JP2017052951A - 溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス - Google Patents

溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス Download PDF

Info

Publication number
JP2017052951A
JP2017052951A JP2016183414A JP2016183414A JP2017052951A JP 2017052951 A JP2017052951 A JP 2017052951A JP 2016183414 A JP2016183414 A JP 2016183414A JP 2016183414 A JP2016183414 A JP 2016183414A JP 2017052951 A JP2017052951 A JP 2017052951A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
hydrogen
bed reactor
ebullated bed
recycle
feed
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
JP2016183414A
Other languages
English (en)
Other versions
JP6336538B2 (ja
Inventor
オメル・レファ・コセオグル
Refa Koseoglu Omer
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
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 Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of JP2017052951A publication Critical patent/JP2017052951A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6336538B2 publication Critical patent/JP6336538B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G67/00Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02Treatment 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
    • C10G67/14Treatment 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 at least two different refining steps in the absence of hydrogen
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/20Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles with liquid as a fluidising medium
    • B01J8/22Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles with liquid as a fluidising medium gas being introduced into the liquid
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/14Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
    • C10G45/16Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/14Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
    • C10G45/20Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles according to the "fluidised-bed" technique
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/22Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with hydrogen dissolved or suspended in the oil
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G47/00Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G47/00Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/26Cracking 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G47/00Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/30Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles according to the "fluidised-bed" technique
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G49/00Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/10Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles
    • C10G49/12Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2208/00Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00008Controlling the process
    • B01J2208/00017Controlling the temperature
    • B01J2208/00106Controlling the temperature by indirect heat exchange
    • B01J2208/00265Part of all of the reactants being heated or cooled outside the reactor while recycling
    • B01J2208/00283Part of all of the reactants being heated or cooled outside the reactor while recycling involving reactant liquids
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2208/00Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00008Controlling the process
    • B01J2208/00539Pressure
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081Recycling aspects
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02Gasoline
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04Diesel oil

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

【課題】沸騰床水素化処理反応器中の原料を処理する際の、水素ガスが分離相として反応器へ導入される場合リサイクルストリーム中の過剰ガスの存在による、ガス保持およびリサイクルポンプの操作効率低下を低減する改善されたシステムおよび方法を提供する。【解決手段】過剰水素の混合および/または拡散によって水素ガスが新鮮及びリサイクルされた液体原料中に溶解した後に、反応器注入口上流で非溶存水素をフラッシングし、溶存水素含有フィードを沸騰床水素化処理反応器へ導入する。【選択図】なし

