[go: up one dir, main page]

KR20150110613A - 잔사유 수소첨가분해 및 용매 탈아스팔트화의 통합 - Google Patents

잔사유 수소첨가분해 및 용매 탈아스팔트화의 통합 Download PDF

Info

Publication number
KR20150110613A
KR20150110613A KR1020157022016A KR20157022016A KR20150110613A KR 20150110613 A KR20150110613 A KR 20150110613A KR 1020157022016 A KR1020157022016 A KR 1020157022016A KR 20157022016 A KR20157022016 A KR 20157022016A KR 20150110613 A KR20150110613 A KR 20150110613A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
fraction
reactor system
effluent
hydrogen conversion
hydrogen
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
KR1020157022016A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101829113B1 (ko
Inventor
마리오 시. 발다사리
우잘 케이. 무케르지
앤-마리 올슨
마빈 아이. 그린
Original Assignee
루머스 테크놀로지 인코포레이티드
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 루머스 테크놀로지 인코포레이티드 filed Critical 루머스 테크놀로지 인코포레이티드
Publication of KR20150110613A publication Critical patent/KR20150110613A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101829113B1 publication Critical patent/KR101829113B1/ko
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/003—Solvent de-asphalting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C10G67/049—The hydrotreatment being a hydrocracking
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80—Additives
    • C10G2300/802—Diluents

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

잔사 탄화수소들을 고도화하는 공정이 개시되었다. 상기 공정은 다음과 같은 단계를 포함한다:잔사 탄화수소(residuum hydrocarbon) 분획 및 수소를 제1 비등층(ebullated-bed) 수소변환(hydroconversion) 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 제1 유출물을 회수하는 단계; 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화(solvent deasphalting) 하는 단계; 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 반응기 시스템에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제2 수소변환 반응기 시스템으로부터 제2 유출물을 회수하는 단계; 및 공통 분별 시스템에서 하나 이상의 탄화수소 분획들 및 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 제1 유출물 및 상기 제2 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 제2 유출물을 분별하는 단계

