with fresh water and a demulsifier in an electric dehydrator.
Целесообразно продукты термокрекинга после печи направить в испаритель через реакционную камеру.It is advisable to send the thermal cracking products after the furnace to the evaporator through the reaction chamber.
Целесообразно часть жидкой фазы испарителя, подаваемой на смешение со стабильным дистиллятом, направить в качестве теплоносителя в котел-утилизатор для выработки водяного пара.It is advisable to send part of the liquid phase of the evaporator fed to mixing with a stable distillate as a heat carrier to a waste heat boiler to generate water vapor.
Целесообразно углеводородный газ перед сжиганием в печи подвергнуть очистке от сероводорода, например, обработкой 40%-ным водным раствором метилдиэтаноламина.It is advisable that the hydrocarbon gas be purified from hydrogen sulfide before being burned in an oven, for example, by treatment with a 40% aqueous solution of methyldiethanolamine.
Дополнительное разделение дистиллята в колонне стабилизации, снабженной насадкой, позволит отделить газовую фазу от стабильного дистиллята (жидкой фазы) перед смешением последнего с жидкой фазой испарителя, и, как следствие, уменьшить газосодержание, и повысить физическую стабильность нефти, закачиваемой в трубопровод.Additional separation of the distillate in the stabilization column equipped with a nozzle will allow you to separate the gas phase from the stable distillate (liquid phase) before mixing the latter with the liquid phase of the evaporator, and, as a result, reduce the gas content and increase the physical stability of the oil pumped into the pipeline.
Использование части жидкой фазы испарителя до смешения ее со стабильным дистиллятом в качестве теплоносителя в котле-утилизаторе позволит получить водяной пар, используемый в кипятильнике для нагрева части стабильного дистиллята (жидкой фазы), циркулирующей в нижней части колонны стабилизации, и, как следствие, снизить энергоемкость процесса термообработки высоковязкой нефти. Избыток водяного пара реализуется на сторону.The use of a part of the liquid phase of the evaporator before mixing it with a stable distillate as a coolant in a recovery boiler will make it possible to obtain water vapor used in a boiler for heating a part of a stable distillate (liquid phase) circulating in the lower part of the stabilization column, and, as a result, reduce the energy consumption heat treatment process for high viscosity oil. Excess water vapor is sold to the side.
Очистка углеводородного газа, выводимого из газосепаратора, в адсорбере от сероводорода, например, обработкой 40%-ным водным раствором метилдиэтаноламина позволит использовать его в качестве технологического топлива при переработке сернистых и высокосернистых нефтей.Purification of hydrocarbon gas discharged from the gas separator in the adsorber from hydrogen sulfide, for example, by treatment with a 40% aqueous solution of methyldiethanolamine, will allow it to be used as a process fuel in the processing of sulfur and sour crude oils.
Предварительное обессоливание нефти от хлористых солей в электродегидраторе до их содержания не более 5 мг/дм3 позволит увеличить межремонтный пробег печи термокрекинга.Pre oil desalting of chloride salts in electrical dehydrators before their content is not more than 5 mg / dm 3 will increase turnaround thermal cracking furnace.
Направление продуктов термокрекинга после печи в испаритель через реакционную камеру позволит смягчить условия крекинга путем выдержки продуктов термокрекинга (реакционной массы) в последней, оптимизировать глубину конверсии сырья, влияющую на конечную вязкость жидкой фазы - основного компонента нефти, закачиваемой в трубопровод, и, как следствие, увеличить продолжительность межремонтного пробега печи.The direction of the thermocracking products after the furnace to the evaporator through the reaction chamber will allow to soften the cracking conditions by holding the thermocracking products (reaction mass) in the latter, to optimize the depth of conversion of the feedstock, affecting the final viscosity of the liquid phase - the main component of oil pumped into the pipeline, and, as a result, increase the duration of the overhaul run of the furnace.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Высоковязкая нефть насосом 1 через теплообменник 2 после смешения с промывной водой и деэмульгатором поступает в электродегидратор 3 на обессоливание. После электродегидратора 3 высоковязкая нефть с содержанием хлористых солей не более 5 мг/дм3 через регенерационный теплообменник 4 поступает в реакционную печь 5, где нагревается до температуры 450-460°С, и далее поступает в низ реакционной камеры 6, в которой выдерживается в течение 2-4 мин. Газожидкостная смесь с верха реакционной камеры 6 после ее захолаживания поступает в зону питания испарителя 7. В испарителе 7 газопарожидкостная смесь продуктов термокрекинга разделяется, пары поднимаются вверх через укрепляющую часть испарителя 7, оборудованную клапанными тарелками 8, а жидкая фаза опускается вниз по каскадным тарелкам. Температура верха испарителя - 160-180°С, низа - 280-300°С.High
