KR20190103301A - 오일을 탈력하는 시스템 및 방법 - Google Patents

오일을 탈력하는 시스템 및 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20190103301A
KR20190103301A KR1020197022840A KR20197022840A KR20190103301A KR 20190103301 A KR20190103301 A KR 20190103301A KR 1020197022840 A KR1020197022840 A KR 1020197022840A KR 20197022840 A KR20197022840 A KR 20197022840A KR 20190103301 A KR20190103301 A KR 20190103301A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
fraction
water
heavy
produce
paraffin
Prior art date
Application number
KR1020197022840A
Other languages
English (en)
Inventor
기-혁 최
마진 엠 파티
압둘라 티. 알압둘하디
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 KR20190103301A publication Critical patent/KR20190103301A/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
    • C10G53/00Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
    • C10G53/02Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
    • C10G53/04Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one extraction step
    • C10G53/06Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one extraction step including only extraction steps, e.g. deasphalting by solvent treatment followed by extraction of aromatics
    • 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
    • C10G21/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/003Solvent de-asphalting
    • 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
    • C10G21/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12Organic compounds only
    • C10G21/14Hydrocarbons
    • 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
    • C10G31/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • C10G31/08Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
    • 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
    • C10G55/00Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G57/00Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one cracking process or refining process and at least one other conversion process
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/205Metal content
    • C10G2300/206Asphaltenes

Abstract

초임계 물 스트림을 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물과 결합시켜 결합된 공급 스트림을 생성하는 단계와, 상기 결합된 공급 스트림을 초임계 반응기에 도입시켜 품질 향상된 생성물을 생성하는 단계와, 상기 품질 향상된 생성물을 감압시키는 단계를 포함하는 탈력 오일 제조 방법이 제공된다. 상기 감압된 품질 향상 생성물은 경질 분획과 중질 분획으로 분리되고, 여기서 중질 분획은 경질 분획보다 높은 아스팔텐 농도를 갖는다. 아스팔텐을 제거하여 탈력 오일을 제조하기 위해, 경질 분획은 분리기로 보내져서 가스 분획, 파라핀 분획 및 물 분획으로 분리되고 중질 분획과 파라핀 분획은 결합된다. 일부 구체예에서, 파라핀 분획은 중질 분획과 결합하기 전에 탈수된다.

Description

오일을 탈력하는 시스템 및 방법
관련 출원의 교차 참조
본 출원은 2017년 1월 4일자로 출원된 미국 가특허 출원 일련 번호 제62/442,072호의 우선권을 주장하며 그의 전문을 본원에 참고로 원용한다.
발명의 기술분야
본 개시의 구체예는 일반적으로 오일을 탈력하는 시스템 및 방법에 관한 것이다. 특히, 본 개시의 구체예는 중유의 품질을 향상시키기 위해 탄화수소 생성물을 사용하는 시스템 및 방법에 관한 것이다.
정제된 제품에 대한 필요성이 꾸준히 증가함에 따라, 그 증가하는 수요를 충족시키기 위해 중질유에 의존하게 되었다. 중질유는 저유황 경질유(황화수소 및 이산화탄소 함량이 낮고 일반적으로는 0.5% 미만의 황을 함유한 원유)에 비해 상당한 할인액으로 입수할 수 있으며 가공할 수 있는 잔류물을 훨씬 더 많이 산출할 수 있다.
그러나 중질유는 불순물을 포함할 수 있으며 일부 산업 분야에서는 부적합한 금속 함량, 황 함량 또는 방향족 함량을 가질 수 있다. 이러한 이유로 인해, 중질유의 품질을 향상시키기 위한 전처리 단계가 일반적으로 필요하다. 전처리 방법은 두 가지 주요 그룹, 즉, 용제 추출과 수소 처리로 분류할 수 있다.
용제 추출의 예로는 Kellogg Brown & Root, Inc.가 개발한 ROSE®(Residuum Oil Supercritical Extraction) 용제 추출 공정이 있다. 상기 ROSE 공정은 아스팔텐에서 수지 분획을 분리하는 용제 탈력(SDA: solvent deasphalting) 공정이다. 그러나 상기 ROSE 공정은 진공 잔류물의 변환이 불량하다고 드러내고 있어서 경제적으로 실현할 수 있는 공정이 아니다. 특히, 아라비아 중질유의 진공 잔류물의 금속 함량을 상기 ROSE 공정에 의해 250 중량ppm(wt ppm)에서 9 중량ppm으로 감소시키기 위해서는 50%를 초과하는 진공 잔류물이 아스팔텐 피치로 버려진다. 따라서, 상기 ROSE 공정은 진공 잔류물을 너무 많이 버리기 때문에 효과적인 오일 탈력 공정이 아니다.
수소 처리 반응도 또한 초임계 물 공정을 사용하여 아스팔텐을 감소시키는 데 이용될 수 있다. 수소 처리는 촉매의 존재 및 외부 수소 공급 하에서의 수소화 반응을 후처리 공정으로 사용한다. 그러나 수소 처리 장치는 상당한 투자가 필요하며 상당한 양의 외부 공급 수소를 소비한다. 또한, 오일에 존재하는 아스팔텐은 촉매의 기공을 막아서 작동 문제를 일으키고 비용을 증가시킨다. 따라서, 수소화 처리도 역시 비효과적인 오일 탈력 공정이다.
따라서, 중질유의 품질을 향상시키고 탈력하기 위한 개선된 시스템에 대한 필요성이 존재한다.
본 개시의 한 구체예에 따르면, 탈력 오일 제조 방법이 제공된다. 이 공정은 혼합 장치에서 초임계 물 스트림을 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물과 결합시켜 혼합된 공급 스트림을 생성한다. 결합된 공급 스트림은 초임계 반응기로 유입되어 품질이 향상된 생성물이 생성되도록 한다. 초임계 반응기는 물의 임계 온도보다 높은 온도와 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동한다. 품질 향상된 생성물은 감압되어 적어도 하나의 경질 분획 및 하나의 중질 분획으로 분리되며, 여기서 상기 중질 분획은 경질 분획보다 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는다. 경질 분획은 분리기로 보내져서 적어도 하나의 가스 분획, 하나의 파라핀 분획 및 하나의 물 분획으로 분리된다. 적어도 하나의 파라핀 분획이 중질 분획과 결합되어 아스팔텐을 제거함으로써 탈력 오일을 생성시킨다.
본 개시의 다른 구체예에 따르면, 또 다른 탈력 오일 제조 방법이 제공된다. 이 공정은 혼합 장치에서 초임계 물 스트림을 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물과 결합시켜 혼합된 공급 스트림을 생성한다. 결합된 공급 스트림은 초임계 반응기로 유입되어 품질이 향상된 생성물이 생성되도록 한다. 초임계 반응기는 물의 임계 온도보다 높은 온도와 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동한다. 품질 향상된 생성물은 감압되어 적어도 하나의 경질 분획 및 하나의 중질 분획으로 분리되며, 여기서 상기 중질 분획은 경질 분획보다 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는다. 경질 분획은 오일/물 분리기로 보내져서 탈수된 경질 분획과 물 분획을 생성한다. 탈수된 경질 분획은 증류 장치로 보내져서 적어도 하나의 가스 분획, 하나의 탈수된 파라핀 분획 및 하나의 탈수된 중유 분획으로 분리된다. 탈수된 파라핀 분획과 중유 분획이 결합되어 적어도 하나의 탈력 오일 분획을 생성한다.
본 개시의 특정 구체예에 대한 다음의 상세한 설명은 다음의 도면과 관련하여 읽을 때 가장 잘 이해할 수 있다.
도 1은 설명된 구체예에 따른 오일 탈력 방법의 개략도이다.
도 2는 설명된 구체예에 따른, 추가 분리 단계를 포함하는 오일 탈력 방법의 개략도이다.
도 3은 설명된 구체예에 따른, 오일/물 분리기 및 수처리 장치를 포함하는 또 다른 오일 탈력 방법의 개략도이다.
도 4는 증류 비등점 범위를 기준으로 한 분획물들의 파라핀 함량의 그래프이다.
본 개시의 구체예는 오일을 탈력하는 방법에 관한 것이다. 더욱 상세하게는, 본 개시의 구체예는 외부 파라핀 용제 및 외부 수소와 같은 외부 용제의 필요성을 제거하거나 감소시키면서 탈력 오일을 제조하기 위해 탄화수소계 조성물을 품질 향상시키고 분리하는 데 초임계 물을 이용하는 방법에 관한 것이다.
이제부터는 특정 구체예를 도면을 참조하여 설명한다. 도면 전체에 걸쳐서 동일하거나 유사한 부분을 지칭하는 데에는 가능한 경우에는 동일한 도면 부호가 사용될 것이다.
도 1은 중유 분획 내의 아스팔텐 함량을 제거 또는 감소시키기 위해 초임계 물이 사용되는 탈력 공정(101)을 개략적으로 도시하고 있다. 본 개시 전체에 걸쳐 사용되는 "초임계"는, 액체와 같은 물질(material)을 용해시키는 동안에 분명한 상이 존재하지 않으며 기체의 확산을 보일 수 있도록 하는, 당해 서브스턴스(substance)의 임계 압력 및 온도보다 높은 압력 및 온도에 있는 물질을 지칭한다. 이러하기 때문에, 초임계 물은 물의 임계 온도 및 임계 압력보다 높은 온도 및 압력을 갖는 물이다. 임계 온도 및 압력보다 높은 온도 및 압력에서, 물의 액체와 기체의 상 경계가 사라지고 유체는 액체 서브스턴스와 기체 서브스턴스 모두의 특성을 갖는다. 초임계 물은 유기 용제와 같은 유기 화합물을 용해시킬 수 있으며 기체와 같은 우수한 확산성을 갖는다. 온도와 압력의 조절은 초임계 물의 물성을 연속적으로 "조정"할 수 있게 하여 더 액체 같게, 혹은 기체 같게 만들 수 있다. 초임계 물은 액상의 아임계 물에 비해서 감소된 밀도 및 더 낮은 극성을 갖기에, 물에서 실행될 수 있는 가능한 화학 작용의 범위를 크게 확장시킨다.
초임계 물은 초임계 경계에 도달해 갈 때에는 다양한 예상치 못한 성질을 갖는다. 초임계 물은 유기 화합물에 대해 매우 높은 용해도를 가지며 기체와의 무한 혼화성을 갖는다. 더욱이, 라디칼 핵종은 초임계 물에 의해 케이지 효과(즉, 하나 이상의 물 분자가 라디칼 핵종을 둘러싸서 그 라디칼 핵종들이 상호 작용하는 것을 방지하게 되는 상태)를 통해 안정화 될 수 있다. 이론에 제약받지 않고 살펴보면, 라디칼 핵종의 안정화는 라디칼 상호 간의 응축 방지에 도움이 되고, 이에 따라 현재의 여러 실시예에 있어서의 총 코크스 생성량을 감소시킨다. 예를 들어, 코크스 생성량은 라디칼 상호 간의 응축 결과일 수 있다. 특정 구체예에서, 초임계 물은 증기 개질 반응 및 수성 가스 전환 반응을 통해 수소 가스를 발생시키는데, 이는 품질 향상 반응에 이용 가능하다.
또한, 초임계 물의 고온 및 고압은 27 MPa와 450°C에서 밀도가 0.123 g/mL인 물을 제공할 수 있다. 대조적으로, 예를 들어, 20 MPa와 450°C에서 과열 증기를 생성하기 위해 압력을 감소시키면, 그 증기의 밀도는 0.079 g/mL가 된다. 탄화수소에 보다 가까운 밀도를 갖는 유체가 더 우수한 용해력을 가질 수 있다. 또한, 그 밀도에서, 탄화수소는 과열 증기와 상호 작용하여서 증발되어 액상으로 혼합될 수 있고, 이와 아울러, 가열 시에 코크스를 생성할 수 있는 중질 분획을 남기게 된다. 코크스 또는 코크스 전구체의 형성은 배관을 막을 수 있으므로 제거되어야 한다. 따라서 초임계 물은 일부 응용 분야에서는 증기보다 우수하다.
도 1은 초임계 물 스트림(126)을 이용하여 탈력 오일(252)을 생산하는 탈력 공정(101)을 나타내고 있다. 간략한 개요로서, 탈력 공정(101)은 혼합 장치(130)에서 초임계 물 스트림(126)과 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)을 결합시켜서 결합된 공급 스트림(132)을 생성한다. 결합된 공급 스트림(132)은 물의 임계 온도보다 높은 온도 및 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동하는 초임계 품질 향상 반응기(150)로 유입된다. 초임계 품질 향상 반응기(150)는, 감압되어서 경질 분획(184)과 중질 분획(182)으로 분리되는 품질 향상 반응기 생성물(152)을 생성한다. 경질 분획(184)은 가스/오일/물 분리기(190)로 보내져서 그 경질 분획(184)이 가스 분획(194), 파라핀 분획(192) 및 물 분획(196)으로 분리되도록 한다. 파라핀 분획(192)이 중질 분획(182)과 결합되어 중질 분획(182)으로부터 아스팔텐이 제거됨으로써 탈력 오일(252)이 생산된다.
본 개시 전체에 걸쳐서 사용된 "아스팔텐"은 탄소, 탄화수소, 질소, 산소 및 황으로 주로 구성되며 미량의 바나듐 및 니켈을 갖는 탄화수소 조성물을 지칭한다. 이론에 구속됨이 없이, 아스팔텐은 파라핀 용제에 용해되지 않는 석유의 부분을 말한다(용해된 부분은 말텐(maltene)이라고 한다). 진공 잔류물과 같은 고비등점 분획은 일반적으로 아스팔텐의 농도가 높다. 전술한 바와 같이, 일부 구체예에서, 결합된 공급 스트림(132)은 진공 잔류물, 대기 잔류물 또는 이들의 조합물을 포함할 수 있다. 일부 구체예에서, 진공 잔류물 분획은 1050°F 이상의 온도에서 분획의 10%가 증발하는 진성 비등점(TBP)을 가질 수 있다.
일부 구체예에서, 결합된 공급 스트림(132)은 0.1 중량%(wt%) 초과의 n-헵탄을 사용하여 측정된 아스팔텐 함량을 가질 수 있다. 아스팔텐을 구성하는 모든 것에 대한 다양한 정의가 있지만, n-헵탄은 아스팔텐 분획의 대부분을 구성하는 불용성 물질이라는 것이 당해 산업계에서 일반적으로 받아들여지고 있다. 따라서, 아스팔텐 또는 n-헵탄 불용성 함량은 미국 표준 시험 방법(ASTM) 표준 D3279를 사용하여 측정되었다. 일부 구체예에서, 아스팔텐 함량은 1 중량% 초과, 또는 5 중량% 초과, 또는 10 중량% 초과일 수 있다. 예를 들어, 결합된 공급 스트림(132)의 아스팔텐 함량은 0.1 중량% 내지 1 중량%, 또는 0.1 중량% 내지 3 중량%, 또는 0.1 중량% 내지 5 중량%일 수 있다. 결합된 공급 스트림(132)의 아스팔텐 함량은 1 중량% 내지 3 중량%, 또는 1 중량% 내지 5 중량%, 또는 3 중량% 내지 5 중량%일 수 있다. 일부 구체예에서, 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)에 대한 초임계 물 스트림(126)의 비율은 결합된 공급 스트림(132) 내에 5 중량% 미만의 아스팔텐 함량이 생성되도록 조작될 수 있다. 일부 구체예에서, 코크스 형성 가능성을 줄이기 위해, 결합된 공급 스트림(132) 내의 아스팔텐 함량을 5 중량% 이하의 아스팔텐으로 감소시키는 것이 바람직할 수 있다.
어떤 특정 이론에 구속시키려는 의도 없이, 아스팔텐은 원유 생산 파이프라인 내에서 침전되어 파이프라인의 흐름을 방해할 수 있으므로 처리 문제를 야기할 수 있다. 또한 아스팔텐은 고온에 노출될 경우 쉽게 코크스로 변환될 수 있는데, 이는 바람직하지 않으며 문제가 될 수 있다. 아스팔텐은 종종 피치 및 역청과 동의어로 사용된다. 그러나 피치 및 역청은 아스팔텐을 함유하면서도 다른 분획 오염물(예컨대, 말텐, 무아스팔텐 분획)을 추가로 함유할 수 있다.