Description

잔사유 수소첨가분해 및 용매 탈아스팔트화의 통합 {INTEGRATION OF RESIDUE HYDROCRACKING AND SOLVENT DEASPHALTING}
본원에 개시된 구현예들은 일반적으로 잔사유 및 기타 중탄화수소(heavy hydrocarbon) 분획들의 수소첨가분해를 위한 공정들을 포함하는 수소변환 공정들과 관련된다. 더욱 구체적으로, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소(residuum hydrocarbon) 공급원료의 수소첨가분해(hydrocracking), 비변환된 잔사 탄화수소 공급 원료의 용매 탈아스팔트화(solvent deasphalting), 별도의 잔사유 수소첨가분해(residue hydrocracking) 단위에서 결과로서 얻어진 수소첨가분해된 탈아스팔트유의 처리, 및 별도의 잔사유 수소첨가분해 단위에서 용매 탈아스팔트화 단위로부터 피치의 처리와 관련된다.
가솔린 및 기타 경질 정유 제품들에 대한 전세계적인 수요가 점차 증가함에 따라, 더 높은 비점을 갖는 화합물들로부터 더 낮은 비점을 갖는 것들로의 전환을 향한 유의적인 경향이 있어왔다. 증류액 연료들에 대한 증가하는 수요를 충족시키기 위하여, 정유업자들은 잔사(residuum), 감압 가스유(vacuum gas oil, VGO) 및 기타 중질 석유 공급원료들을 제트 및 경유 연료들로 전환하기 위한 수소첨가분해 반응기들, 잔사유 탈황(residue desulfurization, RDS) 단위들, 및 용매 탈아스팔트화(solvent deasphalting, SDA) 단위들과 같은 다양한 반응기들을 연구하여 왔다.
촉매들은 우수한 증류액 선택비, 합리적인 전환 활성 및 보다 중질의 공급원료들에 대한 안정성을 보이도록 개발되어 왔다. 그러나, 상기 다양한 공정들에 의해 얻어질 수 있는 전환율들은 제한된다. 예를 들어, RDS 단위들은 단독으로 고황 잔사유로부터 1 중량%의 황 연료를 생산할 수 있으나, 전화율은 일반적으로 약 35% 내지 40%로 제한된다. 다른 사람들은 잔사 원료를 용매 탈아스팔트화하고 상기 탈아스팔트유를 잔사 수소첨가분해 단위(residuum hydrocracking unit, RHU)에서만 처리하기 위하여 SDA 단위들을 사용할 것을 제안하여 왔다. 또한, 다른 사람들은 SDA 단위에서 RHU로부터 비전환 감압 잔사를 처리하여 탈아스팔트유(DAO)를 RHU의 전단(front end)으로 다시 리사이클하여 왔다. 또 다른 사람들은 SDA 피치를 직접 RHU에서 처리할 것을 제안하여 왔다. 그럼에도 불구하고, 높은 탄화수소 전화율 및 황 제거를 얻기 위하여 경제적인 공정들이 요구된다.
일 양태에서, 본원의 구현예들은 잔사 탄화수소들을 고도화하는 공정에 관련된다. 상기 공정은 다음과 같은 단계를 포함할 수 있다: 잔사 탄화수소 분획 및 수소를 제1 비등층(ebullated-bed) 수소변환(hydroconversion) 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 제1 유출물을 회수하는 단계; 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 단계; 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 반응기 시스템에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제2 수소변환 반응기 시스템으로부터 제2 유출물을 회수하는 단계; 및 공통 분별 시스템에서 하나 이상의 탄화수소 분획들 및 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 제1 유출물 및 상기 제2 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 제2 유출물을 분별하는 단계.
다른 양태에서, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소들을 고도화하는 시스템과 관련된다. 상기 시스템은 다음을 포함할 수 있다: 제1 유출물을 생산하기 위하여 잔사 탄화수소 분획 및 수소를 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템; 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 용매 탈아스팔트화 단위; 제2 유출물을 생산하기 위하여 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 제2 수소변환 반응기 시스템; 및 하나 이상의 탄화수소 분획들 및 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 제1 유출물 및 상기 제2 유출물을 분별하는 분별 단위.
다른 양태에서, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소들을 고도화하는 시스템과 관련된다. 상기 시스템은 다음을 포함할 수 있다: 제1 유출물을 생산하기 위하여 잔사 탄화수소 분획 및 수소를 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템; 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 용매 탈아스팔트화 단위; 제2 유출물을 생산하기 위하여 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 제2 수소변환 반응기 시스템; 액체 분획 및 증기 분획을 회수하기 위하여 제1 유출물 및 제2 유출물의 조합된 분획을 분리하는 분리기; 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 액체를 분별하는 분별 단위; 제3 유출물을 생산하기 위하여 상기 증기 분획을 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 제3 수소변환 반응기 시스템; 및 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제3 유출물을 분별하는 분별 단위.
다른 양태에서, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소들을 고도화하는 시스템과 관련된다. 상기 시스템은 다음을 포함할 수 있다: 제1 유출물을 생산하기 위하여 잔사 탄화수소 분획 및 수소를 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템; 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 용매 탈아스팔트화 단위; 제2 유출물을 생산하기 위하여 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 제2 수소변환 반응기 시스템; 하나 이상의 탄화수소 분획들 및 상기 진공 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 제1 유출물 및 상기 제2 유출물을 분별하는 제1 분별 단위; 제3 유출물을 생산하기 위하여 상기 아스팔트 분획 및 수소를 접촉하는 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템; 상기 제3 유출물을 분리하고 액체 분획 및 증기 분획을 회수하는 분리기; 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 액체를 분별하는 제2 분별 단위; 제4 유출물을 생산하기 위하여 상기 증기 분획을 제4 수소변환 촉매와 접촉시키는 제4 수소변환 반응기 시스템; 및 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제4 유출물을 분별하는 제3 분별 단위.
기타 양태들 및 이점들은 하기 명세서 및 첨부된 청구항들로부터 명백할 것이다.
도 1은 본원에 개시된 구현예들에 따른 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하는 공정의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 2는 본원에 개시된 구현예들에 따른 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하는 공정과 함께 사용되는 통합된 수처리 반응기 시스템을 위한 공정의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 3은 본원에 개시된 구현예들에 따른 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하는 공정과 함께 사용되는 통합된 수처리 반응기 시스템을 위한 공정의 단순화된 대체 공정 흐름도이다.
일 양태에서, 본원의 구현예들은 일반적으로 수소첨가분해 잔사유 및 기타 중탄화수소 분획들을 위한 공정들을 포함하는 수소변환 공정들에 관련된다. 더욱 구체적으로, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소 공급원료의 수소첨가분해, 비변환된 잔사 탄화수소 공급원료의 용매 탈아스팔트화, 별도의 잔사유 수소첨가분해 단위에서 결과적으로 얻어진 수소첨가분해된 탈아스팔트유의 처리, 및 별도의 잔사유 수소첨가분해 단위에서 용매 탈아스팔트화로부터 피치의 처리와 관련된다.
본원에 개시된 수소변환 공정들은 수소 및 하나 이상의 수소변환 촉매의 존재 하에서 상승된 온도 및 압력의 조건에서 잔사 탄화수소 공급원료들을 반응시켜서 상기 공급원료를 감축된 오염물(황 및/또는 질소와 같은) 수준을 갖는 저분자량 제품들로 변환하기 위하여 사용될 수 있다. 수소변환 공정들은, 예를 들어, 금속들 의 수소첨가(hydrogenation), 탈황(desulfurization), 탈질(denitrogenation), 분해(cracking), 변환(conversion), 탈금속(demetallization), 및 제거(removal), 콘라드슨 탄소 잔사유(Conradson carbon residue, CCR) 또는 아스팔텐들(asphaltenes) 제거 등을 포함할 수 있다.
본원에 사용된 바와 같이, 잔사 탄화수소 분획들 또는 잔사 탄화수소들을 참조하는 유사한 용어들은, 약 340 ℃ 이상의 끓는 점 또는 끓는 점 영역을 갖는 탄화수소 분획으로서 정의되나, 전체 중질 원유 처리 공정을 또한 포함할 수 있다. 본원에 개시된 공정들과 함께 사용될 수 있는 잔사 탄화수소 공급원료들은 다양한 정유 공장 및 기타 유사한 탄화수소 석유 흐름들 또는 이의 조합들 뿐만 아니라 상압 또는 감압 잔사, 탈아스팔트유들, 탈아스팔트 피치(deasphalter pitch), 수소첨가분해된 상압 탑저물들(tower bottoms) 또는 감압 탑저물들, 직류 감압 가스유들, 수소첨가분해된 감압 가스유들, 유체 촉매 분해된(fluid catalytically cracked, FCC) 슬러리유들, 비등층으로부터 감압 가스유들, 쉐일-유래유들(shale-derived oils), 석탄-유래유들(carbon-derived oils), 바이오-유래 원유들(bio-derived crude oils), 타르 샌드 역청(tar sands bitumen), 톨유들(tall oils) 및 흑유들(black oils)과 같은 탄화수소 흐름들을 포함할 수 있는데, 여기서, 각 탄화수소 흐름들은 직류처리되고, 공정 유래되고, 수소첨가분해되고, 일부 탈황되고, 및/또는 일부 탈금속될 수 있다. 일부 구현예들에서, 잔사 탄화수소 분획들은 적어도 480 ℃, 적어도 524 ℃, 또는 적어도 565 ℃의 표준 끓는 점을 갖는 탄화수소들을 포함할 수 있다.