Description

(関連出願)
本願は、2011年7月29日に出願された米国仮特許出願第61/513,055号の利益を主張するものであり、その開示は参照により本明細書によって援用される。
本発明は、沸騰床反応器(ebullated-bed reactor)を用いる、水素化分解または水素化処理システムおよびプロセスに関する。
(関連技術の記載)
水素化分解または水素化処理操作の共通の目的は、特に残油原料(residue feedstock)中における硫黄、窒素および/または金属などの不純物を除去し、また重質フィード(heavy feed)を低沸点の低分子量炭化水素類にクラッキングし、ガソリンおよびディーゼルなどの輸送燃料を得ることである。水素化分解/水素化処理操作で生じる反応には、水素化脱硫(HDS)、炭素残油還元(carbon residue reduction)(CRR)、窒素除去(HDN)、およびクラッキングが含まれる。
精油所において、触媒の交換または再生のためのダウンタイムを最小化することが望ましい。さらに、プロセス経済学は一般的に、減圧軽油、脱アスファルト油および残油に存在するような、硫黄、窒素、金属および/または有機金属化合物などの様々な混入物レベルのフィードストリームを処理できる多用途システムを必要とする。
精製業に用いられる反応器タイプには主に三つあり、固定床、沸騰床および移動床である。特定の反応器タイプのいずれを利用するかの判断は、原料特性、所望の変換率、柔軟性、連続運転時間、および必要な製品品質などの多くの判断基準に基づいて行われる。
沸騰床反応器は、比較的に重質な原料の処理の間に、および減圧残油などの変換必要量が増加するにつれて生じる、固定床反応器で通常伴う閉塞問題を解消するために開発された。沸騰床反応器では、触媒は膨張床にあるので固定床反応器に伴う閉塞問題に対応できる。沸騰床反応器における触媒の流動性質はまた、床のほんの一部のオンライン触媒交換も可能にさせる。この結果、時間によって変動することの無い、高い正味の床活性をもたらす。
固定床技術には、比較的多量のヘテロ原子、金属およびアスファルテンを含む、特に重質の導入物を処理するのにかなりの問題があり、というのもこれらの混入物は触媒の急速な失活および反応器の閉塞を生じるからである。直列につながれている多段固定床反応器を用いることによって、370℃以上で沸騰する重質原料の比較的高い変換を達成できるものの、そのような設計は高い設備投資を必要とし、また特定の原料に関しては商業的に実行が難しく、例えば触媒交換を3〜4ヶ月毎に必要とする。
従って、これらの重質導入物を処理するために、沸騰床反応器が開発され、世界中で運転されている。これらの反応器には性能および効率に多くの利点があり、特に重質原油に関して利点がある。初期の沸騰床プロセスおよびシステムは、Johansonによる米国特許第2,987,465号および3,197,288号に記載されており、これらはいずれも本明細書において参照により援用される。
一般に、沸騰床反応器には、触媒を含有する垂直方向の円柱状容器から同時に流れる液体、固体およびガスのストリームが含まれる。触媒は、動きながら液体中に存在し、また不動時の触媒体積よりも大きい、液体媒体によって分散された総体積を有する。沸騰床反応器は、重質液体炭化水素類の精製および石炭から合成石油への変換のためのプロセスを含む、様々な精製操作に用いられている。
典型的には、液体炭化水素相およびガス状水素相は、流体が床から上方へ送られる際に粒子が強制的に動かされるような速度で、触媒粒子床から上方へ送られる。触媒床の膨張レベルは、少なくとも一部は、沸騰床ポンプによってコントロールされる残液リサイクル液体流速によって決定される。定常状態の操作の間(つまり、沸騰床状態)、触媒のかさは反応器においてある特定のレベルを超えることは無く、それは反応器設計の間に予め決定される。このレベルは、触媒粒子が反応器から流出するのを防ぐように、またはガス液体混合物から持ち越された触媒粒子を分離するために反応器の内部に設置されるサイクロンの有効な操作を妨げるように確立される。ガスホールドアップおよび液体粘性が無いので、最初はより多くの触媒を反応器に充填することができる。これらの設計基準は、当業者の日常的な作業の範囲内である。生成物の蒸気および液体のかなりの部分は、触媒粒子の上端を通過して実質的に触媒フリーのゾーンへ入り、反応器上部の近くで取り出される。
かなりの量の水素ガスおよび軽質炭化水素蒸気が、反応ゾーンから触媒フリーゾーンへと上昇する。液体は反応器の底部へリサイクルされ、この触媒フリーゾーンからの正味の生成物として反応器から取り出される。蒸気のある特定の部分は液体リサイクルストリームから分離された後に、沸騰ポンプの吸引によってリサイクル導管を通過する。しかしながら、残液リサイクルストリーム中に存在するガスまたは蒸気は、リサイクルポンプの能力をかなり低下させる。蒸気の存在はまた、反応器中の液体滞留時間を減少させ、また水素分圧を制限する。
触媒粒子の沸騰床で触媒的水素化分解プロセスにおいて用いられるある特定の反応器は、下降流導管または流下管として役立つ中心垂直リサイクル導管を伴って設計され、それは液体を沸騰触媒床上方の触媒フリーゾーンからリサイクルポンプの吸引へリサイクリングし、触媒反応ゾーンを通って液体を再循環する。
図1は、液体がリサイクル下降流導管で内部的にリサイクルする、先行技術のシステムおよび装置100を模式的に示す。装置100には、沸騰床反応器160および沸騰ポンプ164が含まれる。沸騰床反応器160には、水素ガスおよび原料の混合物を受ける注入口130、および生成流出物を放出するための出口166が含まれる。沸騰ポンプ164は沸騰床反応器160と流体連結しており、沸騰床反応器160からリサイクルされた流出物を受ける注入口162、およびリサイクル流出物を加圧下で放出する出口163を含む。
システム100の実施にあたり、水素ガスおよび原料の混合物は、注入口130から沸騰床反応器160へ導入され、原料を低分子量の炭化水素類に変換することを含む反応が行われる。液体反応流出物は、沸騰床反応器160内に位置する下降流導管内を下へ連続的に流れ、沸騰ポンプ164を用いて加圧下で沸騰床反応器160へリサイクルバックされる。生成流出物は、出口166から回収される。
あるいは、リサイクル液体は反応器の下流に位置する蒸気分離装置から得られるか、または大気ストリッパー残液ストリームから得られる。液体のリサイクルは、触媒床を沸騰させ、安定させ、また反応器全体の温度を均一に保つのに役立つ。
図2は、沸騰床反応器260、沸騰ポンプ264、および高圧分離装置280を含む、外部的リサイクルシステムを有する、システムおよび装置200を模式的に示す。沸騰床反応器260には、水素ガスおよび原料の混合物を導入するための注入口230、および生成流出物を放出するための出口266が含まれる。高圧分離装置280には、生成流出物を受けるための出口266と流体連結している注入口、ガス生成物ストリームを放出するための出口282、および液体ストリームを放出するための出口284が含まれる。沸騰ポンプ264には、液体ストリームの少なくとも一部を受けるための高圧分離装置の出口に流体連結している注入口262、およびリサイクリングストリームを加圧下で放出するための出口263が含まれる。
システム200の実施に当たり、水素ガスおよび原料の混合物は、注入口230から沸騰床反応器260へ導入され、原料を低分子量の炭化水素類に変換することを含む反応が行われる。反応流出物は、高圧分離装置280に運ばれて、ガスストリーム282および液体ストリーム284が得られる。液体ストリーム284の少なくとも一部は、ストリーム288として、沸騰ポンプ264を介して沸騰床反応器260へとリサイクルされる。ストリーム284の残りは、生成物ストリーム286として回収されるか、またはさらなる精製プロセスを受けることができる。
触媒床膨張は、沸騰床反応器における重要な要素である。プロセスにおいて、床の膨張はリサイクルポンプスピードによってコントロールされる。ある特定のシステムには、異常に高い床(界面)レベルを測定するための、複数の床レベル検出器および一またはそれ以上の追加検出器によって特徴付けられる床が含まれる。界面レベルは、例えば、反応器の内部にある放射源および/または反応器壁における検出源を含む密度検出器によって検出される。
沸騰床プロセスは一般により重質な減圧残油原料を変換するのに用いられるものの、それらはより低い沸点の減圧軽油原料をきれいにするか処理するためにも用いられ得る。沸騰床プロセスの利点には、製品品質および速度の均一性、ダウンタイムの減少および設備投資の軽減が含まれる。
「容積」および「長さと直径の比率」は、触媒充填量に影響を与える、沸騰床反応器設計中の要素として知られている。所定の容積の反応器に関しては、長さと直径の比率が大きければ大きいほど、より多くの触媒を反応器中へ導入することができる。
ガスおよび液ホールドアップ率は、システム性能に寄与する重要なプロセス特性である。高いガスホールドアップ率は、プロセス性能の低下を引き起こす液体滞留時間の短縮をまねく。沸騰床反応器中のガスホールドアップ率は、せいぜい40%まで高くできる。
沸騰床反応器設計は無数のタイプが存在するものの、より効率的で効果的な沸騰床反応器プロセスの提供、並びにリサイクルシステム中のガスホールドアップおよびリサイクルポンプに対するその悪影響を除去または最小化する、改善された反応器性能の達成という課題が存在する。
本発明は上記課題に取り組み、沸騰床水素化処理反応器中の原料処理のためのシステムおよびプロセスであって、それは反応器注入口の上流の混合および/または拡散、混合物のフラッシング、非溶存水素および他のあらゆる軽質な構成成分の回収、その後に溶存水素含有原料が沸騰床水素化処理反応器に充填されることによって、水素ガスが、組み合わさった新鮮かつリサイクル液体原料中に溶解している、システムおよびプロセスを提供することによって、さらなる利点を見出した。従来設計の沸騰床反応器の典型的なガスホールドアップの問題は、最小化される。
よって、本発明は、沸騰床反応器中で液体炭化水素原料を低分子量炭化水素化合物に変換するプロセスであって、以下:
混合ゾーンにおいて新鮮かつリサイクルされた液体炭化水素原料および過剰な水素ガスを混合して、一部の水素ガスを液体炭化水素原料中に溶解させ、水素に富む液体炭化水素原料を生成し;
水素に富む液体炭化水素原料および過剰な水素をフラッシングゾーンへ運び、そこで少なくとも一部の非溶存水素ガスがフラッシュされ;
水素に富む液体炭化水素原料をフラッシングゾーンから沸騰床反応器のフィード注入口へ移動させ、原料から低分子量炭化水素類への変換を含む反応を行わせ;
変換された低重量の炭化水素生成物を、沸騰床反応器の実質的に触媒フリーのゾーンから回収し;並びに
再処理のために、新鮮な原料と混合するために、未変換フィードをリサイクリングする、
ことを含むプロセスに関する。
本発明のプロセスおよびシステムは、先行技術の沸騰床水素化処理反応器において典型的に直面する、リサイクルストリーム中のガスの存在に起因する、ガスホールドアップに関連する問題並びにリサイクルポンプ効率低下に伴う問題を解決する。
以下で本発明をより詳しくは説明し、また添付の図面を参照して説明するが、ここで同じまたは類似の要素は同じ番号で呼ぶ。
図1は、内部的リサイクルを有する、先行技術の通常の沸騰床反応器の模式図である。
図2は、外部的リサイクルを有する、先行技術の通常の沸騰床反応器の模式図である。
図3A〜3Cは、内部的リサイクルおよび直列リサイクルシステム(straight recycle system)を有する沸騰床プロセスの模式図(図3A)、混合リサイクル(combined recycle)および原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスの模式図(図3B)、並びにリサイクル分離システムと組み合わさった原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスの模式図(図3C)。
図4A〜4Cは、外部的リサイクルおよび直列リサイクルシステムを有する沸騰床プロセスの模式図(図4A)、混合リサイクルおよび原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスの模式図(図4B)、並びにリサイクル分離システムと組み合わさった原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスの模式図(図4C)。
(発明の詳細な説明)
本発明のプロセスにおいて、水素化処理/水素化分解反応に要求される水素ガスのかなりの部分は、液体原料中に溶解している。水素分配装置(hydrogen distributor apparatus)を利用して、沸騰床反応器の上流にある原料を処理し、必要な反応水素ガスの少なくともかなりの部分を液体原料中に溶解させ、沸騰床反応器流入液として混合フィード/水素ストリーム(combined feed/hydrogen stream)を生成する。
本発明のプロセスを実行するにあたり、沸騰床反応器のガスホールドアップは、反応器を通る総液体量の40V%未満、好ましくは10V%未満、最も好ましくは1V%未満である。
また、本発明のプロセスを実行するにあたり、沸騰床リサイクルストリーム(ebullated-bed recycle stream)は10V%未満、好ましくは1.0V%未満、最も好ましくは0.1V%未満の蒸気を含む。
