JP2017511831A5 - - Google Patents
Download PDFInfo
- Publication number
- JP2017511831A5 JP2017511831A5 JP2016554180A JP2016554180A JP2017511831A5 JP 2017511831 A5 JP2017511831 A5 JP 2017511831A5 JP 2016554180 A JP2016554180 A JP 2016554180A JP 2016554180 A JP2016554180 A JP 2016554180A JP 2017511831 A5 JP2017511831 A5 JP 2017511831A5
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- stream
- containing stream
- hydrocracking
- hydrogen
- zone
- 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
Links
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 57
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 43
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 43
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 27
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 23
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 23
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 21
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 21
- 235000012495 crackers Nutrition 0.000 claims description 17
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 12
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 9
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 7
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 6
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 5
- 235000020127 ayran Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 3
- 230000003134 recirculating Effects 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 2
- 238000003385 ring cleavage reaction Methods 0.000 claims 2
- 238000007142 ring opening reaction Methods 0.000 claims 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 claims 1
- 230000000630 rising Effects 0.000 claims 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 25
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 11
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 8
- VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 1-butene Chemical compound CCC=C VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N Isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- IAQRGUVFOMOMEM-ARJAWSKDSA-N cis-but-2-ene Chemical compound C\C=C/C IAQRGUVFOMOMEM-ARJAWSKDSA-N 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N isobutene Chemical compound CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000012465 retentate Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 238000002352 steam pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- IAQRGUVFOMOMEM-ONEGZZNKSA-N trans-but-2-ene Chemical compound C\C=C\C IAQRGUVFOMOMEM-ONEGZZNKSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Description
そのような処理は、米国特許出願第2013/248417号明細書から知られる。この米国特許出願第2013/248417号明細書では、原油を直接処理するための統合処理が開示され、原油および再循環スラリー処理生成物が、水素化処理流出物を生成するのに有効な条件の下で機能する水素化処理域に溜められる。水素化処理流出物は、蒸気の下で熱クラッキングされ、混合生成物の流れを生み出す。熱クラッキング装置の上流で、または蒸気クラッキング動作の対流および熱分解のステップの間で回収された残液留分は、スラリー中間生成物を生成するためにスラリー水素化処理域で熱クラッキングされる。混合生成物流から水素が精製され、水素化処理域に再循環され、オレフィン、芳香族化合物、および熱分解燃料油が、分離された混合生成物流から回収される。水素化処理域から拒絶された残液または底部は、中間蒸留物を含むスラリー中間生成物を生成するために、水素の下で、スラリー水素化処理域で品質向上される。スラリー中間生成物は、再循環され、変換するために蒸気熱分解域で処理される前に、水素化処理反応器流出物と混合されるだけである。
米国特許出願第2013/248417号明細書による処理では、原油が水素化分解され、蒸気クラッキングによる後の処理のために、液体炭化水素フィードを生成する。重液体フィードの蒸気クラッキングにより、比較的少量の高価値化学物質を含む比較的不充分なクラッカ生成物スレートがもたらされる。このことは、これらの重炭化水素の一部を、スラリー水素化処理域への第1のハイドロクラッキング域の最も重い流出物と共に、コークス器に送ることにより、部分的に補償され、この重い物質が、液体炭化水素蒸気クラッカフィードにさらにクラッキングされる(場合によっては、まず、飽和する必要がある)。
米国特許第4,137,147号明細書は、約360℃未満の蒸留温度を有し、分子ごとに少なくとも4つの炭素原子を有する少なくともノルマルパラフィンおよびイソパラフィンを含む原料から、エチレンおよびプロピレンを製造する処理に関し、前記原料は、水素化分解域で水素化分解反応に供され、触媒の存在下で、(b)水素化分解反応からの流出物が、(i)上部から、メタンおよび、場合によっては、水素、(ii)分子ごとに2つおよび3つの炭素原子を伴う炭化水素から本質的に成る留分、および(iii)底部から、分子ごとに少なくとも4つの炭素原子を伴う炭化水素から本質的に成る留分、が放出される分離域に供給され、(c)分子ごとに2つおよび3つの炭素原子を伴う炭化水素から本質的に成る前記留分のみが、蒸気クラッキング域に供給され、蒸気の存在下で、分子ごとに2つおよび3つの炭素原子を伴う炭化水素の少なくとも一部がモノオレフィン系炭化水素に変換され、前記分離域の底部から得られる、分子ごとに少なくとも4つの炭素原子を伴う炭化水素から本質的に成る前記留分は、第2の水素化分解域に供給され、触媒の下で扱われ、第2の水素化分解域からの流出物が、分離域に供給されて、一方で、前記第2の水素化分解域に少なくとも部分的に再循環される分子ごとに少なくとも4つの炭素原子を伴う炭化水素と、他方で、水素、メタン、ならびに分子ごとに2つおよび3つの炭素原子を伴う飽和炭化水素の混合物から本質的に成る留分とを放出し、水素流およびメタン流が前記混合物から分離され、前記蒸気クラッキング域に、2つおよび3つの炭素原子を伴う前記混合物の炭化水素が、分子ごとに2つおよび3つの炭素原子を伴う炭化水素から本質的に成る前記留分とともに、第1の水素化分解域に続く前記分離域から回収された場合に、供給される。したがって、蒸気クラッキング域の放出口で、メタンおよび水素の流れならびに分子ごとに2つおよび3つの炭素原子を伴うパラフィン系炭化水素の流れに加えて、分子ごとに2つおよび3つの炭素原子を伴うオレフィンならびに分子ごとに少なくとも4つの炭素原子を伴う生成物が得られる。本明細書によれば、第1の水素化分解域の底部流は、第2の水素化分解域に送られる。
したがって、本発明は、原油を含む炭化水素原料からオレフィンおよび芳香族石油化学製品を生成するための統合水素化分解処理に関し、本処理は、
水素含有量が増加した第1の流出物を生成するのに有効な条件下で、水素の存在下で第1の水素化分解域において原油および残液生成物を含む原料を処理するステップと、
第1の流出物をLPG含有流および液相流に分離するステップと、
前記LPG含有流を、水素含有流、メタン含有流、エタン含有流、ブタン含有流、プロパン含有流、C1マイナス含有流、C3マイナス含有流、C1−C2含有流、C3−C4含有流、C2−C3含有流、C1−C3含有流、C1−C4含有流、C2−C4含有流、C2マイナス含有流、C4マイナス含有流のグループから選択された1つまたは複数の流れに分離するステップと、
得られた1つまたは複数の流れを、ブタン脱水素装置、プロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択される少なくとも1つの装置と蒸気クラッカ装置においてさらに処理して、混合生成物流を生成するステップと、
混合生成物流を、ブタン脱水素装置、プロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択される少なくとも1つの装置と前記蒸気クラッカ装置から第2の分離区分へ供給するステップと、
スラリー中間生成物を生成するために残油水素化分解域で液相流を熱クラッキングするステップと、
混合生成物流を分離するステップとを備える。
水素含有量が増加した第1の流出物を生成するのに有効な条件下で、水素の存在下で第1の水素化分解域において原油および残液生成物を含む原料を処理するステップと、
第1の流出物をLPG含有流および液相流に分離するステップと、
前記LPG含有流を、水素含有流、メタン含有流、エタン含有流、ブタン含有流、プロパン含有流、C1マイナス含有流、C3マイナス含有流、C1−C2含有流、C3−C4含有流、C2−C3含有流、C1−C3含有流、C1−C4含有流、C2−C4含有流、C2マイナス含有流、C4マイナス含有流のグループから選択された1つまたは複数の流れに分離するステップと、
得られた1つまたは複数の流れを、ブタン脱水素装置、プロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択される少なくとも1つの装置と蒸気クラッカ装置においてさらに処理して、混合生成物流を生成するステップと、
混合生成物流を、ブタン脱水素装置、プロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択される少なくとも1つの装置と前記蒸気クラッカ装置から第2の分離区分へ供給するステップと、
スラリー中間生成物を生成するために残油水素化分解域で液相流を熱クラッキングするステップと、
混合生成物流を分離するステップとを備える。
本発明によれば、LPG含有流は、水素含有流、メタン含有流、エタン含有流、ブタン含有流、プロパン含有流、C1マイナス含有流、C3マイナス含有流、C1−C2含有流、C3−C4含有流、C2−C3含有流、C1−C3含有流、C1−C4含有流、C2−C4含有流、C2マイナス含有流、C4マイナス含有流のグループから選択される1つまたは複数の流れに、任意の適切な分離技術を使用して分離され、エタン含有流、C1−C2含有流、およびC2マイナス含有流のグループから選択される少なくとも1つの流れを、蒸気クラッカ装置に供給することが好ましい。このことは、何らのより重い蒸気クラッキング成分も、蒸気クラッカにわたって再循環せず、最終的に、装置サイズおよびエネルギ要求の減少をもたらすことである。場合によってはさらにメタンおよび/またはエタンで希釈される、結合プロパン/ブタン流、または場合によってはメタンおよび/またはエタンで希釈されるプロパン流をもたらす代替分離方式を使用することができる。