이제 도 1을 참조하면, 잔사 탄화수소 분획(잔사)(10) 및 수소(21)는 직렬 또는 병렬로 배치된 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함할 수 있는 비등층 반응기 시스템(42)으로 공급될 수 있는데, 여기서 상기 탄화수소들 및 수소는 수소변환 촉매와 접촉하여 수소와 상기 잔사의 적어도 일부분이 반응함으로써 보다 경질의 탄화수소들을 형성하거나, 잔사에 함유된 상기 금속들을 탈금속화하거나, 콘라드슨 탄소 잔사유를 제거하서나, 그렇지 않으면 상기 잔사를 유용한 제품들로 변환한다.
비등층 반응기(42)의 반응기들은 약 380 ℃ 내지 약 450 ℃ 범위의 온도, 약 70 bara 내지 약 170 bara 범위의 수소 부분압, 및 약 0.2 h-1 내지 약 2.0 h-1 범위의 액공간 속도(liquid hourly space velocities, LHSV)에서 운전될 수 있다. 비등층 반응기들 내부에서, 액체 생성물의 재순환에 의하여 촉매는 역혼합될 수 있고 무작위 운동 상태로 유지될 수 있다. 이는 상기 재순환된 오일을 기상의 생성물들로부터 먼저 분리하는 것에 의해 성취될 수 있다. 상기 오일은 이후 외부 펌프 또는 도시된 바와 같이 반응기의 하부 헤드에 장착된 교반기를 갖는 펌프에 의해 재순환될 수 있다.
비등층 반응기 시스템(42)에서 목표 전화율은 처리되는 공급원료에 따라 약 30 중량% 내지 약 75 중량% 범위에 있을 수 있다. 어떠한 경우이건, 목표 전화율들은 침전물 형성이 과도해져 그로 인해 운전의 연속을 방해하는 수준보다 아래로 유지되어야 한다. 잔사 탄화수소들을 보다 경질유 탄화수소들로 변환하는 것뿐만 아니라, 황 제거는 약 40 중량% 내지 약 65 중량%의 범위에 있을 수 있고, 금속 제거는 약 40 중량% 내지 65 중량%의 범위에 있을 수 있고, 콘라드슨 탄소 잔사유(CCR) 제거는 약 30 중량% 내지 약 60 중량%에 있을 수 있다.
반응기 가혹조건(reactor severity)이란, 하나 이상의 수소첨가분해 반응기들에 적재된 촉매들의 화씨 온도 단위로 촉매 평균 온도와 비등층 수소첨가분해 반응기들의 절대 bar(bar alsolute) 단위로 평균 수소 부분압을 곱하고 이를 비등층 수소첨가분해 반응기들에서 LHSV로 나눈 것으로서 정의될 수 있다. 비등층 반응기 시스템(42)의 반응기 가혹조건은 약 105,000 ℉-bara-hr 내지 약 446,000 ℉-bara-hr의 범위에 있을 수 있다.
비등층 반응기 시스템(42)에서의 변환에 이어, 상기 일부 변환된 탄화수소들은 혼합된 기체/액체 유출물로서 흐름선(44)를 통하여 회수될 수 있고, 분별 시스템(46)으로 공급되어 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수할 수 있다. 도시된 바와 같이, 분별 시스템(46)은 경질 탄화수소 가스들 및 황화 수소(H2S)를 함유하는 배가스(offgas)(48), 경질 나프타 분획(50), 중질 나프타 분획(52), 등유 분획(54), 경유 분획(56), 경질 감압 가스유 분획(58), 중질 가스유 분획(60), 및 감압 잔사 분획(62)을 회수하기 위하여 사용될 수 있다. 일부 구현예들에서, 감압 잔사 분획(62)은 추가 처리를 위하여 용매 탈아스팔트화(SDA) 단위(12), 비등층 반응기 시스템(42), 또는 하기에 언급된 다른 반응기 단위들(70, 20)과 같은 것들로 재순환될 수 있다. 감압 잔사 분획(62)이 SDA 단위(12)로 이송되는 경우, 중질 가스유 분획(60)의 일부분은 또한 SDA 단위(12)로 이송될 수 있다.
분별 시스템(46)은, 예를 들어, 고압 고온(HP/HT) 분리기를 포함하여 유출물 증기를 유출물 액체들로부터 분리할 수 있다. 상기 분리된 증기는 기체 냉각, 정제, 및 재순환 가스 압축의 과정을 거치거나, 하나 이상의 추가적인 수소변환 반응기들을 포함할 수 있는 통합 수소첨가처리 반응기 시스템(integrated hydroprocessing reactor system, IHRS) 단독 또는 외부 증류액들 및/또는 수소첨가분해 공정에서 생성된 증류액들과 함께 조합하여 먼저 처리되고, 이후, 가스 냉각, 정제, 및 압축의 과정을 거칠 수 있다.
일부 구현예들에서, 감압 잔사유 분획(62)은 용매 탈아스팔트화 단위(SDA)(12)로 공급된다. SDA(12)에서, 감압 잔사 분획(62)은 용매와 접촉하여 아스팔텐들 및 유사한 탄화수소들을 선택적으로 용해함으로써 탈아스팔트유(DAO) 분획(14) 및 피치 분획(15)을 생산한다. 다른 구현예들에서, 중질 가스유 분획(60)의 일부분은 또한 SDA(12)로 공급될 수 있다.
용매 탈아스팔트화는, 예를 들어, 잔사 탄화수소 원료를 약 38 ℃ 내지 약 204 ℃ 범위의 온도 및 약 7 barg 내지 약 70 barg 범위의 압력에서 경질 탄화수소 용매와 접촉시킴으로써 SDA(12)에서 수행될 수 있다. SDA(12)에 유용한 용매들은, 예를 들어, 프로판, 부탄, 이소부텐, 펜탄, 이소펜탄, 헥산, 헵탄, 또는 이들의 ㅎ혼합물과 같은 C4, C5, C6 및/또는 C7 탄화수소들을 포함할 수 있다. 경질 탄화수소 용매들의 사용은 높은 리프트(높은 DAO 수율)를 제공할 수 있다. 일부 구현예들에서, SDA 단위(12)로부터 회수된 DAO 분획(14)은 500 wppm 내지 5000 wppm의 아스팔텐들(즉, 불용성 헵탄), 50 내지 150 wppm의 금속들(Ni, V, 및 기타와 같은), 및 5 중량% 내지 15 중량%의 콘라드슨 탄소 잔사유(CCR)를 함유할 수 있다.
DAO 분획(14) 및 수소(23)는 직렬 또는 병렬로 배치된 하나 이상의 수소첨가 분해 반응기들을 포함할 수 있는 수소첨가분해 반응기 시스템(20)으로 공급될 수 있다. 반응기 시스템(20)에서, DAO 분획(14)은 약 70 bara 내지 약 180 bara 범위의 수소 부분압, 약 390 ℃ 내지 약 460 ℃ 범위의 온도, 및 촉매 존재 하에서 약 0.1 h-1 내지 약 2.0 h-1 범위의 LHSV의 조건 하에서 수소첨가분해될 수 있다. 일부 실시예들에서, 수소첨가분해 반응기 시스템(20)의 운전 조건들은 비등층 반응기 시스템(42)을 위한 상기 기재된 조건들과 유사할 수 있다. 수소첨가분해 반응기 시스템(20)이 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함하는 경우와 같이, 다른 구현예들에서, 비등층 반응기들은 반응기 시스템(42)보다 더 높은 가혹조건들에서 운전될 수 있는데, 더 높은 가혹조건은 저 높은 온도, 더 높은 압력, 더 낮은 공간 속도 또는 이의 조합을 말한다.
감압 잔사 공급원료 물성들, 금속들 및 콘라드슨 탄소 잔사유가 비등층 반응기 시스템(42)에서 제거되는 정도, 및 사용된 SDA 용매에 따라, 회수된 DAO는 고정층 반응기 시스템 또는 도시된 바와 같은 비등층 반응기 시스템(20)에서 처리될 수 있는데, 상기 비등층 반응기 시스템(20)은 다른 유사점들 중에서도 기체/액체 분리 및 촉매 재순환에 관하여 상기 기재된 비등층 반응기 시스템(42)과 유사할 수 있다. 고정층 반응기 시스템이 사용될 수 있는데, 예를 들어, 고정층 반응기 시스템에서 DAO의 금속들 및 콘라드슨 탄소 잔사유 함량은 각각 80 wppm 및 10 중량% 미만이고, 구체적으로 각각 50 wppm 및 7 중량% 미만일 수 있다. 비등층 반응기 시스템이 사용될 수 있는데, 예를 들어, 금속들 및 콘라드슨 탄소 잔사유 함량들이 상기 고정층 반응기 시스템의 함량들보다 더 높을 때 사용될 수 있다. 양 수소첨가분해 반응기 시스템에서, 사용된 반응기들의 수는 다른 변수들 중에서 충전율(charge rate), 전체 목표 잔사유 전화율 수준, 및 RDS 단위(16)에서 얻어진 전화율 수준에 의존할 수 있다. 일부 구현예들에서, 하나 이상의 수소첨가분해 반응기들이 수소첨가분해 반응기 시스템(20)에서 사용될 수 있다. 비등층 반응기 시스템(20)에 대하여, 반응기 가혹조건은 약 215,000 ℉-bara-hr 내지 약 755,000 ℉-bara-hr의 범위에 있을 수 있다.
수소첨가분해 반응기 시스템(20)에서 변환에 잇따라, 부분 변환된 탄화수소들은 혼합된 증기/액체 유출물로서 흐름선(25)을 통하여 회수되고, 분별 시스템(46)으로 공급되어 상기 기재된 바와 같이 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수할 수 있다.
피치 분획(15) 및 수소(16)는 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함할 수 있는 비등층 반응기 시스템(70)으로 공급될 수 있는데, 여기서 탄화수소들 및 수소는 수소변환 촉매와 접촉되어 피치의 적어도 일부분과 수소를 반응시킴으로써 보다 경질의 탄화수소들을 형성하거나, 피치 탄화수소들을 탈금속화하거나, 콘라드슨 탄소 잔사유를 제거하거나, 그렇지 않으면 피치를 유용한 제품들로 변환한다. 일부 구현예들에서, 잔사 탄화수소 분획(10)의 일부분은 또한 비등층 반응기 시스템(70)으로 공급될 수 있다. 비등층 반응기 시스템(70)에서의 잔사 탄화수소 분획(10)의 비등층 반응기 시스템(42)에서의 잔사 탄화수소 분획(10)의 비는 약 0.1/1 내지 약 10/1의 범위일 수 있다. 다른 구현예들에서, 비등층 반응기 시스템(70)에서의 잔사 탄화수소 분획(10)의 비등층 반응기 시스템(42)에서의 잔사 탄화수소 분획(10)의 비는 약 1/1 일 수 있다.
고정층 수소첨가처리 반응기들(66 또는 166)은 수소첨가탈황(hydrodesulfurization), 수소첨가탈질(hydrodenitrogenation), 올레핀 포화, 수소첨가탈산(hydrodeoxygenation) 및 수소첨가탈방향족(hydrodearomatization)과 같은 수소첨가처리 반응들에 맞추어진 수소첨가처리 촉매들을 함유할 수 있다. 대안적으로, 고정층 수소첨가처리 반응기들(66 또는 166)은 수소첨가분해 반응들에 맞추어진 수소첨가처리 촉매들을 함유할 수 있다. 다른 구현예들에서, 고정층 수소첨가처리 반응기들(66 또는 166)은 수소첨가처리 촉매들 및 수소첨가분해 촉매들의 혼합물을 함유할 수 있다. 사용될 수 있으나, 이에 제한되지 않는 촉매들의 예들은 US 4,990,243; US 5,215,955; 및 US 5,177,047에서 찾을 수 있는데, 이 모두는 여기서 전체로서 참조 문헌으로 포함되었다. 일부 구현예들에서, 고정층 수소첨가처리 반응기들(66 또는 166)은 어떠한 탈금속화도 제공하지 않을 수 있으며, 탈금속 촉매들은 필요하지 않을 수 있다.
