JP4929183B2 - 炭化水素転化プロセス - Google Patents

炭化水素転化プロセス Download PDF

Info

Publication number
JP4929183B2
JP4929183B2 JP2007545491A JP2007545491A JP4929183B2 JP 4929183 B2 JP4929183 B2 JP 4929183B2 JP 2007545491 A JP2007545491 A JP 2007545491A JP 2007545491 A JP2007545491 A JP 2007545491A JP 4929183 B2 JP4929183 B2 JP 4929183B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
stream
hydrocarbon
mpa
temperature
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.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2007545491A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2008523207A (ja
Inventor
カルネス,トム.エヌ.
Original Assignee
ユーオーピー エルエルシー
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 ユーオーピー エルエルシー filed Critical ユーオーピー エルエルシー
Publication of JP2008523207A publication Critical patent/JP2008523207A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4929183B2 publication Critical patent/JP4929183B2/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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • 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
    • 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
    • C10G47/02Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • 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
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1074Vacuum distillates
    • 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
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/202Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301Boiling range
    • 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
    • C10G2300/4018Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
    • 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

Description

本発明は、軽質サイクル油及び減圧軽油から成る炭化水素系供給原料の水素化脱硫及び水素化分解のための統合炭化水素転化プロセスに関する。
本発明の関連する技術分野は、軽質サイクル油及び減圧軽油から成る炭化水素系供給原料の水素化脱硫及び水素化分解に関する分野である。石油精製装置は、多くの場合、例えば原油から得られる炭化水素供給原料を水素化分解することによって、タービン燃料、ディーゼル燃料などの所望の生成物、そして中間留分、及びナフサ及びガソリンなどの低沸点炭化水素系液体として知られるその他の生成物を生成する。殆どの場合、水素化分解処理にかけられる供給原料は、蒸留によって原油から回収される軽油及び重質軽油である。標準的な軽油は、371℃よりも高い温度で沸騰する炭化水素成分によってその大部分が構成され、通常、その少なくとも50%が371℃よりも高い温度で沸騰する。標準的な減圧軽油は、通常、315℃〜565℃の沸点範囲を有している。軽質サイクル油(LCO)は、主としてガソリン沸点範囲炭化水素を生成するための、軽油供給原料の流動式接触分解(FCC)の過程で生成される。軽質サイクル油は、FCCプロセスの不所望の難溶性副生成物であって、低価値の生成物である。以前、LCOは、ディーゼルプールに混合されるか、あるいは重油のためのカッター材として利用されていた。現在これらの従来型の方式は、市場における需要との関係もあり、減少あるいは排除されるようになってきている。LCOは、通常、149℃〜371℃の範囲で沸騰する。
従来、工業用の水素化脱硫及び水素化分解手段においては様々なプロセスフロー構成、操業条件、及び触媒が利用されてきたが、逼迫する供給原料からより有用な生成物を提供することができ、また向上した生成物特性を提供することができる新しい方法に対する需要が常に存在する。本発明は、1つの統合プロセスでLCOを経済的に水素化分解することができ、また同時に、供給原料の高沸点成分を脱硫化することができる。硫黄化合物濃度が低い、供給原料のこれらの高沸点成分は、FCCユニットにとって理想的な供給原料である。
(情報の開示)
米国特許第6,096,191 B1号明細書は、炭化水素系供給原料及び液体リサイクルストリームが、水素及び水素化分解触媒と接触して低沸点炭化水素へと転化される接触水素化分解プロセスを開示している。この水素化分解反応ゾーンからの流出物は、水素化分解ゾーンと実質上同じ圧力下でストリップされた水素であって、少なくともその一部がこの水素化分解反応ゾーンへと再循環される。
発明の概要
本発明は、軽質サイクル油及び減圧軽油から成る炭化水素系供給原料の水素化脱硫及び水素化分解のための統合プロセスである。この供給原料は、水素化脱硫反応ゾーン内で反応し、硫黄濃度の低下した炭化水素系ストリームが生成される。このストリームは、好ましくは、高温、高圧ストリッパ内で分離され、10℃〜510℃の範囲で沸騰する気体炭化水素系ストリーム、及び硫黄濃度の低下した、この気体炭化水素系ストリームよりも沸点範囲の高い液体炭化水素系ストリームが生成される。また、この硫黄濃度の低下した炭化水素系ストリームは、精留塔などの分離ゾーンで分離することもできるが、経済的には好ましくない。10℃〜510℃の範囲で沸騰する気体炭化水素系ストリームは、水素化分解触媒を含んだ水素化分解反応ゾーンで反応され、ナフサ沸点範囲炭化水素から成る流出物ストリームが生成される。
本発明のその他の実施の形態は、供給原料、水素化脱硫触媒、水素化分解触媒、及び温度、圧力を含む好ましい稼動条件の種類及び説明などのさらなる詳細を含んでおり、これら全ては、本明細書において、以下の本発明の各様相の説明において開示される。
軽質サイクル油及び減圧軽油を含む炭化水素系供給原料を転化し、ナフサ沸点範囲炭化水素ストリーム及び硫黄濃度の低下した高沸点炭化水素系ストリームを生成することができる、水素化脱硫及び水素化分解を統合したプロセスが見出された。
供給原料は、減圧軽油をガソリンへと転化する、流動式接触分解(FCC)ユニットで生成される不所望の副生成物である軽質サイクル油を含んでいる。軽質サイクル油は、かなりの量の硫黄、窒素及び多核芳香族化合物を含んでおり、完成生成物としては好ましくないが、低コスト且つ有益な供給原料ではある。そのため、本発明は、この低価値のLCO及び減圧軽油を含む供給原料を、価値の有るナフサ沸点範囲炭化水素ストリーム、及び流動式接触分解プロセスにとって望ましい供給物へと転化することを可能にする。
本発明によると、選択された供給原料は、水素と共に、好ましくは204℃〜482℃の温度、3.5 MPa〜17.3 MPaの圧力、及び0.1 hr-1〜10 hr-1の液空間速度を含む水素化脱硫条件下の水素化脱硫反応ゾーン内へと導入される。
本明細書において用いられる『水素化脱硫』という用語は、主に硫黄及び窒素などのヘテロ原子の除去に対して活性を示す適切な触媒の存在下で水素含有処理ガスを用いるプロセスを指す。本発明での使用に適した水素化脱硫触媒は、任意の、公知の従来型の水素化脱硫触媒であり、少なくとも1つのVIII族金属、好ましくは鉄、コバルト及びニッケル、より好ましくはコバルト及び/又はニッケル、及び少なくとも1つのVI族金属、好ましくはモリブデン及びタングステンから成る成分を、高表面積担体材、好ましくはアルミナ上に含んでいる。その他の適切な水素化脱硫触媒には、ゼオライト系触媒、及び貴金属触媒がある。この貴金属触媒において、貴金属はパラジウム及び白金から選択される。2種類以上の水素化処理触媒を1つの反応容器内で使用する方法は、本発明の範囲に包含される。前記VIII族金属は、通常、2〜20重量%、好ましくは4〜12重量%の範囲で含有され、また前記VI族金属は、通常、1〜25重量%、好ましくは2〜25重量%の範囲で含有される。
水素化脱硫ゾーンからの流出物は、好ましくは、149℃〜400℃の温度、及び3.5 MPa〜17.3 MPaの圧力下で稼動する高温、高圧ストリッパへと導入され、そして10℃〜510℃の範囲で沸騰する気体炭化水素系ストリームを生成し、また硫黄濃度が低く、気体炭化水素系ストリームよりも高い沸点範囲を有する液体炭化水素系ストリームを生成する。この高温、高圧ストリッパにおいて、好ましくは、沸点が343℃以下の炭化水素の少なくとも大部分を塔頂部へと送達できるよう選択された量の水素リッチリサイクルガスによって分離が行われる。また硫黄濃度の低下した炭化水素系ストリームを、精留塔などの分離ゾーンで分離することもできる。
本発明の1つの実施の形態によれば、この高温、高圧ストリッパで生成された気体炭化水素系ストリームは、水素化分解ゾーンへと導入される。この水素化分解ゾーンは、同一又は異なる触媒の1つ又は複数の床を含んでいる。1つの実施の形態において、好ましい水素化分解触媒は、1つ又は複数のVIII族又はVIB族金属水素化成分と結合した非晶質基材又は低レベルゼオライト系基材を利用する。もう1つの実施の形態において、水素化分解ゾーンは、全体として、少ない割合のVIII族金属水素化成分が沈着する任意の結晶質ゼオライト系分解基材から成る触媒を含んでいる。さらなる追加の水素化成分は、ゼオライト系基材に組み込むためのVIB族から選択される。本技術分野において、このゼオライト系分解基材は、分子篩と呼ばれる場合があり、そして通常は、シリカ、アルミナ、及びナトリウム、マグネシウム、カルシウム、希土類金属などの1つ又は複数の交換性カチオンによって構成される。これらは、4〜14Åの比較的均一な孔径を有する結晶細孔によってさらに特徴付けられる。シリカ/アルミナのモル比が3〜12の範囲であるゼオライトを利用するのが好ましい。好ましい天然ゼオライトには、例えばモルデナイト、スティルバイト、輝沸石、フェリエライト、ダキアルディ沸石、菱沸石、エリオナイト及びフォージャサイトがある。好ましい合成ゼオライトには、例えばB、X、Y及びL結晶型、例えば合成フォージャサイト及びモルデナイトがある。好ましいゼオライトは、結晶細孔径が8〜12Åであり、またシリカ/アルミナのモル比が4〜6であるゼオライトである。この好ましい群に該当するゼオライトの典型例は、合成Y分子篩である。
これらの天然ゼオライトは、通常、ナトリウム形態、アルカリ土類金属形態、又は混合形態で発見される。合成ゼオライトは、ほとんどの場合、まずナトリウム形態に調製される。いずれの場合も、分解基材として用いるためには、元のゼオライト系1価金属の殆ど又は全てを、多価金属及び/又はアンモニウム塩とイオン交換し、続いてゼオライトに伴うアンモニウムイオンを加熱分解し、それらの場所に水素イオン及び/又はさらなる水分の除去によって実質的に脱カチオン化された交換サイトを配置するのが好ましい。この性質の水素又は“脱カチオン”化Yゼオライトについては、米国特許第3,130,006 B1号明細書により具体的に開示されている。
多価金属−水素混合ゼオライトは、まずアンモニウム塩とのイオン交換、次に多価金属塩との部分的逆交換、続いて焼成することによって調製される。合成モルデナイトの場合のように、アルカリ金属ゼオライトの直接酸処理によって、その水素形態を調製できる場合もある。好ましい分解基材は、初期のイオン交換容量に基づいて、少なくとも10%、好ましくは少なくとも20%、金属カチオンの不足した基材である。特に好ましく、安定性のあるクラスのゼオライトは、イオン交換容量の少なくとも20%が水素イオンによって満たされるゼオライトである。
本発明の好ましい水素化分解触媒において水素化成分として用いられる活性金属は、VIII族金属、つまり鉄、コバルト、ニッケル、ルテニウム、ロジウム、パラジウム、オスミウム、イリジウム及び白金である。これらの金属に加え、VIB族金属、例えばモリブデン及びタングステンを含めた、これらの金属と併せてその他の助触媒を用いることもできる。触媒中の水素化金属の量は広い範囲で変化する。大まかにいうと、0.05〜30重量%の範囲の任意の量が用いられる。貴金属の場合、通常、0.05〜2重量%の範囲が好ましい。この水素化金属を組み込むための好ましい方法は、ゼオライト基材を、金属がカチオン形態で存在する、所望の金属の適切な化合物の水溶液と接触させる方法である。選択された1つの水素化金属又は複数の水素化金属を追加した後、得られた触媒粉体は、ろ過、乾燥、必要に応じて追加される潤滑剤、結合剤などによってペレット化され、そして活性化及びアンモニウムイオンの分解のために、例えば371〜648℃の温度下の空気中で焼成される。またあるいは、まずゼオライト成分を最初にペレット化し、続いて水素化成分を加え、焼成によって活性化してもよい。前述の触媒を不希釈形態で用い、あるいは粉末状ゼオライト系触媒を混合し、5〜90重量%の範囲の割合の、相対的に活性の低い他の触媒、希釈剤、又はアルミナ、シリカゲル、シリカ−アルミナ共ゲル、活性白土などの結合剤を用いて共ペレット化することもできる。これらの希釈剤はこうした形で利用することもでき、あるいはVIB族及び/又はVIII族金属などの追加水素化金属を少ない割合で含んでいてもよい。
本発明のプロセスにおいて、さらに他の金属促進水素化分解触媒が用いられる。これらの触媒は、例えばアルミノホスフェート系分子篩、結晶性クロモシリケート及びその他の結晶性シリケートから構成される。結晶性クロモシリケートは、米国特許第4,363,718 B1号明細書により詳細に述べられている。
水素化分解反応ゾーンは、水素の存在下で、そして好ましくは、232〜468℃の温度、3.5 MPa〜17.3 MPaの圧力、0.1〜30 hr-1の液空間速度(LHSV)、そして337標準m3/m3〜4200 m3/m3の水素循環速度を含む水素化分解反応ゾーン条件下で稼動する。本発明によれば、水素化分解条件は、ナフサ沸点範囲炭化水素の生成を目的とした気体炭化水素ストリームに基づいて選択される。
この水素化分解反応ゾーンからの流出物は冷却され、部分的に凝縮され、そして好ましくは16〜71℃の温度下、及び3.5 MPa〜17.3 MPaの圧力下で稼動する低温、高圧分離器へと導入される。この低温、高圧分離器から水素リッチガスストリームが回収される。好ましくは、このストリームは分離器内で吸着剤によって吸着され、硫化水素が除去される。この結果生成された、硫化水素濃度の低下した水素リッチガスストリームは圧縮され、そして水素化脱硫ゾーン及び高温、高圧ストリッパへと再循環される。補給水素は、所望の圧力を維持し、水素化脱硫及び水素化分解反応ゾーンへ反応物質を供給するために必要な任意の場所へと導入される。
また低温、高圧分離器から、液体炭化水素系ストリームが回収され、そして好ましくは分別処理によって分別され、通常ガス状炭化水素、ナフサ沸点範囲炭化水素、及び中間留分沸点範囲炭化水素が生成される。前記水素化分解反応ゾーンは、好ましくは、ナフサ沸点範囲炭化水素の大部分を生成できるように操作される。
硫黄濃度の低下した、気体炭化水素系ストリームよりも高い沸点範囲を有する液体炭化水素系ストリームは、好ましい実施の形態で高温、高圧ストリッパから回収され、そして好ましくは分別処理によって分別され、流動式接触分解ユニットにとって理想的且つ好ましい候補材となる炭化水素系ストリームが生成される。
ここで図面を参照すると、軽質サイクル油及び減圧軽油を含む供給原料がライン1を経由して本プロセスへと導入され、ライン19を経由して供給される水素リッチリサイクルガスと混合される。この生成された混合物はライン2を経由して移送され、水素化脱硫反応ゾーン3へと導入される。水素化脱硫反応ゾーン3で生成された流出物はライン4を経由して搬送され、高温、高圧ストリッパ5へと導入される。この高温、高圧ストリッパ5から、気体炭化水素系ストリームがライン6を経由して回収され、水素化分解反応ゾーン7へと導入される。この水素化分解反応ゾーン7で水素化分解された生成流出物はライン8を経由して回収され、熱交換器9へと導入される。そして、熱交換器9で冷却され、部分的に凝縮された炭化水素系ストリームが熱交換器9からライン10を経由して回収され、低温、高圧分離器11へと導入される。この低温、高圧分離器11から、水素リッチガスストリームがライン12を経由して回収され、吸着ゾーン13へと導入され、ライン14によって供給される希薄吸着液と接触し、硫化水素が除去される。この吸着ゾーン13から、リッチ吸着液がライン15を経由して除去、回収される。この吸着ゾーン13から、硫化水素濃度の低下した水素リッチガスストリームがライン16を経由して回収され、ライン29によって供給される水素補給ストリームと混合され、そしてこの生成された混合物はライン30を経由して搬送され、コンプレッサ17へと導入される。このコンプレッサ17から、圧縮された水素リッチガスストリームがライン18を経由して回収され、その第1部分がライン19を経由して搬送され、そしてライン19及び2を経由して水素化脱硫反応ゾーン3へと導入される。この圧縮された水素リッチガスストリームの第2部分はライン20を経由して搬送され、高温、高圧ストリッパ5へと導入される。また低温、高圧分離器11から液体炭化水素系ストリームがライン22を経由して回収され、ライン22及び23を経由して分別ゾーン24へと導入される。また液体炭化水素系ストリームは、高温、高圧ストリッパ5からもライン21を経由して回収され、ライン21及び23を経由して分別ゾーン24へと導入される。この分別ゾーン24から、通常ガス状炭化水素ストリームがライン25を経由して除去、回収される。またこの分別ゾーン24から、ナフサ沸点範囲炭化水素ストリームがライン26を経由して除去、回収される。またこの分別ゾーン24から、中間留分炭化水素ストリームがライン27を経由して除去、回収される。そしてまた、この分別ゾーン24から、重質留分炭化水素ストリームがライン28を経由して除去、回収される。
前述の説明及び図面は、本発明のプロセスに包含される長所、及びその利用によって提供される利点を明確に表している。
本発明の好ましい実施の形態の簡略化したプロセスフロー図である。この図面は、本発明の概略的例示をその目的としたものであって、本発明の制限を目的としたものではない。
符号の説明
1 炭化水素系供給原料(供給原料)
3 水素化脱硫反応ゾーン(水素化脱硫ゾーン)
5 分離ゾーン(高温、高圧ストリッパ)
7 水素化分解反応ゾーン(水素化分解ゾーン)
9 熱交換器
11 低温、高圧分離器
13 吸着ゾーン
17 コンプレッサ
24 分別ゾーン

Claims (8)

  1. 炭化水素系供給原料の転化のためのプロセスであって、前記プロセスが、
    (a)軽質サイクル油及び減圧軽油から成る炭化水素系供給原料(1)を水素化脱硫反応ゾーン(3)内で反応させ、硫黄濃度の低下した炭化水素系ストリーム(4)を生成するステップと、
    (b)硫黄濃度の低下した炭化水素系ストリームの少なくとも一部を分離ゾーン(5)へと導入し、気体炭化水素系ストリーム(6)、及び硫黄濃度の低下した、この気体炭化水素系ストリームよりも高い沸点範囲を有する液体炭化水素系ストリーム(21)を生成するステップと、
    (c)前記気体炭化水素系ストリーム(6)の少なくとも一部を、水素化分解触媒を含んだ水素化分解反応ゾーン(7)へと導入し、ナフサ沸点範囲炭化水素から成る流出物ストリーム(8)を生成するステップと、
    (d)前記流出物ストリーム(8)を熱交換器(9)で冷却して部分的に凝縮された炭化水素系ストリーム(10)として回収したうえ低温、高圧分離器(11)へと導入し、水素リッチガスストリーム(12)を生成するステップと、そして
    (e)前記低温、高圧分離器(11)から分離された液体炭化水素系ストリーム(22)と前記液体炭化水素系ストリーム(21)を分別ゾーン(24)へと導入し、少なくともナフサ沸点範囲炭化水素ストリーム(26)、及び中間留分炭化水素ストリーム(27)を生成するステップとによって構成されることを特徴とするプロセス。
  2. 前記水素化脱硫反応ゾーン(3)が、204℃〜482℃の温度、3.5 MPa〜17.3 MPaの圧力、及び0.1 hr-1〜10 hr-1の液空間速度の条件下で稼動することを特徴とする請求項1記載のプロセス。
  3. ステップ(b)で生成された前記気体炭化水素系ストリーム(6)が10℃〜510℃の範囲で沸騰することを特徴とする請求項1記載のプロセス。
  4. 前記水素化分解反応ゾーン(7)が、232℃〜468℃の温度、及び3.5 MPa〜17.3 MPaの圧力下で稼動することを特徴とする請求項1記載のプロセス。
  5. 前記軽質サイクル油が149℃〜371℃の範囲で沸騰することを特徴とする請求項1記載のプロセス。
  6. 前記減圧軽油が315℃〜565℃の範囲で沸騰することを特徴とする請求項1記載のプロセス。
  7. ステップ(b)の前記分離ゾーン(5)が高温、高圧ストリッパであることを特徴とする請求項1記載のプロセス。
  8. 前記高温、高圧ストリッパ(5)が、149℃〜399℃の温度、3.5 MPa〜17.3 MPaの圧力下で稼動することを特徴とする請求項7記載のプロセス。
JP2007545491A 2004-12-08 2005-11-17 炭化水素転化プロセス Expired - Fee Related JP4929183B2 (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/007,469 US7682500B2 (en) 2004-12-08 2004-12-08 Hydrocarbon conversion process
US11/007,469 2004-12-08
PCT/US2005/041521 WO2006062712A2 (en) 2004-12-08 2005-11-17 Hydrocarbon conversion process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2008523207A JP2008523207A (ja) 2008-07-03
JP4929183B2 true JP4929183B2 (ja) 2012-05-09

Family

ID=36573004

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2007545491A Expired - Fee Related JP4929183B2 (ja) 2004-12-08 2005-11-17 炭化水素転化プロセス

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7682500B2 (ja)
EP (1) EP1819801A4 (ja)
JP (1) JP4929183B2 (ja)
KR (2) KR20130079652A (ja)
CN (1) CN101072850B (ja)
WO (1) WO2006062712A2 (ja)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101448920B (zh) 2006-05-23 2013-03-13 日本能源株式会社 烃馏分的制造方法
US7906013B2 (en) 2006-12-29 2011-03-15 Uop Llc Hydrocarbon conversion process
US7794588B2 (en) * 2007-10-15 2010-09-14 Uop Llc Hydrocarbon conversion process to decrease polyaromatics
US8008534B2 (en) * 2008-06-30 2011-08-30 Uop Llc Liquid phase hydroprocessing with temperature management
US8999141B2 (en) * 2008-06-30 2015-04-07 Uop Llc Three-phase hydroprocessing without a recycle gas compressor
US9279087B2 (en) * 2008-06-30 2016-03-08 Uop Llc Multi-staged hydroprocessing process and system
US8518241B2 (en) * 2009-06-30 2013-08-27 Uop Llc Method for multi-staged hydroprocessing
US8221706B2 (en) * 2009-06-30 2012-07-17 Uop Llc Apparatus for multi-staged hydroprocessing
WO2013016660A1 (en) * 2011-07-27 2013-01-31 Saudi Arabian Oil Company Fluidized catalytic cracking of paraffinic naphtha in a downflow reactor
US9228138B2 (en) 2014-04-09 2016-01-05 Uop Llc Process and apparatus for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons
US9243195B2 (en) 2014-04-09 2016-01-26 Uop Llc Process and apparatus for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons
US9394496B2 (en) 2014-04-09 2016-07-19 Uop Llc Process for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons
US9422487B2 (en) 2014-04-09 2016-08-23 Uop Llc Process for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons
US9399742B2 (en) 2014-04-09 2016-07-26 Uop Llc Process for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons
US9732290B2 (en) 2015-03-10 2017-08-15 Uop Llc Process and apparatus for cracking hydrocarbons with recycled catalyst to produce additional distillate
US9567537B2 (en) 2015-03-10 2017-02-14 Uop Llc Process and apparatus for producing and recycling cracked hydrocarbons
US9783749B2 (en) 2015-03-10 2017-10-10 Uop Llc Process and apparatus for cracking hydrocarbons with recycled catalyst to produce additional distillate
US9777229B2 (en) 2015-03-10 2017-10-03 Uop Llc Process and apparatus for hydroprocessing and cracking hydrocarbons
US9809766B2 (en) 2015-03-10 2017-11-07 Uop Llc Process and apparatus for producing and recycling cracked hydrocarbons
US9890338B2 (en) 2015-03-10 2018-02-13 Uop Llc Process and apparatus for hydroprocessing and cracking hydrocarbons
EP3294841B1 (en) 2015-05-12 2022-07-13 Ergon, Inc. Process for production of high performance process oil based on distilled aromatic extracts
RU2726612C2 (ru) 2015-05-12 2020-07-15 Эргон, Инк. Технологическое масло с высокими эксплуатационными характеристиками
JP6186486B1 (ja) * 2016-11-02 2017-08-23 新和産業株式会社 機能シート
EP3995559A1 (en) * 2020-11-05 2022-05-11 Indian Oil Corporation Limited Simultaneous processing of catalytic and thermally cracked middle distillate for petrochemical feedstock

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61129042A (ja) * 1984-11-20 1986-06-17 ユニオン・オイル・コンパニー・オブ・カリフオルニア ゼオライト含量を低減した水素化分解触媒
JPH03170598A (ja) * 1989-11-08 1991-07-24 Mobil Oil Corp 軽質環式油からガソリンおよび留出油燃料を製造する方法
JPH06161072A (ja) * 1992-11-24 1994-06-07 Konica Corp ハロゲン化銀写真感光材料用自動現像機
JPH06192663A (ja) * 1992-12-25 1994-07-12 Idemitsu Kosan Co Ltd 減圧軽油の水素化処理方法
JPH07300591A (ja) * 1994-03-09 1995-11-14 Koa Oil Co Ltd 軽質ガスオイル基材の製造方法
JP2000109857A (ja) * 1998-09-29 2000-04-18 Uop Llc 水素化処理及び水素化分解一体化法

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3260663A (en) 1963-07-15 1966-07-12 Union Oil Co Multi-stage hydrocracking process
US3328290A (en) * 1965-03-30 1967-06-27 Standard Oil Co Two-stage process for the hydrocracking of hydrocarbon oils in which the feed oil ispretreated in the first stage
DE1619479A1 (de) * 1966-06-10 1971-07-15 Bayer Ag Verfahren zum Faerben vollsynthetischer und halbsynthetischer Fasermaterialien
US3668112A (en) 1968-12-06 1972-06-06 Texaco Inc Hydrodesulfurization process
US3583902A (en) 1969-05-06 1971-06-08 Atlantic Richfield Co Two-stage conversion process
US4713167A (en) * 1986-06-20 1987-12-15 Uop Inc. Multiple single-stage hydrocracking process
US5865988A (en) * 1995-07-07 1999-02-02 Mobil Oil Corporation Hydrocarbon upgrading process
US6224747B1 (en) * 1998-03-14 2001-05-01 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking and hydrotreating
US6096191A (en) 1998-10-28 2000-08-01 Uop Llc Process for hydrocracking a hydrocarbonaceous feedstock
US6315889B1 (en) 1999-10-21 2001-11-13 Uop Llc Low conversion once-through hydrocracking process
US6514403B1 (en) * 2000-04-20 2003-02-04 Abb Lummus Global Inc. Hydrocracking of vacuum gas and other oils using a cocurrent/countercurrent reaction system and a post-treatment reactive distillation system
US6547956B1 (en) * 2000-04-20 2003-04-15 Abb Lummus Global Inc. Hydrocracking of vacuum gas and other oils using a post-treatment reactive distillation system
US6596155B1 (en) * 2000-09-26 2003-07-22 Uop Llc Hydrocracking process
US6451197B1 (en) * 2001-02-13 2002-09-17 Uop Llc Process for hydrocracking a hydrocarbonaceous feedstock
US6638418B1 (en) * 2001-11-07 2003-10-28 Uop Llc Dual recycle hydrocracking process
US6787025B2 (en) * 2001-12-17 2004-09-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range
US6702935B2 (en) * 2001-12-19 2004-03-09 Chevron U.S.A. Inc. Hydrocracking process to maximize diesel with improved aromatic saturation
US7005057B1 (en) * 2002-09-05 2006-02-28 Uop Llc Hydrocracking process for the production of ultra low sulfur diesel

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61129042A (ja) * 1984-11-20 1986-06-17 ユニオン・オイル・コンパニー・オブ・カリフオルニア ゼオライト含量を低減した水素化分解触媒
JPH03170598A (ja) * 1989-11-08 1991-07-24 Mobil Oil Corp 軽質環式油からガソリンおよび留出油燃料を製造する方法
JPH06161072A (ja) * 1992-11-24 1994-06-07 Konica Corp ハロゲン化銀写真感光材料用自動現像機
JPH06192663A (ja) * 1992-12-25 1994-07-12 Idemitsu Kosan Co Ltd 減圧軽油の水素化処理方法
JPH07300591A (ja) * 1994-03-09 1995-11-14 Koa Oil Co Ltd 軽質ガスオイル基材の製造方法
JP2000109857A (ja) * 1998-09-29 2000-04-18 Uop Llc 水素化処理及び水素化分解一体化法

Also Published As

Publication number Publication date
KR20070086788A (ko) 2007-08-27
US20060118464A1 (en) 2006-06-08
WO2006062712A3 (en) 2006-08-17
KR20130079652A (ko) 2013-07-10
US7682500B2 (en) 2010-03-23
CN101072850B (zh) 2011-06-08
JP2008523207A (ja) 2008-07-03
CN101072850A (zh) 2007-11-14
EP1819801A2 (en) 2007-08-22
WO2006062712A2 (en) 2006-06-15
EP1819801A4 (en) 2009-03-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4929183B2 (ja) 炭化水素転化プロセス
RU2470989C2 (ru) Способ гидрокрекинга
US7074321B1 (en) Combination hydrocracking process for the production of low sulfur motor fuels
US7547386B1 (en) Integrated process by hydroprocessing multiple feeds
US7470357B1 (en) Hydrocarbon conversion process
US7837860B1 (en) Process for the production of low sulfur diesel and high octane naphtha
RU2405024C2 (ru) Способ гидрокрекинга
US7470358B1 (en) Integrated process for the production of low sulfur diesel
CA2569348C (en) An integrated process for the production of low sulfur diesel
US7094332B1 (en) Integrated process for the production of ultra low sulfur diesel and low sulfur fuel oil
US7842180B1 (en) Hydrocracking process
JP4649068B2 (ja) 2原料油の同時水素処理方法
RU2531592C1 (ru) Способ для производства дизельного топлива и установка для его осуществления
RU2412977C2 (ru) Комбинированный способ производства сверхнизкосернистого дизельного топлива и низкосернистого котельного топлива
WO2002034866A1 (en) A method to produce lube basestock
RU2402594C1 (ru) Способ десульфуризации углеводородов
EP1752511B1 (en) A hydrocracking process for the production of ultra low sulfur diesel
JP4886338B2 (ja) ワックスの水素化分解方法及び燃料基材の製造方法
JP4778816B2 (ja) 水素化処理方法
JP5249630B2 (ja) 低硫黄ディーゼルと高オクタン価ナフサを製造する方法
CA2525650C (en) A hydrocracking process for the production of ultra low sulfur diesel
RU2454450C2 (ru) Способ получения низкосернистого дизельного топлива и высокооктановой нафты
CN1912064B (zh) 生产超低硫柴油的加氢裂化方法
EP1456327A1 (en) A method to produce lube basestock
CA2630755C (en) Process for the production of low sulfur diesel and high octane naphtha

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20081111

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20110705

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20110706

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20111004

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20111012

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20111102

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20111110

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20111201

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20111208

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20111227

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: 20120131

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20120213

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150217

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 4929183

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees