KR102136854B1 - 석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정 - Google Patents

석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정 Download PDF

Info

Publication number
KR102136854B1
KR102136854B1 KR1020147029260A KR20147029260A KR102136854B1 KR 102136854 B1 KR102136854 B1 KR 102136854B1 KR 1020147029260 A KR1020147029260 A KR 1020147029260A KR 20147029260 A KR20147029260 A KR 20147029260A KR 102136854 B1 KR102136854 B1 KR 102136854B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
zone
outlet
vapor
liquid
inlet
Prior art date
Application number
KR1020147029260A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20150010712A (ko
Inventor
에삼 세이드
라힐 샤피
압둘 라흐만 자퍼 아크라스
압데누어 보우란
이브라힘 에이. 아바
Original Assignee
사우디 아라비안 오일 컴퍼니
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 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 filed Critical 사우디 아라비안 오일 컴퍼니
Publication of KR20150010712A publication Critical patent/KR20150010712A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102136854B1 publication Critical patent/KR102136854B1/ko

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
    • 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
    • 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
    • C10G49/007Treatment 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 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • 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
    • 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
    • C10G67/10Treatment 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 alkaline treatment as the refining step in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G69/00Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/06Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/14Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils in pipes or coils with or without auxiliary means, e.g. digesters, soaking drums, expansion means
    • C10G9/16Preventing or removing incrustation
    • 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
    • C10G2400/20C2-C4 olefins
    • 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
    • C10G2400/22Higher olefins
    • 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
    • C10G2400/30Aromatics

Abstract

원유 공급원료로부터 올레핀 및 방향족 화합물 석유화학제품의 생산을 위한 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 방법이 제공된다. 원유, 스팀 열분해 잔사유 액체 분획 및 슬러리 잔사유는 증가된 수소 함량을 갖는 유출물을 생성하는데 효과적인 조건 하에서 수소의 존재 하에 수소화공정 구역 속에서 결합하고 처리된다. 유출물은 혼합 생성물 스트림 및 스팀 열분해 잔사유 액체 분획을 생성하는데 효과적인 조건 하에 스팀에 의하여 열적으로 크래킹된다. 혼합된 생성물 스트림은 분리되고 올레핀 및 방향족 화합물은 회수되고 수소는 정제되어 재순환된다.

Description

석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정{INTEGRATED SLURRY HYDROPROCESSING AND STEAM PYROLYSIS OF CRUDE OIL TO PRODUCE PETROCHEMICALS}
본 출원은 본원에 참조로 포함된, 2012년 3월 20일자로 출원된 미국 가특허원 제61/613,272호 및 2013년 3월 14일자로 출원된 제61/785,932호의 우선권의 이익을 주장한다.
본 발명은 원유를 포함하는, 공급물로부터 경질 올레핀 및 방향족 화합물과 같은 석유화학제품을 생산하기 위한 통합된 슬러리 수소화공정(hydroprocessing) 및 스팀 열분해 방법에 관한 것이다.
저급 올레핀(즉, 에틸렌, 프로필렌, 부틸렌 및 부타디엔) 및 방향족 화합물(즉, 벤젠, 톨루엔 및 크실렌)은 석유화학 및 화학산업에서 광범위하게 사용된 기본적인 중간물질이다. 열 크래킹, 또는 스팀 열분해는 전형적으로 스팀의 존재 하에서, 그리고 산소의 부재 하에서, 이들 물질을 형성시키기 위한 공정의 주요 유형이다. 스팀 열분해를 위한 공급원료는 나프타, 케로센 및 가스 오일과 같은 석유 가스 및 증류물을 포함할 수 있다. 이들 공급원료의 이용가능성은 일반적으로 제한되어 있으며 원유 정제 시 비용이 많이 들고 에너지-집약적인 공정 단계를 필요로 한다.
스팀 열분해 반응기용 공급원료로서 중질 탄화수소를 사용하는 연구가 수행되어 왔다. 통상의 중질 탄화수소 열분해 가동에 있어서 주요 단점은 코크스(coke) 형성이다. 예를 들어, 중질 액체 탄화수소를 위한 스팀 크래킹 공정은 미국 특허 제4,217,204호에 기재되어 있으며, 여기서 용융된 염의 미스트(mist)는 코크스 형성을 최소화하기 위한 노력으로 스팀 크래킹 반응 구역내로 도입된다. 콘라드슨(Conradson) 탄소 잔사유(residue)가 3.1 중량%인 아라비아산 경질 원유를 사용하는 하나의 예에서, 크래킹 장치는 용융된 염의 존재 하에서 624시간 동안 조작을 지속할 수 있었다. 용융된 염을 첨가하지 않는 비교 실시예에서, 스팀 크래킹 반응기는 반응기내 코크스의 형성으로 인해 5시간 직후 막히면서 조작이 불가능해졌다.
또한, 스팀 열분해 반응기용 공급원료로서 중질 탄화수소를 사용한 올레핀 및 방향족 화합물의 수율 및 분포는 경질 탄화수소 공급원료를 사용하는 것들과는 상이하다. 중질 탄화수소는 보다 높은 광산국 상관 지수(Bureau of Mines Correlation Index: BMCI)로 나타낸 바와 같이, 경질 탄화수소보다 방향족 화합물 함량이 더 높다. BMCI는 공급원료의 방향족성(aromaticity)의 척도이며 다음과 같이 계산한다:
BMCI = 87552/VAPB + 473.5 * (sp. gr.)-456.8 (1)
여기서:
VAPB는 랜킨 온도(degrees Rankine)에서 용적 평균 비등점(Volume Average Boiling Point)이고,
sp. gr.은 공급원료의 비중이다.
BMCI가 감소함에 따라, 에틸렌 수율은 증가하는 것으로 예측된다. 따라서, 고급 파라핀성 또는 저급 방향족 화합물 원료가 원하는 올레핀의 보다 높은 수율을 수득하고 반응기 코일 구획 내에서 보다 많은 원하지 않은 생성물 및 코크스 형성을 피하기 위한 스팀 열분해용으로 일반적으로 바람직하다.
스팀 크래커 속에서 절대 코크스 형성율은 문헌[참조: Cai et al., "Coke Formation in Steam Crackers for Ethylene Production", Chem. Eng. & Proc., vol. 41, (2002), 199-214]에 보고되어 왔다. 일반적으로, 절대 코크스 형성율은 올레핀 > 방향족 화합물 > 파라핀의 오름차순이며, 여기서 올레핀은 중질 올레핀을 나타낸다.
이들 석유화학제품의 증가하는 요구에 부응할 수 있도록 하기 위해, 가공되지 않은 원유와 같이, 다량으로 이용가능하도록 할 수 있는 다른 유형의 공급물은 생성자에게 매력적이다. 원유 공급물의 사용은 이들의 석유화학제품의 생산 시 장애물 (bottleneck)이 되는 정제의 가능성을 최소화하거나 제거하는 것이다.
본원의 시스템 및 공정은 원유 공급원료를 포함하는 공급원료의 직접적인 처리를 허용함으로써 올레핀 및 방향족 화합물을 포함하는 석유화학제품을 생산하는 및 슬러리 수소화공정 구역과 함께 통합된 스팀 열분해 구역을 제공한다.
원유 공급원료로부터 올레핀 및 방향족 석유화학제품을 생산하기 위한 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 방법이 제공된다. 원유, 스팀 열분해 잔사유 액체 분획 및 슬러리 잔사유는 증가된 수소 함량을 갖는 유출물을 생성하기 위한 효과적인 조건 하에 수소의 존재 하에서 수소화공정 구역에서 결합되고 처리된다. 유출물은 혼합된 생성물 스크림과 스팀 열분해 잔사유 액체 분획을 생성하기 위하여 효과적인 조건 하에서 스팀에 의하여 열적으로 크래킹된다. 혼합된 생성물 스트림은 분리되고, 올레핀과 방향족 화합물은 회수되고 수소는 정제되어 재순환된다.
본원에 사용된 것으로서, 용어 "원유"는 일부 전-처리를 겪은 원유를 포함하는, 통상의 공급원으로부터의 전체 원유를 포함하는 것으로 이해되어야 한다. 용어 원유는 또한 수-유 분리(water-oil separation); 및/또는 가스-유 분리(gas-oil separation); 및/또는 탈염(desalting); 및/또는 안정화에 적용된 것을 포함하는 것으로 이해될 것이다.
본 발명의 공정의 다른 국면, 구현예, 및 장점은 하기에 상세히 논의된다. 또한, 앞서의 정보 및 다음의 상세한 설명 둘 다는 각종 국면 및 구현예의 예를 단순히 예시하는 것이며, 특허청구된 특징 및 구현예의 성질 및 특성을 이해하기 위한 개관 또는 체계를 제공하는 것으로 의도된다. 첨부된 도면은 설명하기 위한 것이며 본 발명의 공정의 다양한 국면 및 구현예의 추가의 이해를 위해 제공된다.
본 발명은 하기에 보다 상세하게 그리고 첨부된 도면을 참조로 기술될 것이며, 여기서:
도 1은 본원에 기술된 통합 공정의 구현예의 공정 흐름도이고;
도 2a 내지 도 2c는 본원에 기술된 통합 공정의 특정의 구현예에서 사용된 증기-액체 분리 장치의 사시도, 평면도 및 측면도를 개략적으로 나타낸 것이며; 그리고
도 3a 내지 3c는 본원에 기술된 통합 공정의 특정의 구현예에서 사용된 플래시 용기(flash vessel) 속에서 증기-액체 분리 장치의 단면도, 확대된 단면도 및 평면 단면도를 개략적으로 나타낸 것이다.
통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정을 포함하는 공정 흐름도는 도 1에 나타낸다. 통합된 시스템은 슬러리 수소화공정 구역, 스팀 열분해 구역 및 생성물 분리 구역을 일반적으로 포함한다.
공급물(1), 스팀 열분해 생성물 스트림으로부터 재순환되는 수소 스트림(2), 슬러리 수소화공정 구역(4)로부터의 슬러리 미전환된 잔사유 스트림(17), 증기-액체 분리 구역(36)으로부터의 잔사유 액체 분획(38) 및 생성물 분리 구역(70)으로부터의 열분해 원료유 스트림(72)을 수용하기 위한 하나 이상의 유입구를 포함하는 배합 구역(18)이 제공된다. 배합 구역(18)은 혼합 스트림(19)을 배출하기 위한 유출구을 추가로 포함한다.
슬러리 수소화공정 구역(4)은 혼합 스트림(19) 및 필요에 따라 보급된(make-up) 수소(미도시됨)을 수용하기 위한 유입구를 포함한다. 슬러리 수소화공정 구역(4)은 수소화공정처리된 유출물(10a)을 배출하기 위한 유출구를 추가로 포함한다.
스팀 열분해 구역(30)은 당해 분야에 공지된 스팀 열분해 장치 조작을 기준으로 조작할 수 있는, 즉, 열 크래킹 공급물을 스팀의 존재 하에서 대류 구획으로 충전하는 대류 구획(32) 및 열분해 구획(34)을 일반적으로 포함한다.
특정의 구현예에서, 증기-액체 분리 구역(36)은 구획(32)와 구획(34) 사이에 포함된다. 대류 구획(32)로부터 가열된 크래킹 공급물이 통과하여 분획화되는, 증기-액체 분리 구역(36)은 플래시 분리 장치, 증기 및 액체의 물리적 또는 기계적 분리를 기본으로 하는 분리 장치, 또는 이들 유형의 장치 중의 적어도 하나를 포함하는 조합일 수 있다.
추가의 구현예에서, 증기-액체 분리 구역(20)은 구획(32)의 상부 스트림 속에 포함된다. 스트림(10a)는 플래시 분리 장치, 증기와 액체의 물리적 또는 기계적 분리를 기본으로 하는 분리 장치, 또는 이들 유형의 장치 중의 적어도 하나를 포함하는 조합일 수 있는, 증기-액체 분리 구역(20) 속에서 기상 및 액상으로 분획화된다.
유용한 증기-액체 분리 장치는 도 2a 내지 도 2c 및 도 3a 내지 도 3c에 의해, 그리고 이를 참조로 나타낸다. 증기-액체 분리 장치의 유사한 배열은, 이의 전문이 본원에 참조로 포함된 미국 특허 공보 제2011/0247500호에 기술되어 있다. 당해 장치 속에서 증기 및 액체가 사이클론 기하학(cyclonic geometry)으로 통과하여 유동하며, 이에 의해 당해 장치는 등온적으로 그리고 매우 낮은 체류 시간(특정의 구현예에서 10초 미만), 및 비교적 저압 강하(특정의 구현예에서 0.5 bar 미만)로 조작한다. 일반적으로 증기는 원형 패턴으로 소용돌이쳐서(swirl) 힘을 생성하며, 여기서 무거운 작은 방울 및 액체는 포획되어 배합 구역(18)으로 재순환될 수 있는 액체 잔사유로서 액체 유출구를 통해 보내지며, 증기는 열분해 구획(34)에 대한 충전물(37)로서 증기 유출구를 통해 보내진다. 증기-액체 분리 장치(18)가 제공되는 구현예에서, 액상(19)은 잔사유로서 배출되며 배합 구역(18)으로 재순환될 수 있으며, 그리고 기상은 대류 구획(32)에 대한 충전물(10)이다. 기화 온도 및 유체 속도는 예를 들면, 특정의 구현예에서 잔사유 연료유 배합물과 혼화성인 대략적인 온도 구분점(cutoff point), 예를 들면, 약 540℃를 조절하기 위해 변한다. 증기 부위는, 예를 들면, 약 350℃ 내지 약 600℃의 범위 내에서 스트림(10a)의 비등점에 상응하는 초기 비등점 및 최종 비등점을 가질 수 있다.
퀀칭 구역(quenching zone)(40)은 또한 스팀 열분해 구역(30)의 통합된 하부스트림이며, 혼합 생성물 스트림(39)를 수용하기 위한 스팀 열분해 구역(30)의 유출구와 유체 전달하는 유입구, 퀀칭 용액(42)를 수용하기 위한 유입구, 퀀칭된 혼합 생성물 스트림(44)을 분리 구역으로 배출하기 위한 유출구 및 퀀칭 용액(46)을 배출하기 위한 유출구를 포함한다.
일반적으로, 중간물질 퀀칭된 혼합 생성물 스트림(44)은 중간물질 생성물 스트림(65) 및 수소(62)로 전환되다. 회수된 수소는 수소화공정 반응 구역 속에서 정제되어 재순환 수소 스트림(2)으로 사용된다. 중간물질 생성물 스트림(65)은 일반적으로, 당해 분야의 통상의 기술자에게 공지된 바와 같이 탈-에탄흡수기(de-ethanizer), 탈-프로판흡수기(de-propanizer), 및 탈-부탄흡수기(de-butanizer) 탑(tower)을 포함하는 다수의 분별탑과 같은, 하나 또는 다수의 분리 장치일 수 있는, 분리 구역(70) 속에서 최종-생성물 및 잔사유로 분별된다. 예를 들면, 적합한 장치는 본원에 참조로 포함된, 문헌(참조: "Ethylene," Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, Volume 12, Pages 531-581, 특히 도 24, 도 25 및 도 26)에 기술되어 있다.
생성물 분리 구역(70)은 생성물 스트림(65)과 유체 전달하며 메탄을 배출하기 위한 유출구(78), 에틸렌을 배출하기 위한 유출구(77), 프로필렌을 배출하기 위한 유출구(76), 부타디엔을 배출하기 위한 유출구(75), 혼합 부틸렌을 배출하기 위한 유출구(74), 및 열분해 가솔린을 배출하기 위한 유출구(73)를 포함하는 다수의 생성물(73) 내지 (78)을 포함한다. 또한, 열분해 연료유(71)는 예를 들면, 현장외 정제공장(off-site refinery)에서 추가로 가공될 저 황 연료 오일 블렌드로서 회수된다. 배출된 열분해 연료유의 일부(72)는 배합 구역(18)(파선으로 나타냄)으로 충전될 수 있다. 6개의 생성물 유출구가 수소 재순환 유출구 및 하부 유출구와 함께 나타나 있지만, 예를 들면 사용된 분리 장치의 배열 및 수율과 분포 요건에 따라서 보다 적게 또는 많게 제공될 수 있음에 주목한다.
슬러리 수소화공정 구역(4)은 비교하여 낮은 수치의 잔사유 또는 하부물질(예를 들면, 통상적으로 진공 증류탑 또는 상온 증류탑으로부터, 그리고 스팀 열분해 구역(30)으로부터 현재 시스템에서)을 상대적으로 낮은 분자량 탄화수소 가스, 나프타, 및 경질과 중질 가스오일로 전환하는 현존하거나 개선된(즉, 아직은 개발되고 있는) 슬러리 수소화공정 조작을 포함할 수 있다.
슬러리 층 반응기 장치 조작은 균일하게 효과적으로 분산되고 매질에서 유지될 수 있는 매우 작은 평균 치수를 갖는 촉매 입자의 존재에 의하여 특징지어지며, 이로써 수소화 공정은 반응기의 용적을 통하여 효과적이고 순간적이 된다. 슬러리 상 수소화공정은 상대적으로 높은 온도(400 ℃ - 500 ℃) 및 높은 압력(100 bars - 230 bars)에서 조작된다. 이러한 공정의 엄격성 때문에, 비교적 높은 전환율이 달성될 수 있다. 촉매는 균일이거나 비균일할 수 있고 높은 엄격성 조건에서 작용될 수 있도록 설계된다. 메카니즘은 열적 크래킹 공정이며 자유 라디칼 형성에 기초한다. 형성된 자유 라디칼은 촉매의 존재 하에서 수소에 의하여 안정됨으로써, 코크스 형성을 방지하게 된다. 촉매는 크래킹 전에 중질 공급원료의 부분적 수소화를 용이하게 함으로써 장쇄 화합물의 형성을 감소시킨다.
슬러리 수소화크래킹 공정에서 사용되는 촉매는 작은 입자일 수 있거나 오일 용해성 전구체로서, 일반적으로는 반응 동안에 또는 전처리 단계에서 형성되는 금속 황화물의 형태로 도입될 수 있다. 분산된 촉매을 구성하는 금속은 일반적으로 하나 이상의 전이 금속이며, 이들은 Mo, W, Ni, Co 및/또는 Ru로부터 선택될 수 있다. 몰리브늄 및 텅스텐이 특히 바람직한데, 그 이유는 이들의 성능이 바나듐 또는 철 보다 우수하기 때문이며, 이는 바꾸어 말해 니켈, 코발트 또는 루테늄 보다 더 바람직하다. 촉매는 저농도로, 예를 들면 한번 통과 방식(once-through arrangement)에서 백만당 수백 부(ppm)로서 사용될 수 있지만, 이들 조건 하에서 중질 생성물의 등급상향에서 특히 효과적이지 않다. 더 좋은 제품 품질을 얻기 위해서, 촉매는 고농도로 사용되며, 이는 공정을 충분하게 경제성이 있도록 하기 위하여 촉매을 순환시킬 필요가 있다. 촉매는 침전(settling), 원심분리(centrifugation) 또는 여과(filtration)와 같은 방법에 의하여 회수될 수 있다.
일반적으로, 슬러리 층 반응기는 이용되는 촉매의 형태에 따라 좌우되지만, 2- 또는 3-상 반응기일 수 있다. 이는 균일 촉매를 사용할 때 가스 및 액체의 2-상계일 수 있거나 작은 입자 비균일 촉매을 사용할 때 가스, 액체 및 고체의 3-상계일 수 있다. 가용성 액체 전구체 또는 작은 입자크기 촉매가 액체에서 촉매의 높은 분산을 허용하여 높은 전환율을 야기하는 촉매와 공급원료의 친밀한 접촉을 발생한다.
본원에서 시스템과 방법에서 슬러리 층 수소화공정 구역(4)을 위한 효과적인 공정 조건은 375와 450℃ 범위의 반응 온도 및 30과 180 bars 범위의 반응 압력을 포함한다. 적합한 촉매는 오일 용해성 촉매 전구체로부터 원위치에서 생성된 담지되지 않은 나노 크기 활성 입자를 포함하며, 예를 들면 황화물 형태로서 8족 금속(Co 또는 Ni) 및 6족 금속(Mo 또는 W)의 하나를 포함한다.
도 1에 나타낸 정렬을 사용하는 공정에서, 공급원료(1), 스팀 열분해 구역(30)의 증기-액체 분리 구획(36)으로부터의 잔사유(38) 또는 증기-액체 분리 장치(20)로부터의 잔사유(17), 슬러리 잔사유(17) 및 생성물 분리 구역(70)으로부터의 원료유(72)는 유효량의 수소(2)(필요에 따라 보급된 수소, 미도시됨)과 혼합된다. 혼합물(3)은 구역(18)에서 배합되고 배합된 성분들은 슬러리 수소화공정 구역(4)의 유입구로 충전되어 유출물(5)을 생성한다.
슬러리 수소화공정처리된 유출물(10a)은 분리 구역(20)에서 임의로 분별되거나 스트림(10)으로서 스팀 열분해 구역(30)으로 직접 통과된다. 슬러리 수소화공정 구역(4)로부터의 슬러리 수소화공정처리된 유출물(10a)는 공급물(1)과 비교하여 증가된 수소 함량을 포함한다. 특정의 구현예에서 하부 스트림(10a)는 스팀 열분해 구역(30)에 대한 공급물(10)이다. 추가의 구현예에서, 슬러리 수소화공정 구역(4)로부터의 하부(10a)는 분리 구역(18)로 보내지며, 여기서 배출된 증기 부위는 스팀 열분해 구역(30)에 대한 공급물(10)이다. 미전환된 슬러리 잔사유 스트림(17)은 추가적인 처리를 위하여 배합 구역(18)로 재순환된다. 분리 구역(20)은 플래시 용기, 증기와 액체의 물리적 또는 기계적 분리를 기준으로 한 분리 장치 또는 이들 유형의 장치 중 적어도 하나를 포함하는 조합과 같은 적합한 증기-액체 분리 장치 조작을 포함할 수 있다. 독립 장치(stand-alone device)로서 또는 플래시 용기의 유입구에 설치된 증기-액체 분리 장치의 특정의 구현예는 각각 도 2a 내지 2c 및 도 3a 내지 3c와 관련하여 본원에 기술되어 있다.
스팀 열분해 공급스트림(10)은 예를 들면, 스팀 유입구를 통해 수용된 유효량의 스팀의 존재 하에서 스팀 열분해 구역(30)의 대류 구획(32)의 유입구로 운반된다. 대류 구획(32)에서 혼합물은 예를 들면, 하나 이상의 폐열(waste heat) 스트림 또는 다른 적합한 가열 배열을 사용하여 소정의 온도로 가열한다. 특정의 구현예에서, 혼합물은 400℃ 내지 600℃의 범위의 온도로 가열되며 소정의 온도 이하의 비등점을 갖는 물질은 증발된다.
구획(32)로부터의 가열된 혼합물은 증기-액체 분리 구획(36)으로 임의로 넘어가며 분리된 증기 분획 및 잔사유 액체 분획(38)을 생성한다. 잔사유 액체 분획(38)은 다른 중질 공급물(예들 들면, 생성물 분리 구역(70)으로부터의 원료유(72)의 전부 또는 일부분 및/또는 중질 공급물의 다른 공급원)과 혼합하기 위한 배합 구역(18)으로 넘어가며, 추가적인 스팀과 함께 증기 분획은 승온, 예를 들면 800℃ 내지 900℃에서 조작하고, 열분해를 유발하는 열분해 구획(34)으로 넘어가서 혼합 생성물 스트림(39)을 생성한다.
스팀 열분해 구역(30)은 에틸렌, 프로필렌, 부타디엔, 혼합 부텐 및 열분해 가솔린을 포함하는 바람직한 생성물로 원료(10)를 크래킹하기에 효과적인 매개변수 하에서 조작시킨다. 특정의 구현예에서, 스팀 크래킹은 다음의 조건을 사용하여 수행한다: 대류 구획 및 열분해 구획 속에서 400℃ 내지 900℃의 범위의 온도; 대류 구획 속에서 0.3:1 내지 2:1의 범위의 스팀 대 탄화수소 비; 및 대류 구획내 및 열분해 구획 내에서 0.05초 내지 2초 범위의 체류 시간.
특정의 구현예에서, 증기-액체 분리 구역(36)은 도 2a 내지 2c에 나타낸 바와 같이 하나 또는 다수의 증기 액체 분리 장치(80)를 포함한다. 증기 액체 분리 장치(80)는 파워 또는 화학적 공급물을 필요로 하지 않으므로 조작하기에 경제적이며 유지가 자유롭다. 일반적으로, 장치(80)는 증기-액체 혼합물을 수용하기 위한 유입구(82), 분리된 기상 및 액상을 각각 배출하고 수집하기 위한 증기 유출구(84) 및 액체 유출구(86)를 포함하는 3개의 포트를 포함한다. 장치(80)은 도입되는 혼합물의 선 속도를 전체적인 유동 예비-회전 구획(flow pre-rotational section), 액체로부터 증기를 예비 분리하기 위한 조절된 원심분리 효과, 및 액체로부터 증기의 분리를 촉진하기 위한 사이클론 효과에 의해 회전 속도로 전환시킴을 포함하는 현상의 조합을 기본으로하여 조작한다. 이들 효과를 획득하기 위하여, 장치(80)은 예비-회전 구획(88), 조절 사이클론 수직 구획(90) 및 액체 수집기/침전 구획(92)을 포함한다.
도 2b에 나타낸 바와 같이, 예비 회전 구획(88)은 교차-구획(cross-section)(S1)과 교차-구획(S2) 사이에 조절된 예비-회전 요소, 및 교차-구획(S2)과 교차-구획(S3) 사이에 위치하면서 조절 사이클론 수직 구획(90)에 대해 연결 요소를 포함한다. 직경(D1)을 갖는 유입구(82)로부터 유입되는 증기 액체 혼합물은 교차-구획(S1)에서 장치에 접선적으로 도입된다. 유입되는 유동을 위한 출입 구획(entry section)(S1)의 면적은 다음 식에 따라 유입구(82)의 면적의 적어도 10%이다:
Figure 112014099370816-pct00001
(2)
예비-회전 요소(88)는 곡선 유동 통로를 규정하며, 유입구 교차-구획(S1)으로부터 유출구 교차-구획(S2)까지의 일정하거나, 감소하거나 증가하는 교차-구획을 특징으로 한다. 조절된 예비-회전 요소로부터의 유출구 교차-구획(S2)과 유입구 교차-구획(S1) 사이의 비는 특정의 구현예에서 0.7 ≤ S2/S1 ≤ 1.4의 범위이다.
혼합물의 회전 속도는 예비 회전 요소(88)의 중심선의 곡률 반경(R1)에 의존하며 여기서 중심 선은 예비-회전 요소(88)의 연속된 교차-구획 표면의 모든 중심점을 연결하는 곡선으로 정의한다. 특정의 구현예에서, 곡률반경(R1)은 2≤ R1/D1≤6의 범위이고 개구 각도(opening angle)는 150°≤αR1 ≤ 250°의 범위이다.
유입구 구획(S1)에서 교차-구획 형태는, 일반적으로 사각형으로 나타내지만, 직사각형, 둥근 직사각형, 원형, 타원형, 또는 다른 직선형, 곡선형 또는 앞서의 형태의 조합일 수 있다. 특정의 구현예에서, 유체가 통과하는 예비-회전 요소(88)의 곡선 경로에 따른 교차-구획의 형태는 예를 들면, 일반적으로 사각형으로부터 직사각형으로 점진적으로 변한다. 요소(88)의 교차-구획의 직사각형으로의 점진적인 변화는 개구 부위를 유리하게 최대화함으로써 가스가 액체 혼합물로부터 조기 단계에 분리되고 균일한 속도 프로파일이 획득되며 유체 유동에서의 전단 응력(shear stress)을 최소화하도록 한다.
교차-구획(S2)으로부터 조절된 예비-회전 요소(88)로부터의 유체 유동은 연결 요소를 통해 구획(S3)을 통과하여 조절 사이클론 수직 구획(90)으로 이동한다. 연결 요소는 조절 사이클론 수직 구획(90) 속에서 개방되어 유입구에 연결되거나, 이와 함께 통합된 개구 영역을 포함한다. 유체 유동은 조절 사이클론 수직 구획(90)으로 고 회전 속도에서 도입되어 사이클론 효과를 발생시킨다. 연결 요소 유출구 교차-구획(S3)과 유입구 교차-구획(S2) 사이의 비는 특정의 구현예에서 2≤S 3/S1≤5의 범위이다.
고 회전 속도에서 혼합물은 사이클론 수직 구획(90)에 도입된다. 운동 에너지는 감소하고 증기는 액체로부터 사이클론 효과 하에 분리한다. 사이클론은 사이클론 수직 구획(90)의 상부 수준(90a) 및 하부 수준(90b) 에서 형성한다. 상부 수준(90a)에서, 혼합물은 고 농도의 증기를 특징으로 하지만, 하부 수준(90b)에서 혼합물은 고 농도의 액체를 특징으로 한다.
특정의 구현예에서, 사이클론 수직 구획(90)의 내부 직경(D2)은 2 ≤ D2/D1 ≤5의 범위내이고 이의 높이에 따라 일정할 수 있으며, 상부 부위(90a)의 길이(LU)는 1.2≤LU/D2≤3이며, 하부 부위(90b)의 길이(LL)는 2≤LL/D2≤5의 범위이다.
증기 유출구(84)에 근접한 사이클론 수직 구획(90)의 말단은 부분적으로 개방 방출 라이저(open release riser)에 연결되어 스팀 열분해 장치(unit)의 열분해 구획에 연결된다. 부분적으로 개방 방출의 직경(DV)은 특정의 구현예에서 0.05≤DV/D2≤0.4의 범위이다.
따라서, 특정의 구현예에서, 유입되는 혼합물의 특성에 따라서, 이 속의 증기의 거대 용적 분획은 유출구(84)로부터 직경 DV를 갖는 부분 개방 방출 파이프를 통해 장치(80)을 빠져 나간다. 증기 농도가 낮거나 존재하지 않는 액상(예를 들면, 잔사유)는 교차-구획 영역(S4)을 갖는 사이클론 수직 구획(90)의 하부 부위를 통해 빠져 나가서 액체 수집기 및 침전 파이프(92) 속에 수집된다.
사이클론 수직 구획(90)과 액체 수집기 및 침전(settling) 파이프(92) 사이의 연결 부위는 특정의 구현예에서 90°의 각을 갖는다. 특정의 구현예에서 액체 수집기 및 침전 파이프(92)의 내부 직경은 2≤D3/D1≤4의 범위이고 파이프 길이를 따라 일정하며, 액체 수집기 및 침전 파이프(92)의 길이(LH)는 1.2≤LH/D3≤5의 범위이다. 낮은 증기 용적 분획을 갖는 액체는 장치로부터 DL의 직경을 갖는 파이프(86)를 통해 제거되며, 이는 특정의 구현예에서 0.05≤DL/D3≤0.4의 범위이고 침전 파이프의 하부 또는 하부 근처에 위치한다.
특정의 구현예에서, 증기-액체 분리 장치(18) 또는 (36)은 액체 수집기 및 침전 파이프 복귀(return) 부위없이 장치(80)에 대한 조작 및 구조에 있어서 유사하게 제공된다. 예를 들면, 증기-액체 분리 장치(180)은 도 3a 내지 3c에 나타낸 바와 같이, 플래시 용기(179)의 유입구 부위로 사용된다. 이들 구현예에서, 용기(179)의 하부는 장치(180)으로부터 회수된 액체 부위에 대한 수집 및 침전 구획으로서 제공된다.
일반적으로, 기상은 플래시 용기(179)의 상부(194)를 통해 배출되며 액체 상은 플래시 용기(179)의 하부(196)로부터 회수된다. 증기-액체 분리 장치(180)은 파워 또는 화학적 공급물을 필요로 하지 않으므로 조작하는데 경제적이고 유지가 자유롭다. 장치(180)은 증기-액체 혼합물을 수용하기 위한 유입구(182), 분리된 증기를 배출하기 위한 증기 유출구(184) 및 분리된 액체를 배출하기 위한 액체 유출구(186)를 포함하는 3개의 포트를 포함한다. 장치(180)은 도입되는 혼합물의 선 속도를 전체적인 유동 예비-회전 구획, 액체로부터 증기를 예비 분리하기 위한 조절된 원심분리 효과, 및 액체로부터 증기의 분리를 촉진하기 위한 사이클론 효과에 의해 회전 속도로 전환시킴을 포함하는 현상의 조합을 기본으로 조작한다. 이들 효과를 획득하기 위하여, 장치(180)은 예비-회전 구역(188), 및 상부 부위(190a)와 하부 부위(190b)를 갖는 조절 사이클론 수직 구획(190)을 포함한다. 낮은 액체 용적 분획을 갖는 증기 부위는 직경(DV)을 갖는 증기 유출구(184)를 통해 배출된다. 상부 부위(190a)는 부분적으로 또는 전체적으로 개방되고 특정 구현예에서 0.5<DV/DII<1.3의 범위의 내부 직경(DII)을 갖는다. 낮은 증기 용적 분획을 갖는 액체 부위는 특정의 구현예에서 0.1<DL/DII<1.1의 범위의 내부 직경(DL)을 갖는 액체 포트(186)로부터 배출된다. 액체 부위는 플래시 용기(179)의 하부로부터 수집되어 배출된다.
상 분리를 강화하고 조절하기 위해, 가열 스트림은 증기-액체 분리 장치(80) 또는 (180)에, 특히, 독립형 장치로서 사용될 때 사용될 수 있으며, 또는 플래시 용기의 유입구 내에 통합된다.
증기-액체 분리 장치의 다양한 부재(member)가 별도로 그리고 별도의 부위와 함께 기술되어 있지만, 당해 분야의 통상의 기술자는, 장치(80) 또는 장치(180)가 일체식 구조(monolithic structure)로서 형성될 수 있음을, 예를 들면, 이는 주조되거나 성형될 수 있거나, 또는 별개의 부품들로부터 예를 들면, 용접에 의하여 또는 이와 달리 본원에 기술된 부재 및 부위에 정밀하게 상응할 수 있거나 상응하지 않을 수 있는 별도의 부품들을 함께 부착에 의하여 조립할 수 있음을 이해할 것이다.
본원에 기술된 증기-액체 분리 장치는 예를 들면, 540℃에서 바람직한 분리를 달성하기 위한 특정의 유동 속도 및 조성물을 수용하도록 설계될 수 있다. 하나의 예에서, 540℃ 및 2.6 bar에서 2002 m3/일의 총 유동 속도, 및 유입구에서 밀도가 각각 729.5 kg/m3, 7.62 kg/m3 및 0.6941 kg/m3인 7% 액체, 38% 증기 및 55% 증기의 유동 조성물의 경우, 장치(80)(플래시 용기가 없는 경우에)의 적합한 치수는 D1 =5.25 cm; S1 =37.2 cm2; S1=S2=37.2 cm2; S3= 100 cm2; αR1 =213°; R1 = 14.5 cm; D2= 20.3 cm; LU=27 cm; LL= 38 cm; LH= 34 cm; DL= 5.25 cm; DV= 1.6 cm; 및 D3= 20.3 cm를 포함한다. 동일한 유동 속도 및 특성의 경우, 플래시 용기에서 사용된 장치(180)은 D1= 5.25 cm; DV = 20.3 cm; DL= 6 cm; 및 DII= 20.3 cm를 포함한다
비록 다양한 치수가 직경으로 나타내어져 있다고 해도, 이들 값은 또한 구성 부품들이 원통형이 아닌 구현예에서 상당하는 유효적 직경으로 설정될 수 있음이 인식될 것이다.
혼합 생성물 스트림(39)은 별개의 유입구를 통해 도입된 퀀칭 용액 (42)(예를 들면, 물 및/또는 열분해 연료유)과 함께 퀀칭 구역(40)의 유입구를 통과하여 예를 들면, 약 300℃의 강하된 온도를 갖는 중간의 퀀칭된 혼합 생성물 스트림(44)을 생성하고, 소비된 퀀칭 용액(46)은 배출된다. 크래커로부터의 가스 혼합물 유출물(39)은 전형적으로 수소, 메탄, 탄화수소, 이산화탄소 및 황화수소의 혼합물이다. 물 또는 오일 퀀칭(oil quench)으로 냉각시킨 후, 혼합물(44)을 전형적으로 4 내지 6개 단계의 다단계 압축기 구역(51)에서 압축하여 압축된 가스 혼합물(52)를 생성한다. 압축된 가스 혼합물(52)은 알칼리 처리(caustic treatment) 장치(53) 속에서 처리하여 황화수소 및 이산화탄소가 결여된 가스 혼합물(54)을 생성한다. 가스 혼합물(54)은 압축기 구역(55) 속에서 추가로 압축시키고, 수득되는 크래킹된 가스(56)는 탈수될 장치(57) 속에서 동결 처리시키고 분자체(molecular sieve)를 사용하여 추가로 건조시킨다.
장치(57)로부터의 냉 크래킹된 가스 스트림(58)을 탈-메탄화기 탑(de-methanizer tower)(59)으로 통과시키며, 이로부터 크래킹된 가스 스트림으로부터 수소 및 메탄을 함유하는 상층 스트림(60)이 생성된다. 탈-메탄화 탑(59)으로부터의 하부 스트림(65)은 이후에, 탈-에탄화, 탈-프로판화 및 탈-부탄화 탑을 포함하는 분별탑을 포함하는, 생성물 분리 구획(70) 속에서 추가의 공정을 위해 보내진다. 탈-메탄화, 탈-에탄화, 탈-프로판화 및 탈-부탄화의 상이한 순서를 갖는 공정 배열을 또한 사용할 수 있다.
본원의 공정에 따라서, 탈-메탄화 탑(59)에서 메탄으로부터의 분리 및 장치(61) 속에서 수소 회수 후, 순도가 전형적으로 80 내지 95 용적%인 수소(62)가 수득된다. 장치(61)에서 회수 방법은 극저온(cryogenic) 회수(예를 들면, 약 -157℃의 온도에서)를 포함한다. 수소 스트림(62)은 이후에 압력 순환 흡착(pressure swing adsorption: PSA) 장치와 같은 수소 정제 장치(64)를 통과시켜 순도가 99.9%+인 수소 스트림(2)를 수득하거나, 막 분리 장치를 통과시켜 순도가 약 95%인 수소 스트림(2)를 수득한다. 이후에, 정제된 수소 스트림(2)을 역으로 재순환시켜 수소화공정 반응 구역을 위한 필수적인 수소의 주요 부위로서 제공한다. 또한, 약간의 부분을 아세틸렌, 메틸아세틸렌 및 프로파디엔(propadiene) (미도시됨)의 수소화 반응을 위해 이용할 수 있다. 또한, 본원의 공정에 따라서, 메탄 스트림(63)을 버너 및/또는 가열기(파선으로 나타냄)용 연료로서 사용될 스팀 크래커로 임으로 재순환시킬 수 있다.
탈-메탄화 탑(59)으로부터의 하부 스트림(65)은 유출구(78), (77), (76), (75), (74) 및 (73) 각각을 통해 배출된 메탄, 에틸렌, 프로필렌, 부타디엔, 혼합된 부틸렌 및 열분해 가솔린으로 분리될 생성물 분리 구역(70)의 유입구로 전달된다. 열분해 가솔린은 일반적으로 C5-C9 탄화수소를 포함하며, 벤젠, 톨루엔 및 크실렌을 포함하는 방향족 화합물은 당해 커트(cut)로부터 추출될 수 있다. 수소를 수소 정제 구역(64)의 유입구에 통과시켜 고 품질의 수소 가스 스트림(2)을 생성하고, 당해 가스 스트림(2)은 이의 유출구를 통해 배출시켜 배합 구역(18)의 유입구로 재순환시킨다. 열분해 연료유는 유출구(71)를 통해 배출시키며(예를 들면, "C10+" 스트림으로서 공지된, 최저로 비등하는 C10 화합물의 비등점보다 더 높은 온도에서 비등하는 물질) 이는 열분해 연료유 배합물, 예를 들면, 현장외 정제공장(off-site refinery)에서 추가로 가공될 저 황 연료유 배합물로서 사용될 수 있다. 또한, 본원에 나타낸 바와 같이, 연료유(72)(이는 열분해 연료유(71) 모두이거나 일부일 수 있다)는 배합 구역(18)을 경유하여 슬러리 수소화공정 구역(4)내로 도입시킬 수 있다.
분리 구역(20)으로부터의 슬러리 잔사유(17), 증기-액체 분리 구역(36)으로부터의 거절된 부위(38) 및 생성물 분리 구역(70)으로부터의 열분해 원료유(72)는 슬러리 처리 구역(4)(스트림(17), (38) 및 (72)을 위하여 파선으로 나타냄)으로 재순환된다.
또한, 스팀 크래킹 구역으로부터 생성된 수소는 슬러리 수소화공정 구역으로 재순환되어 신선한 수소에 대한 요구를 최소화한다. 특정의 구현예에서, 본원에 기술된 통합된 시스템은 조작을 개시하기 위한 신선한 수소를 단지 필요로 한다. 일단 반응이 평형에 도달하면, 수소 정제 시스템은 충분히 높은 순도의 수소를 제공하여 전체 시스템의 조작을 유지할 수 있다.
실시예
본원에 개시된 방법의 실시예를 하기에 나타낸다. 표 1은 공급원료로서 아랍 경질유(Arab Light crude)에 통상적으로 수소화처리 단계의 특성을 보여준다.
시료
(중량%)
질소
(ppm)
전체 수소
(중량%)
밀도
아랍 경질유 1.94 961
12.55 0.8584
수소화처리된 아랍 경질유 0.0416
306
13.50
0.8435
표 2는 개시된 오일 분산 촉매를 사용하여 아랍 경질유의 처리에 이은 슬러리 수소화처리 공정으로부터 얻어진 결과이다. 이러한 공정은 최적화되어 높은 정도의 전환 및 탈황화를 달성할 수 있다.
시료 황 (중량%) 500℃+
아랍 중질유 3.1 55.4%
슬러리 수소화처리된 아랍 중질유 0.93 23.6%
표 3은 통상적인 수소화처리 단계를 이용한 등급상향된 아랍경질유의 스팀 크래킹으로부터 예상된 석유화학제품 수율을 보여준다.
생성물 수율, 중량% FF
수소 0.6%
메탄 10.8%
아세틸렌 0.3%
에틸렌 23.2%
에탄 3.6%
메틸 아세틸렌 0.3%
프로파디엔 0.2%
프로필렌 13.3%
프로판 0.5%
부타디엔 4.9%
부탄 0.1%
부텐 4.2%
열분해 가솔린 21.4%
열분해 원료유 16.4%
본 발명의 방법 및 시스템은 상기 및 첨부된 도면에 기술되어 있으나; 변형이 당해 분야의 통상의 기술자에게 명백할 것이며 본 발명에 대한 보호 범위는 다음의 특허청구범위에 의해 한정되어야 한다.

Claims (38)

  1. 원유로부터 올레핀계 및 방향족 석유화학제품의 생산을 위한 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 방법으로서, 하기 단계들을 포함하는 통합된 방법:
    a. 슬러리 잔사유, 스팀 열분해 구역 내의 가열된 스트림 또는 혼합 생성물 스트림 중 하나 이상으로부터 유래한 하나 이상의 중질 성분과 상기 원유를, 증가된 수소 함량을 갖는 유출물을 생성하는데 효과적인 조건 하에서 수소의 존재 하에 슬러리 수소화공정 구역에서, 처리하는 단계;
    b. 혼합 생성물 스트림을 생성하는데 효과적인 조건 하에 상기 스팀 열분해 구역 내에서 스팀의 존재 하에 상기 유출물을 열적으로 크래킹하는 단계;
    c. 상기 혼합 생성물 스트림을 분리하는 단계;
    d. 단계 (c)에서 회수한 수소를 정제하고 이를 단계(a)로 재순환시키는 단계; 및
    e. 상기 분리된 혼합 생성물 스트림으로부터 올레핀 및 방향족화합물을 회수하는 단계.
  2. 청구항 1에 있어서, 단계 (a)에서 처리된 상기 하나 이상의 중질 성분 중의 적어도 일부로서 사용하기 위해 상기 분리된 혼합 생성물 스트림으로부터 열분해 연료유를 회수하는 단계를 추가로 포함하는, 통합된 방법.
  3. 청구항 1 또는 2에 있어서, 단계 (a)로부터 상기 유출물을 증기-액체 분리 구역 내에서 기상 및 액상으로 분리하는 단계를 추가로 포함하되, 여기서 상기 기상은 단계 (b)에서 열적으로 크래킹되고, 상기 액상의 적어도 일부는 상기 단계 (a)에서 슬러리 잔사유로서 재순환되는, 통합된 방법.
  4. 청구항 3에 있어서, 상기 증기-액체 분리 구역이 플래시 분리 장치인, 통합된 방법.
  5. 청구항 3에 있어서, 상기 증기-액체 분리 구역이 증기와 액체의 분리를 위한 물리적 또는 기계적 장치인, 통합된 방법.
  6. 청구항 3에 있어서, 상기 증기-액체 분리 구역이 플래시 용기의 유입구에서 증기-액체 분리 장치를 갖는 플래시 용기를 포함하되, 상기 증기-액체 분리 장치는,
    단계 (a)로부터의 유출물을 수용하기 위한 유입구, 연결 요소, 및 상기 유입구에서부터 상기 연결 요소에 접하는 유출구에 걸친 곡선 도관을 갖는 예비-회전 구획, 및
    조절 사이클론 수직 구획을 포함하며, 상기 조절 사이클론 수직 구획은,
    상기 연결 요소를 통해 상기 예비-회전 구획에 접하는 유입구, 및
    증기가 통과하는 조절 사이클론 수직 구획의 상단의 개방 방출 라이저를 가지며,
    여기서 상기 플래시 용기의 하부 부위는 상기 액상의 전부 또는 일부를 단계 (a)로 통과시키기 전에 상기 액상에 대한 수집 및 침전 구역으로서 제공되는, 통합된 방법.
  7. 청구항 1에 있어서, 단계(a)로부터의 상기 유출물은 스팀 열분해 공급물이고, 상기 열분해 크래킹 단계 (b)는
    상기 스팀 열분해 구역의 대류 구획 내에서 상기 스팀 열분해 공급물을 가열하는 단계,
    상기 가열된 스팀 열분해 공급물을 기상 및 액상으로 분리하는 단계,
    상기 기상을 상기 스팀 열분해 구역의 열분해 구획으로 통과시키는 단계, 및
    상기 액상을 단계 (a)에서 처리된 상기 중질 성분 중의 적어도 일부로서 사용하기 위해 배출시키는 단계를 추가로 포함하는, 통합된 방법.
  8. 청구항 7에 있어서, 상기 가열된 스팀 열분해 공급물을 기상과 액상으로 분리하는 단계가 물리적 또는 기계적 분리에 기본을 둔 증기-액체 분리 장치에 의하여 이루어지는, 통합된 방법.
  9. 청구항 7에 있어서, 상기 가열된 스팀 열분해 공급물을 기상 및 액상으로 분리하는 단계가 다음을 포함하는 증기-액체 분리 장치에 의하여 수행되는, 통합된 방법:
    상기 가열된 스팀 열분해 공급물을 수용하기 위한 유입구, 연결 요소, 및 상기 유입구에서부터 상기 연결 요소에 접하는 유출구에 걸친 곡선 도관을 갖는 예비-회전 구획,
    조절 사이클론 수직 구획, 상기 조절 사이클론 수직 구획은,
    상기 연결 요소를 통해 상기 예비-회전 구획에 접하는 유입구, 및
    기상이 통과하는 조절 사이클론 수직 구획의 상단의 개방 방출 라이저를 가짐; 및
    상기 액상이 상기 액상의 전부 또는 일부를 단계 (a)로 수렴하기 전에 통과하는 액체 수집기/침전 구획.
  10. 청구항 1에 있어서, 단계 (c)가
    상기 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림을 다수의 압축 단계에 의하여 압축시키는 단계;
    상기 압축된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림에 알칼리 처리(caustic treatment)를 실시하여 황화수소 및 이산화탄소의 함량이 감소된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림을 생성하는 단계;
    상기 황화수소 및 이산화탄소의 함량이 감소된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림을 압축시키는 단계;
    상기 황화수소 및 이산화탄소의 함량이 감소된 압축된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림을 탈수시키는 단계;
    상기 황화수소 및 이산화탄소의 함량이 감소된 탈수되고 압축된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림으로부터 수소를 회수하는 단계; 및
    상기 황화수소 및 이산화탄소의 함량이 감소된 탈수되고 압축된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림의 나머지로부터 올레핀 및 방향족화합물을 수득하는 단계를 포함하고; 그리고
    단계 (d)가 상기 슬러리 수소화공정 구역으로 재순환시키기 위해 상기 황화수소 및 이산화탄소의 함량이 감소된 탈수되고 압축된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림으로부터 회수된 수소를 정제하는 단계를 포함하는, 통합된 방법.
  11. 청구항 10에 있어서, 상기 황화수소 및 이산화탄소의 함량이 감소된 탈수되고 압축된 열적으로 크래킹된 혼합 생성물 스트림으로부터 수소를 회수하는 단계가 상기 열적으로 크래킹하는 단계에서 버너 및/또는 가열기용 연료로서 사용하기 위한 메탄을 별도로 회수하는 단계를 추가로 포함하는, 통합된 방법.
  12. 청구항 1에 있어서,
    신선한 수소가 공정을 개시하는데 사용되며, 단계 (e)로부터 재순환된 수소는 반응이 평형에 도달하면 단계 (a)에서의 슬러리 수소화공정 구역에 충분한 수소를 공급하는, 통합된 방법.
  13. 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템으로서,
    원유 공급물, 하나 이상의 추가적인 공급물, 스팀 열분해 생성물 스트림 유출물로부터 재순환된 수소, 및 필요에 따라 보급된(make-up) 수소의 혼합물을 수용하기 위한 유입구를 갖는 슬러리 수소화공정 구역;
    스팀 열분해 구역, 상기 스팀 열분해 구역은,
    상기 슬러리 수소화공정 구역 유출구와 유체 전달하는 유입구, 및 유출구를 갖는 대류 구획, 및
    상기 대류 구획의 유출구와 유체 전달하는 유입구, 및 열분해 구획 유출구를 갖는 열분해 구획을 포함함;
    상기 열분해 구획 유출구와 유체 전달하는 퀀칭 구역, 상기 퀀칭 구역은 중간물질 퀀칭된 혼합 생성물 스트림을 배출하기 위한 유출구 및 퀀칭 용액을 배출하기 위한 유출구를 가짐;
    상기 퀀칭 구역 유출구와 유체 전달하는 생성물 분리 구역, 상기 생성물 분리 구역은 하나 이상의 올레핀계 생성물 유출구 및 하나 이상의 열분해 연료유 유출구를 가짐; 및
    상기 슬러리 수소화공정 구역과 유체 전달하는 유출구를 갖는 수소 정제 구역,
    을 포함하며,
    여기서, 상기 중간물질 퀀칭된 혼합 생성물 스트림은 중간물질 생성물 스트림 및 수소로 전환되며, 상기 수소는 슬러리 수소화공정 구역에서 정제되며, 상기 중간물질 생성물 스트림은 상기 생성물 분리 구역에서 분별되는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  14. 청구항 13에 있어서,
    상기 열분해 연료유 유출구는 상기 슬러리 수소화공정 구역의 유입구와 유체 전달하는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  15. 청구항 13 또는 14에 있어서,
    상기 슬러리 수소화공정 구역 유출구와 유체 전달하는 유입구, 증기 분획 유출구 및 액체 분획 유출구를 갖는 증기-액체 분리 구역을 더욱 포함하며, 여기서 상기 증기 분획 유출구는 스팀 열분해 구역과 유체 전달하며, 상기 액체 분획 유출구는 상기 슬러리 수소화공정 구역의 유입구와 유체 전달하는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  16. 청구항 15에 있어서,
    상기 증기-액체 분리 구역이 플래시 분리 장치인, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  17. 청구항 15에 있어서,
    상기 증기-액체 분리 구역이 증기와 액체의 분리를 위한 물리적 또는 기계적 장치인, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  18. 청구항 15에 있어서,
    상기 증기-액체 분리 구역은 플래시 용기의 유입구에서 증기-액체 분리 장치를 갖는 플래시 용기를 포함하되, 상기 증기-액체 분리 장치는,
    유동 유체 혼합물을 수용하기 위한 유입구, 연결 요소, 및 상기 유입구에서부터 상기 연결 요소에 접하는 유출구에 걸친 곡선 도관을 갖는 예비-회전 구획,
    조절 사이클론 수직 구획, 상기 조절 사이클론 수직 구획은,
    상기 연결 요소를 통해 상기 예비-회전 구획에 접하는 유입구, 및
    증기가 통과하는 조절 사이클론 수직 구획의 상단의 개방 방출 라이저를 가짐; 및
    상기 배출된 액체 분획으로서 액체가 통과하는 액체 수집기/침전 구획을 포함하는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  19. 청구항 13에 있어서,
    열 크래킹 대류 구획 유출구와 유체 전달하는 유입구, 증기 분획 유출구 및 액체 분획 유출구를 갖는 증기-액체 분리 구역을 더욱 포함하며, 상기 증기 분획 유출구는 열분해 구획과 유체 전달하며, 상기 액체 분획 유출구는 상기 슬러리 수소화공정 구역의 유입구와 유체 전달하는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  20. 청구항 19에 있어서,
    상기 증기-액체 분리 구역은 플래시 분리 장치인, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  21. 청구항 19에 있어서,
    상기 증기-액체 분리 구역은 증기와 액체의 분리를 위한 물리적 또는 기계적 증기-액체 분리 장치인, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  22. 청구항 19에 있어서,
    상기 증기 액체 분리 구역은,
    유동 유체 혼합물을 수용하기 위한 유입구, 연결 요소, 및 상기 유입구에서부터 상기 연결 요소에 접하는 유출구에 걸친 곡선 도관을 갖는 예비-회전 구획,
    조절 사이클론 수직 구획, 상기 조절 사이클론 수직 구획은,
    상기 연결 요소를 통해 상기 예비-회전 구획에 접하는 유입구, 및
    증기가 통과하는 조절 사이클론 수직 구획의 상단의 개방 방출 라이저를 가짐; 및
    상기 배출된 액체 분획으로서 액체가 통과하는 액체 수집기/침전 구획을 포함하는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  23. 청구항 13에 있어서,
    중간물질 퀀칭된 혼합 생성물 스트림을 배출하는 퀀칭 구역 유출구와 유체 전달하는 유입구 및 압축된 가스 혼합물을 배출하는 유출구를 갖는 제1의 압축기 구역;
    압축된 가스 혼합물을 배출하는 제1의 압축기 구역 유출구와 유체 전달하는 유입구, 및 황화수소 및 이산화탄소가 결여된 가스 혼합물을 배출하기 위한 유출구를 갖는 알칼리 처리 장치;
    상기 알칼리 처리 장치 유출구와 유체 전달하는 유입구 및 압축된 크래킹된 가스를 배출하기 위한 유출구를 갖는 제2의 압축기 구역;
    상기 제2의 압축기 구역 유출구와 유체 전달하는 유입구 및 냉 크래킹된 가스 스트림을 배출하기 위한 유출구를 갖는 탈수 구역;
    상기 탈수 구역 유출구와 유체 전달하는 유입구, 수소 및 메탄을 함유하는 상층 스트림을 배출하기 위한 유출구, 및 하부 스트림을 배출하기 위한 유출구를 갖는 탈-메탄화 장치를 더욱 포함하며,
    여기서 상기 수소 정제 구역은 상기 탈-메탄화 장치 상층 유출구와 유체 전달하며, 상기 생성물 분리 구역은 탈-에탄화 탑, 탈-프로판화 탑 및 탈-부탄화 탑을 포함하며, 상기 탈-에탄화 탑은 상기 탈-메탄화 장치의 하부 스트림과 유체 전달하는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  24. 청구항 23에 있어서,
    상기 탈-메탄화 장치와 유체 전달하는 열 크래킹 구역에 연결된 버너, 가열기 또는 이들 모두를 더욱 포함하는, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  25. 청구항 13에 있어서,
    상기 수소 정제 구역은 압력 순환 흡착 장치인, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  26. 청구항 13에 있어서,
    상기 수소 정제 구역은 막 분리 장치인, 통합된 수소화처리 및 스팀 열분해 시스템.
  27. 청구항 1에 있어서,
    상기 슬러리 수소화공정 구역은 원유 및 중질 성분과 매질 내에서 균일하게 효과적으로 분산되고 유지되는 촉매 입자의 분산을 포함하는, 통합된 방법.
  28. 청구항 1에 있어서,
    상기 슬러리 수소화공정 구역은 원유 및 중질 성분과 균질한 상에서 가용성 전구체를 포함하는, 통합된 방법.
  29. 청구항 1에 있어서,
    상기 슬러리 수소화공정 구역은 400 내지 500℃의 온도 및 100 bars 내지 230 bars의 압력에서 조작되는, 통합된 방법.
  30. 삭제
  31. 삭제
  32. 삭제
  33. 삭제
  34. 삭제
  35. 삭제
  36. 삭제
  37. 삭제
  38. 삭제
KR1020147029260A 2012-03-20 2013-03-20 석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정 KR102136854B1 (ko)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261613272P 2012-03-20 2012-03-20
US61/613,272 2012-03-20
US201361785932P 2013-03-14 2013-03-14
US61/785,932 2013-03-14
PCT/US2013/033185 WO2013142620A1 (en) 2012-03-20 2013-03-20 Integrated slurry hydroprocessing and steam pyrolysis of crude oil to produce petrochemicals

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20150010712A KR20150010712A (ko) 2015-01-28
KR102136854B1 true KR102136854B1 (ko) 2020-07-23

Family

ID=48045792

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020147029260A KR102136854B1 (ko) 2012-03-20 2013-03-20 석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정

Country Status (7)

Country Link
US (3) US9284501B2 (ko)
EP (1) EP2828362B1 (ko)
JP (2) JP6185552B2 (ko)
KR (1) KR102136854B1 (ko)
CN (2) CN107916128B (ko)
SG (1) SG11201405900TA (ko)
WO (1) WO2013142620A1 (ko)

Families Citing this family (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107916128B (zh) * 2012-03-20 2020-05-29 沙特阿拉伯石油公司 对原油进行集成浆液加氢处理和蒸汽热解来生产石油化学产品
KR102370265B1 (ko) * 2014-02-25 2022-03-04 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. 통합된 수소화분해 공정
CN106103664B (zh) * 2014-02-25 2019-02-22 沙特基础工业公司 集成加氢裂化方法
JP6506312B2 (ja) * 2014-02-25 2019-04-24 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
US10603657B2 (en) 2016-04-11 2020-03-31 Saudi Arabian Oil Company Nano-sized zeolite supported catalysts and methods for their production
US10563141B2 (en) 2016-05-13 2020-02-18 Saudi Arabian Oil Company Conversion of crude oil to petrochemicals
US11084992B2 (en) 2016-06-02 2021-08-10 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for upgrading heavy oils
US10301556B2 (en) 2016-08-24 2019-05-28 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for the conversion of feedstock hydrocarbons to petrochemical products
US11168271B2 (en) 2017-02-02 2021-11-09 Sabic Global Technologies B.V. Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
US10689587B2 (en) 2017-04-26 2020-06-23 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for conversion of crude oil
WO2018226617A1 (en) 2017-06-05 2018-12-13 Sabic Global Technoligies B.V. Conversion of crude oil into lower boiling point chemical feedstocks
KR102474319B1 (ko) 2017-07-17 2022-12-08 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 오일 업그레이드 후 정제하여 중유를 가공처리하기 위한 시스템 및 방법
ZA201808089B (en) 2018-02-21 2019-08-28 Indian Oil Corp Ltd A process for the conversion of crude oil to light olefins, aromatics and syngas
US11827857B2 (en) 2019-01-29 2023-11-28 Sabic Global Technologies B.V. Conversion of heavy ends of crude oil or whole crude oil to high value chemicals using a combination of thermal hydroprocessing, hydrotreating with steam crackers under high severity conditions to maximize ethylene, propylene, butenes and benzene
CN113631689A (zh) * 2019-01-29 2021-11-09 沙特基础工业全球技术公司 用于改质原油、重油和渣油的方法和系统
USD966445S1 (en) * 2019-02-13 2022-10-11 Global Sports Innovation LTD Sports training device
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
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
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
US20210130717A1 (en) 2019-10-30 2021-05-06 Saudi Arabian Oil Company System and process for steam cracking and pfo treatment integrating selective hydrogenation, selective hydrocracking and naphtha reforming
US11390818B2 (en) 2019-10-30 2022-07-19 Saudi Arabian Oil Company System and process for steam cracking and PFO treatment integrating hydrodealkylation
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
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
US11279891B2 (en) 2020-03-05 2022-03-22 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for direct crude oil upgrading to hydrogen and chemicals
US11230676B1 (en) 2021-01-12 2022-01-25 Saudi Arabian Oil Company Processes for producing petrochemical products from crude oil
WO2023101944A1 (en) 2021-11-30 2023-06-08 Saudi Arabian Oil Company Methods for processing hydrocarbon feed streams
US11840672B2 (en) 2022-01-20 2023-12-12 Indian Oil Corporation Limited Integrated process for converting crude oil to high value petrochemicals

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050218088A1 (en) * 2004-04-06 2005-10-06 Intevep, S.A. Separator for liquids and/or multiphase fluids
US20070090018A1 (en) * 2005-10-20 2007-04-26 Keusenkothen Paul F Hydrocarbon resid processing
US20110247500A1 (en) * 2010-04-12 2011-10-13 Akhras Abdul Rahman Zafer Apparatus for separation of gas-liquid mixtures and promoting coalescence of liquids

Family Cites Families (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE793036A (fr) 1971-12-21 1973-04-16 Pierrefitte Auby Sa Procede de craquage sous pression d'hydrogene pour la production d'olefines
US3944481A (en) 1973-11-05 1976-03-16 The Dow Chemical Company Conversion of crude oil fractions to olefins
GB1537822A (en) 1975-01-22 1979-01-04 Shell Int Research Process for the production of normally gaseous olefins
GB1504776A (en) * 1975-08-14 1978-03-22 Davy Powergas Ltd Hydrocracking c3 or higher hydrocarbon feedstock
US4002556A (en) 1976-04-12 1977-01-11 Continental Oil Company Multiple point injection of hydrogen donor diluent in thermal cracking
US4097361A (en) * 1976-08-24 1978-06-27 Arthur G. Mckee & Company Production of liquid and gaseous fuel products from coal or the like
FR2380337A1 (fr) 1977-02-11 1978-09-08 Inst Francais Du Petrole Procede de vapocraquage de charges lourdes precede d'un hydrotraitement
US4217204A (en) 1977-08-12 1980-08-12 Mitsui Engineering And Shipbuilding Co., Ltd. Process for cracking hydrocarbons utilizing a mist of molten salt in the reaction zone
JPS5898387A (ja) * 1981-12-09 1983-06-11 Asahi Chem Ind Co Ltd ガス状オレフイン及び単環芳香族炭化水素の製造方法
US4798665A (en) 1985-09-05 1989-01-17 Uop Inc. Combination process for the conversion of a distillate hydrocarbon to maximize middle distillate production
US5258117A (en) 1989-07-18 1993-11-02 Amoco Corporation Means for and methods of removing heavy bottoms from an effluent of a high temperature flash drum
US5192421A (en) 1991-04-16 1993-03-09 Mobil Oil Corporation Integrated process for whole crude deasphalting and asphaltene upgrading
US6190533B1 (en) 1996-08-15 2001-02-20 Exxon Chemical Patents Inc. Integrated hydrotreating steam cracking process for the production of olefins
US6210561B1 (en) * 1996-08-15 2001-04-03 Exxon Chemical Patents Inc. Steam cracking of hydrotreated and hydrogenated hydrocarbon feeds
US5906728A (en) 1996-08-23 1999-05-25 Exxon Chemical Patents Inc. Process for increased olefin yields from heavy feedstocks
ZA989153B (en) 1997-10-15 1999-05-10 Equistar Chem Lp Method of producing olefins and feedstocks for use in olefin production from petroleum residua which have low pentane insolubles and high hydrogen content
US6632351B1 (en) 2000-03-08 2003-10-14 Shell Oil Company Thermal cracking of crude oil and crude oil fractions containing pitch in an ethylene furnace
EP1365004A1 (en) 2002-05-23 2003-11-26 ATOFINA Research Production of olefins
US7097758B2 (en) 2002-07-03 2006-08-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Converting mist flow to annular flow in thermal cracking application
US7019187B2 (en) 2002-09-16 2006-03-28 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil and mild catalytic cracking
NO321638B1 (no) * 2003-05-08 2006-06-12 Aibel As Innlopsanordning og en fremgangsmate for a kontrollere introduksjon av et fluid i en separator
US7128827B2 (en) * 2004-01-14 2006-10-31 Kellogg Brown & Root Llc Integrated catalytic cracking and steam pyrolysis process for olefins
ES2585891T3 (es) * 2004-04-28 2016-10-10 Headwaters Heavy Oil, Llc Métodos y sistemas de hidroprocesamiento en lecho en ebullición
US7311746B2 (en) 2004-05-21 2007-12-25 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vapor/liquid separation apparatus for use in cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US7220887B2 (en) 2004-05-21 2007-05-22 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US7408093B2 (en) 2004-07-14 2008-08-05 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for reducing fouling from flash/separation apparatus during cracking of hydrocarbon feedstocks
CN101292013B (zh) * 2005-10-20 2012-10-24 埃克森美孚化学专利公司 烃残油处理和减粘裂化蒸汽裂化器的原料
KR101356947B1 (ko) 2006-03-29 2014-02-06 셀 인터나쵸나아레 레사아치 마아츠샤피 비이부이 저급 올레핀의 생산방법
KR20090095645A (ko) * 2006-12-11 2009-09-09 셀 인터나쵸나아레 레사아치 마아츠샤피 비이부이 올레핀 퍼네이스에서 고끓는점 및 미증발성 오염물을 함유하는 공급원료를 과열 증기 접촉 및 증발시키는 방법 및 장치
JP5105326B2 (ja) * 2007-04-19 2012-12-26 昭和電工株式会社 水素化方法及び石油化学プロセス
US7897828B2 (en) * 2007-08-28 2011-03-01 Exxonmobile Research And Engineering Company Process for separating a heavy oil feedstream into improved products
US7744747B2 (en) 2008-01-02 2010-06-29 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with a partitioned vaporization unit
US7951745B2 (en) 2008-01-03 2011-05-31 Wilmington Trust Fsb Catalyst for hydrocracking hydrocarbons containing polynuclear aromatic compounds
US8882991B2 (en) * 2009-08-21 2014-11-11 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for cracking high boiling point hydrocarbon feedstock
EP2336272A1 (en) * 2009-12-15 2011-06-22 Total Petrochemicals Research Feluy Debottlenecking of a steam cracker unit to enhance propylene production.
US8691079B2 (en) 2010-01-18 2014-04-08 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Compression reactor and process for hydroprocessing
CN107916128B (zh) * 2012-03-20 2020-05-29 沙特阿拉伯石油公司 对原油进行集成浆液加氢处理和蒸汽热解来生产石油化学产品
US20140174980A1 (en) * 2012-12-24 2014-06-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrotreated hydrocarbon tar, fuel oil composition, and process for making

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050218088A1 (en) * 2004-04-06 2005-10-06 Intevep, S.A. Separator for liquids and/or multiphase fluids
US20070090018A1 (en) * 2005-10-20 2007-04-26 Keusenkothen Paul F Hydrocarbon resid processing
US20110247500A1 (en) * 2010-04-12 2011-10-13 Akhras Abdul Rahman Zafer Apparatus for separation of gas-liquid mixtures and promoting coalescence of liquids

Also Published As

Publication number Publication date
US9771530B2 (en) 2017-09-26
EP2828362B1 (en) 2020-12-30
US9284501B2 (en) 2016-03-15
JP2015511655A (ja) 2015-04-20
US20170342336A1 (en) 2017-11-30
KR20150010712A (ko) 2015-01-28
CN104254590B (zh) 2018-01-09
CN104254590A (zh) 2014-12-31
JP2017171929A (ja) 2017-09-28
US20130248418A1 (en) 2013-09-26
US20160122668A1 (en) 2016-05-05
US10011788B2 (en) 2018-07-03
EP2828362A1 (en) 2015-01-28
SG11201405900TA (en) 2014-11-27
CN107916128A (zh) 2018-04-17
CN107916128B (zh) 2020-05-29
WO2013142620A1 (en) 2013-09-26
JP6185552B2 (ja) 2017-08-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102136854B1 (ko) 석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 슬러리 수소화공정 및 스팀 열분해 공정
US10883058B2 (en) Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including residual bypass for direct processing of a crude oil
KR102148951B1 (ko) 석유화학제품을 생산하기 위한 원유의 통합된 수소화공정, 스팀 열분해 및 슬러리 수소화공정
JP6358606B2 (ja) 原油の直接処理のための水素処理および蒸気熱分解の統合システム
KR102148952B1 (ko) 경질 올레핀 및 코크스를 생산하기 위한 원유의 통합된 수소화공정 및 스팀 열분해
JP6527216B2 (ja) 原油の直接処理のための水素処理、溶剤脱歴および蒸気熱分解統合プロセス
JP6491260B2 (ja) 原油を直接処理してオレフィンおよび芳香族石油化学製品を生産するための水素処理および蒸気熱分解の統合システム
JP6606121B2 (ja) 原油の直接処理のための水素の再分配を含む水素処理および蒸気熱分解の統合プロセスおよび統合システム
JP6133903B2 (ja) 原油の直接処理のための溶剤脱歴、水素処理および蒸気熱分解統合プロセス
JP6133902B2 (ja) 原油の直接処理のための溶剤脱歴および蒸気熱分解統合プロセス

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E90F Notification of reason for final refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right