前述のように、エタン含有流、および/またはC1−C2含有流、および/またはC2マイナス含有流は、ガス蒸気クラッキング装置に供給されることが好ましく、プロパンおよびブタン含有流は、脱水素装置に供給されることが好ましい。この処理ルートは、さらに高い炭素効率をもたらし、LPGまでずっと高い変換水素化分解が必要とされる量の水素を生成する。重質材料流は、スラリー水素化分解域にフィードとして直接送られる。
好適な実施形態によれば、LPG含有流は、1つまたは複数の流れに分離され、水素含有流は、水素化分解のための水素源として使用されることが好ましく、メタン含有流は、燃料源として使用されることが好ましく、エタン含有流は、蒸気クラッキング装置に対するフィードとして使用されることが好ましく、プロパン含有流は、プロパン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましく、ブタン含有流は、ブタン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましく、C1マイナス含有流は、燃料源および/または水素源として使用されることが好ましく、C3マイナス含有流は、プロパン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましいが、別の実施形態により、蒸気クラッキング装置に対するフィードとしても使用されることが好ましく、C2−C3含有流は、プロパン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましいが、別の実施形態により、蒸気クラッキング装置に対するフィードとしても使用されることが好ましく、C1−C3含有流は、プロパン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましいが、別の実施形態により、蒸気クラッキング装置に対するフィードとしても使用されることが好ましく、C1−C4ブタン含有流は、ブタン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましく、C2−C4ブタン含有流は、ブタン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましく、C2マイナス含有流は、蒸気クラッキング装置に対するフィードとして使用されることが好ましく、C3−C4含有流は、プロパンもしくはブタン脱水素装置または結合プロパンおよびブタン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましく、C4マイナス含有流は、ブタン脱水素装置に対するフィードとして使用されることが好ましい。
本明細書で使用する場合、「C#炭化水素」または「C#」という用語は、「#」が正の整数であり、#個の炭素原子を有する全ての炭化水素を記述することを意味する。さらに、「C#+炭化水素」または「C#+」という用語は、#個以上の炭素原子を有する全ての炭化水素分子を記述することを意味する。それに応じて、「C5+炭化水素」または「C5+」という用語は、5つ以上の炭素原子を有する炭化水素の混合物を記述することを意味する。それに応じて、「C5+アルカン」という用語は、5以上の炭素原子を有するアルカンに関する。それに応じて、「C#マイナス炭化水素」または「C#マイナス」という用語は、#個以下の炭素原子を有し、水素を含む、炭化水素の混合物を記述することを意味する。例えば、「C2−」または「C2マイナス」という用語は、エタン、エチレン、アセチレン、メタン、および水素の混合物に関する。例えば、C1−C3という用語は、C1、C2、およびC3を備える混合物に関する。最後に、「C4mix」という用語は、ブタン、ブテン、およびブタジエン、すなわち、n−ブタン、i−ブタン、1−ブテン、シス−およびトランス−2−ブテン、i−ブテン、ならびにブタジエンの混合物を記述することを意味する。
好適な実施形態によると、本処理は、プロパン含有流、C3−C4含有流、C3マイナス含有流、ブタン含有流、C4マイナス含有流、C2−C3含有流、C1−C3含有流、C1−C4含有流、およびC2−C4含有流のグループから選択された少なくとも1つの流れを、ブタン脱水素装置、およびプロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択された少なくとも1つの脱水素装置に供給するステップをさらに備える。
好適な実施形態によれば、本処理は、水素含有量が増加した第2の流出物を生成するのに有効な条件下で、水素の存在下で第2の水素化分解域において前記液相フィードを処理するステップと、
前記第2の水素化分解域からの第2の流出物から、BTXE含有流、LPG含有流、および残液流を回収するステップとをさらに備える。第2の水素化分解域の利点の一つは、重大度を制御することによって、水素化分解ステップの効率性および選択性にわたってより大きな制御を与えることである。
前記第2の水素化分解域からの第2の流出物から、BTXE含有流、LPG含有流、および残液流を回収するステップとをさらに備える。第2の水素化分解域の利点の一つは、重大度を制御することによって、水素化分解ステップの効率性および選択性にわたってより大きな制御を与えることである。
好適な実施形態によれば、本処理は、第1および第2の流出物から残液留分を分離するステップ、および第1の水素化分解域および/または第2の水素化分解域の入口に前記残液留分を再循環させるステップをさらに備える。別の実施形態において、スラリー水素化分解域のガス/液体流出物は、第2の水素化分解域の流出物(LPGより重い)と同様の各流れの組成物および圧力に最良に一意する処理装置のいずれかに再循環させることができる。これらの2つの再循環は、混合することができるか、または別々のままにしておくことができ、本統合処理におけるさまざまなフィード位置にもたらすことができる。
選択的水素化処理域は、原油フィード1、残液生成物流36、37、水素48、43、および、必要に応じて、生成水素(図示せず)を含む混合物3を受け取るための入口を有する、水素化処理反応域4、すなわち、第1の水素化分解域装置を含む。水素化処理反応域4は、水素化処理流出物5を放出するための放出口をさらに含む。水素化処理流出物5は、水素化処理反応域5、すなわち、第1の水素化処理域装置の入口への流れ37として、部分的に再循環させることができる。
水素化処理反応域4からの反応器流出物5の残りの部分6は、高圧分離器7に送られる。分離器上部9は、アミン装置45で洗浄され、結果的に得られる水素が豊富なガス流46が、再循環コンプレッサ47に通され、第一の水素化処理反応器4で再循環ガス48として使用される。高圧分離器7からの底部流8は、実質的に液相であり、冷却されて、流れ10として、低圧冷却分離器12に導入され、ガス流13、すなわち、LPG含有流と、液流14とに分離される。高圧分離器7からの残液相11および低圧冷却分離器12からの残液相15は、水素化処理反応域4、すなわち、第1の水素化分解域装置の入口に再循環させることができる。低圧冷却分離器12からのガス13は、水素、H2S、NH3、および、C1−C4炭化水素などの任意の軽質炭化水素を含む。
LPG含有流13は、装置19で、水素含有流、メタン含有流、エタン含有流、ブタン含有流、プロパン含有流、C1マイナス含有流、C3マイナス含有流、C1−C2含有流、C3−C4含有流、C2−C3含有流、C1−C3含有流、C1−C4含有流、C2−C4含有流、C2マイナス含有流、C4マイナス含有流のグループから選択される1つまたは複数の流れなどの個々の流れ20、21、22に、さらに分離される。個々の流れ20、21、22の数を制限して示してあるが、本発明は、個々の流れを特定の数に制限するものではないことは明らかである。流れ20、すなわち、分離装置19から生成される軽質留分は、ガス蒸気クラッカ装置51に送られることが好ましい。ガス蒸気クラッカ装置51からの流出物流52は、分離区分41に送られる。これらの個々の流れ21、22は、装置38でさらに処理され、装置38は、ブタン脱水素装置、プロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、または混合生成物流39を生成するためのそれらの装置の組み合わせから選択される装置のグループとして理解されよう。装置38はまた、混合生成物流39を分離し、例えば、分離された混合生成物流39から、オレフィンおよび芳香族化合物を含む、いくつかの流れ40、44.72を受け取るための分離区分41を備える。個々の流れ40、44、72の数を制限して示してあるが、本発明は、個々の流れを特定の数に制限するものではないことは明らかである。流れ42は、主に、水素を含む。分離区分41は、いくつかの分離装置を備えることができる。メタン含有流部分は、装置41で分離され、蒸気クラッカだけでなく、装置38の脱水素装置に再循環させることができ、バーナおよび/またはヒータのための燃料として使用される。次いで、水素含有流42は、純度99.9%+の水素流43を得るために圧力スイング吸着法(PSA)装置などの水素精製装置49に、または純度約95%の水素流43を得るために膜分離装置に、または他の任意の水素精製技術に所望の水素純度を実現するために通される。次いで、精製された水素流43は、水素化処理反応域4に対する必要な水素の主要部分として働くよう再循環され、またはその一部50が、第2の水素化分解域24に対する必要な水素の主要部分として働くよう再循環される。液流16の全てまたは一部は、第2の水素化分解域24へのフィードとして働く。第2の水素化分解域24は、BTXE含有流25、LPG含有流23、および液体残流27を含む、第2の流出物を生成する。流れ27は、スラリー水素化処理域31に送られる流れと、第1の水素化分解域4の入口に再循環される流れとに分離することができる。
残油水素化分解域へのフィードは、混合生成物流39からの高価値生成物から生成される流れ34、第2の水素化分解域24からの流れ27、残重質液を含む流れ28の組み合わせを含む。この結合フィードは、任意選択的に、混合域29を介して、スラリー水素化処理域31で処理される。混合域29では、残液留分は、スラリー水素化処理域31のフィードを形成するために、触媒活性粒子を含む、スラリー未変換残留物33と混合される。次いで、このフィード30は、水素(図示せず)の存在下で、スラリー水素化処理域31で品質向上され、中間蒸留物を含むスラリー中間生成物32を生成する。ある実施形態において、スラリー水素化処理域31は、水素化処理域4および/または第2の水素化分解域24における1つまたは複数の反応器を伴う共通高圧ループ下にある。スラリー中間生成物32は、分離装置70を介して、再循環され、ガス状流71および流れ73に分離されることが好ましいが、フィード組成物で最も適合する第2の水素化分解域24における個々のハイドロクラッカにフィードのいずれかで直接入ることもできる。そのような流れ71は、他のLPG含有流13、23と混ぜ合わせることができる。流れ73は、変換するために第2の水素化分解域24で処理される前に、装置17からの流出物と混合されることが好ましい。
Claims (14)
- 原油を含む炭化水素原料からオレフィンおよび芳香族石油化学製品を生成するための統合水素化分解処理であって、前記処理は、
水素含有量が増加した第1の流出物を生成するのに有効な条件下で、水素の存在下で第1の水素化分解域において原油を含む前記原料を処理するステップと、
前記第1の流出物をLPG含有流および液相流に分離するステップと、
前記LPG含有流を、水素含有流、メタン含有流、エタン含有流、ブタン含有流、プロパン含有流、C1マイナス含有流、C3マイナス含有流、C1−C2含有流、C3−C4含有流、C2−C3含有流、C1−C3含有流、C1−C4含有流、C2−C4含有流、C2マイナス含有流、C4マイナス含有流のグループから選択された1つまたは複数の流れに分離するステップと、
得られた1つまたは複数の流れを、ブタン脱水素装置、プロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択される少なくとも1つの装置と蒸気クラッカ装置においてさらに処理して、混合生成物流を生成するステップと、
前記混合生成物流を、ブタン脱水素装置、プロパン脱水素装置、結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択される前記少なくとも1つの装置と前記蒸気クラッカ装置から第2の分離区分へ供給するステップと、
スラリー中間生成物を生成するために残油水素化分解域で前記液相流を熱クラッキングするステップと、
前記混合生成物流を分離するステップと、
オレフィンまたは芳香族化合物を、分離された混合生成物流から回収するステップと、を備える、処理。 - 前記エタン含有流、前記C1−C2含有流、および前記C2マイナス含有流の前記グループから選択される少なくとも1つの流れを、前記蒸気クラッカ装置に供給するステップをさらに備える、請求項1に記載の処理。
- 前記プロパン含有流、前記C3−C4含有流、前記C3マイナス含有流、前記ブタン含有流、前記C4マイナス含有流、前記C2−C3含有流、前記C1−C3含有流、前記C1−C4含有流、および前記C2−C4含有流のグループから選択された少なくとも1つの流れを、前記ブタン脱水素装置、前記プロパン脱水素装置、前記結合プロパン−ブタン脱水素装置、またはそれらの装置の組み合わせのグループから選択される少なくとも1つの脱水素装置に供給するステップをさらに備える、請求項1または2のいずれか一項に記載の処理。
- 水素含有量が増加した第2の流出物を生成するのに有効な条件下で、水素の存在下で第2の水素化分解域において前記液相流を処理するステップと、前記第2の水素化分解域からの前記第2の流出物から、BTXE含有流、LPG含有流、および残液流を回収するステップとをさらに備える、請求項1に記載の処理。
- スラリー中間生成物を生成するために、前記残油水素化分解域で、前記残液流を前記液相流と共に熱クラッキングする、請求項4に記載の処理。
- 前記第1の水素化分解域から生成される前記LPG含有流と、前記第2の水素化分解域から生成される前記LPG含有流とを組み合わせるステップをさらに備える、請求項4に記載の処理。
- 前記スラリー中間生成物から蒸気生成物を回収し、このように回収された前記蒸気生成物と前記LPG含有流とを混ぜ合わせるステップをさらに備える、請求項1から6のいずれか一項に記載の処理。
- 前記第1の水素化分解域から生成される前記第1の流出物および前記第2の水素化分解域から生成される前記第2の流出物から、残液留分を分離し、前記第1の水素化分解域および/または第2の水素化分解域の入口に前記残液留分を再循環させるステップをさらに備える、請求項4から6のいずれか一項に記載の処理。
- 前記分離された混合生成物流からメタンを回収し、前記メタンを、バーナおよび/またはヒータのための燃料として使用するために前記蒸気クラッカに再循環させるステップをさらに備える、請求項1から8のいずれか一項に記載の処理。
- 前記分離された混合生成物流から水素を回収して精製し、前記第1および/または第2の水素化分解域の前記入口に再循環させるステップをさらに備える、請求項1から9のいずれか一項に記載の処理。
- 前記分離された混合生成物流から熱分解燃料油を回収し、前記第1および/または第2の水素化分解域の前記入口に、前記熱分解燃料油を再循環させるステップをさらに備える、請求項1から10のいずれか一項に記載の処理。
- 前記第1の水素化分解域が、200℃から600℃の範囲の動作温度、0.2から20MPaの範囲の動作圧力、および0.1h<−1>から10h<−1>の範囲の液体時間空間速度(LHSV)の下で動作する、請求項1から11のいずれか一項に記載の処理。
- 前記第2の水素化分解域は、フィード水素化分解(FHC)、ガソリン水素化分解(GHC)、芳香族開環、水素化分解(ガス油)、および残油水素化分解(真空残油)のグループから選択される1つまたは複数の装置を備える水素化分解域である、請求項4から12のいずれか一項に記載の処理。
- FHC条件は、温度が300から550℃、圧力が300から5000kPaゲージ、単位時間当たりの重量空間速度が0.1から10h−1であり、ガソリン水素化分解条件(GHC)は、温度が300から580℃、圧力が0.3から5MPaゲージ、重量空間速度(WHSV)は、0.1から20h−1であり、芳香族開環処理は、芳香族水素添加触媒の存在下で、1から30重量%の水素を伴い、温度が100から500℃、圧力が2から10MPaで芳香環飽和を備え、環開裂触媒の存在下で、1から20重量%の水素を伴い温度が200から600℃、圧力が1から12MPaで環開裂を備え、水素化分解のために使用される処理条件は、処理温度200から600℃、上昇圧力0.2から20MPa、空間速度0.1から20h−1を含み、水素の量は炭化水素原料に関する請求項13に記載の処理。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP14156638.0 | 2014-02-25 | ||
EP14156638 | 2014-02-25 | ||
PCT/EP2014/079242 WO2015128046A1 (en) | 2014-02-25 | 2014-12-23 | An integrated hydrocracking process |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2017511831A JP2017511831A (ja) | 2017-04-27 |
JP2017511831A5 true JP2017511831A5 (ja) | 2019-03-14 |
JP6494651B2 JP6494651B2 (ja) | 2019-04-03 |
Family
ID=50156661
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2016554180A Expired - Fee Related JP6494651B2 (ja) | 2014-02-25 | 2014-12-23 | 統合水素化分解処理 |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10167434B2 (ja) |
EP (1) | EP3110908B1 (ja) |
JP (1) | JP6494651B2 (ja) |
KR (1) | KR102370265B1 (ja) |
CN (1) | CN106062141B (ja) |
EA (1) | EA034461B1 (ja) |
ES (1) | ES2720268T3 (ja) |
SG (1) | SG11201606017SA (ja) |
WO (1) | WO2015128046A1 (ja) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20180142167A1 (en) | 2016-11-21 | 2018-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to chemicals and fuel products integrating steam cracking and fluid catalytic cracking |
US11066611B2 (en) | 2016-11-21 | 2021-07-20 | Saudi Arabian Oil Company | System for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrotreating and steam cracking |