С низа испарителя 7 жидкая фаза (кубовый продукт) после насоса 9 разделяется на два потока, один поток проходит через теплообменники 4, 2, 10 и соединяется со вторым потоком, который проходит через трубное пространство котла-утилизатора 11 и теплообменник 12, затем объединенный поток охлаждают в воздушном холодильнике 13 и подают в смеситель 14, где он смешивается со стабильным дистиллятом (бензином), поступающим из колонны стабилизации 15, оснащенной насадкой 16. Бензин стекает в кипятильник 17, и далее насосом 18 через водяной холодильник 19 подается в смеситель 14, откуда окончательно полученная нефтяная смесь закачивается в трубопровод на дальнейшую перекачку. При этом первый поток жидкой фазы испарителя, прошедший, соответственно, через теплообменники 4, 2 и 10 частично используют в качестве захолаживающего агента парожидкостной смеси, поступающей из реакционной камеры 6 в испаритель 7.From the bottom of the
Газопарожидкостная фаза (пары бензиновой фракции) из испарителя 7 после охлаждения в воздушном холодильнике 20 поступает в газосепаратор 21, с верха которого газ выводится в отбойник 22 и далее - в адсорбционную колонну 23 для очистки от сероводорода путем промывки 40% водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА). Полученный газ частично используется в качестве топлива печи 3, избыточное количество топливного газа выводится с установки.The gas-liquid phase (gasoline vapor) from the
Дистиллят (бензиновая фракция), отделяемая в газосепараторе 21 насосом 24, частично возвращается в испаритель 7 в виде острого орошения, балансовое количество нестабильного дистиллята перепускается в колонну стабилизации 15.The distillate (gasoline fraction) separated in the
Стабильный дистиллят (бензин) с низа колонны стабилизации 15 поступает в кипятильник 17, обогреваемый водяным паром, поступающим из котла-утилизатора 11, при этом пары из кипятильника 17 возвращаются в низ колонны стабилизации 15 для отпарки легких углеводородов, стабильный дистиллят (бензин) насосом 18 после охлаждения в водяном холодильнике 19 частично возвращается на 1 тарелку колонны стабилизации 15 в виде острого орошения. Основная масса стабильного дистиллята (бензина) направляется на смешение с жидкой фазой испарителя в смеситель 14.Stable distillate (gasoline) from the bottom of the
В табл. 1 приведены показатели качества дистиллятов (бензинов), используемых в качестве компонента нефти, закачиваемых в трубопровод, по прототипу и по предлагаемому изобретению.In the table. 1 shows the quality indicators of distillates (gasolines) used as a component of oil injected into the pipeline, according to the prototype and according to the invention.
Исходная высоковязкая нефть имеет плотность 969 кг/м3 при 20°С, содержание серы - 4,1% масс., кинематическая вязкость при 20°С - 2140 сСт.The initial high-viscosity oil has a density of 969 kg / m 3 at 20 ° C, a sulfur content of 4.1% by mass, and a kinematic viscosity at 20 ° C of 2140 cSt.
Как видно из табл. 1, в дистилляте (бензине), полученном по предлагаемому способу, содержание легких углеводородов (С1-С4) снизилось в 4,7 раза по сравнению с прототипом.As can be seen from the table. 1, in the distillate (gasoline) obtained by the proposed method, the content of light hydrocarbons (C1-C4) decreased by 4.7 times compared with the prototype.
В табл. 2 приведены основные показатели нефтяной смеси, закачиваемой в трубопровод по прототипу и по предлагаемому способу.In the table. 2 shows the main indicators of the oil mixture pumped into the pipeline according to the prototype and the proposed method.
Как видно из табл. 2, в нефтяной смеси, полученной по предлагаемому способу заметно снизилось давление насыщенных паров (в 3,4 раза) по сравнению с аналогичным показателем по прототипу, а именно этот показатель характеризует физическую стабильность нефти: чем меньше давление насыщенных паров, тем более стабильна нефть, меньше потерь в окружающую среду за счет испарения легких компонентов нефти.As can be seen from the table. 2, in the oil mixture obtained by the proposed method, the saturated vapor pressure significantly decreased (3.4 times) compared with the same indicator for the prototype, namely this indicator characterizes the physical stability of the oil: the lower the saturated vapor pressure, the more stable the oil, less losses to the environment due to the evaporation of light oil components.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет путем включения дополнительной стадии стабилизации бензиновой фракции существенно улучшить физическую стабильность нефти, оцениваемую по показателю «давление насыщенных паров», и, следовательно, снизить потери нефти при транспорте и хранении, а также снизить энергоемкость процесса подготовки нефти к перекачке по трубопроводу за счет эффективного использования тепловых потоков для выработки водяного пара и теплофикационной воды.Thus, the present invention allows, by including an additional stage of stabilization of the gasoline fraction, to significantly improve the physical stability of oil, estimated by the indicator "saturated vapor pressure", and, therefore, reduce oil loss during transport and storage, as well as reduce the energy intensity of the process of preparing oil for pumping the pipeline due to the efficient use of heat flows to generate water vapor and heating water.
Кроме того, за счет проведения операции по обессоливанию высоковязкой нефти и использования реакционной камеры предлагаемый способ позволяет добиться существенного увеличения продолжительности межремонтного пробега печи термокрекинга в процессе подготовки высоковязкой нефти к перекачке по трубопроводу.In addition, due to the desalination of high-viscosity oil and the use of the reaction chamber, the proposed method allows to achieve a significant increase in the length of the overhaul run of the heat cracking furnace in the process of preparing high-viscosity oil for pumping through the pipeline.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106413A RU2612964C1 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Method of high viscous oil preparation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106413A RU2612964C1 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Method of high viscous oil preparation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2612964C1 true RU2612964C1 (en) | 2017-03-14 |
Family
ID=58458253
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016106413A RU2612964C1 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Method of high viscous oil preparation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2612964C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655394C1 (en) * | 2017-05-25 | 2018-05-28 | Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") | Method for preparation of high-viscosity oil |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640088A1 (en) * | 1977-08-19 | 1978-12-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Сбору,Подготовке И Транспорту Нефти И Нефтепродуктов | Method of preparing heavy high-viscous oils for pipeline transportation |
| WO2013102639A1 (en) * | 2012-01-06 | 2013-07-11 | Statoil Petroleum As | A process for upgrading a heavy hydrocarbon feedstock |
| RU2560491C1 (en) * | 2014-06-06 | 2015-08-20 | Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимперерабоки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") | High-viscosity oil treatment method |
-
2016
- 2016-02-24 RU RU2016106413A patent/RU2612964C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640088A1 (en) * | 1977-08-19 | 1978-12-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Сбору,Подготовке И Транспорту Нефти И Нефтепродуктов | Method of preparing heavy high-viscous oils for pipeline transportation |
| WO2013102639A1 (en) * | 2012-01-06 | 2013-07-11 | Statoil Petroleum As | A process for upgrading a heavy hydrocarbon feedstock |
| RU2560491C1 (en) * | 2014-06-06 | 2015-08-20 | Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимперерабоки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") | High-viscosity oil treatment method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655394C1 (en) * | 2017-05-25 | 2018-05-28 | Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") | Method for preparation of high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9505678B2 (en) | Process to produce aromatics from crude oil | |
| US5110447A (en) | Process and apparatus for partial upgrading of a heavy oil feedstock | |
| WO2018049100A1 (en) | Integrated gas oil separation plant for crude oil and natural gas processing | |
| JP7092755B2 (en) | Processes and systems for steam decomposition of hydrocarbons | |
| CN107922854A (en) | method for L PG recovery | |
| KR20190104050A (en) | Power generation system and process | |
| RU2544994C1 (en) | Method and unit for oil preliminary distillation | |
| RU2612964C1 (en) | Method of high viscous oil preparation | |
| RU2513908C1 (en) | Method of gasoline stabilisation | |
| RU2546677C1 (en) | Method and installation of hydrocracking with obtaining motor fuels | |
| CN107880930B (en) | Energy-saving dirty oil dehydration device and treatment method thereof | |
| RU128612U1 (en) | ENGINE FOR FUEL FUELS | |
| RU2560491C1 (en) | High-viscosity oil treatment method | |
| US1877811A (en) | Process for treating crude oil | |
| RU2655394C1 (en) | Method for preparation of high-viscosity oil | |
| RU2548038C1 (en) | Oil refining method | |
| RU2550843C1 (en) | Oil sludge processing facility | |
| RU2479620C1 (en) | Method of gas separation during catalytic cracking of petroleum direction | |
| RU2662243C1 (en) | Method for preparation of high-viscosity oil | |
| RU2557002C1 (en) | Method of oil preparation | |
| CA2953662C (en) | Method for preparing light oil | |
| WO2013009218A2 (en) | Method and apparatus for reprocessing heavy petroleum feedstock | |
| RU2264431C1 (en) | Crude oil processing method | |
| CN103755508A (en) | Device for processing preparation of hydrocarbon by utilizing liquefied gas | |
| RU2633759C1 (en) | Method to prepare high-viscosity oil for transportation via pipeline |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20190531 |