비등층 반응기 시스템(70)에서 반응기들은 약 380 ℃ 내지 약 450 ℃ 범위의 온도, 약 90 bara 내지 약 170 bara 범위의 수소 부분압, 및 약 0.15 h-1 내지 약 2.0 h-1 범위의 액공간 속도(LHSV)에서 운전될 수 있다. 비등층 반응기들 내부에서, 액체 생성물의 재순환에 의하여 촉매는 역혼합될 수 있고 무작위 운동 상태로 유지될 수 있다. 이는 상기 재순환된 오일을 기상의 생성물들로부터 먼저 분리하는 것에 의해 성취될 수 있다. 상기 오일은 이후 외부 펌프 또는 도시된 바와 같이 반응기의 하부 헤드에 장착된 교반기를 갖는 펌프에 의해 재순환될 수 있다.
비등층 반응기 시스템(70)에서 목표 전화율은 처리되는 공급원료에 따라 약 30 중량% 내지 약 75 중량% 범위에 있을 수 있다. 어떠한 경우이건, 목표 전화율들은 침전물 형성이 과도해져 그로 인해 운전의 연속을 방해하는 수준보다 아래로 유지되어야 한다. 잔사 탄화수소들을 보다 경질유 탄화수소들로 변환하는 것뿐만 아니라, 황 제거는 약 40 중량% 내지 약 65 중량%의 범위에 있을 수 있고, 금속 제거는 약 40 중량% 내지 65 중량%의 범위에 있을 수 있고, 콘라드슨 탄소 잔사유(CCR) 제거는 약 30 중량% 내지 약 60 중량%에 있을 수 있다.
비등층 반응기 시스템(70)의 반응기 가혹조건은 약 255,000 ℉-bara-hr 내지 약 880,000 ℉-bara-hr의 범위에 있을 수 있다.
비등층 반응기 시스템(70)에서 변환에 이어, 상기 일부 변환된 탄화수소들은 혼합된 기체/액체 유출물로서 흐름선(22)를 통하여 회수될 수 있고, 분별 시스템(24)으로 공급되어 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수할 수 있다. 도시된 바와 같이, 분별 시스템(24)은 경질 탄화수소 가스들 및 황화 수소(H2S)를 함유하는 배가스(offgas)(26), 경질 나프타 분획(28), 중질 나프타 분획(30), 등유 분획(32), 경유 분획(34), 경질 감압 가스유 분획(36), 중질 가스유 분획(38), 및 감압 잔사 분획(40)을 회수하기 위하여 사용될 수 있다. 일부 구현예들에서, 감압 잔사 분획(40)은 추가 처리를 위하여 재순환될 수 있다. 다른 구현예들에서, 감압 잔사 분획(40)은 커터(cutter) 분획(64)과 함께 혼합되어 연료유를 생산할 수 있다. 일부 실시예들에서, 연료 오일은 약 1.5 중량% 미만의 황 함량을 가질 수 있다.
분별 시스템(24)은, 예를 들어, 고압 고온(HP/HT) 분리기를 포함하여 유출물 증기를 유출물 액체들로부터 분리할 수 있다. 상기 분리된 증기는 기체 냉각, 정제, 및 재순환 가스 압축의 과정을 거치거나, 통합 수소첨가처리 반응기 시스템(integrated hydroprocessing reactor system) 단독 또는 외부 증류액들 및/또는 수소첨가분해 공정에서 생성된 증류액들과 함께 조합하여 먼저 처리되고, 이후, 가스 냉각, 정제, 및 압축의 과정을 거칠 수 있다.
HP/HT 분리기로부터 상기 분리된 액체는 상기 가스 냉각 및 정제 부문으로부터 회수된 기타 증류액 생성물들과 함께 상압 증류 시스템으로 기화되고(flashed) 전송될 수 있다. 약 340 ℃ 내지 약 427 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 340 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 상압 탑저물들이 이후 감압 증류 시스템을 통하여 추가 처리되어 감압 증류액들을 회수할 수 있다.
약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 감압 탑저물들 생성물은 이후 직접 열 교환 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부분의 감압 탑저물들 생성물로의 직접 주입에 의하는 것과 같이 냉각 이후에 탱크 설비로 이송될 수 있다.
비등층 반응기들 또는 수소첨가분해 반응기들에 유용한 촉매들은 탄화수소 공급원료의 수소첨가처리(hydrotreating) 또는 수소첨가분해의 수소변환 공정들에 유용한 어떠한 촉매도 포함할 수 있다. 수소첨가처리 촉매는, 예를 들어, 수소 함량을 증가시키고/증가시키거나 헤테로 원자(hetero atom) 오염물들을 제거하기 위하여 탄화수소 공급원료들의 수소첨가반응을 촉진하는데 사용될 수 있는 어떠한 촉매 조성물도 포함할 수 있다. 수소첨가분해 촉매는, 예를 들어, 더 작고 낮은 분자량 분자들을 얻기 위하여 분자들을 분해하는 것뿐만 아니라 수소를 크거나 복잡한 탄화수소 분자들에 첨가하는 것을 촉진하기 위하여 사용될 수 있는 어떠한 촉매 조성물도 포함할 수 있다.
일부 실시예들에서, 수소첨가분해 반응기 시스템(20), 비등층 반응기 시스템(42), 또는 비등층 반응기 시스템(70)으로부터 유출물들은 분별 시스템(24) 또는 분별 시스템(46)으로 유입되기 전에 통합 수소첨가처리 반응기 시스템(IHRS)을 통하여 처리될 수 있다. IHRS는 비등층 수소첨가처리 반응기 및 하류흐름 IHRS 사이에 위치한 상부흐름 고압/고온 증기/액체(HP/HT V/L) 분리기를 활용하는 정렬된(inline) 고정층 수소첨가처리 시스템이다. 분리기는 HP/HT V/L 분리기의 액체 유출물에서 비변환된 잔사 및 약 1000 ℉ 표준 끓는 점 미만에서 끓는 탑정 증기 생성물들(overhead vapor products) 사이에서의 분리를 가능하게 하는데, 이는 가스유들, 경유, 및 상류흐름 비등층 반응기에서 잔사의 분해에 의해 형성되는 나프타 분획들의 추가적인 수소첨가처리 또는 수소첨가분해를 위하여 더 낮은 비용 경로(cost route)를 제공할 수 있다.
HP/HT 분리기로부터 상기 분리된 액체는 상기 가스 냉각 및 정제 부문으로부터 회수된 기타 증류액 생성물들과 함께 상압 증류 시스템으로 기화되고(flashed) 전송될 수 있다. 약 340 ℃ 내지 약 427 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 340 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 상압 탑저물들이 이후 감압 증류 시스템을 통하여 추가 처리되어 감압 증류액들을 회수할 수 있다.
약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 감압 탑저물들 생성물은 이후 직접 열 교환 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부분의 감압 탑저물들 생성물로의 직접 주입에 의하는 것과 같이 냉각 이후에 탱크 설비로 이송될 수 있다.
도 2 및 3은 IHRS를 위한 두 개의 구현예들을 도시하고, 하기에 기재되어 있으나, 다른 구현예들이 당해 기술 분야의 통상의 기술자에게 가능한 것으로서 분명할 것이다. 도 2는 비등층 반응기 시스템(42)으로부터 흐름선(44)을 통하여 회수된 부분적으로 변환된 탄화수소들 및 수소첨가분해 반응기 시스템(20)으로부터 흐름선(25)를 통하여 회수된 부분적으로 변환된 탄화수소들을 혼합함으로써 유래되는 혼합된 흐름의 하류흐름에 IHRS가 설치된 구현예를 도시하고 있다. 도 3은 IHRS가 비등층 수소첨가처리 반응기(70)의 하류흐름에 설치된 구현예를 도시하고 있다.
도 2에서 도시된 바와 같이, 비등층 수소첨가처리 반응기(42) 및 수소첨가분해 반응기 시스템(20) 각각으로부터의 유출물 흐름들(44,25)은 열 교환기(미도시)에서 냉각될 수 있고, HP/HT V/L 분리기(61)로 공급될 수 있는데, 여기서 경질 생성물들 및 약 1000 ℉ 표준 끓는 점 미만에서 끓는 증류액들을 포함하는 증기 흐름과 비변환된 잔사를 포함하는 액체 흐름은 분리되고 하류흐름에서 별도로 처리될 수 있다. 증기 흐름(67)은 수소첨가처리, 수소첨가분해 또는 이의 조합을 수행하기 위하여 고정층 수소첨가처리 반응기(66)로 공급될 수 있다. IHRS 고정층 반응기 시스템(66)으로부터 유출물 흐름(68)은 상기 기재된 바와 같이 배가스 흐름(48), 경질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(50), 중질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(52), 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 등유 흐름(54), 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 경유 흐름(56)을 회수하는 분별 시스템(46)으로 공급될 수 있다. 액체 흐름(63)은 열 교환기(미도시)에서 냉각될 수 있고, 경질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 VGO 흐름(58), 중질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 VGO 흐름(60) 및 비변환된 감압 잔사 흐름(62)을 회수하는 감압 분별 시스템(72)으로 공급되기 전에 압력 감소 시스템(미도시)에서 감압될 수 있다. 일부 구현예들에서, 약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 감압 탑저물들 생성물 흐름은 이후 직접 열 교환 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부분의 감압 탑저물들 생성물로의 직접 주입에 의하는 것과 같이 냉각 이후에 탱크 설비로 이송될 수 있다.
도 3에 도시된 바와 같이, 비등층 반응기 시스템(70)으로부터 유출물 흐름(22)은 열 교환기(미도시)에서 냉각될 수 있고, HP/HT V/L 분리기(161)로 공급될 수 있는데, 여기서 경질 생성물들 및 약 1000 ℉ 표준 끓는 점 미만에서 끓는 증류액들을 포함하는 증기 흐름과 비변환된 잔사를 포함하는 액체 흐름은 분리되고 하류흐름에서 별도로 처리될 수 있다. 증기 흐름(167)은 수소첨가처리, 수소첨가분해 또는 이의 조합을 수행하기 위하여 고정층 수소첨가처리 반응기(166)로 공급될 수 있다. IHRS 고정층 반응기 시스템(166)으로부터 유출물 흐름(168)은 배가스 흐름(26), 경질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(28), 중질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(30), 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 등유 흐름(32), 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 경유 흐름(34)을 회수하는 상압 분별 시스템(146)으로 공급될 수 있다. 액체 흐름(163)은 열 교환기(미도시)에서 냉각될 수 있고, 경질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 VGO 흐름(36), 중질 수소첨가처리 또는 수소첨가분해된 VGO 흐름(38) 및 비변환된 감압 잔사 흐름(40)을 회수하는 감압 분별 시스템(172)으로 공급되기 전에 압력 감소 시스템(미도시)에서 감압될 수 있다. 일부 구현예들에서, 약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 감압 탑저물들 생성물 흐름은 이후 직접 열 교환 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부분의 감압 탑저물들 생성물로의 직접 주입에 의하는 것과 같이 냉각 이후에 탱크 설비로 이송될 수 있다.
본원에 개시된 구현예들에 따른 수소변환 공정에 사용되는 수소변환 촉매 조성물들은 당해 기술분야에서 통상의 기술자에게 잘 알려져 있고, 몇몇은 다른 회사 중에서도 W.R. Grace & Co., Criterion Catalysts & Technologies, 및 Albemarle로부터 상업적으로 구입 가능하다. 적합한 수소변환 촉매들은 원소 주기율표의 4-12 그룹들로부터 선택되는 하나 이상의 원소들을 포함할 수 있다. 일부 구현예들에서, 본원에 개시된 구현예들에 따른 수소변환 촉매들은, 실리카, 알루미나, 티타니아, 또는 이의 조합들과 같은 다공성 지지체 상에 담지되지 않거나 담지된 하나 이상의 니켈, 코발트, 텅스텐, 몰리브덴 및 이의 조합들을 포함하거나, 구성되거나, 또는 필수적으로 구성될 수 있다. 제조업자로부터 공급되거나 재생 공정으로부터 얻어진 것처럼, 수소변환 촉매들은, 예를 들어, 산화 금속들의 형태일 수 있다. 일부 구현예들에서, 수소변환 촉매들은 수소첨가분해 반응기(들)로 유입되기 전에 예비-황화(pre-sulfided)되고/예비-황화 되거나 예비-조절될 수 있다.
유용할 수 있는 증류액 수소첨가처리 촉매들은 촉매 수소첨가 활성을 제공한다고 알려진 원소들로부터 선택된 촉매를 포함한다. 그룹 8-10 원소들 및/또는 그룹 6 원소들로부터 선택된 적어도 하나의 금속 성분이 일반적으로 선택된다. 그룹 6 원소들은 크롬, 몰리브덴 및 텅스텐을 포함할 수 있다. 그룹 8-10 원소들은 철, 코발트, 니켈, 루테늄, 로듐, 팔라듐, 오스뮴, 이리듐 및 백금을 포함할 수 있다. 촉매에서 수소첨가 성분(들)의 양(들)은, 전체 촉매 100 중량부에 대한 금속 산화물(들)로서 계산되어, 적합하게 중량비로 그룹 8-10 금속 성분(들)의 약 0.5 % 내지 약 10 %의 범위 및 중량비로 그룹 6 금속 성분(들)의 약 5 % 내지 약 25 %의 범위인데, 여기서 중량비에 의한 백분율이란 황화(sulfiding) 전의 촉매의 중량에 기초한다. 촉매의 수소첨가 성분들은 산화물 및/또는 황화물 형태일 수 있다. 적어도 그룹 6 및 그룹 8 금속 성분의 조합이 (혼합된) 산화물들로서 존재한다면, 수소첨가분해에서 적합한 사용 전에 황화 처리될 것이다. 일부 구현예들에서, 촉매는 니켈 및/또는 코발트의 하나 이상의 성분들 및 몰리브덴 및/또는 텅스텐의 하나 이상의 성분들 또는 백금 및/또는 팔라듐의 하나 이상의 성분들을 포함할 수 있다. 니켈 및 몰리브덴, 니켈 및 텅스텐, 백금 및/또는 팔라듐을 함유하는 촉매들은 유용하다.
유용할 수 있는 잔사유 수소처리 촉매들은, 일반적으로 그룹 6 원소들 (몰리브덴 및/또는 텅스텐과 같은) 및 그룹 8-10 원소들 (코발트 및/또는 니켈), 또는 이들의 혼합물로부터 선택된 수소첨가 성분으로 구성된 촉매들을 포함하는데, 상기 수소첨가 성분들은 알루미나 지지체에 담지될 수 있다. 인(그룹 15) 산화물(phosphorous oxide)는 선택적으로 활성성분으로서 존재한다. 전형적인 촉매는 알루미나 바인더와 함께 3 내지 35 중량%의 수소첨가 성분들을 함유할 수 있다. 촉매 입자들(catalyst pellets)은 1/32 인치 내지 1/8 인치의 크기 범위일 수 있고, 구형, 압출형(extruded), 삼엽형(trilobate) 또는 사엽형(quadrilobate)일 수 있다. 일부 구현예들에서, 촉매 영역을 통과하는 원료는, 비록 일부 황, 질소 및 방향족들 제거가 또한 일어날 수 있다 하여도, 금속 제거를 위하여 미리 정해진 촉매와 먼저 접촉한다. 이어지는 촉매층들은, 비록 금속들 및/또는 분해 반응들의 제거를 촉진할 것으로 또한 기대된다고 하여도, 황 및 질소 제거를 위하여 사용될 수 있다. 탈금속화를 위한 촉매층(들)은, 존재할 경우, 125 내지 225 옹스트롬(Angstroms) 범위의 평균 기공 크기 및 0.5-1.1 ㎤/g 범위의 기공 부피를 갖는 촉매(들)을 포함할 수 있다. 탈질화/탈황화를 위한 촉매층(들)은 100 내지 190 옹스트롬(Angstroms) 범위의 평균 기공 크기 및 0.5-1.1 ㎤/g 범위의 기공 부피를 갖는 촉매(들)을 포함할 수 있다. US 특허 4,990,243은 적어도 약 60 옹스트롬의 기공 크기, 및 바람직하게는 약 75 옹스트롬 내지 약 120 옹스트롬의 기공 크기를 갖는 수소처리 촉매를 기재하고 있다. 현재 공정에 유용한 탈금속 촉매가, 예를 들어, US 특허 4,976,848에 기재되어 있는데, 상기 특허문헌의 전체 개시는 어떠한 목적으로도 본원의 참조 문헌에 포함된다. 이와 같이, 중질 흐름들의 탈황에 유용한 촉매들이, 예를 들어, US 특허 5,215,955 및 5,177,047에 기재되어 있는데, 상기 특허 문헌의 전체 개시는 어떠한 목적으로도 본원의 참조 문헌에 포함된다. 중간 증류액(middle distillate), 감압 가스유 흐름들 및 나프타 흐름들의 탈황에 유용한 촉매들이, 예를 들어, US 특허 4,990,243에 기재되어 있는데, 상기 특허 문헌의 전체 개시는 어떠한 목적으로도 본원의 참조 문헌에 포함된다.
유용한 잔사유 수소처리 촉매들은 알루미나, 실리카, 인, 또는 이들의 다양한 조합들로 이루어진 다공성 내화성 기재를 갖는 촉매들을 포함한다. 촉매들의 하나 이상의 유형들은 잔사유 수소처리 촉매로서 사용될 수 있고, 둘 이상의 촉매들이 사용되는 곳에서 촉매들은 반응기 영역에서 층들(layers)로서 존재할 수 있다. 하부 층(들)에서 촉매들은 양호한 탈금속 활성을 가질 수 있다. 촉매들은 또한 수소첨가 및 탈황 활성을 가질 수 있고, 금속들의 제거를 최대화하기 위하여 큰 기공 크기의 촉매들을 사용하는 것이 유리할 수 있다. 이러한 특성들을 갖는 촉매들은 콘라드슨 탄소 잔사유 및 황의 제거를 위한 최적의 것이 아니다. 하부층 또는 층들에서 촉매의 평균 기공 크기는 통상 적어도 60 옹스트롬일 수 있고, 많은 경우 상당히 더 클 수 있다. 촉매는 금속 또는 니켈, 몰리브덴, 또는 코발트와 같은 금속들의 조합을 함유할 수 있다. 하부층 또는 층들에서 유용한 촉매들은 US 특허 5,071,805, 5,215,955, 및 5,472,928에 기재되어 있다. 예를 들어, US 특허 5,472,928에 기재된 것과 같으며, 130 내지 170 옹스트롬 범위의 기공들의 적어도 20%를 갖는, 질소 방법에 기초한 그러한 촉매들은 하부 촉매들 층(들)에 유용할 수 있다. 촉매 영역의 상부층 또는 층들에 존재하는 촉매들은 하부층 또는 층들의 촉매들과 비교할 때 더 큰 수소첨가 활성을 가져야 한다. 결과적으로, 상부층 또는 층들에서 유용한 촉매들은 더 작은 기공 크기들 및 더 큰 콘라드슨 탄소 잔사유 제거, 탈질 및 탈황 활성에 의해 특징지워질 수 있다. 전형적으로, 촉매들은 수소첨가 활성을 향상시키기 위하여, 예를 들어, 니켈, 텅스텐, 및 몰리브덴과 같은 금속들을 함유할 수 있다. 예를 들어, US 특허 5,472,928에 기재된 것과 같으며 95 내지 135 옹스트롬의 범위의 기공들의 적어도 30%를 갖는, 질소 방법에 기초한 그러한 촉매들은 상부 촉매들 층들에서 유용할 수 있다. 촉매들은 성형 촉매들(shaped catalysts) 또는 구형 촉매들일 수 있다. 또한, 조밀하고 덜 부서지는 촉매들은 반응기로부터 회수된 생성물에서 촉매 입자들의 파손 및 미립자들의 비말동반(entrainment)을 최소화하기 위하여 상향흐름(upflow) 고정 촉매 영역들에서 사용될 수 있다.
당해 기술분야의 통상의 기술자는 다양한 촉매 층들이 단지 하나의 촉매 유형으로 이루어질 수 없으나, 다른 촉매 유형들의 혼합물로 이루어져 상기 층에 대하여 금속들 또는 콘라드슨 탄소 잔사유 제거 및 탈황의 최적의 수준을 얻을 수 있다는 것을 인식할 수 있다. 일부 수소첨가가 상기 영역의 하부 부분에서 일어날 수 있음에도 불구하고, 콘라드슨 탄소 잔사유, 질소, 및 황의 제거는 상부 층 또는 층들에서 주요하게 일어날 수 있다. 분명히 추가적인 금속들 제거가 또한 일어날 수 있다. 각 층에 대한 구체적인 촉매 또는 촉매 혼합물, 상기 영역에서 층들의 수, 각 층의 베드(bed)에서 비례 부피(proportional volume), 및 선택된 구체적인 수소처리 조건들은 촉매의 가격과 같은 상업적인 고려요소들뿐만 아니라 상기 단위에 의해 처리되는 공급원료, 회수되고자 하는 희망 생성물에 의존할 수 있다. 이러한 파라미터들 모두는 석유 정제 산업에 관련된 통상의 기술자의 범위 안에 있으며, 여기서 더 이상의 상술을 요할 수 없다.
두 개의 독립적인 분별 시스템들(24, 46)에 관하여 기재되는 동안, 본원에 개시된 구현예들은 또한 공통의 분별 시스템에서 흐름들(22, 44, 25)를 분별하는 것을 고려한다. 예를 들어, 상기 유출물들은 상기 기재된 상압 탑 및 감압 탑에서 추가적인 처리를 하기 전에 공통 가스 냉각, 정제, 및 압축 순환으로 공급될 수 있다. 조합된 분리 계획의 사용은 원하는 경우 감소된 자본 투자를 제공할 수 있으나, 별도 처리에 의해 얻어진 중간 황 수준을 갖는 단일 연료 오일 분획의 생산을 야기할 수 있다.
앞서 기재된 바와 같이, 본원에 개시된 구현예들은, 잔사유 전화율 한계를 잔사유 수소첨가분해 단독에 의해 얻어질 수 있는 것 이상으로 확대하면서, SDA 및 RDS를 잔사유 수소첨가분해와 함께 효율적으로 통합한다. 나아가, 유사한 전화율들을 얻도록 제안된 기타 계획들과 비교하여 더 작은 촉매 반응기 부피를 사용하여 더 높은 전화율들을 얻을 수 있다. 나아가, 본원에 개시된 구현예들은 전체 전화율을 최대화하면서 고황 함유 잔사유 원료로부터 1 중량% 미만의 황을 갖는 연료 오일을 생산하기 위하여 사용될 수 있다.
본원에 개시된 전체 공정 계획들은 여전히 높은 전화율들을 얻으면서 낮은 반응기 부피들을 사용하여 수행될 수 있다. 이와 같이, 기타 얻어진 이점들은 다음과 같은 것을 포함할 수 있다: SDA 단위로부터 아스팔트에서 금속들을 거부함으로 인한 감축된 촉매 소비율; 감축된 자본 투자; 및 무엇보다도, 비등층 반응기들의 상류흐름에서 슬러리유의 주입에 대한 필요의 제거 또는 유의할만한 감축.
본원은 제한된 수의 구현예들을 포함하고 있으나, 본원의 이점을 갖는 당해 기술 분야의 통상의 기술자는 본원의 영역으로부터 벗어나지 않는 다른 구현예들이 고안될 수 있다는 것을 이해할 것이다. 따라서, 상기 영역은 오직 첨부된 청구항들에 의하여 제한되어야 한다.