図3A〜3Cは、原料と一緒に少なくともかなりの部分の必要な水素を溶液中に含む導入物320を受け取るのに適した内部的リサイクルタイプ沸騰床反応器装置を示す。
プロセスの装置には一般に、水素分配器314、フラッシュ容器(flash vessel)322、沸騰床反応容器360、並びに一またはそれ以上のポンプ364a、364bおよび364cが含まれる。
原料ストリーム310は、分配容器314中で過剰な水素ガス312と混合されて、液体中に所望量の水素が溶解され、水素に富む液体炭化水素原料(hydrogen-enriched liquid hydrocarbon feedstock)が生成される。水素ガスストリーム312には、新鮮な水素316およびリサイクルされた水素318が含まれる。
ある特定の態様において、カラムが水素分配容器として用いられ、それの一またはそれ以上の位置で水素ガスが注入され、そのうちの少なくとも一つはカラムの底部に向かっている。液体原料は、カラム底部または上部から供給することができる。水素ガスを、水素分配器を通してカラムに注入し、念入りに混合(intimate mixing)し、原料と溶存水素の飽和を促進させる。
水素に富む原料および過剰な水素ガスを含む混合ストリーム320はフラッシングゾーン322に運ばれ、そこで過剰な水素および他のガス(例えば、軽質原料留分)はストリーム324としてフラッシュオフされる。ストリーム324の一部はストリーム318として、新鮮な水素フィード316と一緒に、リサイクルされる。フラッシュガスの残りは、ブリードストリーム326としてシステムから放出され、示されていないが他の精油所および/または石油化学適用のために分配または回収することができる。
溶存水素を含む、水素に富む炭化水素原料ストリーム330は、沸騰床反応器360へ送られ、水素化処理反応が行われる。反応器流出物生成物ストリーム366は沸騰床反応器から放出され、示されていないが、一またはそれ以上の分離容器(separation vessel)中へ送られ、生成物回収される。
あるいは、生成物ストリーム366は、一またはそれ以上の下流沸騰床反応器システムへ運ばれてもよく、それには本明細書に記載の関連単位操作の一またはそれ以上[例えば、上流フラッシング容器、下流フラッシング容器、および/または一またはそれ以上の追加の水素分配装置]が含まれてもよい。
図3A、3Bおよび3Cの態様は、個別に、または原料水素付加システムとの様々な組み合わせで実行することができる。直列リサイクルシステムを有する沸騰床プロセスは、図3Aに描かれている。混合リサイクルおよび原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスは、図3Bに描かれている。リサイクル分離システムと組み合わさった原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスは、図3Cに描かれている。
特に、図3Aを参酌すると、フラッシング容器322からの水素に富む炭化水素原料330は、沸騰床反応器360へ導入される。内部的リサイクルタイプ沸騰床反応器において、液体リサイクル流出物362aは、沸騰ポンプ364aの吸引力によって、触媒床上方の触媒フリーゾーンと流体連結している流下導管を通じて吸出される。沸騰ポンプ364aからのリサイクルストリーム363aは触媒床に戻り、その際に流体圧力が触媒床膨張をもたらす。
図3Bを参酌すると、内部的リサイクル流出物362bは、水素ガス分配器314へ送られ、原料ストリーム310と混合され、水素飽和化される。混合した水素飽和ストリーム330は、沸騰床ポンプ364bによって与えられる流体圧力で沸騰床反応器へ運ばれ、触媒の床膨張を生じる。
図3Cを参酌すると、フラッシング容器322からの水素に富む炭化水素原料330は、沸騰床反応器360へ導入される。内部的リサイクル流出物362cは、適宜水素取り込みをストリーム378から行い、分離容器370を通過する。分離装置残液374は沸騰ポンプ364cを通過し、リサイクルストリーム363cは沸騰床反応器360へ戻される。沸騰ポンプ364cによってリサイクルストリーム363cが受ける流体圧力は、触媒床膨張を生じさせる。リサイクルされた水素および軽質ガスが含まれる分離装置トップ372の一部はシステムから取り出され、一部376はリサイクルされ、適宜ストリーム378からの補給水素と混合されてよいリサイクル流出物362cと混合される。
図4A〜4Cで示す別の態様において、外部的リサイクルタイプ沸騰床反応器は、原料と一緒に少なくともかなりの部分の必要な水素を溶液中に含む導入物420を受けるのに適応している。
本プロセスのための装置には一般に、水素分配器414、フラッシュ容器422、沸騰床反応容器460、リサイクル分離容器480、並びに一またはそれ以上の沸騰ポンプ464a、464bおよび464cが含まれる。
原料ストリーム410は水素ガス412と分配容器414中で混合されて、液体混合物中において適した量の水素が溶解され、水素に富む液体炭化水素原料が生成される。水素ガスストリーム412には、新鮮な水素416およびリサイクルされた水素418が含まれる。
ある特定の態様において、カラムが水素分配容器として用いられ、それの一またはそれ以上の位置で水素ガスが注入され、そのうちの少なくとも一つはカラムの底部に向かっている。液体原料は、カラム底部または上部から供給することができる。水素ガスを、水素分配器を通してカラムに注入し、十分に混合し、溶存水素含有原料の形成を促進させる。
水素に富む原料および過剰な水素ガスを含む混合ストリーム420は、フラッシングゾーン422に運ばれ、そこで過剰な水素および他のガス(例えば、軽質原料留分)はストリーム424としてフラッシュオフされる。ストリーム424の一部は、ストリーム418としてリサイクルされ、新鮮な水素フィード416と一緒になる。フラッシュガス(flashed gas)の残りは、ブリードストリーム426としてシステムから放出され、示されていないが他の精油所および/または石油化学適用のために分配または回収することができる。
適した量の溶存水素を含む、水素に富む炭化水素原料ストリーム430は、沸騰床反応器460へ供給(feed)されて、水素化処理反応される。
沸騰床反応器流出物生成物ストリーム466はリサイクル分離容器480に送られ、ガス生成物ストリーム482のフラッシュオフおよび液体生成物ストリーム484(その一部はリサイクルされる)の回収がされる。液体生成物ストリームの一部486はプロセスから取り出され、示されていないが、一またはそれ以上の分離容器へ送られて生成物回収される。あるいは、生成物ストリーム486は、一またはそれ以上の下流沸騰床反応器システムへ運ばれてもよく、それには本明細書に記載の関連単位操作の一またはそれ以上(例えば、上流フラッシング容器、下流フラッシング容器、および/または一またはそれ以上の追加の水素分配装置)が含まれてもよい。
図4A、4Bおよび4Cの様々な態様は、個別に、または原料水素付加システムとの様々な組み合わせで実行することができる。直列リサイクルシステムを有する沸騰床プロセスは、図4Aに描かれている。混合リサイクルおよび原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスは、図4Bに描かれている。リサイクル分離システムと組み合わさった原料水素付加システムを有する沸騰床プロセスは、図4Cに描かれている。
特に、図4Aを参酌すると、フラッシング容器422からの水素に富む炭化水素原料430は、沸騰床反応器460に導入される。外部的リサイクルタイプ沸騰床反応器において、流出物ストリーム466は、リサイクル分離容器480中で生成物留分482および液体留分484に分離される。液体生成物ストリーム484の一部488aは、沸騰ポンプ464aを介して反応容器460の底部に導入される外部的リサイクルストリーム463aとして役立ち、その流体圧力が触媒床膨張をもたらす。
図4Bを参酌すると、フラッシング容器422からの水素に富む炭化水素原料430は、沸騰床反応器460へ導入される。外部的リサイクル流出物478bは、水素ガス分配器414に送られ、原料ストリーム410と混合されて、水素飽和化される。混合された水素飽和ストリーム430は沸騰床反応器に運ばれ、沸騰ポンプ464bによって与えられるその流体圧力が触媒床膨張をもたらす。
図4Cを参酌すると、フラッシング容器422からの水素に富む炭化水素原料430は、沸騰床反応器460へ導入される。外部的リサイクル流出物488cは、適宜ストリーム478から水素取り込みを行い、分離容器470を通過する。分離装置残液474は沸騰ポンプ464cを通過し、リサイクルストリーム463cは沸騰床反応器460へ戻される。沸騰ポンプ464cによってリサイクルストリーム463cへ与えられる流体圧力は、触媒床膨張を生じさせる。リサイクル水素および軽質ガスを含む分離装置トップ472の一部をシステムから取り出し、一部476はリサイクルされ、適宜ストリーム478からの補給水素と混合されてよいリサイクル流出物488cと混合される。
一般に、沸騰床反応器の運転条件には、350℃から500℃、ある特定の態様では400℃から450℃の範囲における温度;50から300Kg/cm、ある特定の態様では100から250Kg/cm、またさらなる態様では150から200Kg/cmの範囲における圧力;並びに1:1から40:1、ある特定の態様では1:1から20:1の範囲におけるリサイクルと原料の比率が含まれる。
原料の飽和のためには、最大で約10,000標準立方フィート/バレル(standard cubic feet per barrel)(SCFB)まで、ある特定の態様では500から10,000SCFB、またさらなる態様では1,500から5,000SCFBの水素供給量が用いられ、その供給量は原料の性質および特性によって決定される。
本発明のプロセスおよびシステムでは、沸騰触媒床反応器を通るフィードとして、水素化処理反応のために必要な水素の少なくともかなりの部分[ある特定の態様では、実質的に単相のフィードおよび水素ストリーム組み合わせ]を含む、水素に富む炭化水素原料を用いることによって、リサイクル中の過剰ガスに関する沸騰ポンプ装置に伴う問題は軽減される。
沸騰床反応器の操作を、水素化処理反応に必要な水素の少なくともかなりの部分がフィードストリームを含む液体相中に溶解するように、最適化する。ある特定の態様において、反応器容積の必要量を最小化し、触媒充填量および液体容積を増加させ、またガスホールドアップ率を減少させるために、触媒および液体の実質的な二相システムが提供される。
システム中の過剰な水素ガスが最小化または実質的に除去されるのだから、リサイクルストリームおよび故にリサイクル液体は通常の沸騰床水素化処理システムと比べてガス相が減り、よって沸騰床リサイクルポンプの効率が高まり、また相当なガス相を扱うように設計されている沸騰ポンプの必要性が最小化する。さらには、減少した過剰水素量はガスホールドアップの可能性を最小化し、反応器容積をより効率的に用いることができ、例えばある特定の態様では有効な反応器容積は最大で約40%まで増加する。
沸騰床反応器の一つの特徴は、反応器の操作を妨げることなく、触媒充填/除去を定期的に、ある特定の操作では連続的または半連続的に行うことである。液体原料を含む溶液中で水素取り込みの無い通常システムと比べると、起こり得る水素欠如によって引き起こされるいかなる触媒失活も、触媒の定期的な部分的交換によって少なくとも部分的には埋め合わされる。従って、沸騰床反応器サイクル周期は、精製者の点検および定期修理スケジュールによって設定されるのであって、触媒活性によってではない。
沸騰床反応器は一定の温度で作動する一方で、固定床反応器は幅広い範囲の温度で作動する。沸騰床反応器においては、沸騰の結果として、圧力低下は比較的に小さい。
沸騰床反応器プロセスの逆混合特性は反応物の分散促進を提供し、ほぼ等温床の条件をもたらす。反応温度はフィード温度によってコントロールされ、結果的に反応器にわたって等温操作がされる。これは、反応器における水素ガスクエンチの必要性を除去する。本発明のシステムおよびプロセスによって、沸騰床プロセスにおける等温操作(クエンチ操作が不要)が原料処理柔軟性を高め、また比較的に重質の原料が沸騰床反応器中で処理され得る。
(実施例)
アラビアン重質原油(Arabian heavy crude oil)から得た減圧残油(その特性は表1に示される)を、一段階(single-stage)沸騰床反応器中、440℃、150バールの水素分圧で、反応器容積1リットルに対して0.3リットルの油および減圧残油1トンに対して0.8kgの触媒で、水素化分解した。全水素ガス割合(rate)は、水素がプロセスで消費される割合の4倍に設定する。沸騰床反応器を、リサイクルと原料の比率10:1で運転した。
Figure 2017052951
図3Bで示されるように設計されたプロセスの全物質収支を、表2に示す。
Figure 2017052951
520℃より高温で沸騰する炭化水素類の全変換率は61W%であり、プロセスにおいて水素化脱硫の92重量%を達成した。水素が原料中に溶解しているのでガス相水素は沸騰床反応器において除去され、その結果、先行技術の三相システム中のガスホールドアップに従来は必要とされていた反応器スペースの30〜40V%を減らすことができた。
本発明の方法およびシステムは、上記および添付図面に記載されているものの、これらに修飾を加え得ることは当業者にとっては明白であり、また本発明の保護範囲は特許請求の範囲によって定義される。