US10870807B2 (en) | 2016-11-21 | 2020-12-22 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating steam cracking, fluid catalytic cracking, and conversion of naphtha into chemical rich reformate |
US10619112B2 (en) | 2016-11-21 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrotreating and steam cracking |
US10472579B2 (en) | 2016-11-21 | 2019-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrocracking and steam cracking |
US10472574B2 (en) | 2016-11-21 | 2019-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating delayed coking of vacuum residue |
US10487275B2 (en) | 2016-11-21 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum residue conditioning and base oil production |
US10407630B2 (en) | 2016-11-21 | 2019-09-10 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating solvent deasphalting of vacuum residue |
US10487276B2 (en) | 2016-11-21 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum residue hydroprocessing |
US10472580B2 (en) | 2016-11-21 | 2019-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating steam cracking and conversion of naphtha into chemical rich reformate |
EA038032B1 (ru) * | 2017-02-02 | 2021-06-25 | Сабик Глоубл Текнолоджиз Б.В. | Интегрированный способ гидропереработки, парового пиролиза и гидрокрекинга остатка в целях прямой конверсии сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов |
WO2018142343A1 (en) * | 2017-02-02 | 2018-08-09 | Sabic Global Technologies B.V. | An integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals |
US10793792B2 (en) * | 2017-05-15 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for the conversion of heavy oils to petrochemical products |
JP2020527632A (ja) * | 2017-07-17 | 2020-09-10 | サウジ アラビアン オイル カンパニーSaudi Arabian Oil Company | 重質油を処理するためのシステムおよび方法 |
US11377609B2 (en) | 2019-10-30 | 2022-07-05 | Saudi Arabian Oil Company | System and process for steam cracking and PFO treatment integrating hydrodealkylation and naphtha reforming |
US11091708B2 (en) | 2019-10-30 | 2021-08-17 | Saudi Arabian Oil Company | System and process for steam cracking and PFO treatment integrating selective hydrogenation and ring opening |
US11091709B2 (en) | 2019-10-30 | 2021-08-17 | Saudi Arabian Oil Company | System and process for steam cracking and PFO treatment integrating selective hydrogenation, ring opening and naphtha reforming |
US11001773B1 (en) | 2019-10-30 | 2021-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | System and process for steam cracking and PFO treatment integrating selective hydrogenation and selective hydrocracking |
US11390818B2 (en) | 2019-10-30 | 2022-07-19 | Saudi Arabian Oil Company | System and process for steam cracking and PFO treatment integrating hydrodealkylation |
US11220637B2 (en) | 2019-10-30 | 2022-01-11 | Saudi Arabian Oil Company | System and process for steam cracking and PFO treatment integrating selective hydrogenation and FCC |
US11220640B2 (en) | 2019-10-30 | 2022-01-11 | Saudi Arabian Oil Company | System and process for steam cracking and PFO treatment integrating selective hydrogenation, FCC and naphtha reforming |
US11566188B2 (en) * | 2020-05-22 | 2023-01-31 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Methods of whole crude and whole crude wide cut hydrotreating low hetroatom content petroleum |
Family Cites Families (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3839484A (en) * | 1970-07-17 | 1974-10-01 | Marathon Oil Co | Pyrolyzing hydrocracked naphthas to produce unsaturated hydrocarbons |
BE793036A (fr) | 1971-12-21 | 1973-04-16 | Pierrefitte Auby Sa | Procede de craquage sous pression d'hydrogene pour la production d'olefines |
US4137147A (en) * | 1976-09-16 | 1979-01-30 | Institut Francais Du Petrole | Process for manufacturing olefinic hydrocarbons with respectively two and three carbon atoms per molecule |
JPS5898389A (ja) | 1981-12-08 | 1983-06-11 | Honda Motor Co Ltd | ガスホ−ルの製造方法 |
FI852865L (fi) | 1984-07-25 | 1986-01-26 | Air Prod & Chem | Foerbaettrad katalysator foer dehydrering av kolvaeten. |
FI860203A (fi) | 1985-01-22 | 1986-07-23 | Air Prod & Chem | Dehydroisomerisering av kolvaeten. |
US4827072A (en) | 1986-06-06 | 1989-05-02 | Uop Inc. | Dehydrogenation catalyst composition and hydrocarbon dehydrogenation process |
US4926005A (en) | 1989-05-17 | 1990-05-15 | Phillips Petroleum Company | Dehydrogenation process |
US6270654B1 (en) | 1993-08-18 | 2001-08-07 | Ifp North America, Inc. | Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors |
FR2764902B1 (fr) | 1997-06-24 | 1999-07-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape de conversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrocraquage |
US7214308B2 (en) | 2003-02-21 | 2007-05-08 | Institut Francais Du Petrole | Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing |
KR100710542B1 (ko) | 2005-06-21 | 2007-04-24 | 에스케이 주식회사 | 탄화수소 원료 혼합물로부터 경질 올레핀계 탄화수소의증산방법 |
US7622623B2 (en) | 2005-09-02 | 2009-11-24 | Sud-Chemie Inc. | Catalytically inactive heat generator and improved dehydrogenation process |
CA2541051C (en) * | 2005-09-20 | 2013-04-02 | Nova Chemicals Corporation | Aromatic saturation and ring opening process |
US7704377B2 (en) | 2006-03-08 | 2010-04-27 | Institut Francais Du Petrole | Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a boiling bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content |
US20080093262A1 (en) | 2006-10-24 | 2008-04-24 | Andrea Gragnani | Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a fixed bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content |
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 |
FR2951735B1 (fr) | 2009-10-23 | 2012-08-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de residu integrant une technologie lit mobile et une technologie lit bouillonnant |
US9005430B2 (en) | 2009-12-10 | 2015-04-14 | IFP Energies Nouvelles | Process and apparatus for integration of a high-pressure hydroconversion process and a medium-pressure middle distillate hydrotreatment process, whereby the two processes are independent |
FR2981659B1 (fr) | 2011-10-20 | 2013-11-01 | Ifp Energies Now | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
WO2013142617A1 (en) | 2012-03-20 | 2013-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and slurry hydroprocessing of crude oil to produce petrochemicals |
KR102136854B1 (ko) | 2012-03-20 | 2020-07-23 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정 |
EP3017025B1 (en) | 2013-07-02 | 2018-03-07 | Saudi Basic Industries Corporation | Method for cracking a hydrocarbon feedstock in a steam cracker unit |
US20160137933A1 (en) | 2013-07-02 | 2016-05-19 | Saudi Basic Industries Corporation | Method for cracking a hydrocarbon feedstock in a steam cracker unit |
JP6494650B2 (ja) | 2014-02-25 | 2019-04-03 | サウジ ベーシック インダストリーズ コーポレイションSaudi Basic Industries Corporaiton | 統合水素化分解処理 |
EP3110926B1 (en) | 2014-02-25 | 2018-12-12 | Saudi Basic Industries Corporation | Integrated hydrocracking process |
FR3027912B1 (fr) | 2014-11-04 | 2018-04-27 | IFP Energies Nouvelles | Procede de production de combustibles de type fuel lourd a partir d'une charge hydrocarbonee lourde utilisant une separation entre l'etape d'hydrotraitement et l'etape d'hydrocraquage |
FR3027911B1 (fr) | 2014-11-04 | 2018-04-27 | IFP Energies Nouvelles | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydrocraquage en lit bouillonnant, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments |
FR3033797B1 (fr) | 2015-03-16 | 2018-12-07 | IFP Energies Nouvelles | Procede ameliore de conversion de charges hydrocarbonees lourdes |
-
2014
- 2014-12-23 EA EA201691704A patent/EA034461B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-12-23 ES ES14824007T patent/ES2720268T3/es active Active
- 2014-12-23 EP EP14824007.0A patent/EP3110908B1/en active Active
- 2014-12-23 CN CN201480076104.9A patent/CN106062141B/zh active Active
- 2014-12-23 US US15/121,237 patent/US10167434B2/en active Active
- 2014-12-23 JP JP2016554180A patent/JP6494651B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2014-12-23 WO PCT/EP2014/079242 patent/WO2015128046A1/en active Application Filing
- 2014-12-23 KR KR1020167026462A patent/KR102370265B1/ko active IP Right Grant
- 2014-12-23 SG SG11201606017SA patent/SG11201606017SA/en unknown
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2017511831A5 (ja) | ||
JP6494651B2 (ja) | 統合水素化分解処理 | |
JP6506312B2 (ja) | 統合水素化分解処理 | |
JP2017511835A5 (ja) | ||
JP2017511828A5 (ja) | ||
JP6494650B2 (ja) | 統合水素化分解処理 | |
CN109477005B (zh) | 甲醇制丙烯和蒸汽裂解装置的回收系统和工艺 | |
JP6415588B2 (ja) | 高沸点炭化水素供給原料をより軽沸点の炭化水素生成物に転換する方法 | |
JP6522012B2 (ja) | 炭化水素をオレフィンに変換する方法 | |
ES2703209T3 (es) | Procedimiento para convertir hidrocarburos pesados de refinería en productos petroquímicos | |
JP2017509745A5 (ja) | ||
JP2017511813A5 (ja) | ||
JP6415586B2 (ja) | 炭化水素をオレフィンに変換する方法 | |
CN106133119B (zh) | 用于将高沸烃原料转化为较轻沸烃产物的方法 | |
JP2017511830A5 (ja) | ||
CN115504851A (zh) | 用于从异构化流出物料流中的正链烷烃去除烯烃的方法 | |
CN111032599B (zh) | 页岩气和冷凝物转化为化学品 |