Claims (25)

  1. 잔사 탄화수소(residuum hydrocarbon) 분획 및 수소를 제1 비등층(ebullated-bed) 수소변환(hydroconversion) 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 제1 유출물을 회수하는 단계;
    탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화(solvent deasphalting) 하는 단계;
    상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 반응기 시스템에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제2 수소변환 반응기 시스템으로부터 제2 유출물을 회수하는 단계; 및
    공통 분별 시스템에서 하나 이상의 탄화수소 분획들 및 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 제1 유출물 및 상기 제2 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 제2 유출물을 분별하는 단계;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 아스팔트 분획 및 수소를 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제3 수소변환 반응기 시스템으로부터 제3 유출물을 회수하는 단계; 및
    하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 제3 유출물을 분별하는 단계;를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  3. 제2항에 있어서,
    수소와 접촉시키기 전에 상기 아스팔트 분획을 희석액과 혼합하는 단계를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 희석액은 잔사 탄화수소 분획의 제2 부분, FCC 순환유들(cycle oils), 슬러리유들(slurry oils), 방향족 추출물들(aromatics extracts), 및 직류(straight run) 감압 가스유들(straight run vacuum gas oils) 중 적어도 하나를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 제2 수소변환 반응기 시스템은 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함하는 제2 비등층 수소변환 반응기 시스템을 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 탈아스팔트유 분획은 약 80 wppm을 초과하는 금속들 함량 및 약 10 중량%를 초과하는 콘라드슨 탄소 잔사유(Conradson Carbon Residue) 함량을 갖는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  7. 제2항에 있어서,
    상기 감압 잔사 탄화수소 분획을 상기 용매 탈아스팔트화, 감압 증류 시스템, 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템, 상기 제2 수소변환 반응기 시스템, 및 상기 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템 중 적어도 하나로 재순환하는 것을 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  8. 제1항에 있어서,
    상기 잔사 탄화수소 분획은 석유 상압 또는 감압 잔사(petroleum atmospheric or vacuum residua), 탈아스팔트유들, 탈아스팔트 피치(deasphalter pitch), 수소첨가분해된(hydrocracked) 상압 탑저물 또는 감압 탑저물, 직류 감압 가스유, 수소첨가분해된 감압 가스유, 유체 촉매 분해된(fluid catalytically cracked, FCC) 슬러리유들, 비등층으로부터 감압 가스유들, 쉐일-유래유들(shale-derived oils), 석탄-유래유들(carbon-derived oils), 바이오-유래 원유들(bio-derived crude oils), 타르 샌드 역청(tar sands bitumen), 톨유들(tall oils) 및 흑유들(black oils) 중 적어도 하나를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 접촉하는 것은 약 30 중량% 내지 약 75 중량%의 범위의 탄화수소 전화율을 야기하고, 황 제거(sulfur removal)는 약 40 중량% 내지 약 65 중량%의 범위이고, 금속 제거는 약 40 중량% 내지 약 65 중량%이고, 콘라드슨 탄소 잔사유 제거는 약 30 중량% 내지 약 60 중량%인 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 접촉하는 것은 약 105,000 ℉-Bara-hr 내지 약 446,000 ℉-Bara-hr의 반응기 가혹조건(reactor severity)에 있는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  11. 제4항에 있어서,
    상기 제2 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 접촉하는 것은 약 255,000 ℉-Bara-hr 내지 약 880,000 ℉-Bara-hr의 반응기 가혹조건에 있는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  12. 제1항에 있어서,
    제3 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 접촉하는 것은 약 215,000 ℉-Bara-hr 내지 약 755,000 ℉-Bara-hr의 반응기 가혹조건에 있는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  13. 제2항에 있어서,
    상기 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템 유출물을 분별하는 단계를 통하여 생산된 연료 오일은 1.5 중량% 이하의 황 함량을 갖는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  14. 제2항에 있어서,
    상기 잔사 탄화수소 분획의 전체 전화율은 약 75 중량% 내지 약 90 중량%의 범위에 있는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  15. 제2항에 있어서,
    상기 제3 비등층 수소변환 시스템에서 처리된 상기 아스팔트 분획 원료의 상기 제1 비등층 수소변환 시스템에서의 상기 아스팔트 분획 원료에 대한 비는 약 0.1/1 내지 약 10/1의 범위에 있는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  16. 제1항에 있어서,
    상기 용매 탈아스팔트화 단위에서 사용된 용매는 3 내지 7의 탄소 원자들을 함유하는 경질 탄화수소인 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  17. 제1항에 있어서,
    상기 용매 탈아스팔트화 단위에서 사용된 용매는 방향족 용매, 가스유들의 혼합물, 및 상기 분별된 제1, 제2, 또는 제3 유출물 또는 유입물(imported)로부터의 경질 나프타(naphtha) 중 적어도 하나인 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  18. 제1항에 있어서,
    상기 아스팔트 분획 및 수소를 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 제3 유출물을 회수하는 단계;
    증기 분획 및 액체 분획을 생산하기 위하여 분리기에서 상기 제3 유출물을 분리하는 단계;
    제1 분별 시스템에서 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 액체 분획을 분별하는 단계;
    제4 수소변환 반응기 시스템에서 상기 증기 분획을 제4 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제4 수소변환 반응기 시스템으로부터 제4 유출물을 회수하는 단계; 및
    제2 분별 시스템에서 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제4 유출물을 분별하는 단계;를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  19. 제1 유출물을 생산하기 위하여 잔사 탄화수소 분획 및 수소를 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템;
    탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 용매 탈아스팔트화 단위;
    제2 유출물을 생산하기 위하여 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 제2 수소변환 반응기 시스템; 및
    하나 이상의 탄화수소 분획들 및 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 제1 유출물 및 상기 제2 유출물을 분별하는 분별 단위;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 시스템.
  20. 제19항에 있어서,
    제3 유출물을 생산하기 위하여 상기 아스팔트 분획 및 수소를 접촉시키는 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템; 및
    하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제3 유출물을 분별하는 분별 단위;를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 시스템.
  21. 제19항에 있어서,
    상기 제2 수소변환 반응기 시스템은 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함하는 제2 비등층 수소변환 반응기 시스템을 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 시스템.
  22. 제20항에 있어서,
    상기 감압 잔사 탄화수소 분획을 상기 용매 탈아스팔트화, 감압 증류 시스템, 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템, 상기 제2 수소변환 반응기 시스템, 및 상기 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템 중 적어도 하나로 재순환하는 것을 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 시스템.
  23. 잔사 탄화 수소 분획 및 수소를 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 제1 유출물을 회수하는 단계;
    탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 단계;
    상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 반응기 시스템에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제2 수소변환 반응기 시스템으로부터 제2 유출물을 회수하는 단계;
    증기 분획 및 액체 분획을 생산하기 위하여 분리기에서 상기 제1 유출물 및 상기 제2 유출물을 조합하는 단계;
    제1 분별 시스템에서 상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 액체 분획을 분별하는 단계;
    상기 증기 분획을 제3 수소변환 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제3 수소변환 반응기 시스템으로부터 제3 유출물을 회수하는 단계; 및
    제2 분별 시스템에서 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제3 유출물을 분별하는 단계;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  24. 제1 유출물을 생산하기 위하여 잔사 탄화수소 분획 및 수소를 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템;
    탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 용매 탈아스팔트화 단위;
    제2 유출물을 생산하기 위하여 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 제2 수소변환 반응기 시스템;
    액체 분획 및 증기 분획을 회수하기 위하여 제1 유출물 및 제2 유출물의 조합된 분획을 분리하는 분리기;
    상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 액체를 분별하는 분별 단위;
    제3 유출물을 생산하기 위하여 상기 증기 분획을 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 제3 수소변환 반응기 시스템; 및
    하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제3 유출물을 분별하는 분별 단위;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 시스템.
  25. 제1 유출물을 생산하기 위하여 잔사 탄화수소 분획 및 수소를 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템;
    탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하기 위하여 감압 잔사 분획을 용매 탈아스팔트화하는 용매 탈아스팔트화 단위;
    제2 유출물을 생산하기 위하여 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 제2 수소변환 반응기 시스템;
    하나 이상의 탄화수소 분획들 및 상기 진공 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 제1 유출물 및 상기 제2 유출물을 분별하는 제1 분별 단위;
    제3 유출물을 생산하기 위하여 상기 아스팔트 분획 및 수소를 접촉하는 제3 비등층 수소변환 반응기 시스템;
    상기 제3 유출물을 분리하고 액체 분획 및 증기 분획을 회수하는 분리기;
    상기 감압 잔사 분획을 회수하기 위하여 상기 액체를 분별하는 제2 분별 단위;
    제4 유출물을 생산하기 위하여 상기 증기 분획을 제4 수소변환 촉매와 접촉시키는 제4 수소변환 반응기 시스템; 및
    하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하기 위하여 상기 제4 유출물을 분별하는 제3 분별 단위;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 시스템.
KR1020157022016A 2013-02-04 2014-01-31 잔사유 수소첨가분해 및 용매 탈아스팔트화의 통합 Active KR101829113B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/758,554 US20140221709A1 (en) 2013-02-04 2013-02-04 Integration of residue hydrocracking and solvent deasphalting
US13/758,554 2013-02-04
PCT/US2014/014106 WO2014121052A1 (en) 2013-02-04 2014-01-31 Intergration of residue hydrocracking and solvent deasphalting

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20150110613A true KR20150110613A (ko) 2015-10-02
KR101829113B1 KR101829113B1 (ko) 2018-02-13

Family

ID=51259785

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020157022016A Active KR101829113B1 (ko) 2013-02-04 2014-01-31 잔사유 수소첨가분해 및 용매 탈아스팔트화의 통합

Country Status (16)

Country Link
US (2) US20140221709A1 (ko)
EP (1) EP2951272B1 (ko)
KR (1) KR101829113B1 (ko)
CN (1) CN105008494B (ko)
BR (1) BR112015018705B1 (ko)
CA (1) CA2896247C (ko)
ES (1) ES2706737T3 (ko)
HR (1) HRP20190106T1 (ko)
HU (1) HUE040512T2 (ko)
MX (1) MX365755B (ko)
MY (1) MY173246A (ko)
PT (1) PT2951272T (ko)
RU (1) RU2656273C2 (ko)
SG (1) SG11201505233TA (ko)
TW (1) TWI481703B (ko)
WO (1) WO2014121052A1 (ko)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20240048528A (ko) * 2021-08-17 2024-04-15 하이드로카본 테크놀로지 앤 이노베이션, 엘엘씨 분산 촉매를 순차적으로 첨가한 중유의 효율적인 수소화 처리 및 용매 탈아스팔트화

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES2670004T3 (es) * 2013-07-02 2018-05-29 Saudi Basic Industries Corporation Método para convertir una carga de hidrocarburos de punto de ebullición elevado en productos de hidrocarburos más ligeros en ebullición
US9695369B2 (en) * 2014-11-21 2017-07-04 Lummus Technology Inc. Process to upgrade partially converted vacuum residua
US9925532B2 (en) * 2015-05-29 2018-03-27 Well Resources Inc. Method of processing heavy oils and residua
CA2941568A1 (en) 2015-08-31 2017-02-28 University Of New Brunswick Process for upgrading heavy hydrocarbon liquids
WO2017185166A1 (en) * 2016-04-25 2017-11-02 Sherritt International Corporation Process for partial upgrading of heavy oil
CA3037617A1 (en) * 2016-09-21 2018-03-29 Hindustan Petroleum Corporation Limited A process for conversion of hydrocarbons to maximise distillates
CA3037612C (en) * 2016-09-21 2023-11-21 Hindustan Petroleum Corporation Limited A process for conversion of hydrocarbons
MX2019007435A (es) * 2016-12-22 2020-11-11 Lummus Technology Inc Hidrocraqueo de petroleo residual en multiples etapas.
US11732203B2 (en) 2017-03-02 2023-08-22 Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc Ebullated bed reactor upgraded to produce sediment that causes less equipment fouling
WO2018232204A1 (en) 2017-06-15 2018-12-20 Saudi Arabian Oil Company Converting carbon-rich hydrocarbons to carbon-poor hydrocarbons
CN111263801A (zh) 2017-08-29 2020-06-09 沙特阿拉伯石油公司 一体化渣油加氢裂化和加氢精制
CA3057131C (en) * 2018-10-17 2024-04-23 Hydrocarbon Technology And Innovation, Llc Upgraded ebullated bed reactor with no recycle buildup of asphaltenes in vacuum bottoms
WO2020123370A2 (en) * 2018-12-10 2020-06-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Upgrading challenged feeds and pitches produced therefrom
KR20240164592A (ko) * 2019-03-15 2024-11-19 루머스 테크놀로지 엘엘씨 증기 분해 전 희석 증기를 액상 탄화수소와 혼합하는 방법
FR3101082B1 (fr) * 2019-09-24 2021-10-08 Ifp Energies Now Procédé intégré d’hydrocraquage en lit fixe et d’hydroconversion en lit bouillonnant avec une séparation gaz/liquide améliorée
US11384298B2 (en) 2020-04-04 2022-07-12 Saudi Arabian Oil Company Integrated process and system for treatment of hydrocarbon feedstocks using deasphalting solvent
CN114621789B (zh) * 2022-04-21 2023-06-16 中国石油化工股份有限公司 一种沸腾床渣油加氢系统及方法
US12139675B1 (en) 2023-05-01 2024-11-12 Saudi Arabian Oil Company Processes for prolonging catalyst activity in a hydroprocessing unit

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4176048A (en) * 1978-10-31 1979-11-27 Standard Oil Company (Indiana) Process for conversion of heavy hydrocarbons
US4239616A (en) * 1979-07-23 1980-12-16 Kerr-Mcgee Refining Corporation Solvent deasphalting
US4354928A (en) * 1980-06-09 1982-10-19 Mobil Oil Corporation Supercritical selective extraction of hydrocarbons from asphaltic petroleum oils
US4990243A (en) 1989-05-10 1991-02-05 Chevron Research And Technology Company Process for hydrodenitrogenating hydrocarbon oils
US5177047A (en) 1991-10-02 1993-01-05 Chevron Research And Technology Company High activity resid catalyst
US5215955A (en) 1991-10-02 1993-06-01 Chevron Research And Technology Company Resid catalyst with high metals capacity
FR2753984B1 (fr) * 1996-10-02 1999-05-28 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures impliquant une hydrodemetallisation en lit bouillonnant de catalyseur
FR2753982B1 (fr) * 1996-10-02 1999-05-28 Inst Francais Du Petrole Procede catalytique en plusieurs etapes de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures
CA2281058C (en) * 1998-09-03 2008-08-05 Ormat Industries Ltd. Process and apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals, and asphaltenes
FR2791354B1 (fr) * 1999-03-25 2003-06-13 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lits bouillonnants et une etape d'hydrotraitement
FR2812301B1 (fr) 2000-07-26 2003-04-04 Inst Francais Du Petrole Procede flexible de production de bases huiles et de distillats moyens a partir de charge contenant des heteroatomes
US6454932B1 (en) * 2000-08-15 2002-09-24 Abb Lummus Global Inc. Multiple stage ebullating bed hydrocracking with interstage stripping and separating
ITMI20011438A1 (it) * 2001-07-06 2003-01-06 Snam Progetti Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali i graggi pesanti e i residui di distillazione
US7214308B2 (en) * 2003-02-21 2007-05-08 Institut Francais Du Petrole Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
EP2650346A1 (en) * 2004-04-28 2013-10-16 Headwaters Heavy Oil, LLC Ebullated bed hydroprocessing method for treating heavy hydrocarbons
US7279090B2 (en) * 2004-12-06 2007-10-09 Institut Francais Du Pe'trole Integrated SDA and ebullated-bed process
KR100917078B1 (ko) 2005-08-16 2009-09-15 리서치 인스티튜트 오브 페트롤리움 인더스트리 중탄화수소성 공급원료의 수소전환 방법
ITMI20071302A1 (it) * 2007-06-29 2008-12-30 Eni Spa Procedimento per la conversione a distillati di cariche idrocarburiche pesanti con autoproduzione di idrogeno
US7938952B2 (en) * 2008-05-20 2011-05-10 Institute Francais Du Petrole Process for multistage residue hydroconversion integrated with straight-run and conversion gasoils hydroconversion steps
US8062505B2 (en) * 2008-06-30 2011-11-22 Uop Llc Process for using iron oxide and alumina catalyst with large particle diameter for slurry hydrocracking
US20100122934A1 (en) * 2008-11-15 2010-05-20 Haizmann Robert S Integrated Solvent Deasphalting and Slurry Hydrocracking Process
US8287720B2 (en) * 2009-06-23 2012-10-16 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking
US9284499B2 (en) 2009-06-30 2016-03-15 Uop Llc Process and apparatus for integrating slurry hydrocracking and deasphalting
US9523048B2 (en) * 2009-07-24 2016-12-20 Lummus Technology Inc. Pre-sulfiding and pre-conditioning of residuum hydroconversion catalysts for ebullated-bed hydroconversion processes
US20110198265A1 (en) * 2010-02-12 2011-08-18 Colvar James J Innovative heavy crude conversion/upgrading process configuration
US9273968B2 (en) * 2010-06-23 2016-03-01 Aisin Aw Co., Ltd. Track information generating device, track information generating method, and computer-readable storage medium
CA2754870C (en) * 2010-10-13 2019-11-05 China Petroleum & Chemical Corporation Ebullated bed hydrotreating process of heavy crude oil
KR101917198B1 (ko) * 2010-12-20 2019-01-24 셰브런 유.에스.에이.인크. 수소화처리 촉매 및 이의 제조방법

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20240048528A (ko) * 2021-08-17 2024-04-15 하이드로카본 테크놀로지 앤 이노베이션, 엘엘씨 분산 촉매를 순차적으로 첨가한 중유의 효율적인 수소화 처리 및 용매 탈아스팔트화

Also Published As

Publication number Publication date
HUE040512T2 (hu) 2019-03-28
TW201439303A (zh) 2014-10-16
TWI481703B (zh) 2015-04-21
MX365755B (es) 2019-06-12
MY173246A (en) 2020-01-08
EP2951272A1 (en) 2015-12-09
EP2951272A4 (en) 2016-12-28
RU2015137707A (ru) 2017-03-10
PT2951272T (pt) 2019-01-24
ES2706737T3 (es) 2019-04-01
BR112015018705A2 (pt) 2017-07-18
EP2951272B1 (en) 2018-10-17
SG11201505233TA (en) 2015-08-28
CN105008494A (zh) 2015-10-28
CA2896247A1 (en) 2014-08-07
RU2656273C2 (ru) 2018-06-05
CA2896247C (en) 2018-08-14
WO2014121052A1 (en) 2014-08-07
MX2015009213A (es) 2016-03-21
KR101829113B1 (ko) 2018-02-13
BR112015018705B1 (pt) 2021-01-12
US20180119027A1 (en) 2018-05-03
HRP20190106T1 (hr) 2019-03-08
CN105008494B (zh) 2017-04-12
US20140221709A1 (en) 2014-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101829113B1 (ko) 잔사유 수소첨가분해 및 용매 탈아스팔트화의 통합
KR101831039B1 (ko) 잔사유 수소첨가분해 및 수소첨가처리의 통합
KR102378453B1 (ko) 치환 가능한 수소첨가탈금속화 가드층, 고정층 수소첨가처리 단계 및 치환 가능한 반응기에서의 수소첨가분해 단계를 포함하는 전환 방법
KR102005137B1 (ko) 잔사유 수소첨가분해 공정
AU2013296947B2 (en) Residue hydrocracking

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
PA0105 International application

Patent event date: 20150813

Patent event code: PA01051R01D

Comment text: International Patent Application

PA0201 Request for examination
PG1501 Laying open of application
E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20170322

Patent event code: PE09021S01D

AMND Amendment
E601 Decision to refuse application
PE0601 Decision on rejection of patent

Patent event date: 20170929

Comment text: Decision to Refuse Application

Patent event code: PE06012S01D

Patent event date: 20170322

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event code: PE06011S01I

AMND Amendment
PX0901 Re-examination

Patent event code: PX09011S01I

Patent event date: 20170929

Comment text: Decision to Refuse Application

Patent event code: PX09012R01I

Patent event date: 20170519

Comment text: Amendment to Specification, etc.

PX0701 Decision of registration after re-examination

Patent event date: 20171201

Comment text: Decision to Grant Registration

Patent event code: PX07013S01D

Patent event date: 20171030

Comment text: Amendment to Specification, etc.

Patent event code: PX07012R01I

Patent event date: 20170929

Comment text: Decision to Refuse Application

Patent event code: PX07011S01I

Patent event date: 20170519

Comment text: Amendment to Specification, etc.

Patent event code: PX07012R01I

X701 Decision to grant (after re-examination)
GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20180207

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20180207

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration
PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20210115

Start annual number: 4

End annual number: 4

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20220103

Start annual number: 5

End annual number: 5

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20240102

Start annual number: 7

End annual number: 7

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20241230

Start annual number: 8

End annual number: 8