JP2023530341A - 熱分解された石油製品の安定性を改善するプロセス - Google Patents

熱分解された石油製品の安定性を改善するプロセス Download PDF

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Abstract

石油製品を形成するためのプロセスは、石油原料の供給流を超臨界水反応器に導入する工程を含む。供給流は、超臨界水反応器内で超臨界水と反応させられ、それによって、超臨界水反応器の流出液を形成する。超臨界水反応器の流出液は、超臨界水反応器の流出液を軽流と重流とに分離するため、分離器に導入される。軽流の少なくとも一部は、軽流の少なくとも一部における芳香族化合物を濃縮するため、改質器に導入され、それによって、改質器の流出液を形成する。改質器の流出液は重流と混合される。

Description

関連出願の相互参照
本出願は、「熱分解された石油製品の安定性を改善するプロセス」と題する、２０２０年６月１６日に出願された米国特許出願第１６／９０２，８４７号の優先権を主張し、その開示全体は参照により本開示に組み込まれる。
本開示の実施形態は、概して、改善された安定性を有する熱分解された石油製品を形成するプロセスに関する。
熱分解は、重油をアップグレードするために最も採用されているプロセスの１つである。熱分解のパフォーマンスが供給流の特性に強く依存しないため、熱分解は、その流れの重質部分から貴重な留分を得るために使用される最終工程と見なされてきた。
たとえ熱分解が供給流の特性に強く依存しなくても、アノードグレードのコークスなどのハイエンドのコークスを生成するためには、供給流成分の精巧な（sophisticated）選択および熱分解操作条件が選択さればならない。これらの供給流および熱分解操作条件は、結果として得られる製品の安定性の問題を引き起こしかねない。
熱分解された製品の安定性は、製品の流れ（stream）におけるオレフィンおよびジオレフィンの存在によって低下させられる。これらのオレフィンおよびジオレフィンは、空気によって酸化されて、さまざまなガムを形成する傾向がある。また、熱分解された製品中にアスファルテンの沈殿がしばしば存在する。アスファルテンの沈殿は、過剰な量のパラフィンと、その油のアスファルテン溶媒和力の低下によって引き起こされる。したがって、熱分解された製品中のオレフィン、ジオレフィン、およびパラフィンの存在は、結果として熱分解された製品の安定性を低下させかねない。
したがって、改善された安定性を有する熱分解された製品を製造するために、重油などの炭化水素の供給原料を熱分解するためのプロセスが必要とされている。本明細書に開示および記載される実施形態によれば、この必要性および他の必要性は、改質と併せて超臨界水プロセスを使用することによって対処される。いかなる特定の理論にも拘束されることなく、本明細書に開示および記載されるプロセスは、熱分解された製品中のオレフィン、ジオレフィン、およびパラフィンの含有量を減少させることによって製品の流れの安定性を改善すると考えられる。
第１の態様によれば、石油製品を形成するためのプロセスは、石油供給原料を含む供給流を超臨界水反応器に導入する工程と、供給流と超臨界水を超臨界水反応器内で反応させる工程であって、それによって、超臨界水反応器の流出液を形成する工程と、超臨界水反応器の流出液を軽流と重流に分離するため、超臨界水反応器の流出液を分離器に導入する工程と、軽流の少なくとも一部における芳香族化合物を濃縮するため、軽流の少なくとも一部を改質器に導入する工程であって、それによって、改質器の流出液を形成する工程と、改質器の流出液と重流を混合する工程と、を含む。
第２の態様は第１の態様によるプロセスを含み、ここで、軽流は水および石油相を含み、上記プロセスは、軽流において水と石油相を分離する工程をさらに含み、軽流の少なくとも一部を改質器に導入する工程が、石油相を改質器に導入することを含む。
第３の態様は第１または第２の態様によるプロセスを含み、上記プロセスは、軽流の少なくとも一部を改質器に導入する前に、前記軽流中の硫黄の濃度を低下させるため、軽流を脱硫ユニットに導入する工程をさらに含む。
第４の態様は第１の態様から第３の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、ここで、供給流は超臨界水反応器に導入される前に加圧される。
第５の態様は第１の態様から第４の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、ここで、供給流は超臨界水反応器に導入される前に予熱される。
第６の態様は、第１の態様から第５の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、供給流は石油供給原料流および水流を含む。
第７の態様は、第６の態様によるプロセスを含み、上記プロセスは、供給流が超臨界水反応器に導入される前に、供給流を形成するため、石油供給原料流と水流とを混合器中で混合する工程をさらに含む。
第８の態様は、第１の態様から第７の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、上記プロセスは、超臨界水反応器の流出液を分離器に導入する前に、超臨界水反応器の流出液の温度を低下させるため、超臨界水反応器の流出液を冷却器に導入する工程をさらに含む。
第９の態様は、第１の態様から第８の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、上記プロセスは、超臨界水反応器の流出液を分離器に導入する前に、超臨界水反応器の流出液の圧力を低下させるため、超臨界水反応器の流出液を減圧ユニットに導入する工程をさらに含む。
第１０の態様は、第１の態様から第９の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、改質器に導入された軽流の少なくとも一部は、１０重量％ｐｐｍ未満の含水量を有する。
第１１の態様は、第１の態様から第１０の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、改質器に導入された軽流の少なくとも一部は、０．７重量％ｐｐｍ未満の硫黄濃度を有する。
第１２の態様は、第１の態様から第１１の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、改質器内の温度は、４５０℃を超えかつ５５０℃未満である。
第１３の態様は、第１の態様から第１２の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、改質器内の圧力は、０．３ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満である。
第１４の態様は、第１の態様から第１３の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、供給流は、３３０℃を超える常圧残油Ｔ５％を有する。
第１５の態様は、第１の態様から第１４の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、供給流は、５５０℃を超えるＴ５％の真空残油を有する。
第１６の態様は、第１の態様から第１５の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、供給流は、３３０℃を超えるＴ５％の真空ガス油（ＶＧＯ）を有する。
第１７の態様は、第１の態様から第１６の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、供給流は、５９５℃未満であるＴ９５％のＶＧＯを有する。
第１８の態様は、第１の態様から第１７の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、供給流は、２重量％を超えるアスファルテン含有量を有する。
第１９の態様は、第１の態様から第１８の態様のいずれか１つによるプロセスを含み、超臨界水反応器に導入される供給流の圧力は、２０ＭＰａを超える。
第２０の態様は、第１９の態様によるプロセスを含み、超臨界水反応器内の温度は、３５０℃を超えかつ６００℃未満である。
本開示の具体的な実施形態の以下の詳細な説明は、以下の図面と併せて読むときに最もよく理解することができ、ここで、同様の構造が同様の参照番号で示される。
本開示に記載される１つまたは複数の実施形態によるプロセスのプロセスフローチャートである。 本開示に記載される１つまたは複数の実施形態によるプロセスのプロセスフローチャートである。 本開示に記載される１つまたは複数の実施形態によるプロセスのプロセスフローチャートである。
本開示全体で使用されるように、「オレフィン」という用語は、二重結合によって結合された１対またはそれ以上の炭素原子を含む炭素と水素から構成される化合物を指す。本明細書で使用されるようなオレフィンは環状および脂肪族オレフィンを含む。
本開示全体で使用されるように、「ジオレフィン」という用語は、二重結合によって結合された２対の炭素原子を含む炭素と水素から構成される化合物を指す。
本開示全体で使用されるように、「芳香族化合物」という用語は、共鳴結合によって安定化される原子の環状平面不飽和環を含有する化合物を指す。そのような化合物は、限定されないが、ベンゼンを含む。
本開示全体で使用されるように、「超臨界水」という用語は、明確な液相および気相が存在しない臨界点を超える温度および圧力の水を指す。超臨界水は、液体および蒸気のような気体の中を拡散し、液体溶媒のように物質を溶解することができる。