Claims (20)

  1. 沸騰床水素化処理反応器中で液体炭化水素原料を低分子量炭化水素化合物に変換するプロセスであって、以下:
    混合ゾーンにおいて液体炭化水素原料を過剰な水素ガスと混合して、一部の水素ガスを液体炭化水素原料中に溶解させ、水素に富む液体炭化水素原料を生成し;
    水素に富む液体炭化水素原料および非溶存水素をフラッシングゾーンへ運び、そこで少なくとも一部の非溶存水素ガスがフラッシュされ;
    水素に富む液体炭化水素原料をフラッシングゾーンから沸騰床反応器のフィード注入口へ移動させ、原料から低分子量炭化水素類への変換を含む反応を行わせ;並びに
    変換された低分子量の炭化水素生成物を、沸騰床反応器の実質的に触媒フリーのゾーンから回収する、
    ことを含むプロセス。
  2. 沸騰床反応器は、回収生成物よりも重質の炭化水素類を受けるために、触媒床上方の実質的に触媒フリーのゾーンと流体連結している内部的リサイクル下降流導管を含む、請求項1に記載のプロセス。
  3. リサイクル下降流導管および沸騰床反応器のフィード注入口と流体連結しているリサイクルポンプをさらに含む、請求項2に記載のプロセス。
  4. フラッシングゾーンおよび沸騰床反応器のフィード注入口と流体連結しているリサイクルポンプをさらに含み、
    リサイクルされたより重質の炭化水素類が、混合ゾーンへ新鮮な炭化水素原料と導入される、
    請求項2に記載のプロセス。
  5. 下降流導管と流体連結している外部分離容器またはフラッシュ容器(external separation or flash vessel)、並びに、外部分離容器またはフラッシュ容器の残液と沸騰床反応器のフィード注入口と流体連結しているリサイクルポンプをさらに含む、請求項2に記載のプロセス。
  6. 沸騰床反応器流出物が、沸騰床反応器の生成物出口と流体連結しているリサイクル分離容器へ運ばれ、トップとして生成物の回収がされ、また残液リサイクルストリームとして回収生成物よりも重質の炭化水素類が分離される、請求項1に記載のプロセス。
  7. リサイクル分離容器の残液出口と沸騰床反応器のフィード注入口と流体連結しているリサイクルポンプをさらに含む、請求項6に記載のプロセス。
  8. フラッシングゾーンと沸騰床反応器のフィード注入口と流体連結しているリサイクルポンプをさらに含み、
    リサイクルされたより重質の炭化水素類が、混合ゾーンへ導入される、
    請求項6に記載のプロセス。
  9. 残液リサイクルストリーム導管と流体連結している外部分離容器またはフラッシュ容器、並びに
    外部分離容器またはフラッシュ容器の底部と沸騰床反応器のフィード注入口と流体連結しているリサイクルポンプ
    をさらに含む、請求項6に記載のプロセス。
  10. 沸騰床反応器のガスホールドアップは総液体量の40V%未満から10V%未満の範囲である、請求項1に記載のプロセス。
  11. 沸騰床反応器のガスホールドアップは1V%未満である、請求項1に記載のプロセス。
  12. 沸騰床リサイクルストリームは総液体量の10V%未満から1V%未満の範囲における蒸気量を含む、請求項1に記載のプロセス。
  13. 沸騰床リサイクルストリームは総液体量の0.1V%未満の蒸気量を含む、請求項1に記載のプロセス。
  14. 沸騰床反応器を350℃から500℃の範囲における温度で運転する、請求項1に記載のプロセス。
  15. 沸騰床反応器を400℃から450℃の範囲における温度で運転する、請求項1に記載のプロセス。
  16. 沸騰床反応器を50から300Kg/cmの範囲における圧力で運転する、請求項1に記載のプロセス。
  17. 沸騰床反応器を100から250Kg/cmの範囲における圧力で運転する、請求項1に記載のプロセス。
  18. 沸騰床反応器を150から200Kg/cmの範囲における圧力で運転する、請求項1に記載のプロセス。
  19. 水素および原料の混合並びに飽和ゾーンを、原料の500から10,000標準立方フィート/バレル(SCFB)の範囲における水素供給量で運転する、請求項1に記載のプロセス。
  20. 水素および原料の混合並びに飽和ゾーンを、1500から5,000SCFBの範囲における水素供給量で運転する、請求項1に記載のプロセス。
JP2016183414A 2011-07-29 2016-09-20 溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス Expired - Fee Related JP6336538B2 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161513055P 2011-07-29 2011-07-29
US61/513,055 2011-07-29

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2014522935A Division JP6046136B2 (ja) 2011-07-29 2012-07-24 溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2017052951A true JP2017052951A (ja) 2017-03-16
JP6336538B2 JP6336538B2 (ja) 2018-06-06

Family

ID=46639677

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2014522935A Active JP6046136B2 (ja) 2011-07-29 2012-07-24 溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス
JP2016183414A Expired - Fee Related JP6336538B2 (ja) 2011-07-29 2016-09-20 溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2014522935A Active JP6046136B2 (ja) 2011-07-29 2012-07-24 溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス

Country Status (9)

Country Link
US (2) US8940155B2 (ja)
EP (3) EP2737023B1 (ja)
JP (2) JP6046136B2 (ja)
KR (1) KR101885409B1 (ja)
CN (1) CN103857771B (ja)
DK (2) DK3020788T3 (ja)
ES (2) ES2650872T3 (ja)
PL (2) PL3020788T3 (ja)
WO (1) WO2013019464A1 (ja)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102016100341A1 (de) 2016-01-11 2017-07-13 Wincor Nixdorf International Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Depassivierung einer Batterie eines Wertbehälters
US9738839B1 (en) * 2016-04-29 2017-08-22 IFP Energies Nouvelles Generation ebullated-bed reactor system
CN114437810B (zh) 2016-10-18 2024-02-13 马威特尔有限责任公司 配制的燃料
MA51768B1 (fr) 2016-10-18 2023-12-29 Mawetal Llc Méthode de réduction des émissions au port
MX2018014994A (es) 2016-10-18 2019-05-13 Mawetal Llc Combustible de turbina pulido.
CN106701160B (zh) * 2017-01-19 2019-04-30 上海竣铭化工工程设计有限公司 沸腾床加氢装置中循环泵的设置方法
US20180215683A1 (en) * 2017-01-27 2018-08-02 Saudi Arabian Oil Company Isomerization process using feedstock containing dissolved hydrogen
US11155757B2 (en) 2017-01-27 2021-10-26 Saudi Arabian Oil Company Isomerization process using feedstock containing dissolved hydrogen
CN108696842A (zh) * 2017-03-02 2018-10-23 北京小鸟听听科技有限公司 一种设备及其组网方法、输出方法
CN110756119A (zh) * 2018-07-27 2020-02-07 上海凯鑫分离技术股份有限公司 一种带有氢气分布器的连续加氢反应装置及工艺
US11084991B2 (en) * 2019-06-25 2021-08-10 Saudi Arabian Oil Company Two-phase moving bed reactor utilizing hydrogen-enriched feed
US11549069B1 (en) 2022-01-20 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Two-phase hydroprocessing utilizing soluble hydrogen from the high pressure separator
US11965135B1 (en) 2023-04-12 2024-04-23 Saudi Arabian Oil Company Methods for reactivity based hydroprocessing

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2987465A (en) * 1958-06-20 1961-06-06 Hydrocarbon Research Inc Gas-liquid contacting process
JPH08325580A (ja) * 1995-03-16 1996-12-10 Inst Fr Petrole 重質石油原料の完全な接触水素化転換法
JP2004515568A (ja) * 2000-06-19 2004-05-27 アンスティテュ フランセ デュ ペトロール 多段沸騰床反応器を用いた接触水素添加方法
JP2008534716A (ja) * 2005-03-24 2008-08-28 プロセス・ダイナミクス・インコーポレーテッド 連続的な液相の水素化処理に関する制御システムの方法および装置

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3197288A (en) 1961-05-29 1965-07-27 Hydrocarbon Research Inc Catalytic reactor
DE1950640A1 (de) * 1968-10-10 1970-04-23 Chevron Res Verfahren zur Entfernung von Eisen aus Kohlenwasserstoffbeschickungen
US4670132A (en) * 1982-06-29 1987-06-02 Intevep, S.A. Method of hydrocracking and method of preparing a catalyst therefor
US4684456A (en) * 1985-12-20 1987-08-04 Lummus Crest Inc. Control of bed expansion in expanded bed reactor
US5219532A (en) * 1987-08-20 1993-06-15 Amoco Corporation Reduced gas holdup in catalytic reactor
US4971678A (en) * 1988-06-27 1990-11-20 Texaco Inc. Liquid inventory control in an ebullated bed process
US6270654B1 (en) * 1993-08-18 2001-08-07 Ifp North America, Inc. Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors
US5624642A (en) * 1994-10-14 1997-04-29 Amoco Corporation Hydrocarbon processing apparatus
US6436279B1 (en) * 2000-11-08 2002-08-20 Axens North America, Inc. Simplified ebullated-bed process with enhanced reactor kinetics
US9669381B2 (en) * 2007-06-27 2017-06-06 Hrd Corporation System and process for hydrocracking
US8252169B2 (en) * 2008-12-16 2012-08-28 Macarthur James B Process for upgrading coal pyrolysis oils
CN102051207A (zh) * 2009-10-27 2011-05-11 中国石油化工股份有限公司 一种悬浮床加氢技术的强化传质方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2987465A (en) * 1958-06-20 1961-06-06 Hydrocarbon Research Inc Gas-liquid contacting process
JPH08325580A (ja) * 1995-03-16 1996-12-10 Inst Fr Petrole 重質石油原料の完全な接触水素化転換法
JP2004515568A (ja) * 2000-06-19 2004-05-27 アンスティテュ フランセ デュ ペトロール 多段沸騰床反応器を用いた接触水素添加方法
JP2008534716A (ja) * 2005-03-24 2008-08-28 プロセス・ダイナミクス・インコーポレーテッド 連続的な液相の水素化処理に関する制御システムの方法および装置

Also Published As

Publication number Publication date
PL2737023T3 (pl) 2016-11-30
DK2737023T3 (en) 2016-06-13
US20130026068A1 (en) 2013-01-31
CN103857771B (zh) 2016-06-01
PL3020788T3 (pl) 2018-02-28
US20150191663A1 (en) 2015-07-09
EP2737023A1 (en) 2014-06-04
ES2568004T3 (es) 2016-04-27
DK3020788T3 (en) 2018-01-02
JP6336538B2 (ja) 2018-06-06
EP3147342B1 (en) 2019-05-01
KR20140064791A (ko) 2014-05-28
WO2013019464A1 (en) 2013-02-07
EP2737023B1 (en) 2016-03-02
ES2650872T3 (es) 2018-01-22
EP3020788B1 (en) 2017-09-13
EP3020788A1 (en) 2016-05-18
JP6046136B2 (ja) 2016-12-14
EP3147342A1 (en) 2017-03-29
KR101885409B1 (ko) 2018-08-03
JP2014521774A (ja) 2014-08-28
CN103857771A (zh) 2014-06-11
US9315745B2 (en) 2016-04-19
US8940155B2 (en) 2015-01-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6336538B2 (ja) 溶存水素を含む原料の沸騰床プロセス
JP2014521774A5 (ja)
US8956528B2 (en) Slurry bed hydroprocessing and system using feedstock containing dissolved hydrogen
US6436279B1 (en) Simplified ebullated-bed process with enhanced reactor kinetics
US11118119B2 (en) Upgraded ebullated bed reactor with less fouling sediment
KR102622236B1 (ko) 기회 공급원료와 함께 사용된 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기
US11384295B2 (en) Hydroprocessing method with high liquid mass flux
US11732203B2 (en) Ebullated bed reactor upgraded to produce sediment that causes less equipment fouling
US11084991B2 (en) Two-phase moving bed reactor utilizing hydrogen-enriched feed
US9738839B1 (en) Generation ebullated-bed reactor system

Legal Events

Date Code Title Description
A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20171017

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20171020

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20180115

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20180316

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20180403

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20180502

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6336538

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees