KR20150109394A - 잔사유 수소첨가분해 공정 - Google Patents

잔사유 수소첨가분해 공정 Download PDF

Info

Publication number
KR20150109394A
KR20150109394A KR1020157021756A KR20157021756A KR20150109394A KR 20150109394 A KR20150109394 A KR 20150109394A KR 1020157021756 A KR1020157021756 A KR 1020157021756A KR 20157021756 A KR20157021756 A KR 20157021756A KR 20150109394 A KR20150109394 A KR 20150109394A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
reactor system
effluent
fraction
hydrogen
boiling
Prior art date
Application number
KR1020157021756A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102005137B1 (ko
Inventor
마리오 시. 발다사리
우잘 케이. 무케르지
앤-마리 올슨
마빈 아이. 그린
Original Assignee
루머스 테크놀로지 인코포레이티드
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 루머스 테크놀로지 인코포레이티드 filed Critical 루머스 테크놀로지 인코포레이티드
Publication of KR20150109394A publication Critical patent/KR20150109394A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102005137B1 publication Critical patent/KR102005137B1/ko

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/06—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by destructive hydrogenation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/14—Hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment 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
    • C10G67/04—Treatment 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 solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment 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
    • C10G67/04—Treatment 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 solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment 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
    • C10G67/04—Treatment 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 solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C10G67/0463—The hydrotreatment being a hydrorefining
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment 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
    • C10G67/04—Treatment 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 solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C10G67/049—The hydrotreatment being a hydrocracking
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—Vacuum residues

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

본 발명의 잔사 탄화수소들의 고도화 공정은, 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여(solvent deasphalting) 탈아스팔트유(deasphalted oil) 분획 및 아스팔트 분획을 생산하는 단계; 상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층(ebullated-bed) 수소변환(hydroconversion) 반응기 시스템에서 제1 수소 변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및 상기 유출물을 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;를 포함할 수 있다.

Description

잔사유 수소첨가분해 공정{RESIDUE HYDROCRACKING PROCESSING}
본원에 개시된 구현예들은 일반적으로 잔사유 및 기타 중탄화수소(heavy hydrocarbon) 분획들의 수소첨가분해를 위한 공정들을 포함하는 수소변환 공정들과 관련된다. 더욱 구체적으로, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소(residuum hydrocarbon) 공급원료의 용매 탈아스팔트화(solvent deasphalting), 잔사유 탈황 단위(residue desulfurization unit)에서 결과로서 얻어진 탈아스팔트유의 처리, 및 별도의 잔사유 수소첨가분해(residue hydrocracking) 단위에서 용매 탈아스팔트 단위로부터 피치의 처리와 관련된다.
가솔린 및 등유, 제트 및 경유와 같은 기타 증류액 정유 제품들에 대한 전세계적인 수요가 점차 증가함에 따라, 더 높은 비점을 갖는 화합물들로부터 더 낮은 비점을 갖는 것들로의 전환을 향한 유의적인 경향이 있어왔다. 증류액 연료들에 대한 증가하는 수요를 충족시키기 위하여, 정유업자들은 잔사(residuum), 감압 가스유(vacuum gas oil, VGO) 및 기타 중질 석유 공급원료들을 제트 및 경유 연료들로 전환하기 위한 수소첨가분해, 잔사유 탈황(RDS), 및 용매 탈아스팔트화(SDA)와 같은 다양한 반응들을 연구하여왔다.
촉매들은 우수한 증류액 선택비, 합리적인 전환 활성 및 보다 중질의 공급원료들에 대한 안정성을 보이도록 개발되어 왔다. 그러나, 상기 다양한 공정들에 의해 얻어질 수 있는 전환율들은 제한된다. 예를 들어, RDS 단위들은 단독으로 고황 잔사유로부터 1 중량%의 황 연료를 생산할 수 있으나, 전화율은 일반적으로 약 35% 내지 40%로 제한된다. 다른 사람들은 잔사 원료를 용매 탈아스팔트화하고 상기 탈아스팔트유를 잔사 수소첨가분해 단위(residuum hydrocracking unit, RHU)에서만 처리하기 위하여 SDA 단위들을 사용할 것을 제안하여 왔다. 또한, 다른 사람들은 SDA 단위에서 RHU로부터 비전환 감압 잔사를 처리하여 탈아스팔트유(DAO)를 RHU의 전단(front end)로 다시 리사이클하여 왔다. 또 다른 사람들은 SDA 피치를 직접 RHU에서 처리할 것을 제안하여 왔다. 그럼에도 불구하고, 높은 탄화수소 전화율 및 황 제거를 얻기 위하여 경제적인 공정들이 요구된다.
일 양태에서, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소들(residuum hydrocarbons)을 고도화하는 공정과 관련된다. 상기 공정은 하기 단계들을 포함할 수 있다: 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여(solvent deasphalting) 탈아스팔트유(deasphalted oil) 분획 및 아스팔트 분획을 생산하는 단계; 상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층(ebullated-bed) 수소변환(hydroconversion) 반응기 시스템에서 제1 수소 변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및 상기 유출물을 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계.
다른 양태에서, 본원에 개시된 구현예들은 다음과 같은 단계들을 포함하는 잔사 탄화수소들(residuum hydrocarbons)을 고도화하는 공정과 관련된다: 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트유를 생산하는 단계; 상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계; 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 잔사유 수소첨가탈황 단위에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 잔사유 수소첨가탈황 단위로부터 유출물을 회수하는 단계; 상기 잔사유 수소첨가탈황 단위 유출물을 수소첨가분해 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및 상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계.
다른 양태에서, 본원에 개시된 구현예들은 다음과 같은 단계들을 포함하는 잔사 탄화수소들(residuum hydrocarbons)을 고도화하는 공정과 관련된다: 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하는 단계; 상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계; 상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 잔사유 수소첨가탈황 단위에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 잔사유 수소첨가탈황 단위로부터 유출물을 회수하는 단계; 상기 수소첨가 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 감압 잔사 탄화수소 분획을 포함하는 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계; 상기 감압 잔사 탄화수소 분획을 수소첨가분해 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계; 상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및 상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계.
다른 양태들 및 이점들은 하기 기재 및 첨부된 청구항들로부터 명백할 것이다.
도 1은 본원에 개시된 구현예들에 따라 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하는 공정의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 2는 본원에 개시된 구현예들에 따라 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하는 공정의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 3은 본원에 개시된 구현예들에 따라 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하는 공정과 함께 사용되기 위한 통합 수처리 반응기 시스템(integrated hydroprocessing reactor system)의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 4는 본원에 개시된 구현예들에 따라 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하는 공정과 함께 사용되기 위한 통합 수처리 반응기 시스템(integrated hydroprocessing reactor system)의 단순화된 대체 공정 흐름도이다.
일 양태에서, 본원의 구현예들은 일반적으로 잔사유 및 기타 중질 탄화수소 분획들을 수소첨가분해하는 공정들을 포함하는 수소변환 공정들에 관한 것이다. 더욱 구체적으로, 본원에 개시된 구현예들은 잔사 탄화수소 공급원료의 용매 탈아스팔트화, 상기 탈아스팔트유를 잔사유 탈황 단위 및 잔사유 수소첨가분해 단위에서의 처리, 및 별도의 잔사유 수소첨가분해 단위에서 용매 탈아스팔트화로부터 피치의 처리에 관한 것이다.
본원에 개시된 수소변환 공정들은 수소 및 하나 이상의 수소변환 촉매의 존재 하에서 상승된 온도 및 압력의 조건에서 잔사 탄화수소 공급원료들을 반응시켜서 상기 공급원료를 감축된 오염물(황 및/또는 질소와 같은) 수준을 갖는 저분자량 제품들로 변환하기 위하여 사용될 수 있다. 수소변환 공정들은, 예를 들어, 수소첨가(hydrogenation), 수소첨가탈황(hydrodesulfurization), 수소첨가탈질(hydrodenitrogenation), 수소첨가분해(hydrocracking), 수소첨가탈금속(hydrodemetallization), 수소첨가DeCCR(hydroDeCCR) 또는 수소첨가탈아스팔트(hydrodeasphaltenization) 등을 포함할 수 있다.