아스팔텐은 전형적으로 지방족 탄소 측쇄에 부착된 방향족 코어를 포함한다. 어떤 특정 이론에 구속시키려는 것은 아니며, 아스팔텐의 증가된 방향족성은 다중 고리 화합물을 비롯한 여타 방향족 화합물과의 상호 작용을 일으킬 수 있다. 방향족 결합은 지방족 탄소-탄소 결합보다 더 큰 결합 에너지를 나타내므로 파괴시키기가 더 어렵다. 초임계 물 사용은 케이지 효과(caging effect)를 통해 분자간 반응을 억제하는 데 도움이 되는 반면, 방향족 모이어티는 반응 온도 제약에 의해 제한될 수 있다. 따라서, 아스팔텐에 존재하는 측쇄는 방향족 모이어트가 손상되지 않게 하면서 방향족 코어로부터 떨어져 나올 수 있다. 방향족 모이어티는 적층되기 시작하면서 다층 방향족 시트를 형성할 수 있고, 이는 코크스로 변환될 수 있다. 언급한 바와 같이, 코크스는 바람직하지 않으며 파이프라인의 흐름을 방해하거나 다른 처리 문제를 야기할 수 있다.
다시 도 1을 참조하면, 일부 구체예에서, 탄화수소계 조성물(105)은 전 범위의 원유, 환원된 원유, 대기 증류물, 대기 잔류물, 진공 증류물, 진공 잔류물, 분해 생성물(예컨대, 경질 사이클 오일 또는 코커 가스 오일) 또는 기타 정유 공장 스트림을 포함할 수 있다. 탄화수소계 조성물(105)은 석유, 석탄액 또는 생물재료로부터 유도된 임의의 탄화수소원일 수 있다. 탄화수소계 조성물(105)의 가능한 탄화수소원에는 전 범위의 원유, 증류된 원유, 환원된 원유, 잔류유, 토핑된 원유, 정유 공장에서 나오는 생성물 스트림, 증기 분해 공정에서 나오는 생성물 스트림, 액화 석탄, 오일 또는 타르 샌드로부터 회수된 액체 생성물, 비투멘, 오일 셰일, 아스팔텐, 바이오매스 탄화수소 등이 포함된다. 특정 구체예에서, 탄화수소계 조성물(105)은 대기 잔류물, 대기 증류물, 진공 가스 오일(VGO), 진공 증류물 또는 진공 잔류물을 포함할 수 있다. 일부 구체예에서, 탄화수소계 조성물(105)은 정유 공장에서 나오는 결합된 스트림, 생산된 오일, 또는 반응 공정(upstream)에서 나오는 기타 탄화수소 스트림을 포함할 수 있다. 탄화수소계 조성물(105)은 디캔티드 오일, 10 개 이상의 탄소를 함유하는 오일(C10 + 오일) 또는 에틸렌 설비에서 나오는 탄소 스트림일 수 있다. 일부 구체예에서, 탄화수소계 조성물(105)은 바이오 연료 오일과 같은 액화 석탄 또는 생물재료 유도체일 수 있다.
탄화수소계 조성물(105)은 펌프(112)에서 가압되어 가압 탄화수소계 조성물(116)을 생성할 수 있다. 가압 탄화수소계 조성물(116)의 압력은 대략 물의 임계 압력인 적어도 22.1 메가파스칼(MPa)일 수 있다. 대안적으로, 가압 탄화수소계 조성물(116)의 압력은 22.1 MPa 내지 35 MPa, 예컨대, 23 MPa 내지 35 MPa, 또는 24 MPa 내지 30 MPa일 수 있다. 일부 구체예에서, 가압 탄화수소계 조성물(116)의 압력은 24 MPa 내지 28 MPa, 또는 26 MPa 내지 30 MPa, 또는 25 MPa 내지 27 MPa일 수 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 가압 탄화수소계 조성물(116)은 하나 이상의 석유 예열기(120)에서 가열되어 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)을 형성할 수 있다. 일부 구체예에서, 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)은 전술한 바와 같이 물의 임계 압력보다 높은 압력 및 150°C 이하의 온도를 취할 수 있다. 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)의 온도는 10°C 내지 150°C, 또는 50°C 내지 150°C, 또는 100°C 내지 150°C, 또는 75°C 내지 150°C, 또는 50°C 내지 100°C일 수 있다. 상기 석유 예열기(120)는 천연 가스 연소 가열기, 열교환기, 전기 가열기, 또는 당업계에 공지된 임의의 유형의 가열기일 수 있다. 일부 구체예에서, 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)은 공정의 후반에 이중 파이프 열교환기에서 가열될 수 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 물 스트림(110)은 1 마이크로시멘스(μS)/센티미터(cm) 미만의 전도도를 갖는 물 스트림(110)과 같은 임의의 물 공급원일 수 있다. 일부 구체예에서, 물 스트림(110)은 0.1 μS/cm 미만 또는 0.05 μS/cm 미만의 전도도를 가질 수 있다. 물 스트림(110)은 또한 탈염수, 증류수, 보일러 공급수 및 탈이온수를 포함할 수 있다. 적어도 하나의 구체예에서, 물 스트림(110)은 보일러 공급수(BFW) 스트림이다. 도 1에서, 물 스트림(110)은 펌프(114)에 의해 가압되어 가압된 물 스트림(118)을 생성한다. 가압된 물 스트림(118)의 압력은 대략 22.1 MPa이며, 이는 대략 물의 임계 압력이다. 가압된 물 스트림(118)의 압력은 22.1 MPa 내지 35 MPa, 예를 들어, 23 MPa 내지 35 MPa, 또는 24 MPa 내지 30 MPa일 수 있다. 일부 구체예에서, 가압된 물 스트림(118)의 압력은 24 MPa 내지 28 MPa, 또는 26 MPa 내지 30 MPa, 또는 25 MPa 내지 27 MPa일 수 있다.
도 1에서, 가압된 물 스트림(118)은 물 예열기(122)에서 가열되어 초임계 물 스트림(126)을 생성할 수 있다. 초임계 물 스트림(126)의 온도는 대략 물의 임계 온도인 374°C보다 높다. 대안적으로, 초임계 물 스트림(126)의 온도는 380°C보다 높을 수 있다. 일부 구체예에서, 상기 온도는 380°C 내지 600°C, 또는 400°C 내지 550°C, 또는 380°C 내지 500°C, 또는 400°C 내지 500°C, 또는 380°C 내지 450°C일 수 있다.
적절한 물 예열기(122)는 석유 예열기(120)와 유사하게 천연 가스 연소 가열기, 열교환기 및 전기 히터를 포함할 수 있다. 물 예열기(122)는 석유 예열기(120)와 별개이고 독립된 장치일 수 있다.
다시 도 1을 참조하면, 초임계 물 스트림(126)과 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)은 공급 혼합기 혼합 장치(130)에서 혼합되어 결합된 공급 스트림(132)을 생성할 수 있다. 혼합 장치(130)는 초임계 물 스트림(126)과 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)을 혼합할 수 있는 임의의 유형의 혼합 장치일 수 있다. 한 구체예에서, 상기 혼합 장치(130)는 혼합 티(mixing tee)일 수 있다. 공급 혼합기에 공급되는 탄화수소에 대한 초임계 물의 부피 유량비는 변할 수 있다. 한 구체예에서, 부피 유량비는 표준 주위 온도 및 압력(SATP)에서 10:1 내지 1:10, 또는 5:1 내지 1:5, 또는 1:1 내지 4:1일 수 있다.
도 1에서, 결합된 공급 스트림(132)은 이어서, 결합된 공급 스트림(132)을 품질 향상시키도록 구성된 초임계 품질 향상 반응기(150)로 유입될 수 있다. 초임계 품질 향상 반응기(150)는 상향류 반응기, 하향류 반응기, 또는 수평류 반응기일 수 있다. 상향류 반응기, 하향류 반응기, 또는 수평류 반응기는 초임계 물 및 석유계 조성물이 초임계 품질 향상 반응기(150)를 통해 흐르는 방향을 나타낸다. 상향류 반응기, 하향류 반응기, 또는 수평류 반응기는 원하는 적용 및 시스템 구성에 기초하여 선택될 수 있다. 어떤 이론에 구속시키려는 의도 없이, 하향류 초임계 반응기에서, 중질 탄화수소 분획은 더 높은 밀도를 가지기 때문에 매우 빨리 흐를 수 있고, 그 결과 체류 시간(채널링이라고도 함)이 짧아질 수 있다. 이는, 반응 발생 시간이 적기 때문에, 품질 향상을 방해할 수 있다. 상향류의 초임계 반응기는 체류 시간이 길지만, 반응기 바닥에 축적되는, 중질 분획 내의 탄소 함유 화합물과 같은 큰 입자로 인해 곤란을 겪을 수 있다. 이러한 축적은 품질 향상 공정을 방해할 수 있으며 반응기를 막을 수 있다. 상향류 반응기는 전형적으로 촉매를 이용하여 반응물과의 접촉을 증가시킨다. 그러나, 상기 촉매는 초임계 물의 가혹한 조건으로 인해 분해되어, 코크스를 생성시킬 수 있는 불용성 응집체를 형성할 수 있다. 수평 반응기는 상분리를 원하거나 압력 강하를 감소시키려는 응용 분야에 유용할 수 있지만, 달성되는 분리는 제한될 수 있다. 각 유형의 반응기 흐름에는 적용 가능한 공정에 따라 달라지는 긍정적 속성 및 부정적 속성이 있다.
도 1에서, 결합된 공급 스트림(132)은 초임계 품질 향상 반응기(150)의 유입구를 통해 유입된다. 일부 구체예에서, 결합된 공급 스트림(132)은, 앞에서 설명한 바와 같이, 유동 방향 여하에 따라, 초임계 품질 향상 반응기(150)의 상부에 있는, 또는 바닥에 있는, 또는 초임계 품질 향상 반응기(150)의 측벽에 있는 유입구를 통해 유입될 수 있다.
일부 구체예에서, 초임계 품질 향상 반응기(150)는 등온 또는 비등온 반응기일 수 있다. 반응기는 관형 수직 반응기, 관형 수평 반응기, 용기형 반응기, 교반기와 같은 내부 혼합 장치를 갖는 탱크형 반응기, 또는 이들 반응기의 조합일 수 있다. 또한, 교반 봉 또는 교반 장치와 같은 부가적인 구성 요소도 초임계 품질 향상 반응기(150)에 포함될 수 있다.
초임계 품질 향상 반응기(150)는 물의 임계 온도보다 높은 온도 및 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동할 수 있다. 하나 이상의 구체예에서, 초임계 품질 향상 반응기(150)는 380°C 내지 480°C, 또는 390°C 내지 450°C의 온도를 취할 수 있다.
초임계 품질 향상 반응기(150)는 L/D의 수학식으로 정의되는 치수를 가질 수 있는데, 여기서 L은 초임계 품질 향상 반응기(150)의 길이이고 D는 초임계 품질 향상 반응기(150)의 직경이다. 하나 이상의 구체예에서, 초임계 품질 향상 반응기(150)의 L/D 값은 0.5 미터(m)/분(min)보다 큰 외견상의 공탑 속도(superficial velocity)를 달성하기에 충분할 수 있거나, 외견상의 공탑 속도를 달성하기에 충분한 L/D 값은 1 m/min 내지 5 m/min이다. 유체 유동은 5000보다 큰 레이놀즈수로 규정될 수 있다.
일부 구체예에서, 초임계 품질 향상 반응기(150)에서의 내부 유체의 체류 시간은 5 초보다 길 수 있고, 예컨대, 1 분보다 길 수 있다. 일부 구체예에서, 초임계 품질 향상 반응기(150)에서의 내부 유체의 체류 시간은 2 내지 30 분, 예컨대, 2 내지 20 분, 또는 5 내지 15 분, 또는 5 내지 10 분일 수 있다.
도 1을 참조하면, 초임계 품질 향상 반응기(150)의 품질 향상된 반응기 생성물(152)의 압력이 반응기를 빠져 나갈 때 감소되어, 0.05 MPa 내지 2.2 MPa의 압력을 가질 수 있는 감압된 스트림(172)이 생성될 수 있다. 감압은 많은 장치, 예를 들어, 도 1에 도시된 밸브(170)에 의해 달성될 수 있다. 선택적으로, 품질 향상 반응기 생성물(152)은 밸브(170)의 상류의 냉각기(도시되지 않음)에서 200°C 미만의 온도로 냉각될 수 있다. 열교환기와 같은 냉각기가 다양한 냉각 장치로서 고려된다.
감압된 스트림(172)은 이어서 경질-중질 분리기(180)로 보내져서 그 감압된 스트림(172)이 중질 분획(182)과 경질 분획(184)으로 분리되도록 할 수 있다. 다양한 경질-중질 분리기(180)가 고려되는데, 예를 들어, 일부 구체예에서 경질-중질 분리기(180)는 플래시 드럼 또는 증류 장치일 수 있다. 일부 구체예에서, 경질-중질 분리기(180)는 감압된 스트림(172)을 포함하는 내부 유체의 온도를 제어하는 온도 제어기를 구비할 수 있다. 일부 구체예에서, 상기 온도 제어기는 규격품(off-shelf) 제어기일 수 있다. 일부 구체예에서, 경질-중질 분리기(180)는 200°C 내지 250°C의 온도 및 약 1 기압(ATM)의 압력을 취할 수 있는 플래시 드럼일 수 있다.
일부 구체예에서, 경질 분획(184) 내의 탄화수소는 중질 분획 (182)의 탄화수소보다 큰 미국 석유 연구소(API) 중력 값을 가질 수 있다. API 중력은 물에 대한 밀도(비중이라고도 함)를 기준으로 물과 비교했을 때 석유 액체가 얼마나 무겁거나 가벼운지를 나타내는 척도이다. API 중력은 다음의 식 1에 따라 계산될 수 있다.
API 중력 = 141.5/((60°F에서의 비중) - 131.5) 식 1
API 중력은 도(degree)로 나타내는 무차원 양으로서, 대부분의 석유 액체는 10° 내지 70°에 있다. 일부 구체예에서, 경질 분획(184) 내의 탄화수소는 30°이상의 API 중력 값을 가질 수 있다. 경질 분획(184) 내의 탄화수소는 30° 내지 40°, 30° 내지 45°, 또는 30° 내지 50°, 또는 30° 내지 70°의 API 중력 값을 가질 수 있다. 일부 구체예에서, 경질 분획(184) 내의 탄화수소는 31° 이상의 API 값, 예컨대, 31.1°의 API 값을 가질 수 있다. 일부 구체예에서, 경질 분획(184) 내의 탄화수소는 상업적으로 아주 바람직할 수 있는 40° 내지 45°의 API 값을 가질 수 있다. 일부 구체예에서, API 값이 45°보다 클 때에는 분자 사슬이 더 짧아지고 경질 분획(184) 내의 탄화수소가 상업적으로 덜 가치있을 수 있으므로, 경질 분획(184) 내의 탄화수소가 45° 미만의 API 값을 갖는 것이 바람직할 수 있다.
중질 분획(182) 내의 탄화수소는 30° 이하의 API 중력 값을 가질 수 있다. 예를 들어, 중질 분획(182) 내의 탄화수소는 30° 미만 및 20° 이상의 API 중력 값을 가질 수 있다. 중질 분획(182) 내의 탄화수소는 22.3° 내지 30°의 API 중력 값을 가질 수 있거나, 예컨대, 10° 내지 22.3°와 같은 22.3° 미만의 API 값, 또는 10° 내지 30°의 API 값을 가질 수 있다. 일부 구체예에서, 중질 분획(182)의 탄화수소는, 예컨대, 5° 내지 30°, 또는 1° 내지 30°와 같은 10° 미만의 API 값을 가질 수 있고, 이것은 "여분"의 중질로 간주될 수 있는데, API 값이 10° 미만인 오일은 물 속에 가라앉기 때문에 그렇다.
일부 구체예에서, 경질 분획(184) 내의 탄화수소의 80%의 진성 비등점(TBP)은 250°C 미만, 예컨대, 100°C 내지 250°C일 수 있다. 이 비등점 범위는 경질 분획(184) 내의 탄화수소에 더 높은 농도의 파라핀이 존재하게 할 수 있다. 일부 구체예에서, 경질 분획(184) 내의 탄화수소의 90%의 TBP는 250°C 미만, 예컨대, 100°C 내지 250°C, 또는 150°C 내지 250°C일 수 있다.
중질 분획(182) 내의 탄화수소는 경질 분획(184) 내의 탄화수소보다 더 높은 농도의 아스팔텐을 가질 수 있다. 일부 구체예에서, 중질 분획(182) 내의 탄화수소는 경질 분획(184) 내의 탄화수소보다 적어도 25% 더 많은 아스팔텐을 가질 수 있거나, 또는 경질 분획(184) 내의 탄화수소보다 적어도 30%, 적어도 50%, 또는 적어도 75% 더 많은 아스팔텐을 가질 수 있다. 중질 분획(182) 내의 탄화수소는 경질 분획(184) 내의 탄화수소보다 적어도 100%, 또는 적어도 200%, 또는 적어도 300%, 또는 심지어 적어도 500% 더 많은 아스팔텐을 가질 수 있다. 경질 분획(184) 내의 탄화수소 및 중질 분획(182) 내의 탄화수소 중의 아스팔텐의 양은 결합된 공급 스트림(132)의 함량에 의존한다. 일반적으로, 전술한 바와 같이, 결합된 공급 스트림(132)에서의 n-헵탄 불용성 분획의 함량으로 측정된 아스팔텐 함량은 0.1 중량% 초과, 또는 1 중량% 초과, 또는 5 중량% 초과여야 한다. 일반적으로, 결합된 공급 스트림(132) 내의 탄화수소 중 아스팔텐의 양은 아라비아 경질 원유를 사용하는 경우에는 약 1 중량%일 수 있고, 마야 원유로부터 진공 잔류물을 사용하는 경우에는 약 26 중량%일 수 있다.
일부 구체예에서, 중질 분획(182)은 물 함량이 5 중량% 이하, 예컨대, 3 중량% 이하, 또는 1 중량% 이하, 또는 0.1 중량% 이하일 수 있다. 중질 분획(182)은 일부 구체예에서는 탈수될 수 있다.
다시 도 1을 참조하면, 경질 분획(184)은 가스/오일/물 분리기(190)로 보내질 수 있다. 가스/오일/물 분리기(190)는 경질 분획(184)을 가스 분획(194), 파라핀 분획(192) 및 물 분획(196)으로 분리할 수 있다. 일부 구체예에서, 파라핀 분획(192)은 중질 분획(182)과 결합하여 아스팔텐(256)을 제거함으로써 탈력 오일(252)을 생성할 수 있다.
가스 분획(194)은 황화수소(H2S) 또는 메르캅탄(R-SH)과 같은 오염 물질을 제거하는 가성 처리 장치(도시되지 않음)로 추가로 보내질 수 있다. 일부 구체예에서, 가스 분획(194)은 가성 처리 장치에 의해 처리되어 연료 가스(도시되지 않음)를 생성할 수 있다. 일부 구체예에서, 가성 처리 장치는 가스 분획(194)에 존재하는 황 및 기타 원하지 않는 오염물의 함량을 감소시키기 위해 수산화나트륨과 같은 알칼리액을 사용할 수 있다. 본 개시의 전체에 걸쳐 사용된 "알칼리액"은 수산화나트륨 또는 수산화칼륨과 같은 강알칼리 용액을 지칭한다. 황화수소는 탈력 공정(101)과 같은 탈력 공정 중에 생성될 수 있는 치명적인 취기 가스이다. 어떤 특정 이론에 구속됨이 없이, 황화수소는 10 이상의 pH 또는 10 내지 12의 pH와 같은 높은 pH 조건에서의 용해도로 인해 가성 용액에 쉽게 용해될 수 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 파라핀 분획(192)은 추출기(250)로 보내질 수 있다. 추출기(250)는 파라핀 분획(192)을 이용하여 중질 분획(182)으로부터 탈력 오일(252)과 아스팔텐(256)을 분리할 수 있다. 일부 구체예에서, 상기 공정은 시간 당 14 킬로그램(kg/hr)의 속도로 아스팔텐(256)을 생산할 수 있다. 아스팔텐은 10 내지 15 kg/hr, 또는 12 내지 15 kg/hr, 또는 15 내지 20 kg/hr, 또는 15 내지 30 kg/hr의 속도로 생산될 수 있다.
추출기(250)는 당해 산업계에 공지된 임의의 적합한 추출기일 수 있다. 일부 구체예에서, 추출기(250)는 내부 유체의 온도를 제어하는 온도 제어기를 구비할 수 있다. 일부 구체예에서, 추출기(250)는 파라핀 분획(192)이 액상으로 존재하도록 내부 유체의 온도를 유지하는 온도 제어기를 구비할 수 있다. 일부 구체예에서, 추출기(250)는 50°C 내지 250°C의 내부 유체 온도를 가질 수 있다. 추출기(250)는 50°C 내지 120°C, 또는 75°C 내지 120°C, 또는 100°C 내지 200°C, 또는 50°C 내지 200°C의 내부 유체 온도를 가질 수 있다. 온도 제어기는 내부 유체 온도를 언급된 바와 같은 50°C 내지 250°C와 같은 적절한 범위 내에 유지하는 데 사용될 수 있다.
일부 구체예에서, 추출기(250)는 내부 혼합 장치를 구비할 수 있다. 내부 혼합 장치는 임의의 적합한 혼합 장치일 수 있다. 일부 구체예에서, 내부 혼합 장치는 앵커 타입 블레이드를 갖는 회전 교반기와 같은 회전 교반기일 수 있다. 교반기는 파라핀 분획(192)과 중질 분획(182) 사이의 반응을 더욱 촉진시켜 탈력 오일(252) 및 아스팔텐(256)을 생성할 수 있다.
또한, 반응을 촉진시키기 위해, 일부 구체예에서, 파라핀 분획(192) 및 중질 분획(182)은 1 분 내지 8 시간의 추출기(250) 내 체류 시간을 가질 수 있다. 일부 구체예에서, 파라핀 분획(192) 및 중질 분획(182)은 적어도 10 분의 추출기(250) 내 체류 시간을 가짐으로써, 파라핀 분획(192)이 용제로서 작용하게 하여 중질 분획(182)과 반응함으로써 탈력 오일(252)이 생성되도록 할 수 있다. 중질 분획(182) 중의 아스팔텐이 경질-중질 분리 단계 후에 이미 침전된 경우(경질 분획(184) 내의 고농도의 파라핀에 의해 야기될 수 있음), 상기 추출기 내 체류 시간은 파라핀 분획(192)이 중질 분획(182)을 품질 향상시킬 수 있게 하고 탈력 오일(252)을 생성할 수 있게 하기 위해서는 적어도 10 분일 필요가 있을 수 있다. 일부 구체예에서, 상기 체류 시간은 10 분 내지 30 분, 또는 10 분 내지 60 분일 수 있다. 일부 구체예에서, 추출기(250)는 10 분 내지 45 분, 또는 10 분 내지 8 시간의 체류 시간을 가질 수 있다. 추출기(250)는 적어도 15 분, 적어도 20 분, 적어도 30 분, 적어도 45 분, 또는 적어도 1 시간의 체류 시간을 가질 수 있다.
이론에 구속됨이 없이, 초임계 품질 향상 반응기(150)는 결합된 공급 스트림(132)에 존재하는 방향족에 부착된 긴 파라핀 사슬을 분해하여 짧은 파라핀 사슬 및 방향족 화합물을 생성할 수 있다. 전체에 걸쳐 사용되는 "긴 파라핀 사슬"은 12 개 이상의 탄소를 포함하는 탄화수소 사슬을 지칭한다. 전체에 걸쳐 사용되는 "짧은 파라핀 사슬"은 11 개 이하의 탄소를 포함하는 탄화수소 사슬을 지칭한다. 긴 파라핀 사슬 화합물은 210°C 초과의 비등점(예컨대, C12H26은 약 212°C의 비등점을 가질 수 있음)을 가지며 0°C 아래의 융점(C12H26 은 -10°C의 융점을 가질 수 있음)을 가질 수 있다.
일부 구체예에서, 파라핀 분획(192)은 짧은 사슬 파라핀을 적어도 50 부피%(vol%)의 농도로 함유할 수 있다. 일부 구체예에서, 파라핀 분획(192)은 50 부피% 초과의 파라핀을 함유할 수 있다. 일부 구체예에서, 파라핀 분획(192)은 60 부피% 초과의 파라핀, 예컨대, 70 부피% 초과, 75 부피% 초과, 80 부피% 초과, 또는 90 부피% 초과의 파라핀을 함유할 수 있다. 파라핀 분획(192)은 60 내지 100 부피%의 파라핀, 또는 50 내지 100 부피%의 파라핀을 함유할 수 있다. 파라핀 분획(192)은 중질 분획(182)에서 아스팔텐을 제거하기 위한 용제로서 사용될 수 있다. 따라서, 일부 구체예에서, 파라핀 분획(192) 내의 파라핀 농도가 더 높아지면 더 양호한 아스팔텐 분리로 이어질 수 있다. 파라핀 분획(192) 내의 파라핀 농도가 더 높아지면 중질 분획(182)에서 더 많은 탈력 오일(252)이 생성되어 공정이 더 효율적이게 되는 결과로 이어질 수 있다.
이제 도 2를 참조하면, 또 다른 탈력 공정(102)이 도시되어 있다. 도 2에서, 파라핀 분획(192)은 증류 장치(210)에 의해 추가로 처리된다. 도 2의 공정은 도 1을 참조하여 앞에서 설명한 임의의 구체예와 일치하는 것일 수 있음을 이해해야 한다. 도 1과 마찬가지로, 도 2는 혼합 장치(130)에서 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)가 가압 초임계 물 스트림(126)과 결합되어 혼합된 공급 스트림(132)을 도시하며, 이는 초임계 품질 향상 반응기(150)로 공급되어 품질 향상된 반응기 생성물(152)을 생성함을 도시한다. 상기 생성물은 밸브(170)를 통해 감압되어 감압 스트림(172)을 생성할 수 있고, 이 감압 스트림은 경질-중질 분리기(180)에 의해 적어도 중질 분획(182)과 경질 분획(184)으로 분리된다. 경질 분획(184)은 이 경질 분획(184)이 가스 분획(194), 파라핀 분획(192) 및 물 분획(196)으로 분리되도록 가스/오일/물 분리기(190)로 보내질 수 있다. 가스/오일/물 분리기(190)는 당해 산업계에 공지된 임의의 분리기일 수 있다. 일부 구체예에서, 가스/오일/물 분리기(190)는 더 많은 분리가 이루어질 수 있도록 입력 유체에 증가된 체류 시간을 허용하기 위해 다수의 출구를 갖는 긴 챔버를 가질 수 있다. 일부 구체예에서, 분리를 촉진시키기 위해 가스/오일/물 분리기(190)에 유화제가 첨가될 수 있다.
도 2에서, 파라핀 분획(192)은 적어도 경질 파라핀 분획(212) 및 중질 파라핀 분획(216)이 생성되도록 하기 위해 증류 장치(210)로 보내질 수 있다. 이어서 경질 파라핀 분획(212)이 전술한 바와 같이 추출기(250)에서 중질 분획(182)과 결합되어 탈력 오일(252) 및 아스팔텐(256)을 생성할 수 있다. 경질 파라핀 분획(212)은 증가된 농도의 파라핀을 가질 수 있고, 이는 경질 파라핀 분획(212)이 더 효과적으로 탈력 용제가 될 수 있게 한다. 경질 파라핀 분획(212)은 적어도 80 부피%의 파라핀, 적어도 85 부피%의 파라핀, 90 부피%의 파라핀, 또는 적어도 95 부피%의 파라핀을 포함할 수 있다. 경질 파라핀 분획(212)은 경질 파라핀 분획(212)의 80%의 TBP가 250°C 미만, 예컨대 200°C 미만, 150°C 미만, 또는 100°C 미만일 수 있다. 이론에 구속됨이 없이 경질 파라핀 분획(212)에서 방향족 화합물을 제거함으로써 경질 파라핀 분획(212)으로 하여금 더 효율적인 용제가 되게 하여 중질 분획(182)이 더 많이 탈력 오일(252)로 변환되게 할 수 있다. 증류 장치(210)는 당해 산업계에 공지된 임의의 증류 장치에 일치하는 것일 수 있다.
도 3은 오일/물 분리기(220) 및 경질 분획(184)을 처리하기 위한 수처리 장치(200)를 추가로 포함하는 탈력 공정(103)의 또 다른 구체예를 나타내고 있다. 도 3의 공정은 도 1 및 도 2를 참조하여 앞에서 설명한 임의의 구체예와 일치하는 것일 수 있음을 이해해야 한다. 도 1 및 도 2와 마찬가지로, 도 3은 혼합 장치(130)에서 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)이 가압 초임계 물 스트림(126)과 결합되어 결합된 공급 스트림(132)을 생성하며, 이는 초임계 품질 향상 반응기(150)로 공급되어 품질 향상 반응기 생성물(152)을 생성함을 도시하고 있다. 상기 생성물은 밸브(170)를 통해 감압되어 감압 스트림(172)을 생성할 수 있고, 이 감압 스트림은 경질-중질 분리기(180)에 의해 적어도 중질 분획(182)과 경질 분획(184)으로 분리된다.
도 3에서, 탈력 공정(102)은 오일/물 분리기(220)를 포함한다. 도 3에서, 경질 분획(184)은 경질 분획(184)에서 물을 제거하는 오일/물 분리기(220)로 보내져서 탈수된 경질 분획(224) 및 물 분획(222)을 생성한다. 물 분획(222)은 수처리 장치(200)로 보내질 수 있고, 탈수된 경질 분획(224)은 분리 장치(240)로 보내질 수 있다.
수처리 장치는 임의의 공지된 수처리 공정을 통해 물 분획(222)을 처리할 수 있다. 수처리 장치(200)는 물 분획(222)의 여과, 탈유, 탈염 및 pH 조절을 포함하는 임의의 전통적인 수처리 단계들에 따라서 물 분획(222)을 처리할 수 있다. 일부 구체예에서, 수처리 장치(200)는 물 분획(222)을 처리하기 위한, 침전 및 여과와 같은 물리적 공정, 소독 및 응고와 같은 화학 공정, 느린 모래 여과와 같은 생물학적 공정, 또는 이들의 임의의 조합을 사용할 수 있다. 또한, 수처리 장치(200)는 물 분획(222)을 처리하기 위해 물을 정화하기 위한 공지의 염소화 기술, 폭기 기술, 응집 기술, 고분자 전해질 기술, 침강 기술, 또는 기타 기술을 이용할 수 있다. 일부 구체예에서, 물 분획(222)은 공급 물을 생성하도록 처리될 수 있다. 공급 물은 재순환되어 다른 공정에서 사용되거나, 초임계 물 스트림(126)을 생성하는 데 사용될 수 있다. 수처리 장치(200)는 당해 산업계에 공지된 임의의 공지된 수처리 장치와 일치할 수 있다.
탈수된 중질 분획(224)은 1 중량% 이하의 물 함량, 예컨대 0.5 중량% 이하의 물 또는 0.1 중량% 이하의 물과 같은 물 함량을 가질 수 있다. 일부 구체예에서, 탈수된 경질 분획(224)은 탈수된 경질 분획(224)의 점도가 380 센티스톡 (cSt) 이하, 예컨대, 180 cSt 이하가 되도록 하는 물 함량을 가질 수 있다.
도 3에 도시된 바와 같이, 탈수된 경질 분획(224)은 분리 장치(240)로 보내질 수 있다. 분리 장치(240)는 일부 구체예에서는 증류 장치 또는 방향족 분리기일 수 있다. 일부 구체예에서, 분리 장치(240)는 탈수된 경질 분획(224)을 가스 분획(244), 탈수된 중질 분획(242) 및 탈수된 파라핀 분획(246)으로 분리할 수 있다. 분리 장치(240)는 분리 장치(240) 내의 내부 유체의 온도를 조절하는 온도 조절기를 구비할 수 있다.
탈수된 파라핀 분획(246)은 중질 분획(182)과 결합될 수 있다. 일부 구체예에서, 탈수된 파라핀 분획(246)은 추출기(250)에서 중질 분획(182)과 결합될 수 있다. 추출기(250)는 탈수된 파라핀 분획(246)과 중질 분획(182)을 결합시켜서 탈력 오일(252) 및 아스팔텐(256)을 생성할 수 있다. 탈력 오일(252)은 생성물 탱크(260)로 보내질 수 있다. 또한, 탈수된 중질 오일(242)은 도 3에 도시된 생성물 탱크(260)에서처럼 탈력 오일(252)과 결합될 수 있다.
이론에 구속됨이 없이 극성 화합물인 물은 아스팔텐(256)의 응집에 영향을 줄 수 있다. 일부 구체예에서, 물은 아스팔텐(256)의 상태 및 성질에 따라 응집을 강화 또는 방지할 수 있다. 아스팔텐(256)은 탈수된 파라핀 분획(246) 및 파라핀 분획(192)과 같은 파라핀 용제의 존재 하에 말텐으로부터 완전히 분리되도록 하기 위해서는 응집될 필요가 있다. 중질 분획(182)은 앞에서 언급한 바와 같이 물을 미량만, 예컨대, 2000 중량ppm 미만을 함유할 수 있다. 일부 구체예에서, 중질 분획(182)은 1000 중량ppm 미만의 물, 또는 800 중량ppm 미만의 물, 또는 500 중량ppm 미만의 물, 또는 100 중량ppm 미만의 물을 함유할 수 있다. 이러한 최소 농도의 물은 아스팔텐(256) 분리에 악영향을 미치지 않을 것이다.
도 4는 섭씨 온도(°C)의 분획의 분할 종단점(cut end point)에 대한 파라핀 부피%의 그래프이다. 전체에 걸쳐 사용된 "분할 종단점"은 누가적 진성 비등점 곡선으로부터 결정된 시작점과 종단점을 기준으로 삼은 한 분획의 온도 범위를 지칭한다.
도 4에 도시된 바와 같이, 100°C 미만의 진성 비등점은 68 부피% 내지 70 부피%의 파라핀 부피%를 생성할 수 있고, 250°C 미만의 진성 비등점은 60 부피% 초과의 파라핀 부피%를 생성할 수 있다. 전술한 바와 같이, 파라핀 분획(192) 및 경질 파라핀 분획(212)은 중질 분획(182)으로부터의 아스팔텐(256)의 적절한 용해도가 보장될 수 있도록 250°C 미만의 진성 비등점을 가질 수 있고 60 부피% 초과의 파라핀 부피%를 가질 수 있다.
다음의 실시예들은 전술한 바와 같은 본 개시의 하나 이상의 구체예를 예시한다. 실시예들에 대한 설명은 본질적으로 예시적인 것이지, 결코 그의 적용 또는 사용을 제한하고자 하는 것이 아니다.
실시예
이하의 시뮬레이션 실시예들은 앞에서 논의된 본 개시의 하나 이상의 구체예들을 예시하는 것이다. 구체적으로, 실시예 1의 시뮬레이션은 앞에서 기술된 구체예에 따라서, 특히 도 3에 도시된 탈력 공정(103)의 구체예와 관련하여 수행되었다.이 공정에 사용된 반응 조건 및 구성 특성을 표 1에 나타내 었으며, 이 표는 도 3에서 사용된 도면 부호 및 명칭을 가지고 목록화 하였다.
실시예 1은 오일을 탈력하는 방법으로서, 탄화수소계(HC-계) 조성물(comp.)(105)을 펌프에서 가압하여 평방인치 당 3901 파운드의 게이지 압력(psig)을 갖는 가압된(pres) 탄화수소계 조성물(116)이 생성되도록 했다. 물 스트림(110)도 또한 3901 psig의 압력으로 가압된 물 스트림(118)을 형성하도록 가압되었다. 가압된 탄화수소계 조성물(116)을 24°C 내지 150°C의 온도에서 예열하였다. 가압된 물 스트림(118)도 또한 20°C 내지 450°C의 온도로 예열하여 초임계 물 스트림(126)이 형성되도록 하였다. 초임계 물 스트림(126)과 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물(124)을 공급 혼합기에서 혼합시켜서 결합된 공급 스트림(132)을 생성되도록 하였고, 이 결합된 공급 스트림을 초임계 품질 향상 반응기로 유입시켜서 품질 향상된 반응기 생성물(152)이 생성되도록 하였다. 품질 향상된 반응기 생성물(152)(압력: 3901 psig)을 감압 스트림(172)(압력: 2 psig)이 되게 밸브로 감압시켰다. 감압된 스트림(172)을 경질-중질 분리기(180)인 플래시 드럼으로 공급하여 감압 스트림(172)이 중질 분획(182)과 경질 분획(184)으로 분리되도록 했다.
그런 다음 경질 분획(184)을 오일/물 분리기로 보내서 경질 분획(184)이 탈수된 경질 분획(224)과 물 분획(222)으로 분리되도록 하였다. 탈수된 경질 분획(224)을 분리 장치로 보내 가스 분획(194), 탈수된 파라핀 분획(246) 및 탈수된 중질 분획(242)이 생성되도록 하였다. 탈수된 파라핀 분획(246)을 추출기에서 중질 분획(182)과 결합시켜서 탈력 오일 분획(252) 및 아스팔텐(256)이 생성되도록 하였다.
특히, 실시예 1은 시스템에 외부 에너지를 공급하지 않아도, 그리고 시스템에 외부 용제(예컨대, 외부 파라핀)를 공급하지 않아도, 그리고 구성 요소들을 냉각 및 재가열할 필요없이도, 탈력 오일을 생성할 수 있었다. 실시예 1은 최소 농도의 물을 소비하였고, 물 분획(222)을 재생 이용할 수 있었다. 실시예 1은 결합된 공급 스트림(132)의 매우 많은 품질 향상된 분리 성분들을 이용함으로써 보다 효율적인 자급적 시스템에서 시간과 비용을 절약하며 더 많은 연료를 생성할 수 있었다.
표 1: 반응 조건 및 성분 특성
Figure pct00001
Figure pct00002
Figure pct00003
표 1은 탈력 공정(103)에서 열거된 각 성분들의 조건, 특성 및 조성을 나타낸다. 일부 특성은 모든 분획에 적용될 수 없다는 것을 이해해야 한다. 예를 들어 API 및 다른 석유 특성은 물이 대부분(약 56.5%)을 차지하는 물 분획(222) 및 경질 분획(184)에는 적용되지 않는다.
표 1 (계속)
Figure pct00004
표 1에 열거된 제목에서 나타낸 바와 같이, 일부 구성 요소는 추후 처리 또는 결합 후에 시료 채취되어 시험되었다. 예를 들어, 탈수된 중유 스트림(242)의 일부가 탈파라핀 처리되어 경유 스트림으로 되었다. 유사하게, 탈수된 중유 스트림(242)의 일부가 탈력 오일 스트림(252)과 결합되어 결합된 생성물을 생성하였다. 경유 및 결합된 생성물의 특성을 표 1에 나타내었다.
본 개시의 제1 양태는 탈력 오일 제조 방법에 관한 것으로, 이 탈력 오일 제조 방법은, 혼합 장치에서 초임계 물 스트림을 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물과 결합시켜서, 결합된 공급 스트림을 생성하는 단계; 상기 결합된 공급 스트림을 물의 임계 온도보다 높은 온도 및 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동하는 초임계 반응기로 유입시켜서 품질 향상된 생성물을 생성시키는 단계; 상기 품질 향상된 생성물을 감압하는 단계; 상기 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 경질 분획과, 이 경질 분획보다 높은 아스팔텐 농도를 갖는 적어도 하나의 중질 분획으로 분리시키는 단계; 상기 경질 분획을 분리기로 보내어 그 경질 분획을 하나 이상의 가스 분획, 하나의 파라핀 분획 및 하나의 물 분획으로 분리시키는 단계; 및 상기 파라핀 분획을 중질 분획과 결합시켜 아스팔텐을 제거함으로써 탈력 오일을 생성시키는 단계를 포함한다.
본 개시의 제2 양태는 제1 양태를 포함하는 것으로, 여기서 경질 분획 내의 탄화수소는 중질 분획 내의 탄화수소보다 큰 미국 석유 연구소(API) 중력 값을 갖는다.
본 개시의 제3 양태는 제1 양태 또는 제2 양태를 포함하는 것으로, 여기서 중질 분획은 경질 분획보다 적어도 25% 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는다.
본 개시의 제4 양태는 제1 양태 내지 제3 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 중량 분획은 경질 분획보다 적어도 75% 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는다.
본 개시의 제5 양태는 제1 양태 내지 제4 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 중질 분획은 경질 분획보다 더 높은 비등점을 갖는다.
본 개시의 제6 양태는 제1 양태 내지 제5 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 품질 향상된 생성물을 감압 단계 전에 냉각시키는 단계를 추가로 포함한다.
본 개시의 제7 양태는 제1 양태 내지 제6 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 경질 분획 내의 탄화수소는 30° 이상의 API 중력 값을 갖고 중질 분획 내의 탄화수소는 30° 미만의 API 중력 값을 갖는다.
본 개시의 제8 양태는 제1 양태 내지 제7 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 중량 분획 내의 탄화수소는 30° 미만 및 20° 이상의 API 중력 값을 갖는다.
본 개시의 제9 양태는 제1 양태 내지 제8 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 상기 물 분획을 수처리 장치로 보내어 공급 물 분획을 생성시키는 단계를 더 포함한다.
본 개시의 제10 양태는 제1 양태 내지 제9 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 감압된 품질 향상 생성물을 분리시키는 단계는 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 증류 장치로 보내는 단계를 포함한다.
본 개시의 제11 양태는 제1 양태 내지 제10 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 감압된 품질 향상 생성물을 분리시키는 단계는 감압된 품질 향상 생성물을 플래시 드럼으로 보내는 단계를 포함한다.
본 개시의 제12 양태는 제1 양태 내지 제11 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 파라핀 분획과 중질 분획을 결합시키는 단계는 추출기를 사용하여 수행된다.
본 개시의 제13 양태는 제12 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 내부 유체의 온도를 제어하는 온도 제어기를 포함한다.
본 개시의 제14 양태는 제12 양태 내지 제13 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 상기 추출기는 50°C 내지 250°C의 내부 유체 온도를 갖는다.
본 개시의 제15 양태는 제12 양태 내지 제14 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 내부 혼합 장치를 포함한다.
본 개시의 제16 양태는 제15 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 내부 혼합 장치는 앵커형 블레이드를 갖는 회전식 교반기이다.
본 개시의 제17 양태는 제12 양태 내지 제16 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 파라핀과 중질 분획은 상기 추출기 내에서 1 분 내지 8 시간의 체류 시간 동안 결합된다.
본 개시의 제18 양태는 제12 양태 내지 제17 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 파라핀 분획과 중질 분획은 상기 추출기에서 적어도 10 분 내지 30 분의 체류 시간 동안 결합된다.
본 개시의 제19 양태는 제1 양태 내지 제18 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 가스 분획은 연료 가스가 생성되도록 가성 처리 장치로 보내진다.
본 개시의 제20 양태는 제1 양태 내지 제19 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탄화수소계 조성물은 대기 잔류물, 진공 잔류물 또는 이들의 조합물을 포함한다.
본 개시의 제21 양태는 제1 양태 내지 제20 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 파라핀 분획을 증류 장치로 보내어 적어도 경질 파라핀 분획과 중질 파라핀 분획을 생성하는 단계; 및 상기 경질 파라핀 분획을 상기 중질 분획과 결합시켜 탈력 오일 분획을 생성시키는 단계를 추가로 포함한다.
본 개시의 제22 양태는 제21 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 경질 파라핀 분획은 추출기에서 중질 분획과 결합된다.
본 개시의 제23 양태는 제22 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 내부 유체의 온도를 제어하는 온도 제어기를 포함한다.
본 개시의 제24 양태는 제22 양태 또는 제23 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 50°C 내지 250°C의 내부 유체 온도를 갖는다.
본 개시의 제25 양태는 제22 양태 내지 제24 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 내부 혼합 장치를 포함한다.
본 개시의 제26 양태는 제25 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 내부 혼합 장치는 앵커형 블레이드를 갖는 회전 교반기이다.
본 개시의 제27 양태는 제22 양태 내지 제26 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 파라핀과 중질 분획은 상기 추출기에서 1 분 내지 8 시간의 체류 시간 동안 결합된다.
본 개시의 제28 양태는 제22 양태 내지 제27 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 파라핀과 중질 분획은 상기 추출기에서 적어도 10 분 내지 30 분의 체류 시간 동안 결합된다.
본 개시의 제29 양태는 탈력 오일 제조 방법으로서, 혼합 장치에서 초임계 물 스트림을 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물과 결합시켜서, 결합된 공급 스트림을 생성하는 단계; 상기 결합된 공급 스트림을 물의 임계 온도보다 높은 온도 및 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동하는 초임계 반응기로 유입시켜서 품질 향상된 생성물을 생성시키는 단계; 상기 품질 향상된 생성물을 감압하는 단계; 상기 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 경질 분획과, 이 경질 분획보다 높은 아스팔텐 농도를 갖는 적어도 하나의 중질 분획으로 분리시키는 단계; 상기 경질 분획을 오일/물 분리기로 보내어 탈수된 경질 분획과 물 분획을 생성시키는 단계; 상기 탈수된 경질 분획을 증류 장치로 보내어 그 탈수된 경질 분획을 적어도 하나의 가스 분획, 하나의 탈수된 파라핀 분획 및 하나의 탈수된 중질 분획으로 분리시키는 단계; 및 상기 탈수된 파라핀 분획을 상기 중질 분획과 결합시켜 적어도 하나의 탈력 오일 분획을 생성시키는 단계를 포함하는, 탈력 오일 제조 방법에 관한 것이다.
본 개시의 제30 양태는 제29 양태를 포함하는 것으로, 여기서 경질 분획 내의 탄화수소는 중질 분획 내의 탄화수소보다 큰 API 중력 값을 갖는다.
본 개시의 제31 양태는 제29 양태 내지 제30 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 중질 분획은 경질 분획보다 25% 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는다.
본 개시의 제32 양태는 제29 양태 내지 제31 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 중질 분획은 경질 분획보다 75% 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는다.
본 개시의 제33 양태는 제29 양태 내지 제32 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 중질 분획은 경질 분획보다 더 높은 비등점을 갖는다.
본 개시의 제34 양태는, 제29 양태 내지 제33 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 경질 분획 내의 탄화수소는 30° 이상의 API 중력 값을 가지며, 상기 중질 분획 내의 탄화수소는 30° 미만의 API 중력 값을 갖는다.
본 개시의 제35 양태는 제29 양태 내지 제34 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 중질 분획 내의 탄화수소는 30° 미만 및 20° 이상의 API 중력 값을 갖는다.
본 개시의 제36 양태는 제29 양태 내지 제35 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 경질 분획은 물이 1 중량% 이하인 물 함량을 갖는다.
본 개시의 제37 양태는 제29 양태 내지 제36 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 경질 분획은 물이 0.5 중량% 이하인 수분 함량을 갖는다.
본 개시의 제38 양태는 제29 양태 내지 제37 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 경질 분획은 물이 0.1 중량% 이하인 물 함량을 갖는다.
본 개시의 제39 양태는 제29 양태 내지 제38 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 경질 분획은 380 센티스톡(cSt) 이하의 점도를 갖는다.
본 개시의 제40 양태는 제29 양태 내지 제39 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 경질 분획은 180 cSt 이하의 점도를 갖는다.
본 개시의 제41 양태는 제29 양태 내지 제40 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 상기 품질 향상된 생성물을 감압 단계 전에 냉각시키는 단계를 추가로 포함한다.
본 개시의 제42 양태는 제29 양태 내지 제41 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 상기 물 분획을 수처리 장치로 보내어 공급 물 분획을 생성시키는 단계를 추가로 포함한다.
본 개시의 제43 양태는 제29 양태 내지 제42 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 감압된 품질 향상 생성물을 분리시키는 단계는 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 증류 장치로 보내는 단계를 포함한다.
본 개시의 제44 양태는 제29 양태 내지 제43 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 감압된 품질 향상 생성물을 분리시키는 단계는 감압된 품질 향상 생성물을 플래시 드럼으로 보내는 단계를 포함하는 다.
본 개시의 제45 양태는 제29 양태 내지 제44 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 파라핀 분획과 중질 분획은 추출기에서 결합된다.
본 개시의 제46 양태는 제45 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 내부 유체의 온도를 제어하는 온도 제어기를 포함한다.
본 개시의 제47 양태는 제45 양태 또는 제46 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 50°C 내지 250°C의 내부 유체 온도를 갖는다.
본 개시의 제48 양태는 제45 양태 내지 제47 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 추출기는 내부 혼합 장치를 포함한다.
본 개시의 제49 양태는 제48 양태를 포함하는 것으로, 여기서 상기 내부 혼합 장치는 앵커형 블레이드를 갖는 회전식 교반기이다.
본 개시의 제50 양태는 제29 양태 내지 제49 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 파라핀 분획과 중질 분획은 상기 추출기에서 1 분 내지 8 시간의 체류 시간 동안 결합된다.
본 개시의 제51 양태는 제29 양태 내지 제50 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈수된 파라핀 분획과 중질 분획은 상기 추출기에서 10 분 내지 30 분의 체류 시간 동안 결합된다.
본 개시의 제52 양태는 제29 양태 내지 제51 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 탈력 분획은 생성물 탱크로 보내져서 상기 탈수된 중질유 분획과 결합되어 오일 생성물을 생성한다.
본 개시의 제53 양태는 제29 양태 내지 제52 양태 중 어느 하나를 포함하는 것으로, 여기서 상기 가스 분획은 연료 가스가 생성되도록 하기 위해 가성 처리부로 보내진다.
본 기술 분야의 숙련인은 청구된 주제의 기술 사상 및 범위를 벗어나지 않으면서 본원에 설명된 구체예에 대해 다양한 수정 및 변형이 이루어질 수 있음을 명백히 알 수 있을 것이다. 따라서, 본 명세서는, 첨부된 청구범위의 범위 및 그 등가물의 범위 내에 있는 이와 같은 수정 및 변형을 제공하는 본원에 기술된 다양한 구체예의 수정 및 변형을 포함한다.
전체에 걸쳐서 사용된 바와 같이, 단수 형태("a", "an" 및 "the")는 문맥상 명확하게 달리 지시하지 않는 한 복수의 지시 대상을 포함한다. 따라서, 예를 들어, 단수("a")의 구성 요소에 대한 언급은 문맥상 명확하게 달리 나타내지 않는 한 2 개 이상의 그러한 구성 요소를 갖는 양태들을 포함한다.
본 개시의 주제를 상세하게 설명하고 특정 실시예를 참조하여 설명하였지만, 여기에 개시된 다양한 세부 사항들은, 이들 세부 사항이 여기에 설명된 다양한 구체예의 필수 구성 요소가 되는 요소들을 의미하는 것으로 받아들여서는 안 되며, 본 설명에 첨부되는 각 도면에 특정 요소가 예시되어 있는 경우에도 마찬가지이다. 또한, 첨부된 청구범위에 정의된 구체예들을 그에 한정됨이 없이 포함하는 수정 및 변형이 본 개시의 범위를 벗어나지 않고 가능하다는 것이 명백하다. 보다 구체적으로, 본 개시의 일부 양태들이 특히 유리한 것으로 확인되었지만, 본 개시는 반드시 이들 양태들에 한정되는 것은 아니다.

Claims (21)

  1. 탈력 오일 제조 방법으로서,
    혼합 장치에서 초임계 물 스트림을 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물과 결합시켜서, 결합된 공급 스트림을 생성하는 단계;
    상기 결합된 공급 스트림을 물의 임계 온도보다 높은 온도 및 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동하는 초임계 반응기 안으로 유입시켜 품질 향상 생성물을 생성하는 단계;
    상기 품질 향상 생성물을 감압하는 단계;
    상기 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 경질 분획과, 이 경질 분획보다 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는 적어도 하나의 중질 분획으로 분리하는 단계;
    상기 경질 분획을 분리기로 보내 그 경질 분획을 적어도 하나의 가스 분획, 하나의 파라핀 분획 및 하나의 물 분획으로 분리하는 단계; 및
    상기 중질 분획을 파라핀 분획과 결합시켜서 아스팔텐을 제거함으로써 탈력 오일을 제조하는 단계를 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  2. 제1항에 있어서, 상기 중질 분획은 상기 경질 분획보다 적어도 25% 내지 75% 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는, 탈력 오일 제조 방법.
  3. 제1항에 있어서, 상기 경질 분획 내의 탄화수소는 30° 이상의 미국 석유 협회(API) 중력 값을 가지며, 상기 중질 분획 내의 탄화수소는30° 미만의 API 중력 값을 갖는, 탈력 오일 제조 방법.
  4. 제1항에 있어서, 공급 물 분획이 생성되도록 상기 물 분획을 수처리 장치로 보내는 단계를 더 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  5. 제1항에 있어서, 상기 감압된 품질 향상 생성물을 분리하는 단계가 상기 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 증류 장치 또는 플래시 드럼으로 보내는 단계를 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  6. 제1항에 있어서, 상기 파라핀 분획과 상기 중질 분획을 결합하는 단계가 추출기를 사용하여 수행되는, 탈력 오일 제조 방법.
  7. 제6항에 있어서, 상기 추출기는 내부 유체의 온도를 50°C 내지 250°C의 온도로 제어하는 온도 제어기를 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  8. 제1항에 있어서, 상기 가스 분획을 가성 처리 장치로 보내어 연료 가스를 생산하는, 탈력 오일 제조 방법.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 파라핀 분획을 증류 장치로 보내어 적어도 경질 파라핀 분획 및 중질 파라핀 분획을 생성하는 단계와,
    상기 경질 파라핀 분획을 상기 중질 분획과 결합시켜 탈력 오일 분획을 생성시키는 단계를 더 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  10. 탈력 오일 제조 방법으로서,
    혼합 장치에서 초임계 물 스트림을 가압 및 가열된 탄화수소계 조성물과 결합시켜서, 결합된 공급 스트림을 생성하는 단계;
    상기 결합된 공급 스트림을 물의 임계 온도보다 높은 온도 및 물의 임계 압력보다 높은 압력에서 작동하는 초임계 반응기 안으로 유입시켜 품질 향상 생성물을 생성하는 단계;
    상기 품질 향상 생성물을 감압하는 단계;
    상기 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 경질 분획과, 이 경질 분획보다 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는 적어도 하나의 중질 분획으로 분리하는 단계;
    상기 경질 분획을 오일/물 분리기로 보내어 탈수된 경질 분획 및 물 분획을 생성하는 단계;
    상기 탈수된 경질 분획을 증류 장치로 보내어 적어도 하나의 가스 분획, 하나의 탈수 파라핀 분획 및 하나의 탈수 중유 분획으로 분리하는 단계; 및
    상기 탈수된 파라핀 분획을 상기 중질 분획과 결합시켜서 적어도 하나의 탈력 오일 분획을 생성하는 단계를 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  11. 제10항에 있어서, 상기 경질 분획 내의 탄화수소는 상기 중질 분획 내의 탄화수소보다 큰 API 중력 값을 갖는, 탈력 오일 제조 방법.
  12. 제10항에 있어서, 상기 중질 분획은 상기 경질 분획보다 적어도 25% 내지 75% 더 높은 아스팔텐 농도를 갖는, 탈력 오일 제조 방법.
  13. 제10항에 있어서, 상기 경질 분획 내의 탄화수소는 30° 이상의 API 중력 값을 가지며, 중질 분획 내의 탄화수소는 30° 미만의 API 중력 값을 갖는, 탈력 오일 제조 방법.
  14. 제10항에 있어서, 상기 탈수된 경질 분획은 물이 1 중량% 이하인 물 함량을 갖는, 탈력 오일 제조 방법.
  15. 제10항에 있어서, 상기 탈수된 경질 분획은 380 센티스톡(cSt) 이하의 점도를 갖는, 탈력 오일 제조 방법.
  16. 제10항에 있어서, 상기 물 분획을 수처리 장치로 보내어 공급 물 분획을 생성하는 단계를 더 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  17. 제10항에 있어서, 상기 감압된 품질 향상 생성물을 분리하는 단계는 상기 감압된 품질 향상 생성물을 적어도 하나의 증류 장치 또는 플래시 드럼으로 보내는 단계를 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  18. 제10항에 있어서, 상기 탈수된 파라핀 분획과 상기 중질 분획이 추출기에서 결합되는, 탈력 오일 제조 방법.
  19. 제18항에 있어서, 상기 추출기는 내부 유체의 온도를 50°C 내지 250°C의 온도로 제어하는 온도 제어기를 포함하는, 탈력 오일 제조 방법.
  20. 제10항에 있어서, 상기 탈력 분획을 생성물 탱크로 보내어 상기 탈수 중유 분획과 결합시켜 오일 제품을 생산하는, 탈력 오일 제조 방법.
  21. 제10항에 있어서, 상기 가스 분획을 가성 처리 장치로 보내어 연료 가스를 생산하는, 탈력 오일 제조 방법.
KR1020197022840A 2017-01-04 2018-01-02 오일을 탈력하는 시스템 및 방법 KR20190103301A (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201762442072P 2017-01-04 2017-01-04
US62/442,072 2017-01-04
PCT/US2018/012027 WO2018128961A1 (en) 2017-01-04 2018-01-02 Systems and processes for deasphalting oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
KR20190103301A true KR20190103301A (ko) 2019-09-04