本開示は、超臨界水反応器を改質と併せて使用して、改善された安定性を有する熱分解された製品を形成するためのプロセスに関する。実施形態では、図１を参照すると、本明細書に開示または記載される実施形態によるプロセスは、超臨界水反応器１１０を通る流れを処理する。超臨界水反応器１１０は分離器１２０に流体接続される。超臨界水反応器１１０は分離器１２０より上流に配置され、したがって、分離器１２０は超臨界水反応器１１０より下流に配置される。分離器１２０はまた改質器１３０に流体接続される。分離器１２０は改質器１３０の上流に配置され、したがって、改質器１３０は分離器１２０の下流に配置される。本明細書で使用されるように、「流体接続」とは、気体または液体などの流体が、流体接続されている１つのコンポーネント（たとえば、超臨界水反応器１１０、分離器１２０、または改質器１３０）から流れることができることを意味している。本明細書で使用されるような用語「流体接続」は、２つのコンポーネント間の直接接続を必要とせず、中間コンポーネントが存在してもよい。たとえば、図１を参照すると、超臨界水反応器１１０と分離器１２０との間にポンプ（図示せず）が配置されてもよく、超臨界水反応器１１０は依然として分離器１２０に流体接続されている。コンポーネント間で移送されている流体が固体粒子を含有し得ることも理解されるべきである。これらのコンポーネントの各々は以下でより詳細に説明される。
実施形態によれば、再び図１を参照すると、供給流１０１が超臨界水反応器１１０に導入され、そこで供給流１０１は超臨界水反応器１１０内の超臨界水と反応する。超臨界水反応器１１０内の超臨界水と供給流１０１との反応生成物は、超臨界水反応器の流出液１０２として超臨界水反応器１１０を出て、超臨界水反応器の流出液１０２は分離器１２０に導入される。分離器１２０では、超臨界水反応器の流出液１０２は、軽（たとえば、蒸気）流１０３と重（たとえば、液体）流１０４とに分離される。生成物の安定性を低下させるオレフィンおよびパラフィンが軽流１０３に含まれる。軽流１０３中の石油相が水から分離され、その後、石油相は改質器１３０に移送されて、芳香族化合物が濃縮される。実施形態では、水－油分離器が軽流１０３中の石油相と軽流１０３中の水とを分離するために使用され得る。任意の適切な既知の水－油分離器を使用することができる。図１に図示される実施形態などの実施形態では、水－油分離器は分離器１２０の内部にある。しかし、他の実施形態では、水－油分離器は分離器１２０の外部にある（図１には図示されず）。芳香族化合物が濃縮された流れは、改質器の流出液１０５として改質器１３０を出る。その後、改質器の流出液１０５は、安定した生成物の流れ１０６を形成するため重流１０４と合わせられる。図１には図示されていないが、改質器の流出液１０５は異なる流れに分割され得る。流れの一方は重流１０４と混合され、他方の流れは、ガソリンとブレンドされ得るか、または芳香族化合物のベンゼン、トルエン、およびキシレン（ＢＴＸ）の抽出プロセスにおける供給原料として使用され得る。
１つまたは複数の実施形態では、図２を参照すると、プロセスは脱硫ユニット２１０を含み得る。本明細書に開示または記載される実施形態によるプロセスは、超臨界水反応器１１０を通る流れを処理する。超臨界水反応器１１０は分離器１２０に流体接続される。超臨界水反応器１１０は分離器１２０より上流に配置され、したがって、分離器１２０は超臨界水反応器１１０より下流に配置される。分離器１２０はまた脱硫ユニット２１０に流体接続される。分離器１２０は脱硫ユニット２１０より上流に配置され、したがって、脱硫ユニット２１０は分離器１２０より下流に配置される。脱硫ユニット２１０はまた改質器１３０に流体接続される。脱硫ユニット２１０は改質器１３０の上流に配置され、したがって、改質器１３０は脱硫ユニット２１０の下流に配置される。
実施形態によれば、再び図２を参照すると、供給流１０１が超臨界水反応器１１０に導入され、そこで供給流１０１は超臨界水反応器１１０内の超臨界水と反応する。超臨界水反応器１１０内の超臨界水と供給流１０１との反応生成物は、超臨界水反応器の流出液１０２として超臨界水反応器１１０を出て、超臨界水反応器の流出液１０２は分離器１２０に導入される。分離器１２０では、超臨界水反応器の流出液１０２は、軽（たとえば、蒸気）流１０３と重（たとえば、液体）流１０４とに分離される。生成物の安定性を低下させるオレフィンおよびパラフィンが軽流１０３に含まれる。軽流１０３中の石油相が水から分離される。実施形態では、水－油分離器が軽流１０３中の石油相と軽流１０３中の水とを分離するために使用され得る。任意の適切な既知の水－油分離器を使用することができる。図２に図示される実施形態などの実施形態では、水－油分離器は分離器１２０の内部にある。しかし、他の実施形態では、水－油分離器は分離器１２０の外部にある（図２には図示されず）。しかし、軽流１０３中の水から分離された石油相は、触媒の改質を阻害しかねない比較的高濃度の硫黄を含有し得る。このような場合、石油相は、分離器１２０を出た後、脱硫ユニット２１０に導入され、そこで硫黄が石油相から除去される。脱硫流２０１が、脱硫ユニット２１０を出て、改質器１３０に導入され、脱硫流２０１中の芳香族化合物が濃縮される。芳香族化合物が濃縮された蒸気は、改質器の流出液１０５として改質器１３０を出る。その後、改質器の流出液１０５は、安定した生成物の流れ２０４を形成するため、重流１０４と合わせられる。図２には図示されていないが、改質器の流出液１０５は異なる流れに分割され得る。流れの一方は重流１０４と混合され、他方の流れは、ガソリンとブレンドされ得るか、または芳香族化合物のベンゼン、トルエン、およびキシレン（ＢＴＸ）の抽出プロセスにおける供給原料として使用され得る。
図１および図２によって図示される実施形態に示されるように、超臨界水反応器の流出液１０２は、軽流１０３と重流１０４とに分離される。その後、軽流の少なくとも一部は、重流１０４に戻され混合される前に、改質器１３０において接触改質などの改質を受ける。超臨界水反応器の流出液１０２を分離することによって、超臨界水反応器の流出液１０２のより軽い留分を処理するために蒸留ユニットは必要とされない。また、改質器１３０において軽流１０３の、石油相などの、少なくとも一部を処理することによって、安定した生成物のために別個の安定剤は必要とされない。
１つまたは複数の実施形態によれば、さまざまな流れは、たとえば、プロセスのコンポーネント（たとえば、超臨界水反応器１１０、分離器１２０、改質器１３０、および脱硫ユニット２１０）の１つに導入される前に、温度および圧力の１つまたは複数を変更するように処理され得る。そのような処理を開示する実施形態が、ここで図３を参照して説明される。図３に図示される実施形態によるプロセスでは、流れをポンプ３１０ａおよび３１０ｂに通して送る。ポンプ３１０ａおよび３１０ｂは、それぞれ、予熱器３２０ａおよび３２０ｂに流体接続される。ポンプ３１０ａおよび３１０ｂは予熱器３２０ａおよび３２０ｂより上流に配置され、したがって、予熱器３２０ａおよび３２０ｂはポンプ３１０ａおよび３１０ｂより下流にある。ポンプ３２０ａおよび３２０ｂは混合器３３０に流体接続され、そこで予熱器３２０ａおよび３２０ｂからの流出液が混合される。予熱器３２０ａおよび３２０ｂは混合器３３０より上流に配置され、したがって、混合器３３０は予熱器３２０ａおよび３２０ｂより下流に配置される。１つまたは複数の実施形態では、予熱器３２０ａおよび予熱器３２０ｂの一方または両方は、それぞれ、熱を別の流れから石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂの一方または両方に移動する熱交換器であり得る。混合器３３０は超臨界水反応器１１０に流体接続される。混合器３３０は超臨界水反応器１１０より上流に配置され、したがって、超臨界水反応器１１０は混合器３３０より下流に配置される。超臨界水反応器１１０は冷却器３４０に流体接続される。超臨界水反応器１１０は冷却器３４０より上流に配置され、したがって、冷却器３４０は超臨界水反応器１１０より下流に配置される。冷却器３４０は減圧器３５０に流体接続される。冷却器３４０は減圧器３５０より上流に配置され、したがって、減圧器３５０は冷却器３４０より下流に配置される。いくつかの実施形態では、冷却器３５０は、熱を超臨界水反応器の流出液１０２から、たとえば水流１０１ｂなどの、別のより冷たい流れに移動する熱交換器であり得ることが理解されるべきである。減圧器３５０は分離器１２０に流体接続される。減圧器３５０は分離器１２０より上流に配置され、したがって、分離器１２０は減圧器３５０より下流に配置される。図３には示されていないが、図１および図２に示したように、分離器１２０は改質器に流体接続される。分離器１２０は改質器より上流に配置され、したがって、改質器は分離器より下流に配置される。
図３に図示される実施形態によれば、供給流１０１は、２つの別個の流れ１０１ａおよび１０１ｂから生成される。流れ１０１ａは石油供給原料流であり、流れ１０１ｂは水流である。石油供給原料流１０１ａはポンプ３１０ａに導入され、水流１０１ｂはポンプ３１０ｂに導入される。ポンプ３１０ａおよびポンプ３１０ｂは、それぞれ、石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂの圧力を上昇させるために使用することができる。加圧された石油供給原料流１０１ａはポンプ３１０ａから予熱器３２０ａに移送され、加圧された水流１０１ｂはポンプ３１０ｂから予熱器３２０ｂに移送される。予熱器３２０ａおよび予熱器３２０ｂは、それぞれ、石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂの温度を上昇させる。加圧され、加熱された石油供給原料流１０１ｃは、予熱器３２０ａから混合器３３０に移送され、加圧された加熱器の水流１０１ｄは、予熱器３２０ｂから混合器３３０に移送される。混合器３３０では、加圧され、加熱された石油供給原料流１０１ｃと、加圧され、加熱された水流１０１ｂとが供給流１０１を形成するために合わせられる。供給流１０１は混合器３３０から超臨界水反応器１１０に移送される。供給流１０１は、超臨界水反応器１１０内で超臨界水と反応し、超臨界水反応器の流出液１０２として超臨界水反応器１１０を出る。超臨界水反応器の流出液１０２は冷却器３４０に導入され、そこで超臨界水反応器の流出液の温度が下げられる。冷却された超臨界水反応器の流出液１０２は冷却器３４０から減圧器３５０に移送される。減圧器３５０では、冷却された超臨界水反応器の流出液１０２の圧力が下げられる。冷却され、減圧された超臨界水反応器の流出液１０２は、減圧器３５０から分離器１２０に移送される。分離器１２０では、冷却され、減圧された超臨界水反応器の流出液１０２は、軽（たとえば、蒸気）流１０３と重（たとえば、液体）流１０４とに分離される。図３には図示されていないが（しかし、図１および図２で示されているように）、軽流１０３の少なくとも一部は改質器に導入され、そこで軽流１０３の少なくとも一部における芳香族化合物が濃縮される。その後、改質器からの流出液は安定した生成物の流れを形成するため重流１０４と混合される。
図３によって図示される実施形態に示されるように、超臨界水反応器の流出液１０２は、軽流１０３と重流１０４とに分離される。その後、軽流は、重流１０４に導入される前に、改質器において接触改質などの改質を受ける。超臨界水反応器の流出液１０２を分離することによって、超臨界水反応器の流出液１０２のより軽い留分を処理するために蒸留ユニットは必要とされない。また、改質器において軽流１０３の少なくとも一部を処理することによって、安定した生成物のために別個の安定剤は必要とされない。
本明細書において上記で提供されたさまざまなプロセスのコンポーネント、プロセスの流れ、およびプロセスの条件の詳細は、より詳細に説明される。
実施形態によるプロセスでは、供給流１０１が超臨界水反応器１１０に導入される。実施形態によれば、供給流１０１は、全範囲原油（whole range crude oil）、蒸留原油、残油、抜頭原油、製油所からの生成物流、蒸気分解プロセスからの生成物流、液化石炭、油またはタールサンドから回収された液体生成物、ビチューメン、オイルシェール、アスファルテン、バイオマス炭化水素、ガス－ツー－リキッド（Gas-to-Liquid）（ＧＴＬ）プロセスからの液体生成物、およびそれらの組み合わせを含む。供給流１０１のタイプおよび化学組成は、実施形態によれば、最終生成物の流れに影響を与え、プロセスの条件も決定し得る。
実施形態によれば（ＡＳＴＭ Ｄ８６、ＡＳＴＭ １１６０、および／またはＡＳＴＭ ７１６９を参照すると）、供給流１０１は、３３５℃を超える、３４０℃を超える、３４５℃を超える、３５０℃を超える、３５５℃を超える、３６０℃を超える、３６５℃を超える、３７０℃を超える、または３７５℃を超えるなど、３３０℃を超える最大５体積パーセント（Ｔ５％）までの常圧残油蒸留点を有する。実施形態では、供給流１０１は、３４０℃を超えかつ４００℃未満、３５０℃を超えかつ４００℃未満、３６０℃を超えかつ４００℃未満、３７０℃を超えかつ４００℃未満、３８０℃を超えかつ４００℃未満、３９０℃を超えかつ４００℃未満、３３０℃を超えかつ３９０℃未満、３４０℃を超えかつ３９０℃未満、３５０℃を超えかつ３９０℃未満、３６０℃を超えかつ３９０℃未満、３７０℃を超えかつ３９０℃未満、３８０℃を超えかつ３９０℃未満、３３０℃を超えかつ３８０℃未満、３４０℃を超えかつ３８０℃未満、３５０℃を超えかつ３８０℃未満、３６０℃を超えかつ３８０℃未満、３７０℃を超えかつ３８０℃未満、３３０℃を超えかつ３７０℃未満、３４０℃を超えかつ３７０℃未満、３５０℃を超えかつ３７０℃未満、３６０℃を超えかつ３７０℃未満、３３０℃を超えかつ３６０℃未満、３４０℃を超えかつ３６０℃未満、３５０℃を超えかつ３６０℃未満、３３０℃を超えかつ３５０℃未満、３４０℃を超えかつ３５０℃未満、または３３０℃を超えかつ３４０℃未満などの、３３０℃を超えかつ４００℃未満の常圧残油Ｔ５％を有する。
実施形態では（ＡＳＴＭ Ｄ８６、ＡＳＴＭ １１６０、および／またはＡＳＴＭ ７１６９を参照すると）、供給流１０１は、５５５℃を超える、５６０℃を超える、５６５℃を超える、５７０℃を超える、５７５℃を超える、５８０℃を超える、５８５℃を超える、５９０℃を超える、または５９５℃を超えるなど、５５０℃を超えるＴ５％の真空残油を有する。１つまたは複数の実施形態では、供給流１０１は、５６０℃を超えかつ６２０℃未満、５７０℃を超えかつ６２０℃未満、５８０℃を超えかつ６２０℃未満、５９０℃を超えかつ６２０℃未満、６００℃を超えかつ６２０℃未満、６１０℃を超えかつ６２０℃未満、５５０℃を超えかつ６１０℃未満、５６０℃を超えかつ６１０℃未満、５７０℃を超えかつ６１０℃未満、５８０℃を超えかつ６１０℃未満、５９０℃を超えかつ６１０℃未満、６００℃を超えかつ６１０℃未満、５５０℃を超えかつ６００℃未満、５６０℃を超えかつ６００℃未満、５７０℃を超えかつ６００℃未満、５８０℃を超えかつ６００℃未満、５９０℃を超えかつ６００℃未満、５５０℃を超えかつ５９０℃未満、５６０℃を超えかつ５９０℃未満、５７０℃を超えかつ５９０℃未満、５８０℃を超えかつ５９０℃未満、５５０℃を超えかつ５８０℃未満、５６０℃を超えかつ５８０℃未満、５７０℃を超えかつ５８０℃未満、５５０℃を超えかつ５７０℃未満、５６０℃を超えかつ５７０℃未満、または５５０℃を超えかつ５６０℃未満などの、５５０℃を超えかつ６２０℃未満のＴ５％の真空残油を有する。
実施形態によれば（ＡＳＴＭ Ｄ８６、ＡＳＴＭ １１６０、および／またはＡＳＴＭ ７１６９を参照すると）、供給流１０１は、３３５℃を超える、３４０℃を超える、３４５℃を超える、３５０℃を超える、３５５℃を超える、３６０℃を超える、３６５℃を超える、３７０℃を超える、または３７５℃を超えるなど、３３０℃を超えるＴ５％の真空ガス油（ＶＧＯ）を有する。実施形態では、供給流１０１は、３４０℃を超えかつ４００℃未満、３５０℃を超えかつ４００℃未満、３６０℃を超えかつ４００℃未満、３７０℃を超えかつ４００℃未満、３８０℃を超えかつ４００℃未満、３９０℃を超えかつ４００℃未満、３３０℃を超えかつ３９０℃未満、３４０℃を超えかつ３９０℃未満、３５０℃を超えかつ３９０℃未満、３６０℃を超えかつ３９０℃未満、３７０℃を超えかつ３９０℃未満、３８０℃を超えかつ３９０℃未満、３３０℃を超えかつ３８０℃未満、３４０℃を超えかつ３８０℃未満、３５０℃を超えかつ３８０℃未満、３６０℃を超えかつ３８０℃未満、３７０℃を超えかつ３８０℃未満、３３０℃を超えかつ３７０℃未満、３４０℃を超えかつ３７０℃未満、３５０℃を超えかつ３７０℃未満、３６０℃を超えかつ３７０℃未満、３３０℃を超えかつ３６０℃未満、３４０℃を超えかつ３６０℃未満、３５０℃を超えかつ３６０℃未満、３３０℃を超えかつ３５０℃未満、３４０℃を超えかつ３５０℃未満、または３３０℃を超えかつ３４０℃未満など、３３０℃を超えかつ４００℃未満のＴ５％のＶＧＯを有する。
実施形態によれば（ＡＳＴＭ Ｄ８６、ＡＳＴＭ １１６０、および／またはＡＳＴＭ ７１６９を参照すると）、供給流１０１は、５９０℃未満、５８５℃未満、５８０℃未満、５７５℃未満、５７０℃未満、５６５℃未満、または５６０℃未満など、５９５℃未満である最大９５体積パーセント（Ｔ９５％）までの蒸留点を有するＶＧＯを有する。１つまたは複数の実施形態では、供給流１０１は、５５５℃を超えかつ５９５℃未満、５６５℃を超えかつ５９５℃未満、５７５℃を超えかつ５９５℃未満、５８５℃を超えかつ５９５℃未満、５４５℃を超えかつ５８５℃未満、５５５℃を超えかつ５８５℃未満、５６５℃を超えかつ５８５℃未満、５７５℃を超えかつ５８５℃未満、５４５℃を超えかつ５７５℃未満、５５５℃を超えかつ５７５℃未満、５６５℃を超えかつ５７５℃未満、５４５℃を超えかつ５６５℃未満、５５５℃を超えかつ５６５℃未満、または５４５℃を超かつ５５５℃未満など、５４５℃を超えかつ５９５℃未満のＴ９５％のＶＧＯを有する。
実施形態によれば、供給流１０１のアスファルテン含有量は、標準ＩＰ－１４３またはＡＳＴＭ Ｄ３２７９を使用してＣ7不溶分によって測定されるように、３重量％を超える、４重量％を超える、５重量％を超える、６重量％を超える、７重量％を超える、８重量％を超える、９重量％を超える、または１０重量％を超えるなど、２重量パーセント（wt.％）を超える。１つまたは複数の実施形態によれば、供給流１０１のアスファルテン含有量は、Ｃ7不溶分によって測定されるように、３重量％を超えかつ１５重量％未満、５重量％を超えかつ１５重量％未満、８重量％を超えかつ１５重量％未満、１０重量％を超えかつ１５重量％未満、１２重量％を超えかつ１５重量％未満、２重量％を超えかつ１２重量％未満、３重量％を超えかつ１２重量％未満、５重量％を超えかつ１２重量％未満、８重量％を超えかつ１２重量％未満、１０重量％を超えかつ１２重量％未満、２重量％を超えかつ１０重量％未満、３重量％を超えかつ１０重量％未満、５重量％を超えかつ１０重量％未満、８重量％を超えかつ１０重量％未満、２重量％を超えかつ８重量％未満、３重量％を超えかつ８重量％未満、５重量％を超えかつ８重量％未満、２重量％を超えかつ５重量％未満、３重量％を超えかつ５重量％未満、または２重量％を超えかつ３重量％未満など、２重量％を超えかつ１５重量％未満である。
図３に図示される実施形態では、供給流１０１は、石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂから形成され得る。石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂは、合わされ、供給流１０１としての上記した特性を有することが理解されるべきである。したがって、実施形態では、石油供給原料流の特性を所望のパラメータ内になるように修正するために水が加えられ得る。
実施形態によれば、水流１０１ｂは、０．８μＳ／ｃｍ未満、０．５μＳ／ｃｍ未満、０．２μＳ／ｃｍ未満、または約０．１μＳ／ｃｍなど、１センチメートル当たり１．０マイクロジーメンス（μＳ／ｃｍ）未満の導電率を有する脱塩水であり得る。１つまたは複数の実施形態では、脱塩水は、０．２μＳ／ｃｍを超えかつ１．０μＳ／ｃｍ未満、０．５μＳ／ｃｍを超えかつ１．０μＳ／ｃｍ未満、０．８μＳ／ｃｍを超えかつ１．０μＳ／ｃｍ未満、０．１μＳ／ｃｍ以上かつ０．８μＳ／ｃｍ未満、０．２μＳ／ｃｍを超えかつ０．８μＳ／ｃｍ未満、０．５μＳ／ｃｍを超えかつ０．８μＳ／ｃｍ未満、０．１μＳ／ｃｍ以上かつ０．５μＳ／ｃｍ未満、０．２μＳ／ｃｍを超えかつ０．５μＳ／ｃｍ未満、または０．１μＳ／ｃｍ以上かつ０．２μＳ／ｃｍ未満など、０．１μＳ／ｃｍ以上かつ１．０μＳ／ｃｍ未満の導電率を有する。
実施形態によれば、脱塩水は、４．５μｇ／ｌ未満、４．０μｇ／ｌ未満、３．５μｇ／ｌ未満、３．０μｇ／ｌ未満、２．５μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌ未満、１．５μｇ／ｌ未満、または約１．０μｇ／ｌなど、１リットル当たり５．０マイクログラム（μｇ／ｌ）未満のナトリウム含有量を有する。１つまたは複数の実施形態では、脱塩水は、２．０μｇ／ｌを超えかつ５．０μｇ／ｌ未満、３．０μｇ／ｌを超えかつ５．０μｇ／ｌ未満、４．０μｇ／ｌを超えかつ５．０μｇ／ｌ未満、１．０μｇ／ｌ以上かつ４．０μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌを超えかつ４．０μｇ／ｌ未満、３．０μｇ／ｌを超えかつ４．０μｇ／ｌ未満、１．０μｇ／ｌ以上かつ３．０μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌを超えかつ３．０μｇ／ｌ未満、または１．０μｇ／ｌ以上かつ２．０μｇ／ｌ未満など、１．０μｇ／ｌ以上かつ５．０μｇ／ｌ未満のナトリウム含有量を有する。
実施形態によれば、脱塩水は、４．５μｇ／ｌ未満、４．０μｇ／ｌ未満、３．５μｇ／ｌ未満、３．０μｇ／ｌ未満、２．５μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌ未満、１．５μｇ／ｌ未満、または約１．０μｇ／ｌなど、５．０μｇ／ｌ未満の塩化物含有量を有する。１つまたは複数の実施形態では、脱塩水は、２．０μｇ／ｌを超えかつ５．０μｇ／ｌ未満、３．０μｇ／ｌを超えかつ５．０μｇ／ｌ未満、４．０μｇ／ｌを超えかつ５．０μｇ／ｌ未満、１．０μｇ／ｌ以上かつ４．０μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌを超えかつ４．０μｇ／ｌ未満、３．０μｇ／ｌを超えかつ４．０μｇ／ｌ未満、１．０μｇ／ｌ以上かつ３．０μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌを超えかつ３．０μｇ／ｌ未満、または１．０μｇ／ｌ以上かつ２．０μｇ／ｌ未満など、１．０μｇ／ｌ以上かつ５．０μｇ／ｌ未満の塩化物含有量を有する。
実施形態によれば、脱塩水は、２．５μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌ未満、１．５μｇ／ｌ未満、１．０μｇ／ｌ未満、または０．５μｇ／ｌ未満など、３．０μｇ／ｌ未満のシリカ含有量を有する。１つまたは複数の実施形態では、脱塩水は、１．０μｇ／ｌを超えかつ３．０μｇ／ｌ未満、２．０μｇ／ｌを超えかつ３．０μｇ／ｌ未満、０．０μｇ／ｌ以上かつ２．０μｇ／ｌ未満、１．０μｇ／ｌを超えかつ２．０μｇ／ｌ未満、または０．０μｇ／ｌ以上かつ１．０μｇ／ｌ未満など、０．０μｇ／ｌ以上かつ３．０μｇ／ｌ未満のシリカ含有量を有する。
図３に図示される実施形態のように、供給流１０１が石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂから形成される実施形態では、水流１０１ｂと石油供給原料流１０１ａとの、標準的な大気温度および圧力での、体積流量の比率は、１．０：９．０～１．０：０．１、１．０：８．０～１．０：０．１、１．０：７．０～１．０：０．１、１．０：６．０～１．０：０．１、１．０：５．０～１．０：０．１、１．０：４．０～１．０：０．１、１．０：３．０～１．０：０．１、１．０：２．０～１．０：０．１、１．０：１．０～１．０：０．１、１．０：０．５～１．０：０．１、１．０：１０．０～１．０：０．５、１．０：９．０～１．０：０．５、１．０：８．０～１．０：０．５、１．０：７．０～１．０：０．５、１．０：６．０～１．０：０．５、１．０：５．０～１．０：０．５、１．０：４．０～１．０：０．５、１．０：３．０～１．０：０．５、１．０：２．０～１．０：０．５、１．０：１．０～１．０：０．５、１．０：１０．０～１．０：１．０、１．０：９．０～１．０：１．０、１．０：８．０～１．０：１．０、１．０：７．０～１．０：１．０、１．０：６．０～１．０：１．０、１．０：５．０～１．０：１．０、１．０：４．０～１．０：１．０、１．０：３．０～１．０：１．０、１．０：２．０～１．０：１．０、１．０：１０．０～１．０：２．０、１．０：９．０～１．０：２．０、１．０：８．０～１．０：２．０、１．０：７．０～１．０：２．０、１．０：６．０～１．０：２．０、１．０：５．０～１．０：２．０、１．０：４．０～１．０：２．０、１．０：３．０～１．０：２．０、１．０：１０．０～１．０：３．０、１．０：９．０～１．０：３．０、１．０：８．０～１．０：３．０、１．０：７．０～１．０：３．０、１．０：６．０～１．０：３．０、１．０：５．０～１．０：３．０、１．０：４．０～１．０：３．０、１．０：１０．０～１．０：４．０、１．０：９．０～１．０：４．０、１．０：８．０～１．０：４．０、１．０：７．０～１．０：４．０、１．０：６．０～１．０：４．０、１．０：５．０～１．０：４．０、１．０：１０．０～１．０：５．０、１．０：９．０～１．０：５．０、１．０：８．０～１．０：５．０、１．０：７．０～１．０：５．０、１．０：６．０～１．０：５．０、１．０：１０．０～１．０：６．０、１．０：９．０～１．０：６．０、１．０：８．０～１．０：６．０、１．０：７．０～１．０：６．０、１．０：１０．０～１．０：７．０、１．０：９．０～１．０：７．０、１．０：８．０～１．０：７．０、１．０：１０．０～１．０：８．０、１．０：９．０～１．０：８．０、または１．０：１０．０～１．０：９．０など、ＳＡＴＰで１．０：１０．０～１．０：０．１である。
供給流１０１の組成に加えて、供給流の温度および圧力は、超臨界水反応器１１０で起こる反応のパフォーマンスに影響を与え得る。
供給流１０１が石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂから形成される実施形態（図３に図示される実施形態など）では、水流１０１ｂは、混合器３３０で混合される前に、４００℃を超えかつ６００℃未満、４２５℃を超えかつ６００℃未満、４５０℃を超えかつ６００℃未満、４７５℃を超えかつ６００℃未満、５００℃を超えかつ６００℃未満、５２５℃を超えかつ６００℃未満、５５０℃を超えかつ６００℃未満、５７５℃を超えかつ６００℃未満、３７５℃を超えかつ５７５℃未満、４００℃を超えかつ５７５℃未満、４２５℃を超えかつ５７５℃未満、４５０℃を超えかつ５７５℃未満、４７５℃を超えかつ５７５℃未満、５００℃を超えかつ５７５℃未満、５２５℃を超えかつ５７５℃未満、５５０℃を超えかつ５７５℃未満、３７５℃を超えかつ５５０℃未満、４００℃を超えかつ５５０℃未満、４２５℃を超えかつ５５０℃未満、４５０℃を超えかつ５５０℃未満、４７５℃を超えかつ５５０℃未満、５００℃を超えかつ５５０℃未満、５２５℃を超えかつ５５０℃未満、３７５℃を超えかつ５２５℃未満、４００℃を超えかつ５２５℃未満、４２５℃を超えかつ５２５℃未満、４５０℃を超えかつ５２５℃未満、４７５℃を超えかつ５２５℃未満、５００℃を超えかつ５２５℃未満、３７５℃を超えかつ５００℃未満、４００℃を超えかつ５００℃未満、４２５℃を超えかつ５００℃未満、４５０℃を超えかつ５００℃未満、４７５℃を超えかつ５００℃未満、３７５℃を超えかつ４７５℃未満、４００℃を超えかつ４７５℃未満、４２５℃を超えかつ４７５℃未満、４５０℃を超えかつ４７５℃未満、３７５℃を超えかつ４５０℃未満、４００℃を超えかつ４５０℃未満、４２５℃を超えかつ４５０℃未満、３７５℃を超えかつ４２５℃未満、４００℃を超えかつ４２５℃未満、または３７５℃を超えかつ４００℃未満など、３７５℃を超えかつ６００℃未満の温度に予熱され得る。
供給流１０１が石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂから形成される実施形態（図３に図示される実施形態など）では、石油供給原料流１０１ａは、混合器３３０で混合される前に、１００℃を超えかつ３００℃未満、１５０℃を超えかつ３００℃未満、２００℃を超えかつ３００℃未満、２５０℃を超えかつ３００℃未満、５０℃を超えかつ２５０℃未満、１００℃を超えかつ２５０℃未満、１５０℃を超えかつ２５０℃未満、２００℃を超えかつ２５０℃未満、５０℃を超えかつ２００℃未満、１００℃を超えかつ２００℃未満、１５０℃を超えかつ２００℃未満、５０℃を超えかつ１５０℃未満、１００℃を超えかつ１５０℃未満、または５０℃を超えかつ１００℃未満など、５０℃を超えかつ３００℃未満の温度に予熱され得る。
（図３に図示される実施形態などにおいて）供給流１０１が、石油供給原料流１０１ａおよび水流１０１ｂから形成されるか、または（図１および図２に図示される実施形態などにおいて）単一の供給流であるかにかかわらず、超臨界水反応器１１０に入る供給流１０１は、２１ＭＰａを超える、２２ＭＰａを超える、２３ＭＰａを超える、２４ＭＰａを超える、２５ＭＰａを超える、２６ＭＰａを超える、または２７ＭＰａを超えるなど、２０メガパスカル（ＭＰａ）を超える圧力を有する。１つまたは複数の実施形態では、超臨界水反応器１１０に入る供給流１０１は、２３ＭＰａを超えかつ３５ＭＰａ未満、２５ＭＰａを超えかつ３５ＭＰａ未満、２７ＭＰａを超えかつ３５ＭＰａ未満、３０ＭＰａを超えかつ３５ＭＰａ未満、３３ＭＰａを超えかつ３５ＭＰａ未満、２０ＭＰａを超えかつ３３ＭＰａ未満、２３ＭＰａを超えかつ３３ＭＰａ未満、２５ＭＰａを超えかつ３３ＭＰａ未満、２７ＭＰａを超えかつ３３ＭＰａ未満、３０ＭＰａを超えかつ３３ＭＰａ未満、２０ＭＰａを超えかつ３０ＭＰａ未満、２３ＭＰａを超えかつ３０ＭＰａ未満、２５ＭＰａを超えかつ３０ＭＰａ未満、２７ＭＰａを超えかつ３０ＭＰａ未満、２０ＭＰａを超えかつ２７ＭＰａ未満、２３ＭＰａを超えかつ２７ＭＰａ未満、２５ＭＰａを超えかつ２７ＭＰａ未満、２０ＭＰａを超えかつ２５ＭＰａ未満、２３ＭＰａを超えかつ２５ＭＰａ未満、または２０ＭＰａを超えかつ２３ＭＰａ未満など、２０ＭＰａ超かつ３５ＭＰａ未満の圧力を有する。
上記のように、供給流１０１は、超臨界水反応器１１０に導入され、そこで供給流１０１は超臨界水反応器１１０内の超臨界水と反応する。超臨界水中の反応は、超臨界水が希釈剤および水素源である熱分解プロセスとして分類することができる。超臨界水反応によって、従来のコークス化プロセスよりもはるかに少量のコークスが処理されるが、反応媒体における水素欠乏の結果として、生成物に不飽和結合が生じる。また、一部がアルキル化芳香族化合物からの分解生成物である、生成物のパラフィン部分は、生成物中のアスファルテンを不安定にする。
特に、１つまたは複数の実施形態によれば、超臨界水反応器１１０において、超臨界水の存在下の反応ではラジカル連鎖反応を受ける。特定の理論に縛られることなく、供給流１０１中のさまざまな結合が、超臨界水に存在する熱エネルギーにより超臨界水反応器に導入された後、急速に切れると考えられる。チオールおよびスルフィドを含む炭素－硫黄結合、炭素－窒素結合、炭素－金属結合、および弱い炭素－炭素結合のような、炭素－ヘテロ原子結合は、容易に切断され、ラジカルを生成する。切断された結合のラジカルはラジカル連鎖反応を開始する。分子上のラジカルが他の分子に伝播されることで、結果として分子の分子構造が再配置され、分解、オリゴマー化、異性化、脱水素、環化、芳香族化、および他の反応が達成される。しかし、アップグレード反応の生成物の順序および性質は、反応器の操作条件の影響を受け、したがって予測することは困難である。芳香族化合物、特に、ベンゼン、トルエン、およびキシレン（ＢＴＸ）などの軽質な芳香族化合物は、自己阻害物質である。すなわち、芳香族構造によるラジカルの非局在化によって、ラジカルの濃度が低下し、停止工程が増加する。
超臨界水反応器１１０として使用される反応器のタイプは特に限定されない。実施形態では、超臨界水反応器１１０は、容器または管状反応器であり得る。超臨界水反応器１１０のサイズおよび具体的な形状は、反応させられる材料の量と必要な反応条件とのバランスを取るように決定されることが理解されるべきである。超臨界水反応器１１０内の温度および圧力は、そこで生じる反応に影響を与える。超臨界水反応器１１０内の圧力は、主に、超臨界水反応器１１０に入る供給流１０１の圧力、および超臨界水反応器の流出液１０２の圧力に対する任意の制約によって決定される。たとえば、図３に示されるように、超臨界水反応器１１０より下流に減圧器３５０が配置される。そのような実施形態では、圧力は、ポンプ３１０ａおよび３１０ｂから減圧器３５０まで相対的に一定である。したがって、実施形態では、超臨界水反応器１１０内の圧力は、上記で開示した圧力などの、超臨界水反応器１１０に入る供給流１０１の圧力と同じである。
圧力と同様に、超臨界水反応器１１０内の温度は、超臨界水反応器１１０に入る供給流１０１の温度および超臨界水反応器の流出液１０２の温度によって決定される。これら２つの流れの温度を調節することによって、超臨界水反応器１１０内の温度が調節され得る。たとえば、図３に図示される実施形態に示されるように、予熱器３２０ａおよび予熱器３２０ｂは、供給流１０１の温度を調節するために使用することができ、冷却器３４０は、超臨界水反応器の流出液１０５の温度を調節するために使用することができる。
実施形態によれば、超臨界水反応器１１０内の温度は、３８０℃を超えかつ６００℃未満、４００℃を超えかつ６００℃未満、４５０℃を超えかつ６００℃未満、５００℃を超えかつ６００℃未満、５５０℃を超えかつ６００℃未満、３５０℃を超えかつ５５０℃未満、３８０℃を超えかつ５５０℃未満、４００℃を超えかつ５５０℃未満、４５０℃を超えかつ５５０℃未満、５００℃を超えかつ５５０℃未満、３５０℃を超えかつ５００℃未満、３８０℃を超えかつ５００℃未満、４００℃を超えかつ５００℃未満、４５０℃を超えかつ５００℃未満、３５０℃を超えかつ４５０℃未満、３８０℃を超えかつ４５０℃未満、４００℃を超えかつ４５０℃未満、３５０℃を超えかつ４００℃未満、３８０℃を超えかつ４００℃未満、または３５０℃を超えかつ３８０℃未満など、３５０℃を超えかつ６００℃未満である。
超臨界水反応器１１０内の温度および圧力に加えて、反応物が超臨界水反応器１１０内に存在する持続時間（滞留時間とも呼ばれる）は、超臨界水反応器１１０内で生じる反応に影響を与える。持続時間は、超臨界水反応器１１０内の反応物質の密度が超臨界水反応器１１０内の反応条件での水の密度と同じであるという仮定に基づいて計算される。実施形態によれば、反応物質が超臨界水反応器１１０内に存在する持続時間は、３０秒を超えかつ６０分未満、１分を超えかつ６０分未満、１０分を超えかつ６０分未満、１５分を超えかつ６０分未満、３０分を超えかつ６０分未満、４５分を超えかつ６０分未満、１０秒を超えかつ４５分未満、３０秒を超えかつ４５分未満、１分を超えかつ４５分未満、１０分を超えかつ４５分未満、１５分を超えかつ４５分未満、３０分を超えかつ４５分未満、１０秒を超えかつ３０分未満、３０秒を超えかつ３０分未満、１分を超えかつ３０分未満、１０分を超えかつ３０分未満、１５分を超えかつ３０分未満、１０秒を超かつ１５分未満、３０秒を超えかつ１５分未満、１分を超かつ１５分未満、１０分を超えかつ１５分未満、１０秒を超えかつ１０分超未満、３０秒を超えかつ１０分未満、１分を超えかつ１０分未満、１０秒を超えかつ１分未満、３０秒を超えかつ１分未満、または１０秒を超えかつ３０秒未満など、１０秒を超えかつ６０分未満である。
超臨界水反応器１１０からの反応生成物は、超臨界水反応器の流出流１０２として超臨界水反応器１１０を出て、分離器１２０に導入される。任意の従来の分離器が使用され得る。実施形態によれば、分離器は分留塔（fractionator）などであり得る。上記のように、ならびに図１、図２、および図３に図示される実施形態に示されるように、分離器１２０は、超臨界水反応器の流出流１０２を２つの流れに分割する。軽（たとえば、蒸気）流１０３は、超臨界水反応器の流出流１０２からの水の大部分を含むが、重（たとえば、液体）流はほとんど乾燥している。実施形態では、軽流１０３は、９２重量％を超える、９５重量％を超える、９７重量％を超える、または９９重量％を超えるなど、超臨界水反応器の流出流１０２からの９０重量％を超える水を含む。分離器１２０内のプロセス条件は、軽流１０３中のパラフィン、オレフィン、ナフテン、および軽質な芳香族化合物の留分を最大化するように選択される。軽流１０３に存在するパラフィン、オレフィン、ナフテン、および軽質な芳香族化合物は、１２未満の炭素数、たとえば、２１６℃の沸点を有するドデカン（Ｃ12Ｈ26）を有する。軽流１０３に存在するパラフィン、オレフィン、ナフテン、軽質な芳香族化合物は、実施形態によれば、軽流１０３に存在する水から分離され得る軽流の石油相に存在し得る。
分離器１２０内の温度および圧力を緩和するために、超臨界水反応器の流出流１０２の温度および圧力は変更され得る。たとえば、図３に図示される実施形態では、超臨界水反応器の流出流１０２の温度は冷却器３４０によって調節され得、超臨界水反応器の流出流１０２の圧力は減圧器３５０によって調節され得る。分離器１２０に入る前の超臨界水反応器の流出流１０２の温度および圧力、およびそれによる分離器内の温度および圧力が、超臨界水反応器の流出流１０２内の材料と軽流１０３の所望の成分とのバランスに基づいて選択されることが理解されるべきである。
実施形態では、軽流１０３中の石油相と軽流１０３中の水とを分離するために、水－油分離器が使用され得る。任意の適切な既知の水－油分離器を使用することができる。実施形態では、水－油分離器は分離器１２０の内部にある。しかし、他の実施形態では、水－油分離器は分離器１２０の外部にある（図示せず）。軽流１０３の、石油相などの、成分が、改質器１３０に導入され、改質器に送られた軽流１０３の成分内の芳香族化合物が濃縮される。図３は改質器を明示的に示していないが、図３に図示される実施形態では、軽流１０３の成分は分離器１２０から改質器に移送される。実施形態で使用される改質器のタイプは特に限定されず、１つまたは複数の実施形態では、改質器１３０は接触改質器であってもよい。たとえば、１つまたは複数の実施形態では、改質器１３０は、アルミナ－（Ａｌ2Ｏ3）ベースの支持体上に支持された白金－レニウム（Ｐｔ－Ｒｅ）触媒を含む接触改質器、または白金－スズ（Ｐｔ－Ｓｎ）触媒を含む接触改質器であってもよい。実施形態では、アルミナベースの支持体は微孔質構造を有し得る。
軽流１０３に存在し得る特定の成分は、改質器中の触媒に有害であり得る。たとえば、水および硫黄は、たとえばＰｔ－ＲｅまたはＰｔ－Ｓｎ触媒などの従来の改質触媒を害しかねない。したがって、実施形態によれば、改質器１３０に入る水および硫黄の含有量は制限されるべきである。軽流１０２に最初に存在する水の大部分は、分離器１２０で除去されて、流れ１０３を生成し得る。図２に図示される実施形態に示されるように、軽流に存在する硫黄は、改質器１３０に入る前に脱硫ユニット２１０によって除去され得る。脱硫ユニット２１０が、本明細書に開示および記載される任意の実施形態では改質器１３０より上流に配置され得、脱硫ユニット２１０が、図２に図示される実施形態に明示的に限定されないことが理解されるべきである。改質器１３０および脱硫ユニット２１０に入る硫黄の含有量は、以下により詳細に説明される。
実施形態によれば、改質器１３０に入る軽流１０３の少なくとも一部は、９重量％ｐｐｍ未満、８重量％ｐｐｍ未満、７重量％ｐｐｍ未満、６重量％ｐｐｍ未満、５重量％ｐｐｍ未満、４重量％ｐｐｍ未満、２重量％ｐｐｍ未満、または１重量％ｐｐｍ未満など、重量パーセントで１０百万分率（重量％ｐｐｍ）未満の含水量を有する。１つまたは複数の実施形態によれば、改質器１３０に入る軽流１０３の成分は、１重量％ｐｐｍを超えかつ１０重量％ｐｐｍ未満、３重量％ｐｐｍを超えかつ１０重量％未満、５重量％ｐｐｍを超えかつ１０重量％ｐｐｍ未満、８重量％ｐｐｍを超えかつ１０重量％ｐｐｍ未満、１重量％ｐｐｍを超えかつ８重量％ｐｐｍ未満、３重量％ｐｐｍを超えかつ８重量％ｐｐｍ未満、５重量％ｐｐｍを超えかつ８重量％ｐｐｍ未満、１重量％ｐｐｍを超えかつ５重量％未満ｐｐｍ、３重量％ｐｐｍを超えかつ５重量％ｐｐｍ未満、または１重量％ｐｐｍを超かつ３重量％ｐｐｍ未満の含水量を有する。
改質器１３０内の温度はまた、改質器１３０内で生じる芳香族化合物の濃度に影響を与え得る。実施形態によれば、改質器内の温度は、４７５℃を超えかつ５５０℃未満、５００℃を超えかつ５５０℃未満、５２５℃を超えかつ５５０℃未満、４５０℃を超えかつ５２５℃未満、４７５℃を超えかつ５２５℃未満、５００℃を超えかつ５２５℃未満、４５０℃を超えかつ５００℃未満、４７５℃を超えかつ５００℃未満、または４５０℃を超えかつ４７５℃未満など、４３０℃を超えかつ５５０℃未満である。
実施形態によれば、改質器１３０内の圧力は、０．５ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満、２．０ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満、２．５ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満、３．０ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満、３．５ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ３．５ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ３．５ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ３．５ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ３．５ＭＰａ未満、２．０ＭＰａを超えかつ３．５ＭＰａ未満、２．５ＭＰａを超えかつ３．５ＭＰａ未満、３．０ＭＰａを超えかつ３．５ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、２．０ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、２．５ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、２．０ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ１．５ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ１．５ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ１．５ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ１．０ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ１．０ＭＰａ未満、または０．３ＭＰａを超えかつ０．５ＭＰａ未満など、０．３ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満である。
実施形態によれば、改質器１３０内の軽流１０３の成分の液空間速度（ＬＨＳＶ）での流量は、１．５／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、２．５／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、３．０／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、３．５／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ３．５／ｈｒ未満、１．５／ｈｒを超えかつ３．５／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ３．５／ｈｒ未満、２．５／ｈｒを超えかつ３．５／ｈｒ未満、３．０／ｈｒを超えかつ３．５／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ３．０／ｈｒ未満、１．５／ｈｒを超えかつ３．０／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ３．０／ｈｒ未満、２．５／ｈｒを超えかつ３．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ２．５／ｈｒ未満、１．５／ｈｒを超えかつ２．５／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ２．５／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ２．０／ｈｒ未満、１．５／ｈｒを超えかつ２．０／ｈｒ未満、または１．０／ｈｒを超えかつ１．５／ｈｒ未満など、１．０／時間（ｈｒ）を超えかつ４．０／ｈｒ未満である。流量が多すぎると芳香族化合物が十分に濃縮されず、流量が少なすぎると触媒の消耗が早すぎる。
改質器内の供給油（流れ１０３）に対する水素（Ｈ2）のモル比は、２を超えかつ１０未満、３を超えかつ１０未満、４を超えかつ１０未満、５を超えかつ１０未満、６を超えかつ１０未満、７を超えかつ１０未満、８を超えかつ１０未満、９を超えかつ１０未満、１を超えかつ９未満、２を超えかつ９未満、３を超えかつ９未満、４を超えかつ９未満、５を超えかつ９未満、６を超えかつ９未満、７を超えかつ９未満、８を超えかつ９未満、１を超えかつ８未満、２を超えかつ８未満、３を超えかつ８未満、４を超えかつ８未満、５を超えかつ８未満、６を超えかつ８未満、７を超えかつ８未満、１を超えかつ７未満、２を超えかつ７未満、３を超えかつ７未満、４を超えかつ７未満、５を超えかつ７未満、６を超えかつ７未満、１を超えかつ６未満、２を超えかつ６未満、３を超えかつ６未満、４を超えかつ６未満、５を超えかつ６未満、１を超えかつ５未満、２を超えかつ５未満、３を超えかつ５未満、４を超えかつ５未満、１を超えかつ４未満、２を超えかつ４未満、３を超えかつ４未満、１を超えかつ３未満、２を超えかつ３未満、または１を超えかつ２未満など、１を超えかつ１０未満である。水素含有量を炭化水素より過剰に保つことによって、生成された炭化水素ラジカルおよびオレフィンが飽和する。
上記のように、硫黄は改質器１３０内の触媒を害しかねない。したがって、改質器に導入されている流れにおける、本明細書で硫黄含有成分を含む、硫黄含有量は低く保たれるべきである。したがって、実施形態では、改質器１３０に導入されている流れにおける硫黄の濃度は、０．６重量％ｐｐｍ未満、０．５重量％ｐｐｍ未満、０．４重量％ｐｐｍ未満、０．３重量％ｐｐｍ未満、または０．２重量％ｐｐｍ未満など、０．７重量％ｐｐｍ未満である。１つまたは複数の実施形態では、改質器１３０に導入されている流れにおける硫黄の濃度は、０．２重量％ｐｐｍを超えかつ０．７重量％ｐｐｍ未満、０．３重量％ｐｐｍを超えかつ０．７重量％ｐｐｍ未満、０．４重量％ｐｐｍを超えかつ０．７重量％ｐｐｍ未満、０．５重量％ｐｐｍを超えかつ０．７重量％ｐｐｍ未満、０．６重量％ｐｐｍを超えかつ０．７重量％ｐｐｍ未満、０．１重量％ｐｐｍを超えかつ０．６重量％ｐｐｍ未満、０．２重量％ｐｐｍを超えかつ０．６重量％ｐｐｍ未満、０．３重量％ｐｐｍを超えかつ０．６重量％ｐｐｍ未満、０．４重量％ｐｐｍを超えかつ０．６重量％ｐｐｍ未満、０．５重量％ｐｐｍを超えかつ０．６重量％ｐｐｍ未満、０．１重量％ｐｐｍを超えかつ０．５重量％ｐｐｍ未満、０．２重量％ｐｐｍを超えかつ０．５重量％ｐｐｍ未満、０．３重量％ｐｐｍを超えかつ０．５重量％ｐｐｍ未満、０．４重量％ｐｐｍを超えかつ０．５重量％ｐｐｍ未満、０．１重量％ｐｐｍを超えかつ０．４重量％ｐｐｍ未満、０．２重量％ｐｐｍを超えかつ０．４重量％ｐｐｍ未満、０．３重量％ｐｐｍを超えかつ０．４重量％ｐｐｍ未満、０．１重量％ｐｐｍを超えかつ０．３重量％ｐｐｍ未満、０．２重量％ｐｐｍを超えかつ０．３重量％ｐｐｍ未満、または０．１重量％ｐｐｍを超えかつ０．２重量％ｐｐｍ未満など、０．１重量％ｐｐｍを超えかつ０．７重量％ｐｐｍ未満である。
改質器に入る軽流１０３の成分中の硫黄の含有量は、実施形態によれば、上記のように、脱硫ユニット２１０によって減少させられ得る。脱硫ユニット２１０のタイプは特に限定されない。実施形態では、脱硫ユニット２１０は従来の水素化脱硫ユニットである。そのようなユニットでは、苛性処理または吸着脱硫（米国特許出願公開第２００９／０１４５８０７号明細書に開示されるものなど）を利用することができる。触媒水素化脱硫は、改質ユニットのための良好な供給分子であるオレフィンを飽和させるため、１つまたは複数の実施形態で使用することができる。本発明の目的を達成するための具体的な要件はない。
実施形態によれば、脱硫ユニット内の触媒は、アルミナベースの支持体上のコバルトモリブデン（ＣｏＭｏ）触媒またはニッケルモリブデン（ＮｉＭｏ）触媒を含み得る。実施形態によれば、アルミナベースの支持体は微孔性アルミナベースの支持体であり得る。
脱硫ユニット２１０内の温度はまた、改質器１３０に導入された供給流に存在する硫黄の量に影響を与え得る。実施形態によれば、脱硫ユニット２１０内の温度は、２７５℃を超えかつ３５０℃未満、３００℃を超えかつ３５０℃未満、３２５℃を超えかつ３５０℃未満、２５０℃を超えかつ３２５℃未満、２７５℃を超えかつ３２５℃未満、３００℃を超えかつ３２５℃未満、２５０℃を超えかつ３００℃未満、２７５℃を超えかつ３００℃未満、または２５０℃を超えかつ２７５℃未満など、２５０℃を超えかつ３５０℃未満である。
実施形態によれば、脱硫ユニット２１０内の圧力は、改質器１３０に導入されている供給流中の硫黄の量に影響を与えることができる。実施形態では、脱硫ユニット２１０内の圧力は、０．３ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、２．０ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、２．５ＭＰａを超えかつ３．０ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、２．０ＭＰａを超えかつ２．５ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、１．５ＭＰａを超えかつ２．０ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ１．５ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ１．５ＭＰａ未満、１．０ＭＰａを超えかつ１．５ＭＰａ未満、０．３ＭＰａを超えかつ１．０ＭＰａ未満、０．５ＭＰａを超えかつ１．０ＭＰａ未満、または０．３ＭＰａを超えかつ０．５ＭＰａ未満である。
実施形態によれば、脱硫ユニット２１０内の軽流１０３の成分のＬＨＳＶの流量は、２．０／ｈｒを超えかつ８．０／ｈｒ未満、３．０／ｈｒを超えかつ８．０／ｈｒ未満、４．０／ｈｒを超えかつ８．０／ｈｒ未満、５．０／ｈｒを超えかつ８．０／ｈｒ未満、６．０／ｈｒを超えかつ８．０／ｈｒ未満、７．０／ｈｒを超えかつ８．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ７．０／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ７．０／ｈｒ未満、３．０／ｈｒを超えかつ７．０／ｈｒ未満、４．０／ｈｒを超えかつ７．０／ｈｒ未満、５．０／ｈｒを超えかつ７．０／ｈｒ未満、６．０／ｈｒを超えかつ７．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ６．０／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ６．０／ｈｒ未満、３．０／ｈｒを超えかつ６．０／ｈｒ未満、４．０／ｈｒを超えかつ６．０／ｈｒ未満、５．０／ｈｒを超えかつ６．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ５．０／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ５．０／ｈｒ未満、３．０／ｈｒを超えかつ５．０／ｈｒ未満、４．０／ｈｒを超えかつ５．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、３．０／ｈｒを超えかつ４．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ３．０／ｈｒ未満、２．０／ｈｒを超えかつ３．０／ｈｒ未満、１．０／ｈｒを超えかつ２．０／ｈｒ未満など、１．０／ｈｒを超えかつ８．０／ｈｒ未満である。流量が多すぎると芳香族化合物が十分に濃縮されず、流量が少なすぎると触媒の消耗が早すぎる。
脱硫ユニット２１０内の供給油（流れ１０３）に対する水素（Ｈ2）のモル比は、３５ＮＭ3／ｍ3から６０ＮＭ3／ｍ3未満、４０ＮＭ3／ｍ3から６０ＮＭ3／ｍ3未満、４５ＮＭ3／ｍ3から６０ＮＭ3／ｍ3未満、５０ＮＭ3／ｍ3から６０ＮＭ3／ｍ3未満、５５ＮＭ3／ｍ3から６０ＮＭ3／ｍ3未満、３０ＮＭ3／ｍ3から５５ＮＭ3／ｍ3未満、３５ＮＭ3／ｍ3から５５ＮＭ3／ｍ3未満、４０ＮＭ3／ｍ3から５５ＮＭ3／ｍ3未満、４５ＮＭ3／ｍ3から５５ＮＭ3／ｍ3未満、５０ＮＭ3／ｍ3から５５ＮＭ3／ｍ3未満、３０ＮＭ3／ｍ3から５０ＮＭ3／ｍ3未満、３５ＮＭ3／ｍ3から５０ＮＭ3／ｍ3未満、４０ＮＭ3／ｍ3から５０ＮＭ3／ｍ3未満、４５ＮＭ3／ｍ3から５０ＮＭ3／ｍ3未満、３０ＮＭ3／ｍ3から４５ＮＭ3／ｍ3未満、３５ＮＭ3／ｍ3から４５ＮＭ3／ｍ3未満、４０ＮＭ3／ｍ3から４５ＮＭ3／ｍ3未満、３０ＮＭ3／ｍ3から４０ＮＭ3／ｍ3未満、３５ＮＭ3／ｍ3から４０ＮＭ3／ｍ3未満、または３０ＮＭ3／ｍ3から３５ＮＭ3／ｍ3未満など、立方メートル当たり３０標準立方メートル（ＮＭ3／ｍ3）より大きくかつ６０ＮＭ3／ｍ3未満である。水素含有量を炭化水素より過剰に保つことによって、生成された炭化水素ラジカルおよびオレフィンが飽和する。
超臨界水反応器１１０内の超臨界水の反応の厳しさ（severity）を増加させる（たとえば、高温で長時間反応を行う）ことによって、熱分解された石油製品の安定性を改善するプロセスのさまざまな実施形態を参照して上記で詳細に説明したように、石油原料のアップグレードの程度は増加される（たとえば、アップグレードされた石油原料は、より高い米国石油協会（ＡＰＩ）比重度、より低い残留物画分、より低い硫黄含有量、より低い金属含有量などを有する）。しかし、これらの超臨界水との強い反応によって、パラフィン（Ｃ5－Ｃ12）含有量が増加して、製品中のアスファルテン画分が不安定になり、結果として最終製品が不安定になりかねない。超臨界水のプロセスは、概して、アスファルテンをマルテンに分解することによってアスファルテン含有量を減少させるが、未転化および／または残留アスファルテンは油から分離相を形成する傾向が強く、最終製品の不安定性の原因になる。このような現象は、パラフィンが芳香族コアの側鎖に加えてワックスなどの独立した化合物として存在する「比較的パラフィン系の残留物」を処理する場合により顕著になる。本明細書で使用されるように、「比較的パラフィン系の残留物」は、以下の特性を有する成分として定義される：３４０℃を超えるＴ５％；６％未満のプロトン核磁気共鳴（ＮＭＲ）によって測定された芳香族性；３重量％を超えるＣ7不溶分で測定されたアスファルテン含有量。簡単に言えば、沸点は高いが芳香族性が低い流れは、パラフィン含有量が比較的高くなる。比較的パラフィン系の残留物を含む組成物は、最終製品の安定性を低下させかねない。それゆえ、本明細書に開示および記載される実施形態によれば、超臨界水反応器の流出液１０２は、軽流１０３と重流１０４とに分離される。軽流は比較的パラフィン系の残留物を含む。軽流は改質器１３０で処理されて、軽流中の芳香族化合物を濃縮し、パラフィンを減少させる。軽流１０３と比較して高濃度の芳香族化合物および低濃度のパラフィンを有する、改質器の流出液は、その後、重流と混合されて、安定した最終製品が得られる。
以下の実施例は、本開示の特徴を例示するが、本開示の範囲を限定することを意図されていない。
図３に示される実施形態によるプロセスのために、Ａｓｐｅｎ ＨＹＳＹＳソフトウェアビルド８．０を使用してシミュレーションを行った。石油供給原料流１０１ａは、以下の表１に示される特性を有する重質な減圧軽油であった。
Figure 2023530341000002
水流１０１ｂは、ＡＳＴＭ Ｄ１１９３によるタイプＩの脱塩水である。石油供給原料流１０１ａは、最初に（すなわち、ポンプ３１０ａおよび予熱器３２０ａに導入される前に）、０．１ＭＰａの圧力、１５．６℃の温度、および１日当たり１６７９．１トン（トン／日）の質量流量を有していた。水流１０１ｂは、最初に（すなわち、ポンプ３１０ｂおよび予熱器３２０ｂに導入される前に）、０．０ＭＰａの圧力、２５．０℃の温度、および１日当たり７９３．３トン（トン／日）の質量流量を有していた。
石油供給原料流１０１ａは、ポンプ３１０ａに導入された後、２７．０ＭＰａの圧力、１９．２℃の温度、および１６７９．１トン／日の流量を有していた。石油供給原料流１０１ａは、予熱器３２０ａに導入された後、２７．０ＭＰａの圧力、１５０．０℃の温度、および１６７９．１トン／日の流量を有し、これらは、混合器３３０に導入された、加圧され、予熱された石油供給原料流１０１ａの状態であった。
水流１０１ｂは、ポンプ３１０ｂに導入された後、２７．０ＭＰａの圧力、２６．７℃の温度、および７９３．３トン／日の流量を有していた。水流１０１ｂは、予熱器３２０ｂに導入された後、２７．０ＭＰａの圧力、５２０．０℃の温度、７９３．３トン／日の流量を有し、これらは、混合器３３０に導入された、加圧され、予熱された水流１０１ｂの状態であった。混合器を出る供給流の蒸留プロファイルは、元の供給油の蒸留プロファイルとほとんど同じであり、これは、反応がほとんど生じないか、またはまったく生じないことを示唆している。
混合器３３０において、加圧され、予熱された石油供給原料流１０１ｃと、加圧され、加熱された水流１０１ｄとを混合して、混合器３３０を出る流れである供給流１０１を形成した。供給流１０１は、２７．０ＭＰａの圧力、３７９．０℃の温度、および２４７２．５トン／日の流量を有していた。供給流１０１は、混合器３３０から超臨界水反応器１１０に移送され、そこで供給流１０１は超臨界水反応器１１０内で超臨界水と反応した。超臨界水反応器１１０内の供給流１０１と超臨界水との間の反応の生成物は、超臨界水反応器の流出液１０２として超臨界水反応器１１０を出た。超臨界水反応器の流出液１０２は、２７．０ＭＰａの圧力、４２５．０℃の温度、および２４７２．５トン／日の流量を有していた。反応器の流出液中の油留分は、以下の表２に示される以下の蒸留データを有する。
Figure 2023530341000003
超臨界水反応器の流出液１０２は冷却器３４０に導入され、超臨界水反応器の流出液１０２の温度を低下させた。超臨界水反応器の流出液１０２は、冷却器３４０を出ると、２７．０ＭＰａの圧力、３６５．０℃の温度、および２４７２．５トン／日の流量を有していた。冷却された超臨界水反応器の流出液１０２は、その後、減圧器３５０に移送され、そこで超臨界水反応器の流出液１０２の圧力を低下させた。超臨界水反応器の流出液１０２は、減圧器３５０を出ると、０．３ＭＰａの圧力、２４１．６℃の温度、および２４７２．５トン／日の流量を有し、これらは、分離器に入ったときの超臨界水反応器の流出液１０２の状態であった。
分離器において、超臨界水反応器の流出液１０２は、軽（たとえば、蒸気）流１０３と重（たとえば、液体）流１０４とに分離された。分離器１２０を出る重流１０４は、０．３ＭＰａの圧力、２４１．６℃の温度、および１３７０トン／日の流量を有していた。続いて、図３には示されていないが、重流１０４を任意に第２の減圧ユニットに導入して、重流１０４を減圧した。第２の減圧ユニットの出口では、重流１０４は、０．２ＭＰａの圧力、２４１．６℃の温度、および１３７０．０トン／日の流量を有していた。この流れは、以下の表３に示される以下の蒸留データを有する。
Figure 2023530341000004
分離器１２０を出る軽流１０３は、０．３ＭＰａの圧力、２４１．６℃の温度、および１１０３．０トン／日の流量を有していた。図３には示されていないが、軽流１０３は第３の減圧ユニットに導入された。第３の減圧ユニットの出口では、軽流１０３は、０．２ＭＰａの圧力、２４１．６℃の温度、および１１４１．８トン／日の流量を有していた。図３には示されていないが、減圧された軽流１０３は第２の冷却器に導入された。第２の冷却器の出口では、減圧され、冷却された軽流１０３は、０．２ＭＰａの圧力、２１０．０℃の温度、および１１４１．８トン／日の流量を有していた。図３には示されていないが、減圧され、冷却された軽流１０３は、水－油分離器に導入され、そこで、減圧され、冷却された軽流１０３中の水は、減圧され、冷却された軽流１０３中の油成分から分離された。水－油分離器の出口では、分離された軽流１０３は、０．１ＭＰａの圧力、１３５．０℃の温度、および３１０．１トン／日の流量を有していた。分離された軽流１０３は、本質的に水を含まず、およそ１８重量％の石油原料を含み、硫黄、窒素、硫化水素、一酸化炭素、二酸化炭素、およびＣ1～Ｃ4パラフィンを含む。分離された軽流１０３中の油成分は、４４のＡＰＩ比重および３５０℃のＴ９０％を有する。この分離された軽流１０３は、最終製品を不安定にする傾向があるため、最終製品に混合するのには適していない。それゆえ、分離された軽流１０３は改質器１３０に導入された。
改質器１３０では、分離された軽流中の芳香族成分の濃度は増加される。改質器１３０を出ると、改質器の流出液１０５は、０．７ＭＰａの圧力、４８５℃の温度、および２６９．９トン／日の液体生成物の流量を有していた。この流れは、以下の表４に示される以下の蒸留データを有する。
Figure 2023530341000005
改質器の流出液１０５は、その後、重流１０４と混合されて、最終製品の流れ１０６を形成する。最終製品の流れは、０．２ＭＰａの圧力、２４１．３℃の温度、および１６００．５トン／日の流量を有していた。この流れは、以下の表５に示される以下の蒸留データを有する。
Figure 2023530341000006

Claims (15)

  1. 石油製品を形成するためのプロセスであって、
    石油原料を含む供給流を超臨界水反応器に導入する工程と、
    前記供給流と超臨界水を前記超臨界水反応器内で反応させる工程であって、それによって、超臨界水反応器の流出液を形成する工程と、
    前記超臨界水反応器の流出液を軽流と重流に分離するため、前記超臨界水反応器の流出液を分離器に導入する工程と、
    前記軽流の少なくとも一部における芳香族化合物を濃縮するため、前記軽流の少なくとも一部を改質器に導入する工程であって、それによって、改質器の流出液を形成する工程と、
    前記改質器の流出液と前記重流を混合する工程と、を含むプロセス。
  2. 前記軽流が水および石油相を含み、
    前記プロセスが、前記軽流中の前記水と前記石油相を分離する工程をさらに含み、
    前記軽流の少なくとも一部を前記改質器に導入する工程が、前記石油相を前記改質器に導入することを含む、請求項１記載のプロセス。
  3. 前記プロセスが、前記軽流の少なくとも一部を前記改質器に導入する前に、前記軽流中の硫黄の濃度を低下させるため、前記軽流を脱硫ユニットに導入する工程をさらに含む、請求項１または２に記載のプロセス。
  4. 前記供給流が、前記超臨界水反応器に導入される前に加圧されるか、予熱されるか、または加圧および予熱される、請求項１～３のいずれか１項に記載のプロセス。
  5. 前記供給流が石油供給原料流および水流を含む、請求項１～４のいずれか１項に記載のプロセス。
  6. 前記プロセスが、前記供給流を前記超臨界水反応器に導入する前に、供給流を形成するため、前記石油供給原料流と前記水流とを混合器中で混合する工程をさらに含む、請求項５記載のプロセス。
  7. 前記プロセスが、前記超臨界水反応器の流出液を前記分離器に導入する前に、前記超臨界水反応器の流出液の温度を低下させるため、前記超臨界水反応器の流出液を冷却器に導入する工程をさらに含む、請求項１～６のいずれか１項に記載のプロセス。
  8. 前記プロセスが、前記超臨界水反応器の流出液を前記分離器に導入する前に、前記超臨界水反応器の流出液の圧力を低下させるため、前記超臨界水反応器の流出液を減圧ユニットに導入する工程をさらに含む、請求項１～７のいずれか１項に記載のプロセス。
  9. 前記改質器に導入された前記軽流の少なくとも一部が、１０重量％ｐｐｍ未満の含水量を有するか、０．７重量％ｐｐｍ未満の硫黄濃度を有するか、またはその両方を有する、請求項１～８のいずれか１項に記載のプロセス。
  10. 前記改質器内の温度が、４５０℃を超えかつ５５０℃未満である、請求項１～９のいずれか１項に記載のプロセス。
  11. 前記改質器内の圧力が、０．３ＭＰａを超えかつ４．０ＭＰａ未満である、請求項１～１０のいずれか１項に記載のプロセス。
  12. 前記供給流が、３３０℃を超える常圧残油Ｔ５％を有するか、
    前記供給流が、５５０℃を超えるＴ５％の真空残油を有するか、
    前記供給流が、３３０℃を超えるＴ５％の真空ガス油（ＶＧＯ）を有するか、または
    前記供給流が、５９５℃未満であるＴ９５％のＶＧＯを有する、請求項１～１１のいずれか１項に記載のプロセス。
  13. 前記供給流が、２重量％を超えるアスファルテン含有量を有する、請求項１～１２のいずれか１項に記載のプロセス。
  14. 前記超臨界水反応器に導入される前記供給流の圧力が、２０ＭＰａを超える、請求項１～１３のいずれか１項に記載のプロセス。
  15. 前記超臨界水反応器内の温度が、３５０℃を超えかつ６００℃未満である、請求項１４記載のプロセス。
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