본원에 사용된 바와 같이, 잔사 탄화수소 분획들 또는 잔사 탄화수소들을 참조하는 기타 용어들은, 약 340 ℃ 이상의 끓는 점 또는 끓는 점 영역을 갖는 탄화수소 분획으로서 정의되나, 전체 중질 원유 처리 공정을 또한 포함할 수 있다. 본원에 개시된 공정들과 함께 사용될 수 있는 잔사 탄화수소 공급원료들은 다양한 정유 공장 및 기타 유사한 탄화수소 석유 흐름들 또는 이의 조합들 뿐만 아니라 상압 또는 감압 잔사, 탈아스팔트유들, 탈아스팔트 피치(deasphalter pitch), 수소첨가분해된 상압 탑저물들(tower bottoms) 또는 감압 탑저물들, 직류 감압 가스유들, 수소첨가분해된 감압 가스유들, 유체 촉매 분해된(fluid catalytically cracked, FCC) 슬러리유들, 비등층으로부터 감압 가스유들, 쉐일-유래유들(shale-derived oils), 석탄-유래유들(carbon-derived oils), 바이오-유래 원유들(bio-derived crude oils), 타르 샌드 역청(tar sands bitumen), 톨유들(tall oils) 및 흑유들(black oils)과 같은 탄화수소 흐름들을 포함할 수 있는데, 여기서, 각 탄화수소 흐름들은 직류처리되고, 공정 유래되고, 수소첨가분해되고, 일부 탈황되고, 및/또는 일부 탈금속될 수 있다. 일부 구현예들에서, 잔사 탄화수소 분획들은 적어도 480 ℃, 적어도 524 ℃, 또는 적어도 565 ℃의 표준 끓는 점을 갖는 탄화수소들을 포함할 수 있다.
이제 도 1을 참조하면, 잔사 탄화수소 분획(잔사)(10)이 용매 탈아스팔트 단위(SDA)(12)로 공급된다. SDA(12)에서, 잔사 탄화수소는 용매와 접촉하여 아스팔텐들(asphaltenes) 및 유사한 탄화수소들을 선택적으로 용해함으로써 탈아스팔트유(DAO) 분획(14) 및 피치 분획(15)을 생산할 수 있다.
용매 탈아스팔트화는, 예를 들어, 잔사 탄화수소 원료를 약 38 ℃ 내지 약 204 ℃ 범위의 온도 및 약 7 barg 내지 약 70 barg 범위의 압력에서 경질 탄화수소 용매와 접촉시킴으로써 SDA(12)에서 수행될 수 있다. SDA(12)에 유용한 용매들은, 예를 들어, 프로판, 부탄, 이소부텐, 펜탄, 이소펜탄, 헥산, 헵탄, 또는 이들의 ㅎ혼합물과 같은 C4, C5, C6 및/또는 C7 탄화수소들을 포함할 수 있다. 경질 탄화수소 용매들의 사용은 높은 리프트(높은 DAO 수율)를 제공할 수 있다. 일부 구현예들에서, SDA 단위(12)로부터 회수된 DAO 분획(14)은 500 wppm 내지 5000 wppm의 아스팔텐들(즉, 불용성 헵탄), 50 내지 150 wppm의 금속들(Ni, V, 및 기타), 및 5 중량% 내지 15 중량%의 콘라드슨 탄소 잔사유(Conradson Carbon Residue, CCR)를 함유할 수 있다.
피치 분획(15)은 이후 직류 감압 가스유(straight run vacuum gas oil, SRVGO)와 같은 희석액(17)과 함께 혼합되어 희석된 피치(잔사) 분획(19)을 생산할 수 있다. 희석된 피치 분획(19) 및 수소(21)는 이후 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함할 수 있는 비등층 반응기 시스템(42)으로 공급될 수 있는데, 상기 비등층 반응기에서 탄회수소들 및 수소는 수소변환 촉매들과 접촉되어 피치의 적어도 일부부을 수소와 반응시킴으로써 보다 경질의 탄화수소들을 형성하거나, 피치 탄화수소들을 탈금속화하거나, 콘라드슨 탄소 잔사유를 제거하거나, 기타 잔사를 유용한 제품들로 변환한다.
비등층 반응기(42)에서 반응기들은 약 380 ℃ 내지 450 ℃ 범위의 온도, 약 70 bara 내지 약 170 bara 범위의 수소 부분압, 및 약 0.2 h-1 내지 약 2.0 h-1 범위의 액공간 속도에서 운전될 수 있다. 비등층 반응기들 내부에서, 액체 생성물의 재순환에 의하여 촉매는 역혼합될 수 있고 무작위 운동 상태로 유지될 수 있다. 이는 상기 재순환된 오일을 기상의 생성물들로부터 먼저 분리하는 것에 의해 성취될 수 있다. 상기 오일은 이후 외부 펌프 또는 도시된 바와 같이 반응기의 하부 헤드에 장착된 교반기를 갖는 펌프에 의해 재순환될 수 있다.
비등층 반응기 시스템(42)에서 목표 전화율은 처리되는 공급원료에 따라 약 40 중량% 내지 약 75 중량% 범위에 있을 수 있다. 어떠한 경우이건, 목표 전화율들은 침전물 형성이 과도해져 그로 인해 운전의 연속을 방해하는 수준보다 아래로 유지되어야 한다. 잔사 탄화수소들을 보다 경질유 탄화수소들로 변환하는 것뿐만 아니라, 황 제거는 약 40 중량% 내지 약 80 중량%의 범위에 있을 수 있고, 금속 제거는 약 60 중량% 내지 85 중량%의 범위에 있을 수 있고, 콘라드슨 탄소 잔사유(CCR) 제거는 약 30 중량% 내지 약 65 중량%에 있을 수 있다.
비등층 반응기 시스템(42)에서 변환에 이어, 상기 일부 변환된 탄화수소들은 혼합된 기체/액체 유출물로서 흐름선(44)를 통하여 회수될 수 있고, 분별 시스템(46)으로 공급되어 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수할 수 있다. 도시된 바와 같이, 분별 시스템(46)은 경질 탄화수소 가스들 및 황화 수소(H2S)를 함유하는 배가스(offgas)(48), 경질 나프타 분획(50), 중질 나프타 분획(52), 등유 분획(54), 경유 분획(56), 경질 감압 가스유 분획(58), 중질 가스유 분획(60), 및 감압 잔사 분획(62)을 회수하기 위하여 사용될 수 있다. 일부 구현예들에서, 감압 잔사 분획(62)은 추가 처리를 위하여 SDA 단위(12), 비등층 반응기 시스템(42), 또는 하기 에 언급된 다른 반응기 단위들(16, 20)로 재순환될 수 있다. 다른 구현예들에서, 감압 잔사 분획(62)은 커터(cutter) 분획(66)과 함께 혼합되어 연료유를 생산할 수 있다.
분별 시스템(46)은, 예를 들어, 고압 고온(HP/HT) 분리기를 포함하여 유출물 증기를 유출물 액체들로부터 분리할 수 있다. 상기 분리된 증기는 기체 냉각, 정제, 및 재순환 가스 압축의 과정을 거치거나, 통합 수소첨가처리 반응기 시스템(integrated hydroprocessing reactor system) 단독 또는 외부 증류액들 및/또는 수소첨가분해 공정에서 생성된 증류액들과 함께 조합하여 먼저 처리되고, 이후, 가스 냉각, 정제, 및 압축의 과정을 거칠 수 있다.
HP/HT 분리기로부터 상기 분리된 액체는 상기 가스 냉각 및 정제 부문으로부터 회수된 기타 증류액 생성물들과 함께 상압 증류 시스템으로 기화되고(flashed) 전송될 수 있다. 약 340 ℃ 내지 약 427 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 340 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 상압 탑저물들이 이후 감압 증류 시스템을 통하여 추가 처리되어 감압 증류액들을 회수할 수 있다.
약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 상기 감압 탑저물들 생성물은, 직접 열 교환 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부분을 감압 탑저물들 생성물로 직접 주입하는 것과 같은 냉각 후에, 탱크 설비로 이송될 수 있다.
일부 구현예들에서, 비등층 반응기 시스템(42) 및 분별 시스템(46)에서의 잇따르는 처리로부터 회수되는 연료 오일 분획(62)은 2.25 중량% 이하; 다른 구현예들에서 2.0 중량% 이하; 및 또 다른 구현예들에서 1.75 중량% 이하의 황 함량을 가질 수 있다.
SDA 단위(12)로부터 회수된 탈아스팔트유 분획(14)은 수소 풍부 가스(23)와 함께 조합되어 선택적으로 가열되고, 잔사유 탈황(RDS) 단위(16)로 공급될 수 있다. RDS 단위(16)은 하나 이상의 잔사유 탈황 반응기들을 포함할 수 있다.
일부 구현예들에서, RDS 단위(16)는 RDS 반응기들의 상류에 하나 이상의 상향식 반응기들(upflow reactors)(UFR)(미도시)을 포함할 수 있다. DAO 원료는 반응기들의 상류로 수소 풍부 가스(23) 또는 UFR들의 하부로 유입되는 원료들과 함께 혼합될 수 있고, 일부 구현예들에서 UFR들로부터 회수되는 유출물과 함께 혼합될 수 있다. UFR은 원료에서 일부 황, 콘라드슨 탄소 잔사유, 및 아스팔텐을 제거하는 것뿐만 아니라 하류 RDS 촉매층들에서 촉매 수명을 증가시키는 것을 도울 수 있다.
UFR들 및/또는 RDS 반응기들을 포함하는 RDS 단위(16)에서의 운전 조건들은 약 360 ℃ 내지 약 400 ℃ 범위의 온도와 약 70 barg 내지 약 170 barg 범위의 수소 부분 압력을 포함할 수 있다. RDS는 일부 구현예들에서 적어도 70 중량%, 다른 구현예들에서 적어도 80 중량%, 및 또 다른 구현예들에서 92 중량% 이상의 탈황 속도를 얻을 수 있다.
RDS 단위(16)로부터 회수된 유출물(18)은, 이후 직렬 또는 병렬로 배치된 하나 이상의 수소첨가분해 반응기들을 포함하는 수소첨가분해 반응기 시스템(20)에서 추가 처리될 수 있다.
반응기 시스템(20)에서, RDS 유출물은 약 70 bara 내지 약 170 bara 범위의 수소 부분 압력, 약 380 ℃ 내지 약 450 ℃ 범위의 온도, 및 촉매 존재시 약 0.2 h-1 내지 약 2.0 h-1 범위의 LHSV 하에서 수소첨가분해될 수 있다. 일부 구현예들에서, 수소첨가분해 반응기 시스템(20)에서 운전 조건들은 비등층 반응기 시스템(42)의 상기 기재된 운전 조건들과 유사할 수 있다. 수소첨가분해 반응기 시스템(20)이 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함하는 것과 같은 다른 구현예들에서, 비등층 반응기들은 반응기 시스템(42)보다 더 높은 가혹 조건들(severity conditions)에서 운전될 수 있는데, 여기서 더 높은 가혹 조건들이란 더 높은 온도, 더 높은 압력, 더 낮은 공간 속도 또는 이들의 조합을 말한다.
감압 잔사 공급원료 물성들, 금속들 및 콘라드슨 탄소 잔사유가 RDS 단위(16)에서 제거되는 정도, 및 사용된 SDA 용매에 따라, 회수된 DAO는 고정층 반응기 시스템 또는 도시된 바와 같은 비등층 반응기 시스템(20)에서 처리될 수 있는데, 상기 비등층 반응기 시스템(20)은 다른 유사점들 중에서도 기체/액체 분리 및 촉매 재순환에 관하여 상기 기재된 비등층 반응기 시스템(42)과 유사할 수 있다. 고정층 반응기 시스템이 사용될 수 있는데, 예를 들어, 고정층 반응기 시스템에서 DAO의 금속들 및 콘라드슨 탄소 잔사유 함량은 각각 80 wppm 및 10 중량% 미만이고, 구체적으로 각각 50 wppm 및 7 중량% 미만일 수 있다.
비등층 반응기 시스템이 사용될 수 있는데, 예를 들어, 금속들 및 콘라드슨 탄소 잔사유 함량들이 상기 고정층 반응기 시스템의 함량들보다 더 높을 때 사용될 수 있다. 양 수소첨가분해 반응기 시스템에서, 사용된 반응기들의 수는 다른 변수들 중에서 충전율(charge rate), 전체 목표 잔사유 전화율 수준, 및 RDS 단위(16)에서 얻어진 전화율 수준에 의존할 수 있다. 일부 구현예들에서, 하나 이상의 수소첨가분해 반응기들이 수소첨가분해 반응기 시스템(20)에서 사용될 수 있다.
수소첨가분해 반응기 시스템(20)에서 변환에 잇따라, 부분 변환된 탄화수소들은 혼합된 증기/액체 유출물로서 흐름선(22)을 통하여 회수되고, 분별 시스템(24)으로 공급되어 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수할 수 있다. 도시된 바와 같이, 분별 시스템(24)은 배가스(26), 경질 나프타 분획(28), 중질 나프타 분획(30), 등유 분획(32), 경유 분획(34), 경질 감압 가스유 분획(36), 중질 감압 가스유 분획(38), 및 감압 잔사유 분획(vacuum resid fraction)(40)을 회수하기 위하여 사용될 수 있다. 일부 구현예들에서, 감압 잔사유 분획(40)은 추가 처리를 위하여 재순환될 수 있다. 다른 구현예들에서, 감압 잔사유 분획(40)은 커터 분획(64)과 함께 혼합되어 연료 오일을 생산할 수 있다.
분별 시스템(24)은, 예를 들어, 유출물 액체로부터 유출물 증기를 분리하기 위하여 고압 고온(HP/HT) 분리기를 포함할 수 있다. 상기 분리된 증기는 가스 냉각, 정제, 및 재순환 가스 압축을 거치거나, 통합 수소첨가처리 반응기 시스템(integrated hydroprocessing reactor system, IHRS) 단독 또는 외부 증류액들 및/또는 수소첨가분해 공정에서 생성된 증류액들과 함께 조합하여 먼저 처리되고, 이후, 가스 냉각, 정제, 및 압축의 과정을 거칠 수 있다.
HP/HT 분리기로부터 상기 분리된 액체는 상기 가스 냉각 및 정제 부문으로부터 회수된 기타 증류액 생성물들과 함께 상압 증류 시스템으로 기화되고(flashed) 전송될 수 있다. 약 340 ℃ 내지 약 427 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 340 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 상압 탑저물들이 이후 감압 증류 시스템을 통하여 추가 처리되어 감압 증류액들을 회수할 수 있다.
약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점처럼 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 상기 감압 탑저물들 생성물은, 직접 열 교환 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부분을 감압 탑저물들 생성물로 직접 주입하는 것과 같은 냉각 후에, 탱크 설비로 이송될 수 있다.
RDS 단위(16) 및 수소첨가분해 반응기 시스템(20)을 통한 DAO 분획의 전체 전화율은 약 75 중량% 내지 약 95 중량%의 범위, 구체적으로 약 85 중량% 내지 약 90 중량%의 범위일 수 있다.
일부 구현예들에서, RDS 단위(16), 수소첨가분해 반응기 시스템(20) 및 분별 시스템(24)에서 잇따라 처리되어 회수되는 연료 오일 분획(40)은 1.25 중량% 이하; 다른 구현예들에서 1.0 중량% 이하; 및 또 다른 구현예들에서 0.75 중량% 이하의 황 함량을 가질 수 있다.
RDS 반응기들, URF들, 및 비등층 반응기들에 유용한 촉매들은 탄화수소 공급원료의 수소처리(hydrotreating) 또는 수소첨가분해에 유용한 어떠한 촉매도 포함할 수 있다. 수소처리 촉매는, 예를 들어, 수소 함량을 증가시키고/증가시키거나 헤테로 원자(hetero atom) 오염물들을 제거하기 위하여 탄화수소 공급원료들의 수소첨가반응을 촉진하는데 사용될 수 있는 어떠한 촉매 조성물도 포함할 수 있다. 수소첨가분해 촉매는, 예를 들어, 더 작고 낮은 분자량 분자들을 얻기 위하여 분자들을 분해하는 것뿐만 아니라 수소를 크거나 복잡한 탄화수소 분자들에 첨가하는 것을 촉진하기 위하여 사용될 수 있는 어떠한 촉매 조성물도 포함할 수 있다.
본원에 개시된 구현예들에 따른 수소변환 공정에 사용되는 수소변환 촉매 조성물들은 당해 기술분야에서 통상의 기술자에게 잘 알려져 있고, 몇몇은 다른 회사 중에서도 W.R. Grace & Co., Criterion Catalysts & Technologies, 및 Albemarle로부터 상업적으로 구입 가능하다. 적합한 수소변환 촉매들은 원소 주기율표의 4-12 그룹들로부터 선택되는 하나 이상의 원소들을 포함할 수 있다. 일부 구현예들에서, 본원에 개시된 구현예들에 따른 수소변환 촉매들은, 실리카, 알루미나, 티타니아, 또는 이의 조합들과 같은 다공성 지지체 상에 담지되지 않거나 담지된 하나 이상의 니켈, 코발트, 텅스텐, 몰리브덴 및 이의 조합들을 포함하거나, 구성되거나, 또는 필수적으로 구성될 수 있다. 제조업자로부터 공급되거나 재생 공정으로부터 얻어진 것처럼, 수소변환 촉매들은, 예를 들어, 산화 금속들의 형태일 수 있다. 일부 구현예들에서, 수소변환 촉매들은 수소첨가분해 반응기(들)로 유입되기 전에 예비-황화(pre-sulfided)되고/예비-황화 되거나 예비-조절될 수 있다.
유용할 수 있는 증류액 수소처리 촉매들은 촉매 수소첨가 활성을 제공한다고 알려진 원소들로부터 선택된 촉매를 포함한다. 그룹 8-10 원소들 및/또는 그룹 6 원소들로부터 선택된 적어도 하나의 금속 성분이 일반적으로 선택된다. 그룹 6 원소들은 크롬, 몰리브덴 및 텅스텐을 포함할 수 있다. 그룹 8-10 원소들은 철, 코발트, 니켈, 루테늄, 로듐, 팔라듐, 오스뮴, 이리듐 및 백금을 포함할 수 있다. 촉매에서 수소첨가 성분(들)의 양(들)은, 전체 촉매 100 중량부에 대한 금속 산화물(들)로서 계산되어, 적합하게 중량비로 그룹 8-10 금속 성분(들)의 약 0.5 % 내지 약 10 %의 범위 및 중량비로 그룹 6 금속 성분(들)의 약 5 % 내지 약 25 %의 범위인데, 여기서 중량비에 의한 백분율이란 황화(sulfiding) 전의 촉매의 중량에 기초한다. 촉매의 수소첨가 성분들은 산화물 및/또는 황화물 형태일 수 있다. 적어도 그룹 6 및 그룹 8 금속 성분의 조합이 (혼합된) 산화물들로서 존재한다면, 수소첨가분해에서 적합한 사용 전에 황화 처리될 것이다. 일부 구현예들에서, 촉매는 니켈 및/또는 코발트의 하나 이상의 성분들 및 몰리브덴 및/또는 텅스텐의 하나 이상의 성분들 또는 백금 및/또는 팔라듐의 하나 이상의 성분들을 포함할 수 있다. 니켈 및 몰리브덴, 니켈 및 텅스텐, 백금 및/또는 팔라듐을 함유하는 촉매들은 유용하다.
유용할 수 있는 잔사유 수소처리 촉매들은, 일반적으로 그룹 6 원소들 (몰리브덴 및/또는 텅스텐과 같은) 및 그룹 8-10 원소들 (코발트 및/또는 니켈), 또는 이들의 혼합물로부터 선택된 수소첨가 성분으로 구성된 촉매들을 포함하는데, 상기 수소첨가 성분들은 알루미나 지지체에 담지될 수 있다. 인(그룹 15) 산화물(phosphorous oxide)는 선택적으로 활성성분으로서 존재한다. 전형적인 촉매는 알루미나 바인더와 함께 3 내지 35 중량%의 수소첨가 성분들을 함유할 수 있다. 촉매 입자들(catalyst pellets)은 1/32 인치 내지 1/8 인치의 크기 범위일 수 있고, 구형, 압출형(extruded), 삼엽형(trilobate) 또는 사엽형(quadrilobate)일 수 있다. 일부 구현예들에서, 촉매 영역을 통과하는 원료는, 비록 일부 황, 질소 및 방향족들 제거가 또한 일어날 수 있다 하여도, 금속 제거를 위하여 미리 정해진 촉매와 먼저 접촉한다. 이어지는 촉매층들은, 비록 금속들 및/또는 분해 반응들의 제거를 촉진할 것으로 또한 기대된다고 하여도, 황 및 질소 제거를 위하여 사용될 수 있다. 탈금속화를 위한 촉매층(들)은, 존재할 경우, 125 내지 225 옹스트롬(Angstroms) 범위의 평균 기공 크기 및 0.5-1.1 ㎤/g 범위의 기공 부피를 갖는 촉매(들)을 포함할 수 있다. 탈질화/탈황화를 위한 촉매층(들)은 100 내지 190 옹스트롬(Angstroms) 범위의 평균 기공 크기 및 0.5-1.1 ㎤/g 범위의 기공 부피를 갖는 촉매(들)을 포함할 수 있다. US 특허 4,990,243은 적어도 약 60 옹스트롬의 기공 크기, 및 바람직하게는 약 75 옹스트롬 내지 약 120 옹스트롬의 기공 크기를 갖는 수소처리 촉매를 기재하고 있다. 현재 공정에 유용한 탈금속 촉매가, 예를 들어, US 특허 4,976,848에 기재되어 있는데, 상기 특허문헌의 전체 개시는 어떠한 목적으로도 본원의 참조 문헌에 포함된다. 이와 같이, 중질 흐름들의 탈황에 유용한 촉매들이, 예를 들어, US 특허 5,215,955 및 5,177,047에 기재되어 있는데, 상기 특허 문헌의 전체 개시는 어떠한 목적으로도 본원의 참조 문헌에 포함된다. 중간 증류액(middle distillate), 감압 가스유 흐름들 및 나프타 흐름들의 탈황에 유용한 촉매들이, 예를 들어, US 특허 4,990,243에 기재되어 있는데, 상기 특허 문헌의 전체 개시는 어떠한 목적으로도 본원의 참조 문헌에 포함된다.
유용한 잔사유 수소처리 촉매들은 알루미나, 실리카, 인, 또는 이들의 다양한 조합들로 이루어진 다공성 내화성 기재를 갖는 촉매들을 포함한다. 촉매들의 하나 이상의 유형들은 잔사유 수소처리 촉매로서 사용될 수 있고, 둘 이상의 촉매들이 사용되는 곳에서 촉매들은 반응기 영역에서 층들(layers)로서 존재할 수 있다. 하부 층(들)에서 촉매들은 양호한 탈금속 활성을 가질 수 있다. 촉매들은 또한 수소첨가 및 탈황 활성을 가질 수 있고, 금속들의 제거를 최대화하기 위하여 큰 기공 크기의 촉매들을 사용하는 것이 유리할 수 있다. 이러한 특성들을 갖는 촉매들은 콘라드슨 탄소 잔사유 및 황의 제거를 위한 최적의 것이 아니다. 하부층 또는 층들에서 촉매의 평균 기공 크기는 통상 적어도 60 옹스트롬일 수 있고, 많은 경우 상당히 더 클 수 있다. 촉매는 금속 또는 니켈, 몰리브덴, 또는 코발트와 같은 금속들의 조합을 함유할 수 있다. 하부층 또는 층들에서 유용한 촉매들은 US 특허 5,071,805, 5,215,955, 및 5,472,928에 기재되어 있다. 예를 들어, US 특허 5,472,928에 기재된 것과 같으며, 130 내지 170 옹스트롬 범위의 기공들의 적어도 20%를 갖는, 질소 방법에 기초한 그러한 촉매들은 하부 촉매들 층(들)에 유용할 수 있다. 촉매 영역의 상부층 또는 층들에 존재하는 촉매들은 하부층 또는 층들의 촉매들과 비교할 때 더 큰 수소첨가 활성을 가져야 한다. 결과적으로, 상부층 또는 층들에서 유용한 촉매들은 더 작은 기공 크기들 및 더 큰 콘라드슨 탄소 잔사유 제거, 탈질 및 탈황 활성에 의해 특징지워질 수 있다. 전형적으로, 촉매들은 수소첨가 활성을 향상시키기 위하여, 예를 들어, 니켈, 텅스텐, 및 몰리브덴과 같은 금속들을 함유할 수 있다. 예를 들어, US 특허 5,472,928에 기재된 것과 같으며 95 내지 135 옹스트롬의 범위의 기공들의 적어도 30%를 갖는, 질소 방법에 기초한 그러한 촉매들은 상부 촉매들 층들에서 유용할 수 있다. 촉매들은 성형 촉매들(shaped catalysts) 또는 구형 촉매들일 수 있다. 또한, 조밀하고 덜 부서지는 촉매들은 반응기로부터 회수된 생성물에서 촉매 입자들의 파손 및 미립자들의 비말동반(entrainment)을 최소화하기 위하여 상향흐름(upflow) 고정 촉매 영역들에서 사용될 수 있다.
당해 기술분야의 통상의 기술자는 다양한 촉매 층들이 단지 하나의 촉매 유형으로 이루어질 수 없으나, 다른 촉매 유형들의 혼합물로 이루어져 상기 층에 대하여 금속들 또는 콘라드슨 탄소 잔사유 제거 및 탈황의 최적의 수준을 얻을 수 있다는 것을 인식할 수 있다. 일부 수소첨가가 상기 영역의 하부 부분에서 일어날 수 있음에도 불구하고, 콘라드슨 탄소 잔사유, 질소, 및 황의 제거는 상부 층 또는 층들에서 주요하게 일어날 수 있다. 분명히 추가적인 금속들 제거가 또한 일어날 수 있다. 각 층에 대한 구체적인 촉매 또는 촉매 혼합물, 상기 영역에서 층들의 수, 각 층의 베드(bed)에서 비례 부피(proportional volume), 및 선택된 구체적인 수소처리 조건들은 촉매의 가격과 같은 상업적인 고려요소들뿐만 아니라 상기 단위에 의해 처리되는 공급원료, 회수되고자 하는 희망 생성물에 의존할 수 있다. 이러한 파라미터들 모두는 석유 정제 산업에 관련된 통상의 기술자의 범위 안에 있으며, 여기서 더 이상의 상술을 요할 수 없다.
이제 도 2를 참조하면, 유사한 숫자들은 유사한 부품들을 나타내며, 본원에 개시된 구현예들에 따른 잔사 탄화수소 공급원료들을 고도화하기 위한 단순화된 공정 흐름도가 도시되었다. 도 1에 관하여 상기 기재된 바와 같이, 잔사 탄화수소 공급원료(10)가 SDA 단위(12)를 통하여 처리되고, 얻어진 피치 분획은 비등층 반응기 시스템(42) 및 분별 시스템(46)에서 처리된다. 탈아스팔트유 분획(14)은 수소 풍부 가스(23)와 함께 조합될 수 있고, 하나 이상의 잔사유 탈황 반응기들을 포함할 수 있는 RDS 단위(16)로 공급될 수 있다.
RDS 단위(16)로부터 회수되는 유출물(18)은 이후 분별 시스템(24)에서 처리되어 감압 잔사 분획(40)뿐만 아니라 특히 하나 이상의 탄화수소 분획들(26, 28, 38)을 생산할 수 있다. 감압 잔사 분획(40) 및 선택적으로 분별 시스템(24)에서 회수되는 하나 이상의 추가적인 보다 중질의 탄화수소 분획들이 이후 수소첨가분해 반응기 시스템(20)으로 공급되어 추가적인 증류액 범위 탄화수소들을 생산할 수 있다. 반응 시스템(20)에서의 변환에 잇따라, 유출물(22)는 분별되어 다양한 증류액 탄화수소 분획들을 회수할 수 있다. 일부 구현예들에서, 유출물(22)은 분별 시스템(24)(도시된 것과 같이) 또는 유출물들(18, 44)을 처리하는 조합된 분별 시스템에서 유출물(18)과 함께 분별될 수 있다.
비등층 수소분해 반응기들과 함께 SDA 및 RDS를 유리하게 조합함으로써, 예를 들어, 6.5 중량% 이상의 황을 갖는 것과 같은 잔사유 함유 고유황(high sulfur)을 처리할 때에도 여전히 1 중량%의 황 안정 연료 오일(sulfur stable duel oil)을 생산하는 동안, DAO 분획의 전화율은 85 중량% 내지 90 중량%와 같은 매우 높은 수준으로 증가될 수 있다. 별도 반응/분리 트레인(separate reaction/separation train)에서 SDA 피치의 처리는, 40 중량% 내지 65 중량%의 피치를 상압 및 감압 증류액 끓는 점 범위 물질들로 변환하는 동안, 2 중량% 황 안정 연료 오일의 생산을 가능하게 할 수 있다. 양 처리 트레인들로부터 얻어지는 조합된 총 전화율은 약 55 중량% 또는 60 중량% 내지 약 95 중량% 이상과 같이 높은 범위일 수 있으며, 구체적으로, 약 65 중량% 내지 약 85 중량%의 범위일 수 있다. 나아가, 이러한 전화율들은 침전물 형성 없이 유리하게 얻어질 수 있는데, 침전물이 형성되는 경우 막힘(plugging) 및 불연속적인 운전을 야기할 수 있다.
실시예
하기 실시예에서, 40 k BPSD의 아라비안 중질 감압 잔사유가 먼저 SDA 단위에서 73 부피% 리프트(lift)로 처리되었다. 얻어진 DAO 및 SDA 피치의 물성은 표 1에 요약되어있다. 4.27 중량%의 황을 함유한 DAO, 10 중량%의 CCR 및 47 wppm의 Ni+V이 이후 원료의 황 함량을 85에서 87%로 줄이기 위하여 RDS 단위에서 처리되었다. 동시에, 원료의 잔사유 분획이 35 내지 45%로 변환되었다. 본 실시예에서, RDS 유출물이 이후 RDS 반응기와 근접 결합된 단일 비등층 반응기에서 수소첨가분해되어 전체 전화율을 85 부피% 및 전체 HDS를 91.8 중량%까지 증가시켰다. 얻어진 비변환 오일(unconverted oil, UCO)는 각각 약 1.0 중량% 및 11.9˚의 황 함량 및 API 중력을 갖는 것으로 평가되었다. 본 반응기 시스템으로부터의 UCO는 추가적인 커터스탁(cutterstock)의 추가 없이 저황 연료 오일 요구조건들을 충족시킬 수 있는 것으로 예상된다. 전화율 및 탈황의 이러한 수준을 얻기 위하여 요구되는 전체 공간 속도는 약 0.2 hr-1일 것으로 추정된다.
DAO 및 SDA 피치 물성
물성 VR 원료 DAO SDA 피치
공급 속도, kBPSD 40.0 29.2 10.8
API 중력 4.81 10.58 -8.68
비중 1.0381 0.9959 1.1521
황, 중량% 5.2 4.27 7.37
질소, 중량% 0.40 0.25 0.75
산소, 중량% 0.12 0.09 0.19
CCR, 중량% 25 10 60
Ni+ V, wppm 270 47 790
565 ℃-, 부피%
565 ℃+, 부피%		 10
90		 13.7
86.3
100
또한, 55 부피%의 SDA 피치가 이후 단일 반응기를 함유하고, RDS 및 수소첨가분해 반응기들과 병렬로 운전되며, 2.6 중량%의 황을 함유한 중간 황 감압 잔사유를 생산하는 별도의 비등층 반응기 시스템에서 변환되었다. 커터스탁 추가 이후에, 얻어진 연료 요일은 연료 오일 혼합 성분들에 따라 2 중량% 미만의 황 및 확실하게 1.5 중량% 미만의 황을 함유할 수 있다. 피치 변환 단위를 위한 반응기 공간 속도는 약 0.25 h-1일 것으로 평가되는데, 이는 0.22 h-1의 RDS 더하기 DAO 수소첨가분해 반응기 및 피치 변환 반응기의 전체 공간 속도를 야기한다.
이러한 배치에 대하여 얻어진 전체 전화율은 75 부피%인데, 약 12,096 BPSD의 경유, 12,332 BPSD의 수소첨가분해물(hydrocracker) 또는 FCC 원료, 4,506 BPSD의 LS 연료 오일 및 4,760 BPSD의 중간 황 감압 잔사유를 생산한다. 이러한 처리 배치에 대한 총 수율 및 생성물 물성은 표 2에 제공되었다.
잔사유 수소첨가분해 공정
총 수율 및 물성
원료 중량% 부피 % 비중 API S,
중량%		 N,중량% CCR, 중량% V, wppm Ni, wppm
360-565 C 9.3 10.0 0.9659 15.00 3.75 0.20 0.50 1 0.5
565 C+ 90.7 90.0 1.046 3.770 5.35 0.42 27.51 226 72
합계 100.0 100.0 1.038 4.815 5.2 0.40 25 205 65
총 생성물 수율 및 물성
생성물 중량% 부피 % 비중 API S,
중량%		 N,
중량%		 CCR, 중량% V, wppm Ni, wppm
H2S 4.75
NH3 0.22
H2O 0.09
C1 1.17
C2 1.04
C3 1.51
C4 1.44 2.57 0.584
C5-145C 11.08 15.73 0.7313 61.99 0.04 0.02
145-370C 30.24 36.46 0.8608 32.89 0.23 0.07
370-565C 28.00 30.83 0.9428 18.59 0.85 0.24 0.5 1 <1
LS 잔사유
(565 C+)		 9.64 10.14 0.9868 11.90 1.02 0.27 15.5 18 13.2
MS 잔사유 (565 C+) 12.91 11.90 1.1262 -5.86 2.60 0.73 53.4 164 111
합계 102.09 107.63
C5+ 91.87 105.06 0.9077 24.39 0.8119 0.2292
C4+ 93.31 107.63 0.8999 25.73 0.7993 0.2256
Chemical H2S Cons 1425.98
총 제거물, 중량%
HDS 85.9
HDN 45.4
CCR 65.9
바나듐 88.7
니켈 75.6
도 3 및 4는 IHRS를 위한 두 개의 구현예들을 도시하고, 아래에 기재되어 있으나, 다른 구현예들도 당해 기술 분야의 통상의 기술자에게 가능한 것으로 자명할 것이다. 도 3은 IHRS가 비등층 반응기 시스템(42)의 하류흐름에 설치된 구현예를 도시한다. 도 4는 IHRS가 수소첨가분해 반응기 시스템(20)의 하류흐름에 설치된 구현예를 도시한다.
도 3에 도시된 바와 같이, 비등층 수소처리 반응기(42)로부터 유출물 흐름(44)은 열 교환기(미도시)에서 냉각될 수 있고, 약 1000 ℉ 표준 끓는 점 이하에서 끓는 경질 생성물들 및 증류액들을 포함하는 증기 흐름과 비변환된 잔사를 포함하는 액체 흐름이 분리되고 하류흐름 장치에서 별도로 처리될 수 있는 HP/HT V/L 분리기(81)로 공급될 수 있다. 증기 흐름(67)은 고정층 수소처리 반응기(86)로 공급되어 수소처리, 수소첨가분리 또는 이의 조합을 수행할 수 있다. IHRS 고정층 반응기 시스템(86)으로부터 유출물 흐름(68)은 상기 기재된 배가스 흐름(48), 경질 수소처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(50), 중질 수소처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(52), 수소처리 또는 수소첨가분해된 등유 흐름(54), 수소처리 또는 수소첨가분해된 경유 흐름(56)을 회수하는 분별 시스템(147)으로 공급된다. 액체 흐름(63)은 열 교환기(미도시)에서 냉각될 수 있고, 경질 수처리 또는 수소첨가분해된 VGO 흐름(58), 중질 수처리 또는 수소첨가분해된 VGO흐름(60) 및 비변환된 감압 잔사 흐름(62)을 회수하는 감압 분별 시스템(72)로 공급되기 전에 압력 감소 시스템(미도시)에서 감압될 수 있다. 일부 구현예들에서, 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점, 구체적으로 약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 감압 탑저물들 생성물 흐름은, 직접 열 교환기 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부를 감압 탑저물들 생성물로 직접 주입하는 것과 같은 냉각 이후에 탱크 설비로 이송될 수 있다.
도 4에 도시된 바와 같이, 대체 가능한 IHRS 흐름 계획에서, 비등층 반응기 시스템(20)으로부터 유출물 흐름(22)은 열 교환기(미도시)에서 냉각될 수 있고, 약 1000 ℉ 표준 끓는 점 이하에서 끓는 경질 생성물들 및 증류액들을 포함하는 증기 흐름과 비변환된 잔사를 포함하는 액체 흐름이 분리되고 하류흐름 장치에서 별도로 처리될 수 있는 HP/HT V/L 분리기(181)로 공급될 수 있다. 증기 흐름(167)은 공정층 수소처리 반응기(186)으로 공급되어 수소처리, 수소첨가분해 또는 이의 조합을 수행할 수 있다. IHRS 고정층 반응기 시스템(166)으로부터 유출물 흐름(168)은 배가스 흐름(26), 경질 수소처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(28), 중질 수소처리 또는 수소첨가분해된 나프타 흐름(30), 수소처리 또는 수소첨가분해된 등유 흐름(32), 수소처리 또는 수소첨가분해된 경유 흐름(34)을 회수하는 상압 분별 시스템(146)으로 공급될 수 있다. 액체 흐름(163)은 열 교환기(미도시)에서 냉각되고, 압력 감소 시스템(미도시)에서 감압되고, 경질 수소처리 또는 수소첨가분해된 VGO 흐름(36), 중질 수소처리 또는 수소첨가분해된 VGO 흐름(38) 및 비변환된 감압 잔사 흐름(40)을 회수하는 감압 분별 시스템(172)으로 공급될 수 있다. 일부 구현예들에서, 적어도 약 480 ℃의 초기 끓는 점, 구체적으로 약 480 ℃ 내지 약 565 ℃ 범위의 초기 끓는 점을 갖는 탄화수소들과 같은 감압 탑저물들 생성물 흐름은, 직접 열 교환기 또는 잔사 탄화수소 원료의 일부를 감압 탑저물들 생성물로 직접 주입하는 것과 같은 냉각 이후에 탱크 설비로 이송될 수 있다.
두 개의 독립적인 분별 시스템들(24, 46)에 관하여 기재되는 동안, 본원에 개시된 구현예들은 또한 공통의 분별 시스템에서 흐름들(22, 44)를 분별하는 것을 고려한다. 예를 들어, 상기 유출물들은 상기 기재된 상압 탑 및 감압 탑에서 추가적인 처리를 하기 전에 공통 가스 냉각, 정제, 및 압축 순환으로 공급될 수 있다. 조합된 분리 계획의 사용은 원하는 경우 감소된 자본 투자를 제공할 수 있으나, 별도 처리에 의해 얻어진 중간 황 수준을 갖는 단일 연료 오일 분획의 생산을 야기할 수 있다. 또한, 조합된 분리 계획은, 비등층 반응기 시스템(42) 및 수소첨가분해 반응기 시스템(20) 모두의 하류흐름에 설치되고 조합된 유출물들(22, 44)에 의해 공급되는 IHRS와 함께 사용될 수 있다.
앞서 기재된 바와 같이, 본원에 개시된 구현예들은, 잔사유 전화율 한계를 잔사유 수소첨가분해 단독에 의해 얻어질 수 있는 것 이상으로 확대하면서, SDA 및 RDS를 잔사유 수소첨가분해와 함께 효율적으로 통합한다. 나아가, 유사한 전화율들을 얻도록 제안된 기타 계획들과 비교하여 더 작은 촉매 반응기 부피를 사용하여 더 높은 전화율들을 얻을 수 있다. 나아가, 본원에 개시된 구현예들은 전체 전화율을 최대화하면서 고황 함유 잔사유 원료로부터 1 중량% 미만의 황을 갖는 연료 오일을 생산하기 위하여 사용될 수 있다.
유리하게, 초기 SDA는, 전화율을 제한함에 의하여, 과도한 침전물들을 형성하는 경향 없이 피치의 수소첨가분해를 상대적으로 높은 온도 및 공간 속도에서 운전되도록 할 수 있다. 또한, DAO가 매우 낮은 아스팔텐 함량을 가질 수 있기 때문에, DAO의 수소첨가분해는 또한 상대적으로 높은 온도 및 공간 속도에서 수행될 수 있다. 결과적으로, 본원에 개시된 전체 공정 계획들은 여전히 높은 전화율들을 얻으면서 낮은 반응기 부피들을 사용하여 수행될 수 있다. 이와 같이, 기타 얻어진 이점들은 다음과 같은 것을 포함할 수 있다: SDA 단위로부터 아스팔트에서 금속들을 거부함으로 인한 감축된 촉매 소비율; 감축된 자본 투자; 및 무엇보다도, 비등층 반응기들의 상류흐름에서 슬러리유의 주입에 대한 필요의 제거 또는 유의할만한 감축.
본원은 제한된 수의 구현예들을 포함하고 있으나, 본원의 이점을 갖는 당해 기술 분야의 통상의 기술자는 본원의 영역으로부터 벗어나지 않는 다른 구현예들이 고안될 수 있다는 것을 이해할 것이다. 따라서, 상기 영역은 오직 첨부된 청구항들에 의하여 제한되어야 한다.

Claims (22)

  1. 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여(solvent deasphalting) 탈아스팔트유(deasphalted oil) 분획 및 아스팔트 분획을 생산하는 단계;
    상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층(ebullated-bed) 수소변환(hydroconversion) 반응기 시스템에서 제1 수소 변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및
    상기 유출물을 상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;를 포함하는 잔사 탄화수소들(residuum hydrocarbons)의 고도화 공정.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 접촉시키는 단계 전에, 상기 아스팔트 분획을 희석제와 혼합하여 희석된 아스팔트 분획을 형성하는 단계를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 희석제는 FCC 순환유들, 슬러리유들, 방향족 추출물들, 및 직류(straight run) 감압 가스유들 중 적어도 하나를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 잔사유 수소첨가탈황 단위(residue hydrodesulfurization unit)에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위 유출물 또는 이의 일부분을 수소첨가분해(hydrocracking) 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  5. 제4항에 있어서,
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템은 하나 이상의 비등층 반응기들을 포함하는 제2 비등층 수소변환 반응기 시스템을 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 탈아스팔트유 분획은 약 80 중량ppm을 초과하는 금속 함량 및 약 10 중량%를 초과하는 콘라드슨 탄소 잔사유(Conradson Carbon Residue, CCR) 함량을 갖는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  7. 제4항에 있어서,
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템 및 상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물은 공통의 분별 시스템에서 분별되는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  8. 제4항에 있어서,
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템 및 상기 수소첨가분해 반응기 시스템 중 하나 또는 모두로부터의 상기 유출물을 분별하여 생산되는 상기 하나 이상의 탄화수소 분획들은 감압 잔사 탄화수소 분획을 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  9. 제7항에 있어서,
    상기 감압 잔사 탄화수소 분획을 상기 용매 탈아스팔트화, 상기 제1 비등층 탄화수소 반응기 시스템, 및 상기 수소첨가분해 반응기 시스템 중 적어도 하나로 재순환하는 것을 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 잔사 탄화수소 분획은 석유 상압 또는 감압 잔사, 탈아스팔트유들, 탈아스팔트 피치(deasphalter pitch), 수소첨가분해된 상압 탑저물들(tower bottoms) 또는 감압 탑저물들, 직류 감압 가스유들, 수소첨가분해된 감압 가스유들, 유체 촉매 분해된(fluid catalytically cracked, FCC) 슬러리유들, 비등층으로부터 감압 가스유들, 쉐일-유래유들(shale-derived oils), 석탄-유래유들(carbon-derived oils), 바이오-유래 원유들(bio-derived crude oils), 타르 샌드 역청(tar sands bitumen), 톨유들(tall oils) 및 흑유들(black oils) 중 적어도 하나를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  11. 제1항에 있어서,
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 접촉하는 것은 약 40 중량% 내지 약 75 중량%의 범위에서 탄화수소 변환을 야기하고, 황 제거(sulfur removal)는 약 40 중량% 내지 약 80 중량%의 범위이고, 금속 제거는 약 60 중량% 내지 약 85 중량%이고, 콘라드슨 탄소 잔사유(Conradson Carbon Residue, CCR) 제거는 약 30 중량% 내지 약 65 중량%인 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  12. 제4항에 있어서,
    상기 잔사유 탈황 단위 및 상기 수소첨가분해 반응기 시스템 모두를 통한 상기 탈아스팔트유 분획의 총 전화율은 약 75 중량% 내지 약 95 중량%의 범위인 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  13. 제4항에 있어서,
    상기 수소첨가분해 반응 시스템 유출물의 분별를 통하여 생산된 연료유는 1 중량% 이하의 황 함량을 갖는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  14. 제1항에 있어서,
    상기 비등층 반응 시스템 유출물의 분별를 통하여 생산된 연료유는 2 중량% 이하의 함량을 갖는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  15. 제4항에 있어서,
    상기 잔사 탄화수소 분획의 총 전화율은 약 60 중량% 내지 약 95 중량%의 범위인 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  16. 제1항에 있어서,
    상기 용매 탈아스팔트 단위에 사용된 용매는 3 내지 7의 탄소 원자들을 함유하는 경질 탄화수소인 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  17. 제1항에 있어서,
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하기 전에 상기 제1 비등층 수소변환 반응기로부터의 상기 유출물을 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  18. 제4항에 있어서,
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하기 전에 상기 제1 비등층 수소변환 반응기로부터의 상기 유출물을 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계를 더 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  19. 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트유를 생산하는 단계;
    상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;
    상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 잔사유 수소첨가탈황 단위에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위 유출물을 수소첨가분해 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  20. 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하는 단계;
    상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;
    상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 잔사유 수소첨가탈황 단위에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 감압 잔사 탄화수소 분획을 포함하는 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;
    상기 감압 잔사 탄화수소 분획을 수소첨가분해 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  21. 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하는 단계;
    상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하기 전에 상기 제1 비등층 수소변환 반응기로부터 상기 유출물을 제2 수소변환 촉매와 접촉시켜 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;
    상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 잔사유 수소첨가탈황 단위에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위 유출물을 수소첨가분해 반응기 시스템에서 제4 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
  22. 잔사 탄화수소 분획을 용매 탈아스팔트화하여 탈아스팔트유 분획 및 아스팔트 분획을 생산하는 단계;
    상기 아스팔트 분획 및 수소를 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템에서 제1 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 제1 비등층 수소변환 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하여 하나 이상의 탄화수소 분획들을 회수하는 단계;
    상기 탈아스팔트유 분획 및 수소를 잔사유 수소첨가탈황 단위에서 제2 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위로부터 유출물을 회수하는 단계;
    상기 잔사유 수소첨가탈황 단위 유출물 또는 이의 일부를 수소첨가분해 반응기 시스템에서 제3 수소변환 촉매와 접촉시키는 단계;
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 유출물을 회수하는 단계; 및
    상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 분별하기 전에 상기 수소첨가분해 반응기 시스템으로부터 상기 유출물을 제4 수소변환 촉매와 접촉시켜 하나 이상의 수소변환 분획들을 회수하는 단계;를 포함하는 잔사 탄화수소들의 고도화 공정.
KR1020157021756A 2013-02-04 2014-01-20 잔사유 수소첨가분해 공정 KR102005137B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/758,429 US20140221713A1 (en) 2013-02-04 2013-02-04 Residue hydrocracking processing
US13/758,429 2013-02-04
PCT/US2014/012159 WO2014120490A1 (en) 2013-02-04 2014-01-20 Residue hydrocracking processing

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020187002321A Division KR20180011876A (ko) 2013-02-04 2014-01-20 잔사유 수소첨가분해 공정

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20150109394A true KR20150109394A (ko) 2015-10-01
KR102005137B1 KR102005137B1 (ko) 2019-07-29

Family

ID=51259789

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020187002321A KR20180011876A (ko) 2013-02-04 2014-01-20 잔사유 수소첨가분해 공정
KR1020157021756A KR102005137B1 (ko) 2013-02-04 2014-01-20 잔사유 수소첨가분해 공정

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020187002321A KR20180011876A (ko) 2013-02-04 2014-01-20 잔사유 수소첨가분해 공정

Country Status (12)

Country Link
US (1) US20140221713A1 (ko)
EP (1) EP2951271A4 (ko)
KR (2) KR20180011876A (ko)
CN (1) CN105008493B (ko)
BR (1) BR112015018662B1 (ko)
CA (1) CA2897212C (ko)
MX (1) MX370189B (ko)
MY (1) MY172445A (ko)
RU (1) RU2663896C2 (ko)
SG (1) SG11201505331WA (ko)
TW (1) TWI486435B (ko)
WO (1) WO2014120490A1 (ko)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20200121846A (ko) * 2018-02-26 2020-10-26 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 초임계수를 사용한 전환 공정

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10550341B2 (en) 2015-12-28 2020-02-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Sequential deasphalting for base stock production
US10647925B2 (en) * 2015-12-28 2020-05-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel components from hydroprocessed deasphalted oils
JP7288850B2 (ja) 2016-09-30 2023-06-08 ヒンドゥスタン ペトロリアム コーポレーション リミテッド 重質炭化水素の等級改善プロセス
CN113355133A (zh) * 2016-10-18 2021-09-07 马威特尔有限责任公司 轻致密油和高硫燃油的燃料成分
EP3656835A1 (en) 2016-10-18 2020-05-27 Mawetal LLC Polished turbine fuel
CN114292666A (zh) 2016-10-18 2022-04-08 马威特尔有限责任公司 一种燃料以及减少排放的工艺过程
US10731091B2 (en) * 2016-12-22 2020-08-04 Lummus Technology Llc Multistage resid hydrocracking
US10800982B2 (en) * 2019-02-05 2020-10-13 Ifp Energies Nouvelles (Ifpen) Processing scheme for production of low sulfur bunker fuel
KR20210039743A (ko) * 2019-10-02 2021-04-12 현대오일뱅크 주식회사 초저황 연료유의 제조방법 및 그로부터 얻어지는 초저황 연료유
CN111854511A (zh) * 2020-06-28 2020-10-30 恒力石化（大连）炼化有限公司 一种沸腾床渣油加氢裂化装置未转化油换热器的清洗方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060118463A1 (en) * 2004-12-06 2006-06-08 Colyar James J Integrated SDA and ebullated-bed process
US20100326883A1 (en) * 2009-06-30 2010-12-30 Mark Van Wees Process and apparatus for integrating slurry hydrocracking and deasphalting
US20110036752A1 (en) * 2007-11-12 2011-02-17 Ifp Heavy feed hydroconversion method in ebullated bed mode with feed injection at the reactor top
US20110253594A1 (en) * 2001-07-06 2011-10-20 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy charges such as heavy crude oils and distillation residues
US20120241357A1 (en) * 2009-06-23 2012-09-27 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL8105560A (nl) * 1981-12-10 1983-07-01 Shell Int Research Werkwijze voor de bereiding van koolwaterstofoliedestillaten.
US4976848A (en) 1988-10-04 1990-12-11 Chevron Research Company Hydrodemetalation and hydrodesulfurization using a catalyst of specified macroporosity
US5071805A (en) 1989-05-10 1991-12-10 Chevron Research And Technology Company Catalyst system for hydrotreating hydrocarbons
US4990243A (en) 1989-05-10 1991-02-05 Chevron Research And Technology Company Process for hydrodenitrogenating hydrocarbon oils
US5472928A (en) 1989-07-19 1995-12-05 Scheuerman; Georgieanna L. Catalyst, method and apparatus for an on-stream particle replacement system for countercurrent contact of a gas and liquid feed stream with a packed bed
US5215955A (en) 1991-10-02 1993-06-01 Chevron Research And Technology Company Resid catalyst with high metals capacity
US5177047A (en) 1991-10-02 1993-01-05 Chevron Research And Technology Company High activity resid catalyst
US5779992A (en) * 1993-08-18 1998-07-14 Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd. Process for hydrotreating heavy oil and hydrotreating apparatus
FR2791354B1 (fr) * 1999-03-25 2003-06-13 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lits bouillonnants et une etape d'hydrotraitement
US7214308B2 (en) * 2003-02-21 2007-05-08 Institut Francais Du Petrole Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
CN1290980C (zh) * 2004-02-13 2006-12-20 中国石油化工股份有限公司 一种劣质重、渣油的转化方法
ITMI20042445A1 (it) * 2004-12-22 2005-03-22 Eni Spa Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali greggi pesanti e residui di distillazione
FR2885135B1 (fr) * 2005-04-28 2007-06-29 Inst Francais Du Petrole Procede de pre-raffinage de petrole brut pour la production d'au moins deux petroles non asphalteniques pa, pb et un petrole asphaltenique pc
CA2621905C (fr) * 2005-09-21 2013-12-03 Institut Francais Du Petrole Petrole non asphaltenique
KR101432315B1 (ko) * 2006-03-02 2014-08-20 바스프 카탈리스트 엘엘씨 계내 제조된 ｙ-파우아자사이트를 포함하는 수소화분해 촉매 및 수소화분해 방법
ITMI20061511A1 (it) * 2006-07-31 2008-02-01 Eni Spa Procedimento per la conversione totale a distillati di cariche pesanti
JPWO2009013971A1 (ja) * 2007-07-24 2010-09-30 出光興産株式会社 炭化水素油の水素化精製方法
CN101418222B (zh) * 2007-10-26 2012-09-12 中国石油化工股份有限公司 一种处理劣质渣油的组合工艺
US8277637B2 (en) * 2007-12-27 2012-10-02 Kellogg Brown & Root Llc System for upgrading of heavy hydrocarbons
US9101854B2 (en) * 2011-03-23 2015-08-11 Saudi Arabian Oil Company Cracking system and process integrating hydrocracking and fluidized catalytic cracking

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110253594A1 (en) * 2001-07-06 2011-10-20 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy charges such as heavy crude oils and distillation residues
US20060118463A1 (en) * 2004-12-06 2006-06-08 Colyar James J Integrated SDA and ebullated-bed process
US20110036752A1 (en) * 2007-11-12 2011-02-17 Ifp Heavy feed hydroconversion method in ebullated bed mode with feed injection at the reactor top
US20120241357A1 (en) * 2009-06-23 2012-09-27 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking
US20100326883A1 (en) * 2009-06-30 2010-12-30 Mark Van Wees Process and apparatus for integrating slurry hydrocracking and deasphalting

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20200121846A (ko) * 2018-02-26 2020-10-26 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 초임계수를 사용한 전환 공정

Also Published As

Publication number Publication date
CA2897212A1 (en) 2014-08-07
BR112015018662A2 (pt) 2017-07-18
EP2951271A1 (en) 2015-12-09
MX370189B (es) 2019-12-04
CA2897212C (en) 2019-09-10
US20140221713A1 (en) 2014-08-07
SG11201505331WA (en) 2015-08-28
BR112015018662B1 (pt) 2021-06-08
RU2015137682A (ru) 2017-03-10
TW201437354A (zh) 2014-10-01
KR20180011876A (ko) 2018-02-02
CN105008493A (zh) 2015-10-28
RU2663896C2 (ru) 2018-08-13
MX2015009167A (es) 2016-02-18
CN105008493B (zh) 2018-02-13
TWI486435B (zh) 2015-06-01
EP2951271A4 (en) 2016-11-02
MY172445A (en) 2019-11-26
WO2014120490A1 (en) 2014-08-07
KR102005137B1 (ko) 2019-07-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101829113B1 (ko) 잔사유 수소첨가분해 및 용매 탈아스팔트화의 통합
KR102005137B1 (ko) 잔사유 수소첨가분해 공정
KR101831039B1 (ko) 잔사유 수소첨가분해 및 수소첨가처리의 통합
US10221366B2 (en) Residue hydrocracking

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
AMND Amendment
E601 Decision to refuse application
AMND Amendment
E902 Notification of reason for refusal
AMND Amendment
A107 Divisional application of patent
J201 Request for trial against refusal decision
J301 Trial decision

Free format text: TRIAL NUMBER: 2018101000335; TRIAL DECISION FOR APPEAL AGAINST DECISION TO DECLINE REFUSAL REQUESTED 20180124

Effective date: 20190527

S901 Examination by remand of revocation
GRNO Decision to grant (after opposition)
GRNT Written decision to grant