Family

ID=61007881

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020197022840A KR20190103301A (ko) 2017-01-04 2018-01-02 오일을 탈력하는 시스템 및 방법

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10577546B2 (ko)
EP (1) EP3565871B1 (ko)
JP (1) JP6980787B2 (ko)
KR (1) KR20190103301A (ko)
CN (1) CN110114442A (ko)
SA (1) SA519402062B1 (ko)
WO (1) WO2018128961A1 (ko)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11034897B1 (en) * 2020-04-30 2021-06-15 Saudi Arabian Oil Company Scheme for supercritical water process for heavy oil upgrading
US11390816B2 (en) 2020-06-16 2022-07-19 Saudi Arabian Oil Company Process to improve the stability of thermally cracked petroleum products
US11345861B2 (en) * 2020-06-22 2022-05-31 Saudi Arabian Oil Company Production of linear olefins from heavy oil
US11319496B2 (en) 2020-07-02 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for hydrocarbon blending
CN112239700B (zh) * 2020-10-23 2022-06-07 泉州市欧美润滑油制品有限公司 一种高效加工长寿命高清高压液压油的装置及方法
US20220220396A1 (en) * 2021-01-06 2022-07-14 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for hydrocarbon upgrading
US11926801B2 (en) 2021-01-28 2024-03-12 Saudi Arabian Oil Company Processes and systems for producing upgraded product from residue
CN113801690B (zh) * 2021-09-10 2023-01-03 中海油天津化工研究设计院有限公司 一种利用超临界水与溶剂抽提重油的处理方法

Family Cites Families (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3039791A (en) 1960-10-21 1962-06-19 Horowitz Harry Tricycles having synthetic resinous portions
US3663434A (en) 1970-01-12 1972-05-16 Chevron Res Desulfurization
BE792236A (fr) 1971-12-17 1973-06-01 Inst Francais Du Petrole Appareil pour la conversion d'hydrocarbures
US4591426A (en) * 1981-10-08 1986-05-27 Intevep, S.A. Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
US4465888A (en) 1983-04-14 1984-08-14 The Standard Oil Company Oligomerization of olefins in supercritical water
US4822497A (en) 1987-09-22 1989-04-18 Modar, Inc. Method for solids separation in a wet oxidation type process
WO1993002969A1 (en) 1991-08-09 1993-02-18 Board Of Regents, The University Of Texas System High temperature wet oxidation using sintered separators
US5387398A (en) 1993-12-03 1995-02-07 Aerojet General Corporation Supercritical water oxidation reactor with wall conduits for boundary flow control
JP3508812B2 (ja) * 1997-03-14 2004-03-22 三菱マテリアル株式会社 超臨界水を用いた石炭の連続転換装置
US6299759B1 (en) 1998-02-13 2001-10-09 Mobil Oil Corporation Hydroprocessing reactor and process with gas and liquid quench
KR100249496B1 (ko) 1998-03-19 2000-03-15 이종학 초임계수 산화와 촉매산화를 이용한 유기물 함유 폐액의 산화분해 공정
JP2000109850A (ja) 1998-10-07 2000-04-18 Mitsubishi Materials Corp 重質油の発電設備用流体燃料への転換方法及びその装置
FR2784687B1 (fr) 1998-10-14 2000-11-17 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec reacteurs permutables et introduction d'un distillat moyen
US6332975B1 (en) 1999-11-30 2001-12-25 Kellogg Brown & Root, Inc. Anode grade coke production
DE19962907A1 (de) 1999-12-23 2001-07-05 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von C¶10¶-C¶30¶-Alkenen durch partielle Hydrierung von Alkinen an Festbett-Palladium-Trägerkatalysatoren
FR2813023B1 (fr) 2000-08-17 2003-10-24 Inst Francais Du Petrole Dispositif de distribution permettant de realiser un melange polyphasique et reacteur associe
JP3791363B2 (ja) 2001-08-07 2006-06-28 株式会社日立製作所 重質油の軽質化方法
JP3724438B2 (ja) 2002-03-08 2005-12-07 株式会社日立製作所 超臨界水による重質油の処理方法と処理装置及び重質油処理装置を備えた発電システム
US7041707B2 (en) 2003-01-24 2006-05-09 Nalco Company Polyether polyesters having anionic functionality
JP4098181B2 (ja) 2003-08-05 2008-06-11 株式会社日立製作所 重質油の処理方法及び重質油類処理システム
US7435330B2 (en) 2003-10-07 2008-10-14 Hitachi, Ltd. Heavy oil reforming method, an apparatus therefor, and gas turbine power generation system
JP4555010B2 (ja) 2004-07-15 2010-09-29 株式会社日立製作所 改質燃料焚きガスタービン及びその運転方法
ITMI20042445A1 (it) * 2004-12-22 2005-03-22 Eni Spa Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali greggi pesanti e residui di distillazione
JP2006241181A (ja) 2005-02-28 2006-09-14 Sekiyu Combinat Kodo Togo Unei Gijutsu Kenkyu Kumiai 水添脱硫分解プロセス残渣油の冷却用熱交換器のファウリング防止方法
US20060260927A1 (en) 2005-05-19 2006-11-23 Armen Abazajian Apparatus and method for continuous catalytic reactive distillation and on-line regeneration of catalyst
US20080099374A1 (en) 2006-10-31 2008-05-01 Chevron U.S.A. Inc. Reactor and process for upgrading heavy hydrocarbon oils
US20080099378A1 (en) 2006-10-31 2008-05-01 Chevron U.S.A. Inc. Process and reactor for upgrading heavy hydrocarbon oils
US20080099376A1 (en) 2006-10-31 2008-05-01 Chevron U.S.A. Inc. Upgrading heavy hydrocarbon oils
MX2010005854A (es) 2007-11-28 2010-09-07 Saudi Arabian Oil Co Proceso para mejorar petroleo crudo altamente parafinoso mediante agua caliente presurizada.
EP2234710A2 (en) 2007-11-28 2010-10-06 Saudi Arabian Oil Company Process for catalytic hydrotreating of sour crude oils
US20090159498A1 (en) 2007-12-20 2009-06-25 Chevron U.S.A. Inc. Intergrated process for in-field upgrading of hydrocarbons
EP2234715A2 (en) 2007-12-21 2010-10-06 Chevron U.S.A. Inc. A method of making high energy distillate fuels
US20090166262A1 (en) 2007-12-28 2009-07-02 Chevron U.S.A. Inc. Simultaneous metal, sulfur and nitrogen removal using supercritical water
JP2011088964A (ja) * 2009-10-20 2011-05-06 Jgc Corp 重質油の改質装置及び重質油の改質方法
US8394260B2 (en) 2009-12-21 2013-03-12 Saudi Arabian Oil Company Petroleum upgrading process
CN102311797A (zh) * 2010-07-07 2012-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种重油改质的组合工艺方法
US9382485B2 (en) 2010-09-14 2016-07-05 Saudi Arabian Oil Company Petroleum upgrading process
US9039889B2 (en) 2010-09-14 2015-05-26 Saudi Arabian Oil Company Upgrading of hydrocarbons by hydrothermal process
US9051521B2 (en) 2010-12-23 2015-06-09 Stephen Lee Yarbro Using supercritical fluids to refine hydrocarbons
US8535518B2 (en) 2011-01-19 2013-09-17 Saudi Arabian Oil Company Petroleum upgrading and desulfurizing process
CA2838863C (en) 2011-06-10 2018-05-01 Steen Brummerstedt Iversen Process and apparatus for producing liquid hydrocarbon
US8741129B2 (en) 2011-08-31 2014-06-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Use of low boiling point aromatic solvent in hydroprocessing heavy hydrocarbons
KR101818804B1 (ko) 2011-10-31 2018-01-15 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 석유를 업그레이드시키기 위한 초임계수 공정
JP5991562B2 (ja) 2012-06-05 2016-09-14 サウジ アラビアン オイル カンパニー 原油全体を脱アスファルトおよび脱硫するための統合された方法
RU2643041C2 (ru) 2012-10-10 2018-01-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Многослойный реактор с нисходящим потоком, содержащий смесительное устройство, применение этого реактора, а также способ смешения
US9914885B2 (en) 2013-03-05 2018-03-13 Saudi Arabian Oil Company Process to upgrade and desulfurize crude oil by supercritical water
US9452955B2 (en) 2013-03-14 2016-09-27 Lummus Technology Inc. Process for producing distillate fuels and anode grade coke from vacuum resid
US9771527B2 (en) 2013-12-18 2017-09-26 Saudi Arabian Oil Company Production of upgraded petroleum by supercritical water
US9505994B2 (en) 2014-02-05 2016-11-29 Baker Hughes Incorporated Antifoulants for use in hydrocarbon fluids
US9505678B2 (en) * 2014-05-12 2016-11-29 Saudi Arabian Oil Company Process to produce aromatics from crude oil
US9926497B2 (en) * 2015-10-16 2018-03-27 Saudi Arabian Oil Company Method to remove metals from petroleum
US10066172B2 (en) * 2015-12-15 2018-09-04 Saudi Arabian Oil Company Supercritical water upgrading process to produce paraffinic stream from heavy oil

Also Published As

Publication number Publication date
SA519402062B1 (ar) 2022-07-16
JP2020514442A (ja) 2020-05-21
EP3565871B1 (en) 2021-03-10
US10577546B2 (en) 2020-03-03
WO2018128961A1 (en) 2018-07-12
EP3565871A1 (en) 2019-11-13
CN110114442A (zh) 2019-08-09
JP6980787B2 (ja) 2021-12-15
US20180187096A1 (en) 2018-07-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR20190103301A (ko) 오일을 탈력하는 시스템 및 방법
CN108495915B (zh) 由重油制备链烷料流的超临界水升级方法
US7740065B2 (en) Process to upgrade whole crude oil by hot pressurized water and recovery fluid
CA2547147C (en) Decontamination of asphaltic heavy oil
JP6080758B2 (ja) 石油流からの硫黄化合物の除去
JP6666445B2 (ja) 高グレードコークスを生成するための超臨界水アップグレーディング方法
JP6073882B2 (ja) 重質炭化水素の安定化方法
CN110291175B (zh) 从石油中去除硫和金属的方法
EP3567089A1 (en) Method to remove metals from petroleum
WO2009085461A1 (en) Upgrading heavy hydrocarbon oils
JP5852018B2 (ja) 炭化水素をアップグレードするためのプロセス及びそのプロセスにおいて使用するための装置
JP2006241181A (ja) 水添脱硫分解プロセス残渣油の冷却用熱交換器のファウリング防止方法
KR20190104050A (ko) 발전 시스템 및 공정
JP5221997B2 (ja) 炭化水素油の分解方法
JP6637447B2 (ja) 水素化処理ユニットのための供給原料の調製方法
CN110573227B (zh) 精炼厂吹扫物流的物理分离方法
RU2783102C1 (ru) Способ деасфальтизации и обессеривания тяжелой нефти с получением битумного вяжущего
JP6625935B2 (ja) 直接脱硫方法及び重質炭化水素削減原油
CN115678601A (zh) 一种重质原油的无氢化升级工艺
Mohammed et al. PRODUCTION OF GRAPHITE ELECTRODES BINDER FROM IRAQI ASPHALT
JP2009073906A (ja) 溶剤脱れき装置

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal