KR20220049487A - 올레핀 및 방향족 화합물 제조를 위한 구성 - Google Patents

올레핀 및 방향족 화합물 제조를 위한 구성 Download PDF

Info

Publication number
KR20220049487A
KR20220049487A KR1020217033145A KR20217033145A KR20220049487A KR 20220049487 A KR20220049487 A KR 20220049487A KR 1020217033145 A KR1020217033145 A KR 1020217033145A KR 20217033145 A KR20217033145 A KR 20217033145A KR 20220049487 A KR20220049487 A KR 20220049487A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
fraction
hydrocracking
boiling
ppm
cut
Prior art date
Application number
KR1020217033145A
Other languages
English (en)
Inventor
커리무딘 샤이크
우잘 무케르지
잇삼 압둘라 알-사예드
페드로 산토스
테오도루스 메이슨
줄리 샤보
이브라힘 아바
칸다사미 선더램
사미 바나위
로널드 베너
마진 타미미
Original Assignee
루머스 테크놀로지 엘엘씨
사우디 아람코 테크놀로지스 컴퍼니
셰브런 프로덕츠 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 루머스 테크놀로지 엘엘씨, 사우디 아람코 테크놀로지스 컴퍼니, 셰브런 프로덕츠 컴퍼니 filed Critical 루머스 테크놀로지 엘엘씨
Publication of KR20220049487A publication Critical patent/KR20220049487A/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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
    • B01J19/245—Stationary reactors without moving elements inside placed in series
    • 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
    • C10G21/003—Solvent de-asphalting
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/24—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with hydrogen-generating compounds
    • C10G45/26—Steam or water
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/32—Selective hydrogenation of the diolefin or acetylene compounds
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/44—Hydrogenation of the aromatic 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/30—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles according to the "fluidised-bed" technique
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/22—Separation of effluents
    • 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
    • C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
    • 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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process 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
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/14—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils in pipes or coils with or without auxiliary means, e.g. digesters, soaking drums, expansion means
    • C10G9/16—Preventing or removing incrustation
    • 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
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
    • C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/08—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for compression ignition
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
    • B01D19/0052—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused
    • B01D19/0057—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused the centrifugal movement being caused by a vortex, e.g. using a cyclone, or by a tangential inlet
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/06—Flash distillation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/00002—Chemical plants
    • B01J2219/00027—Process aspects
    • B01J2219/0004—Processes in series
    • 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
    • C10G1/006—Combinations of processes provided in groups C10G1/02 - C10G1/08
    • 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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/302—Viscosity
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4006—Temperature
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • 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
    • C10G2300/80—Additives
    • C10G2300/805—Water
    • C10G2300/807—Steam
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/22—Higher olefins
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/30—Aromatics

Landscapes

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

Abstract

본원의 공정은 다양한 탄화수소 공급물을 열적으로 분해하는 데 사용될 수 있으며, 원유에서 화학물질로의 공정을 원유 측면에서 매우 유연하게 만들면서 정제시설을 완전히 제거할 수 있다. 본원 구현예에서, 원유는 적어도 경질 및 중질 분획으로 점진적으로 분리된다. 경질 및 중질 분획의 품질에 따라, 고정층 수소화전환 유닛, 유동 촉매 전환 유닛 또는 비등층 반응기를 사용할 수 있는 잔사 수소화분해 유닛를 포함하여 세 가지 업그레이딩 작업 중 하나로 보내진다. 업그레이딩 작업의 제품은 증기 분해기의 공급물로 사용될 수 있다.

Description

올레핀 및 방향족 화합물 제조를 위한 구성
본원 구현예는 원유 및 저가 중질 탄화수소 흐름으로부터 올레핀 및 방향족 화합물과 같은 석유화학제품을 제조하는 공정 및 시스템에 관한 것이다.
원유의 고비점 화합물은 증기 분해기로 보내지면 심각한 작동 문제를 일으킬 수 있다. 고비점 화합물은 대부분 높은 아스팔텐 함량으로 인해 코크스를 형성하는 경향이 있다. 따라서, 고비점 화합물은 전형적으로 경질 분획을 증기 분해기 또는 방향족 컴플렉스와 같은 다른 석유화학 유닛으로 보내기 전에 제거된다. 그러나 제거 공정은 제거된 고비점 화합물이 저가 연료유로만 판매될 수 있기 때문에 전체 공정의 자본 비용을 증가시키고 수익성을 낮춘다. 또한, 공정 하류의 증기 분해기 로(furnace)에 유해한 HPNA의 상당한 형성 없이 진공 잔여물을 전환하는 것은 현재까지 도전 과제였다.
USP 3,617,493은 원유가 증기 분해기의 대류 구역으로 보내진 다음, 분리 구역으로 보내지는 공정을 기재하고 있고, 약 450℉미만에서 끓는 공급물의 부분은 공급물의 나머지로부터 분리된 후, 증기와 함께 증기 분리기의 고온 부분으로 보내지고 분리 조건에 적용된다.
USP 4,133,777은 공급유가 초기에 HDM 촉매의 고정층(fixed bed)을 통해 트리클 유동(trickle flow)으로 하향 유동하고, 이어서 선택된 VI족 및 VIII족 금속을 함유하는 촉진된 촉매의 고정층을 통해 하향 유동하며, 이러한 조합 공정에서 매우 적은 수소화분해가 일어나는 공정을 교시한다.
USP 5603824는 나프타 부산물의 높은 옥탄가를 보존하고 증류물 수율을 최대화하면서 황 함량 및 85% 점(85% point)을 감소시키기 위해 증류물 범위에서 끓는 황 화합물을 함유하는 왁스상 탄화수소 공급물 혼합물을 업그레이드하는 공정을 개시하고 있다. 이 공정은 2개 이상의 촉매 층과 층 사이의 층간(inter-bed) 재분배기를 가지는 단일 하향류 반응기를 사용한다. 최상부 층은 수소화분해 촉매, 바람직하게는 제올라이트 베타를 함유하고 하부층은 탈납 촉매, 바람직하게는 ZSM-5를 함유한다.
USP 3,730,879는 원유 또는 환원 분획의 수소화탈황을 위한 2층 촉매 공정(two-bed catalytic process)을 개시하고 있으며, 여기서 1층 촉매의 총 기공 부피의 적어도 50%는 100-200옹스트롬 직경 범위의 기공으로 이루어진다.
USP 3,830,720은 소기공 촉매가 대기공 촉매의 상류에 배치되는 잔류 오일의 수소화분해 및 수소화탈황을 위한 2층 촉매 공정을 개시하고 있다.
USP 3,876,523은 신규 촉매 및 잔류 분획을 포함하는 탄화수소 오일을 촉매적으로 탈금속화 및 탈황화하는 공정을 기재하고 있다. 여기에 기술된 공정은 알루미나 상에 콤플렉스화된 코발트 및 몰리브덴 산화물과 같은 수소화 성분을 포함하는 촉매를 이용한다. 이 촉매는 잔류 분획의 탈금속화에 매우 효과적이며 흐름에 대한 시간에 따른 안정성이 우수하지만, 이 촉매가 상이한 임계 특성을 가지는 제 2 촉매와 조합하여 특정 방식으로 사용될 때 그 유용성이 현저하게 향상된다. 미국 특허 제3,876,523호에 기재된 유형의 촉매는 제 1 촉매로 지칭될 것이며, 이 제 1 촉매는 상이한 특성을 가지는 제 2 촉매의 상류에 위치하는 것으로 이해되어야 한다.
USP 4,153,539는 경질 탄화수소 분획의 수소처리, 접촉 개질, 고정층 알킬화 공정 등에 암포라 입자를 사용할 때 수소처리 또는 수소화분해 공정에서 개선된 수소 이용률 및/또는 목적 생성물의 더 높은 전환율이 얻어진다고 개시하고 있다.
USP 4,016,067은 탄화수소 오일, 바람직하게는 잔류 분획이 촉매적으로 수소처리되어 금속과 황 모두를 매우 효과적으로 제거하고 오일을 서로 다른 특성의 2개의 촉매와 순차적으로 접촉시킴으로써 촉매 시스템의 특히 느린 에이징(aging)를 개시한다고 개시하고 있다. 제 2 촉매의 상류에 위치한 제 1 촉매는 이의 기공 부피의 60% 이상의 기공의 지름이 100Å초과인 점 및 이후에 명시된 기타 특성을 가지는 것을 특징으로 한다. 제 1 촉매에 대해 하류에 위치하는 제 2 촉매는 이의 기공 부피의 대부분의 기공의 지름이 100Å미만인 점을 가지는 것을 특징으로 한다.
USP 4,016,067의 이중 촉매 장치는 금속 및/또는 황 함량이 특정 적용에 바람직하지 않게 높은 임의의 탄화수소 오일을 탈금속화 및/또는 탈황화하는 데 사용된다. 이중 촉매 장치는 촉매 분해 또는 코킹을 위한 저 금속 및/또는 저황 함량 공급원료를 제조하는 데 특히 효과적이다. 금속과 황을 제거하는 공정에서, 탄화수소 오일은 수소가 부수적으로 풍부하여 이러한 공정 중 하나에 훨씬 더 적합한 충전원료가 된다.
USP 10,017,702는 전체 원유를 열적으로 분해하는 공정을 개시하고 있다. 전체 원유는 부분적으로 여러 분획으로 나눌 수 있으며 개별 분획은 개별 복사 코일을 통해 증기 분해기로 공급될 수 있다.
US PG PUB 2019-0023999 A1은 원유를 경질 컷과 중질 컷으로 분리하는 것을 개시하고 있다. 그 다음, 경질 컷은 증기 분해기로 공급되고 중질 컷의 전체는 수소처리 및/또는 수소화분해된다.
일반적으로, 전체 원유를 전환하는 이들 및 기타 선행 공정은 일반적으로, 원유의 50% 미만을 예를 들어 에틸렌, 프로필렌, 부텐, 펜텐 및 경질 방향족 화합물과 같은 석유화학제품을 포함하는 보다 바람직한 최종 생성물로 전환시킨다. 일반적으로, 전체 원유의 20%가 처리 과정에서 먼저 제거되어, 전환하기 어려운 가장 무거운 성분을 제거한다. 전체 원유의 약 20%는 일반적으로 열분해유로 전환되고 약 10%는 메탄으로 과도하게 전환된다.
전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은: 전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획, 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 단계; 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계; 상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 단계; 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해 유출물을 제조하는 단계; 상기 제 1 및 제 2 수첨 분해된 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하고 혼합물을 수소화분해하여 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계; 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환하는 단계;를 포함한다.
전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은: 전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 분리 시스템; 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 수소화분해기; 상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 제 1 컨디셔닝 반응기; 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해 유출물을 제조하는 제 2 컨디셔닝 반응기; 상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하는 혼합기 및 상기 혼합물을 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 수소화분해기; 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 상기 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환시키는 하나 이상의 유선을 포함한다.
다른 양태 및 이점은 하기 설명 및 첨부된 청구범위로부터 명백할 것이다.
도 1은 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 2는 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 3은 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 4는 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 5는 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 6은 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도이다.
도 7은 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도이다.
본원에 사용된 용어 "석유화학제품"은 경질 올레핀 및 디올레핀 및 C6-C8 방향족 화합물을 포함하는 탄화수소를 지칭한다. 따라서 석유화학제품은 에틸렌, 프로필렌, 부텐, 부타디엔, 펜텐, 펜타디엔, 벤젠, 톨루엔 및 자일렌을 포함한 탄화수소를 의미한다. 석유화학제품의 하위 집합을 언급할 때, 본원에 사용된 용어 "화학물질"은 에틸렌, 프로필렌, 부타디엔, 1-부텐, 이소부틸렌, 벤젠, 톨루엔 및 파라-자일렌을 지칭한다.
수소처리는 촉매 공정으로, 일반적으로 자유 수소의 존재 하에 수행되며, 여기서 탄화수소 공급원료를 처리하는 데 사용되는 주요 목적은 공급원료로부터 다양한 금속 오염 물질(예를 들어, 비소), 헤테로원자(예를 들어, 황, 질소 및 산소), 및 방향족 화합물을 제거하는 것이다. 일반적으로, 수소처리 작업에서, 탄화수소 분자의 분해(즉, 더 큰 탄화수소 분자를 더 작은 탄화수소 분자로 분해)가 최소화된다. 본원에 사용된 용어 "수소처리"는 공급물 흐름이 촉매의 존재 하에 수소 가스와 반응하여 환원 과정을 통해 공급물 흐름(예를 들어, 대기 탑저)에서 황, 질소, 산소 및/또는 금속(예를 들어, 니켈 또는 바나듐)과 같은 불순물을 제거하는 정제 공정을 지칭한다. 수소처리 공정은 수소처리기에 대한 공급물의 유형에 따라 크게 달라질 수 있다. 예를 들어, 경질 공급물(예를 들어, 나프타)에는 불순물 유형이 거의 포함되어 있지 않은 반면, 중질 공급물(예를 들어, ATB)에는 일반적으로 원유에 존재하는 다양한 중질 화합물을 보유한다. 중질 화합물을 가지는 것 외에도, 중질 공급물의 불순물은 경질 공급물에 존재하는 불순물보다 더 복잡하고 처리하기 어렵다. 따라서 경질 공급물의 수소처리는 일반적으로 더 낮은 반응 강도에서 수행되는 반면, 중질 공급물은 더 높은 반응 압력과 온도를 필요로 한다.
수소화분해는 수소화 및 탈수소화가 탄화수소의 분해/단편화, 예를 들어 중질 탄화수소를 경질 탄화수소로 전환시키거나 방향족 화합물 및/또는 시클로파라핀(나프텐)을 비환형 분지형 파라핀으로 전환시키는 공정을 지칭한다.
본원에서 사용된 "컨디셔닝" 및 유사한 용어는 수소화분해 및 수소처리 중 하나 또는 둘 모두에 의한 탄화수소의 전환을 지칭한다. "수첨 분해(destructive hydrogenation" 및 이와 유사한 용어는 탄화수소의 탄화수소 분자 결합의 분해(cracking) 및 나머지 탄화수소 절편의 관련 수소 포화를 지칭하며, 이는 안정한 저비점 탄화수소 오일 제품을 생성할 수 있고, 수소화분해 및 수소처리를 모두 포함할 수 있다.
"API 중력"은 물에 대한 석유 공급원료 또는 제품의 중력을 나타내고, ASTM D4052-11에 의해 결정된다.
본원 구현예는 원유 및/또는 저가 중질 탄화수소를 공급물로서 취하고 석유화학제품, 예컨대 경질 올레핀(에틸렌, 프로필렌, 및/또는 부텐) 및 방향족 화합물을 제조하는 공정 및 시스템에 관한 것이다. 보다 구체적으로, 본원 구현예는 사전 컨디셔닝된 원유 또는 농축물의 열 분해에 의해 올레핀 및 방향족 화합물을 제조하는 방법 및 시스템에 관한 것이다. 본원 공정은 전체 원유 및 천연 농축물의 잔사 분획을 컨디셔닝하여 증기 분해기 공급원료로서 유용한 공급원료를 생성할 수 있다.
컨디셔닝, 분별화 및 증기 분해의 통합은 고효율 설비를 초래할 수 있으며, 일부 구현예에서는 전체 원유의 55% 초과, 60% 초과, 65% 초과, 70% 초과, 75% 초과, 80% 초과 또는 85% 초과를 석유화학제품으로 전환시킬 수 있다. 다른 구현예에서, 컨디셔닝, 분별화, 및 증기 분해의 통합은 고효율 설비를 초래할 수 있고, 일부 구현예에서는 전체 원유의 55% 초과, 60% 초과, 65% 초과, 70% 초과, 75% 초과, 80% 초과 또는 85% 초과를 화학물질로 전환시킬 수 있다. 따라서, 본원 구현예는 가장 무겁고 가장 바람직하지 않은 잔여물 성분을 포함하는 공급물을 증발되어 증기 분해기의 복사 구역으로 통과할 수 있는 성분으로 컨디셔닝하는 시스템 및 공정을 제공하여, 이전 공정의 낮은 석유화학 전환율에 비해 실질적으로 개선될 수 있다.
본원에 개시된 구현예에서 유용한 탄화수소 혼합물은 끓는점 범위를 가지는 다양한 탄화수소 혼합물을 포함할 수 있으며, 여기서 혼합물의 최종 끓는점은 500℃초과, 예를 들어 525℃, 550℃또는 575℃초과일 수 있다. 550℃초과에서 끓는 탄화수소와 같은 고비점 탄화수소의 양은 0.1 중량%, 1 중량% 또는 2 중량%만큼 적을 수 있지만 10 중량%, 25 중량%, 50 중량% 또는 그 초과만큼 높을 수 있다. 설명은 전체 원유와 같은 원유에 대해 설명되지만, 임의의 고비점 종점 탄화수소 혼합물을 사용할 수 있다. 그러나, 본원에 개시된 공정은 원유, 농축물 및 비등 곡선이 넓고 종점이 500℃보다 높은 탄화수소에 적용될 수 있다. 이러한 탄화수소 혼합물은 특히 전체 원유, 순수 원유, 수소처리된 원유, 경유, 진공 경유, 난방유, 제트 연료, 디젤, 등유, 가솔린, 합성 나프타, 라피네이트 개질유, 피셔-트로프슈 액체, 피셔-트로프슈 기체, 천연 가솔린, 증류물, 순수 나프타, 천연 기체 농축물, 대기압 파이프스틸 탑저액, 탑저액을 포함한 진공 파이프스틸 흐름, 경유 농축물 까지의 광비점 범위의 나프타, 정유소에서 나오는 중질 비-순수 탄화수소 흐름, 진공 경유, 중유, 대기 잔여물, 수소화분해기 왁스, 및 피셔-트로프슈 왁스를 포함할 수 있다. 일부 구현예에서, 탄화수소 혼합물은 나프타 범위 또는 진공 경유 범위 보다 낮거나 높은 범위에서 끓는 탄화수소를 포함할 수 있다.
탄화수소 혼합물의 최종 끓는점이 일부 구현예처럼 550℃초과와 같이 높을 수 있을 때, 탄화수소 혼합물은 올레핀을 제조하는 증기 열분해 반응기에서 직접 처리될 수 없다. 이러한 중질 탄화수소의 존재는 반응기에서 코크스의 형성을 초래하고, 여기서 코크스화는 하나 이상의 대류 구역 예열 코일 또는 과열 코일에서, 복사 코일에서 또는 이송 라인 교환기에서 일어날 수 있으며, 이러한 코크스화는 예컨대 몇 시간 내에 신속하게 발생할 수 있다. 전체 원유는 경제적이지 않기 때문에 일반적으로 상업적으로 분해되지 않는다. 그것은 일반적으로 분별되며 특정 컷만이 증기 열분해 가열기에서 사용되어 올레핀을 제조한다. 나머지는 다른 공정에서 사용된다. 분해 반응은 자유 라디칼 메커니즘을 통해 진행된다. 따라서 고온에서 분해할 때 높은 에틸렌 수율을 얻을 수 있다. 부탄 및 펜탄과 같은 경질 공급물은 높은 올레핀 수율을 얻기 위해 높은 반응기 온도가 필요한다. 경유 및 진공 경유(vacuum gas oil, VGO)와 같은 중질 공급물은 더 낮은 온도가 필요하다. 원유는 부탄에서 VGO 및 잔여물(550℃이상에서 비등하는 물질)에 이르는 화합물의 분포를 포함한다. 고온에서 분리 없이 전체 원유를 처리하면 높은 수율의 코크스(높은 심각도에서 탄화수소 분해 부산물)가 생성되고 반응기가 막힌다. 증기 열분해 반응기는 주기적으로 정지되어야 하고 코크스는 증기/공기 디코킹으로 세척되어야 한다. 올레핀이 생성되는 두 세척 기간 사이의 시간을 가동 길이라고 한다. 전체 원유가 분리 없이 분해되면, 코크스는 대류 구역 코일(유체 기화), 복사 구역(올레핀 생성 반응이 일어나는 곳) 및/또는 이송 라인 교환기(반응이 냉각으로 빠르게 중단되어 올레핀 수율을 보존하는 곳)에서 침착될 수 있다.
본원 구현예에 따른 공정 및 시스템은 공급물 준비 구역, 원유 컨디셔닝 구역, 방향족 컴플렉스, 및 증기 분해기를 포함할 수 있다. 공급물 준비 구역은 예를 들어 탈염기(desalter)를 포함할 수 있다.
그 다음, 탈염 원유는 분해가능한 공급물이 증기 분해기 및/또는 방향족 컴플렉스로 보내지도록 컨디셔닝되고 처리된다. 컨디셔닝 구역을 통해 작업자는 로의 적절한 디코킹 빈도를 유지하면서 석유화학제품 수율을 최대화할 수 있다. 원유 컨디셔닝 구역의 또 다른 목적은 중다핵 방향족 화합물(HPNA)의 형성을 감소시키면서 석유화학제품 수율을 향상시키는 저끓는점 성분으로의 아스팔텐의 완전한 또는 본질적으로 완전한(95%+) 전환과 같은 최대 전환을 보장하는 것이다.
따라서, 본원 구현예에 따른 공정은 원유의 중질 분획을 고가의 석유화학제품으로 전환할 수 있고, 연료유 풀로 보내지는 탄화수소의 양을 최소화할 수 있으며, 이는 수익성을 실질적으로 증가시킨다. 생산되는 작은 연료유 풀은 또한 저황, IMO 2020 준수 연료유로 업그레이드되어 제품의 가치를 더욱 높일 수 있다.
위에서 언급한 것처럼, 원유의 고비점 화합물은 주로 높은 아스팔텐 함량때문에 코크스를 형성하는 경향으로 인해 증기 분해기로 보내지는 경우 심각한 작동 문제를 일으킬 수 있다. 따라서 고비점 화합물은 일반적으로 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스와 같은 다른 석유화학 유닛으로 경질 분획을 보내기 전에 제거된다. 제거 공정은 제거된 고비점 화합물이 저가의 연료유로만 판매될 수 있기 때문에 전체 공정의 자본 비용을 증가시키고 수익성을 낮춘다. 또한, 공정 하류의 증기 분해기 로에 유해한 HPNA의 상당한 형성 없이 진공 잔여물의 전환은 산업에서 현재까지 도전 과제였다. 본원 구현예에 따른 공정 및 시스템은 이러한 문제를 극복할 수 있다.
본원에 기재된 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소의 전환을 위한 시스템 및 공정의 구성은 잔사 전환을 효율적으로 처리하면서 석유화학물질 전환을 최대화하고 증기 분해기에서 더 낮은 코킹 경향을 유지할 수 있다. 이는 잔사 수소화분해 반응기를 원유 컨디셔닝 공정에 통합하여, 고비점 화합물을 경질 성분으로 전환함으로써 달성된다. 본원 구현예에 따른 잔사 수소화분해 유닛은 다양한 구현예에서 고정층 잔사 수소화분해 유닛, 비등층 잔사 수소화분해 반응기, 뿐만 아니라 슬러리층 잔사 수소화분해 반응기를 포함할 수 있다.
고정층 원유 컨디셔닝 유닛 및 수소화분해기에서와 같은 원유 컨디셔닝 유닛의 업그레이드된 원유 흐름은 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스를 위한 적합한 공급원료이다. 이는 저가 연료유의 전체 공정 수율을 감소시키고 고가 올레핀 및 벤젠, 톨루엔 및 자일렌(BTX)과 같은 방향족 화합물의 수율을 증가시킬 수 있다.
다양한 분획, 예컨대 저비점 탄화수소 분획 (예를 들어, 160℃분획, 예를 들어), 중비점 분획 (예를 들어, 160-490℃분획), 및 고비점 분획 (예를 들어, 490℃분획)의 분리는 본원에 개시된 공정 및 시스템의 자본 및 작동 비용을 효율적으로 향상시킬 수 있다. 본원의 많은 구현예에서 3개의 컷을 언급하는 동안, 일반적으로 소량의 고비점 성분을 가지는 농축물 및 다량의 고비점 성분을 가지는 전체 원유가 상이하게 처리될 수 있다는 것이 본 발명자들에 의해 인식된다. 따라서 광비점 범위의 석유 공급물에 대해 1, 2, 3 또는 그 초과의 개별 컷을 수행할 수 있으며 각 컷은 최적의 조건에서 개별적으로 처리될 수 있다.
전체 원유를 원하는 분획으로 분리하는 것은 하나 이상의 분리기(증류 컬럼, 플래시 드럼 등)를 사용하여 수행할 수 있다. 일부 구현예에서, 석유 공급물의 분리는 본원에 참조로 포함되는 US20130197283에 개시된 것과 같은 통합 분리 장치(integrated separation device, ISD)에서 수행될 수 있다. ISD에서, 액체에서 원하는 증기 분획을 분리하기 위해 원심 및 사이클론 효과의 조합을 기반으로 ISD에서 저비점 분획의 초기 분리가 수행된다. 그 다음, 추가 분리 단계;를 사용하여 고비점 성분으로부터 중비점 분획을 분리할 수 있다.
전형적으로, 490℃초과에서 끓는 탄화수소 성분은 아스팔텐 및 콘래드슨 탄소 잔여물(Conradson Carbon Residue)을 함유하고, 따라서 하기에 추가로 기재되는 것처럼 적절하게 처리될 필요가 있다. 구현예는 약 90℃℃미만의 분획, 예컨대 160℃분획 및 약 400℃℃초과의 분획, 예컨대 490℃분획을 포함하는 것으로 기술되지만, 실제 컷 포인트는 처리되는 전체 원유 또는 기타 중질 분획의 유형에 따라 달라질 수 있음이 주목된다. 예를 들어, 낮은 금속 또는 질소 함량을 포함하는 원유 또는 예를 들어 최대 525℃, 540℃ 또는 565℃의 온도에서 끓는 다량의 "가공하기 쉬운(easier-to-process)" 성분의 경우, 본원 구현예의 이점을 여전히 달성하면서 중간/높은 컷 포인트를 증가시키는 것이 가능할 수 있다. 유사하게, 저/중간 컷 포인트는 일부 구현예에서 220℃만큼 높을 수 있거나, 다른 실시예에서 250℃만큼 높을 수 있다. 또한, 약 160℃의 낮은/중간 컷 포인트가 중간 분획 탄화수소(중간 컷)를 컨디셔닝하는 고정층 컨디셔닝 반응기와 같은 반응기의 크기 조정 및 작동에 이점을 제공할 수 있음이 밝혀졌다. 또한, 농축물과 같은 일부 공급물의 경우, 저/중간 컷 포인트가 565℃만큼 높을 수 있다. 컷 포인트를 변화시키는 능력은 본원 구현예에 따른 공정 계획에 유연성을 추가할 수 있으며, 이는 목적 생성물 혼합물을 여전히 생성하면서 다양한 공급물의 가공을 허용한다.
따라서, 일부 구현예에서, 경질 컷은 최대 약 90℃(예를 들어, 90℃- 분획), 최대 약 100℃최대 약 110℃최대 약 120℃최대 약 130℃최대 약 140℃최대 약 150℃최대 약 160℃최대 약 170℃최대 약 180℃최대 약 190℃최대 약 200℃최대 약 210℃최대 약 220℃최대 약 230℃최대 약 240℃최대 약 250℃(예를 들어, 250℃분획), 최대 약 300℃최대 약 350℃최대 약 400℃최대 약 500℃또는 최대 약 565℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함할 수 있다. 본원 구현예는 또한 상기 언급된 범위의 중간 온도까지 끓는점을 가지는 탄화수소인 경질 컷을 고려한다.
사용된 분별 메커니즘에 따라, 경질 탄화수소 "컷"은 비교적 깨끗할 수 있으며, 이는 경질 분획이 의도하는 끓는점 목표 이상으로 비등하는 화합물의 실질적인 양(본원에서 사용된 것처럼 >1 중량%)을 갖지 않을 수 있음을 의미한다. 예를 들어, 160℃컷은 160℃초과에서 비등하는 탄화수소 화합물의 실질적인 양(즉, >1 중량%)을 갖지 않을 수 있다. 다른 구현예에서, 위에서 언급된 의도된 목표 “컷” 온도는 95% 끓는점 온도, 또는 다른 구현예에서는 85% 끓는점 온도일 수 있고, 이는 ASTM D86 또는 ASTM D2887, 또는 진비점(true boiling point, TBP) 분석을 사용하여 측정될 수 있으며, 진비점 분석은 예를 들어 ASTM D2892 및 약 400℃초과에서 끓는 것과 같은 중질 흐름에 대해서는 ASTM D7169에 따를 수 있다. 이러한 구현예에서, 표시된 "컷" 포인트 온도를 초과하는 화합물이 최대 5 중량% 또는 최대 15 중량%로 있을 수 있다. 많은 전체 원유의 경우, 저/중간 컷 포인트는 저비점 분획이 약 90℃내지 약 250℃범위의 95% 끓는점 온도를 갖도록 하는 것일 수 있다. 그러나, 농축물과 같은 다른 공급물의 경우, 저비점 분획은 예를 들어 약 500℃내지 약 565℃범위의 95% 끓는점 온도를 가질 수 있다.
일부 구현예에서, 중간 컷은 경질 컷 상부 온도(예를 들어, 90℃100℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃또는 400℃예를 들어)의 하한 내지 최대 약 350℃최대 약 375℃최대 약 400℃최대 약 410℃최대 약 420℃최대 약 430℃최대 약 440℃최대 약 450℃최대 약 460℃, 최대 약 480℃최대 약 490℃최대 약 500℃최대 약 520℃최대 약 540℃최대 약 560℃또는 최대 약 580℃의 끓는점을 가지는 탄화수소의 상한의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함할 수 있다. 본원에서 사용되는 것처럼, 예를 들어, 하한이 160℃고 상한이 490℃인 중간 컷은 160℃내지 490℃컷 또는 분획으로 지칭될 수 있다. 본원 구현예는 또한 중간 컷이 전술한 범위의 중간 및/또는 중간 온도까지의 끓는점을 가지는 탄화수소인 것을 고려한다.
분별 메커니즘에 따라, 중간 컷에 대한 탄화수소 "컷"은 비교적 깨끗할 수 있으며, 이는 중간 컷이 그 이하로 끓는 화합물의 실질적인 양(>1 중량%)을 가지지 않을 수 있고/있거나 의도한 끓는점 목표 한계 초과로 끓는 화합물의 실질적인 양(>1 중량%)을 가지지 않을 수 있는 것을 의미한다. 예를 들어, 160℃내지 490℃컷에는 160℃미만 또는 490℃초과에서 끓는 탄화수소 화합물의 실질적인 양이 없을 수 있다는 것을 의미한다. 다른 구현예에서, 위에서 언급된 의도된 목표 "컷" 온도는 하한에서 5 중량% 또는 15 중량% 끓는점 온도 및/또는 상한에서 95% 또는 85% 끓는점 온도일 수 있고, 이는 ASTM D86 또는 ASTM D2887, 또는 진비점 분석을 사용하여 측정될 수 있으며, 진비점 분석은 예를 들어 ASTM 2892 및 약 400℃ 초과에서 끓는 것과 같은 중질 흐름에 대해서는 ASTM D7169에 따를 수 있다. 이러한 구현예에서, 각각 "컷" 온도 이상 및/또는 이하의 화합물이 최대 5 중량% 또는 최대 15 중량%로 있을 수 있다.
일부 구현예에서, 중질 컷은 약 350℃초과, 약 375℃초과, 약 400℃(예를 들어, 400℃분획), 약 420℃초과, 약 440℃초과, 약 460℃초과, 약 480℃초과, 약 490℃초과, 약 500℃초과, 약 510℃초과, 약 520℃초과, 약 530℃초과, 약 540℃초과, 약 560℃초과, 약 580℃초과, 약 590℃초과, 약 600℃초과 (예를 들어, 600℃분획), 또는 약 700℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함할 수 있다. 본원 구현예는 또한 상기 언급된 온도의 중간 온도보다 높은 끓는점을 가지는 탄화수소인 중질 컷을 고려한다.
분별 메커니즘에 따라, 중질 탄화수소 "컷"은 비교적 깨끗할 수 있으며, 이는 중질 분획이 의도한 끓는점 목표 미만에서 끓는 화합물의 실질적인 양(>1 중량%)을 가지지 않을 수 있음을 의미한다. 예를 들어, 490℃컷에는 490℃미만에서 끓는 탄화수소 화합물의 실질적인 양이 없을 수 있다. 다른 구현예에서, 위에 언급된 의도된 목표 "컷(cut)" 온도는 95% 끓는점 온도, 또는 다른 구현예에서 85% 끓는점 온도일 수 있고, 이는 ASTM D86 또는 ASTM D2887, 또는 진비점 분석을 사용하여 측정될 수 있으며, 진비점 분석은 예를 들어 ASTM D2892 및 약 400℃ 초과에서 끓는 것과 같은 중질 흐름에 대해서는 ASTM D7169에 따를 수 있다. 이러한 구현예에서, "컷" 지점 온도 아래에 각각 최대 5 중량% 또는 최대 15 중량%의 화합물이 있을 수 있다.
아래의 예는 제한된 온도 범위와 관련하여 제공되지만, 위에 규정된 임의의 온도 범위가 본원에 기재된 공정에서 사용될 수 있음이 고려된다. 또한, 컷 포인트와 관련하여, 아래 예에서 언급된 것들은 위에서 설명한 것처럼 깨끗할 수 있거나, 하한에 대해 5% 또는 15% 끓는점을 나타낼 수 있거나, 또는 상한에 대해 85% 또는 95% 끓는점을 나타낼 수 있다.
분별 후, 160℃컷과 같은 경질 컷은 추가 처리가 있거나 없이 시스템의 증기 분해기 구역에 공급될 수 있다. 증기 분해기 구역으로 공급되는 경질 컷은 예를 들어 경질 나프타 및 경질 탄화수소를 포함할 수 있고, 일부 구현예에서 중질 나프타 끓는점 범위 탄화수소를 포함할 수 있다.
중간 범위 탄화수소 컷은 수소처리 및/또는 수소화분해 반응기와 같은 하나 이상의 고정층 반응기를 사용하여 컨디셔닝될 수 있고, 이들의 각각은 중간 컷에서 탄화수소를 수첨 분해할 수 있다. 컨디셔닝 반응기는 금속 제거, 황 제거, 질소 제거를 위한 촉매를 포함할 수 있으며, 이러한 반응기의 컨디셔닝은 전체적으로 탄화수소 성분에 수소를 추가하여 석유화학제품을 생산하기 위해 하류에서 처리하기 쉽게 만든다. 중간 컷 컨디셔닝 구역의 고정층 촉매 시스템은 예를 들어, 탈금속화, 수첨 분해 및 메조다공성 제올라이트 수소화분해 촉매의 다른 층을 포함하여 올레핀 제조에 적합한 고 파라핀성 흐름과 방향족 화합물 제조에 적합한 방향족 화합물 흐름이 풍부한 흐름 사이의 균형에 대한 중질 물질의 전환을 최적화할 수 있다.
일부 구현예에서, 중간 컷을 저-중간 컷 및 고-중간 컷으로 추가로 분리하는 것이 바람직할 수 있다. 예를 들어, 끓는점 범위가 160℃내지 490℃인 중간 컷은 약 160℃내지 약 325℃의 끓는점 범위를 가지는 저-중간 컷 및 약 325℃내지 약 490℃의 끓는점 범위를 가지는 고-중간 컷으로 나눌 수 있다. 따라서, 컨디셔닝 트레인은 각각의 저 및 고 중간 컷 중의 탄화수소 성분을 원하는 컨디셔닝된 유출물로 보다 선택적으로 전환시키도록 구성될 수 있고, 여기서 각각의 트레인은 그 안의 탄화수소를 수첨 분해하는 바람직한 촉매, 예상된 공급물 부피 및 촉매 수명을 위한 반응기 사이징, 뿐만 아니라 증기 분해기 공급원료를 함유하는 나프타 범위로의 원하는 전환을 달성하는 작동 조건을 기반으로 구성될 수 있다. 유사하게, 중간 컷을 3개 이상의 서브 컷으로 나누는 것도 고려된다.
중질 컷의 탄화수소는 또한 하나 이상의 고정층 반응기, 슬러리 반응기 또는 비등층 반응기를 사용하여 컨디셔닝될 수 있다. 490℃탄화수소와 같은 중질 컷의 컨디셔닝은 예를 들어 잔여물 수소화분해기에서 수행될 수 있으며, 증기 분해를 통해 저가 흐름에서 고가 석유화학제품으로의 전환을 향상시킬 수 있다. 잔여물 수소화분해는 예를 들어, 고정층 잔여물 수소화분해기, 비등층 반응기, 예컨대 LC-FINING 또는 LC-MAX 반응기 시스템, 뿐만 아니라 슬러리 반응기, 예컨대 LC-슬러리 반응기에서 수행될 수 있고, 이들 각각은 Chevron Lummus Global로부터 이용 가능하다. 그러나 수첨 분해 및/또는 수소화분해 촉매의 수명은 예를 들어 공급물에 565℃초과에서 끓는 성분이 포함된 경우와 같이 중질 성분에 의해 부정적인 영향을 받을 수 있음이 인식된다. 중간 컷과 유사하게, 중질 컷을 하나 이상의 서브 컷으로 나누는 것도 고려된다.
중간- 및 중질-컷 컨디셔닝을 포함한 원유 컨디셔닝 구역은 4가지 목표를 달성하도록 설계되었다. 첫째, 원유 컨디셔닝 구역은 원유에서 파라핀 및 나프텐의 농도를 증가시키는 데 사용될 수 있다. 둘째, 컨디셔닝 구역은 원유에서 다핵 방향족 탄화수소(PNA)의 농도를 감소시킬 수 있다. 셋째, 컨디셔닝 구역은 원유의 최종 끓는점(FBP)을 540℃미만으로 낮출 수 있다. 그리고, 넷째, 컨디셔닝 구역은 원유의 진공 잔여물 분획을 최소화할 수 있다.
중간 및 중질 분획을 컨디셔닝할 때, 본원 구현예는 예를 들어 디젤보다 가벼운 탄화수소를 형성하기 위해 중질 탄화수소의 전환을 목표로 할 수 있다. 따라서 수첨 분해 촉매 및 작동 조건은 탄화수소, 또는 각각의 분획 중의 탄화수소의 주로(>50 중량%) 나프타 범위 탄화수소, 예컨대 60 중량% 초과 나프타 범위 탄화수소, 또는 예컨대 70 중량% 초과 나프타 범위 탄화수소로의 전환을 목표로 선택될 수 있다. 경질 탄화수소 제품을 목표로 하기 위해 컨디셔닝 구역에서 촉매와 작동 조건을 사용하면 증기 분해기의 작동성과 석유화학제품 생산이 향상될 수 있다.
일부 구현예에서, 490℃컷과 같은 중질 컷의 컨디셔닝은, 565℃ 초과에서 끓는 화합물의 보다 낮은 온도에서 끓는 화합물로의 전환율을 70 중량% 이상으로 초래할 수 있다. 다른 구현예는 565℃ 초과에서 끓는 화합물의 보다 낮은 온도에서 끓는 화합물로의 전환율을 75 중량% 초과, 80 중량% 초과, 또는 85 중량%의 초과로 초래할 수 있다.
일부 구현예에서, 160℃내지 490℃컷과 같은 중간 컷의 컨디셔닝은 그 안의 탄화수소의 나프타 범위 탄화수소로의 전환율을 50 중량% 초과로 초래할 수 있다. 다른 구현예에서, 중간 컷의 컨디셔닝은 그 안의 탄화수소의 나프타 범위 탄화수소로의 전환율을55 중량% 초과, 60 중량% 초과, 또는 65 중량% 초과, 또는 70 중량% 초과로 초래할 수 있다.
일부 구현예에서, 중간 컷 및 중질 컷의 집합적 컨디셔닝은 그 안의 탄화수소의 나프타 범위 탄화수소로의 전체 전환율을 50 중량% 초과로 초래할 수 있다. 다른 구현예에서, 중간 컷 및 중질 컷의 컨디셔닝은 그 안의 탄화수소의 나프타 범위 탄화수소로의 전환율을 55 중량% 초과, 60 중량% 초과, 또는 65 중량% 초과로 초래할 수 있다.
이러한 초기 분리 및 컨디셔닝의 결과로서, 일부 구현예에서 증기 분해기로의 공급물은 추가 처리 없이 증기 분해기로 직접 공급될 수 있다. 비점, API, BMCI, 수소 함량, 질소 함량, 황 함량, 점도, MCRT 또는 총 금속 함량 중 하나 이상을 포함하는 바람직한 특성을 가지는 경질 컷은 일부 구현예에서 일부 분리 후 증기 분해기에 직접 공급될 수 있다. 중간 컷 컨디셔닝으로부터의 유출물은 또한 본원 구현예에 따라 증기 분해기로 직접 공급될 수 있다. 유사하게, 중질 컷 컨디셔닝으로부터의 유출물은 일부 구현예에서 증기 분해기로 직접 공급될 수 있다.
본원에 기술된 바와 같은 각각의 분획의 컨디셔닝은 다양한 끓는점 범위의 다중 공급물을 처리하는 동안에도 증기 분해기가 연장된 기간 동안 작동되도록 할 수 있다. 일부 구현예에서, 증기 분해기는 적어도 3년; 다른 구현예에서 적어도 4년; 및 또 다른 구현예에서 적어도 5 년의 중단 없는 가동 길이 동안 가동될 수 있다.
또한, 초기 탄화수소 컷 포인트, 반응기 크기, 촉매 등은 증기 분해기 작동 및 컨디셔닝 공정의 가동 시간이 정렬될 수 있도록 조정되거나 구성될 수 있다. 촉매, 반응기 크기 및 조건은 컨디셔닝 유닛의 가동 시간이 증기 분해기의 작동 시간과 정렬되도록 구성될 수 있다. 촉매 부피, 촉매 유형 및 반응 강도는 모두 컨디셔닝 유닛 가동 시간을 결정하는 역할을 할 수 있다. 또한, 원유에서 중질 탄화수소의 컨디셔닝 정도는 열 증기 분해기의 코킹에 영향을 미칠 수 있다. 플랜트 가동 시간을 최대화하기 위해, 본원 구현예는 컨디셔닝 시스템이 주어진 공급원료 또는 다양한 예상 공급원료에 대한 증기 분해기와 유사한 예상 가동 시간을 갖도록 전체 시스템의 설계 및 구성을 고려한다. 추가로, 본원 구현예는 처리되는 공급원료에 기초하여 컨디셔닝 구역 및 증기 분해기의 가동 시간이 비슷하거나 정렬되어 있도록 컨디셔닝 구역 및/또는 증기 분해기에서 반응 조건(컷 포인트, T, P, 공간 속도 등)의 조정을 고려한다.
가동 시간의 정렬은 중단 시간을 최소화할 수 있고, 이는 컨디셔닝 반응기에서의 촉매 턴오버(turnover)가 증기 분해기의 디코킹과 동시에 수행되는 경우와 같다. 컨디셔닝 시스템이 다중 반응기 또는 복수 유형의 반응기를 포함하는 경우, 가동 시간의 정렬은 예상되는 증기 분해기 성능을 기반으로 할 수 있다. 또한, 예를 들어 수소처리기가 컨디셔닝 구역에서 수소화분해기보다 훨씬 더 긴 가동 시간을 가질 수 있는 경우, 컨디셔닝 및 증기 분해 유닛의 전체 가동 시간이 정렬될 수 있도록 병렬 반응기 트레인 및/또는 우회 처리가 사용될 수 있다.
우회 처리는 예를 들어 중간 컷 또는 중질 중간 컷 분획과 같은 더 가벼운 공급원료를 일반적으로 처리하는 반응기에서 중질(예를 들어, 490℃컷을 일시적으로 처리하는 단계를 포함할 수 있다. 중질 공급원료는 더 가혹한 조건과 더 짧은 촉매 수명을 가질 것으로 예상되며, 따라서 중질 촉매 변경 동안 중간 범위 탄화수소 컨디셔닝 반응기에서 중질물을 일시적으로 처리하면, 중질물 컨디셔닝 반응기 촉매가 교체되는 동안 전체 원유 공급물이 셧다운 없이 증기 분해기로 계속 공급될 수 있다. 중간 범위 컨디셔닝 반응기의 구성은 또한 정렬된 가동 시간을 위해 전체 시스템을 설계할 때 예상되는 우회 처리를 고려할 수 있다.
고정층 컨디셔닝이 일부 공급원료의 경질 유분에 해로울 수 있음을 인식하여 초기 분리를 수행하는 것이 바람직할 수 있고, 더 무거운 성분이 증기 분해기 공급물을 위해 컨디셔닝되는 한편, 증기 분해기 공급물에 이미 적합한 경질 성분은 추가로 컨디셔닝되지 않도록 한다. 이제 도 1을 참조하면, 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도가 도시되어 있다.
탈염 원유(1)와 같은 광비점 범위의 탄화수소 공급물은 분리 시스템(3)으로 공급될 수 있다. 분리 시스템(3)은 전술한 것처럼 예를 들어 분리 및 열 통합을 포함하는 통합 분리 장치(ISD)일 수 있다. 분리 시스템(3)에서, 탈염 원유(1)는 다음을 포함하여 3개의 분획으로 분리될 수 있다: (a) 임의의 컨디셔닝을 필요로 하지 않고 증기 분해기 구역(7)에 공급하기 위해 사용될 수 있는 경질 컷, 예컨대 160℃분획(5); (b) 증기 분해 구역(7)에서 처리하기에 적합한 경질 탄화수소, 예컨대 고 파라핀성 흐름(13)을 생성하기 위해 컨디셔닝 구역(11)에서 업그레이드될 수 있는 중간 컷, 예컨대 160-490℃분획(9); 및, (c) 원유 중 대부분의 내화성 물질을 함유하고 잔여물 수소화분해기(17)에서 업그레이드될 수 있는 중질 컷, 예컨대 490℃분획(15). 원하는 분획 및 그 안의 탄화수소를 컨디셔닝 및/또는 증기 분해를 위해 원하는 단위로 경로하기 위해 다른 컷 포인트가 사용될 수도 있다. 잔여물 수소화분해기는 초저황연료유(19) 및 흐름(21)을 생성할 수 있으며, 이는 추가 컨디셔닝을 위해 컨디셔닝 시스템에 공급되고 증기 분해기 구역(7)에서 석유화학제품으로의 전환에 적합한 추가 탄화수소를 생성하기에 적합하다. 증기 분해기 구역에서 공급물의 처리는 특히 에틸렌, 프로필렌 및 부텐과 같은 하나 이상의 석유화학 흐름(23)뿐만 아니라 더 높은 온도에서 끓는 열분해유 분획(25)을 생성할 수 있다.
일부 구현예에서, 160-490℃흐름과 같은 중간 컷 분획은 초기에 고정층 수첨 분해 반응기(27)에서 처리될 수 있다. 490℃흐름은 잔여물 수소화분해 반응기 시스템(17)에서 처리될 수 있으며, 이는 탄화수소의 일부를 더 가벼운 탄화수소, 예컨대 490℃탄화수소로 전환하는 비등층 압출물 촉매 또는 슬러리 촉매를 이용하는 것과 같은 하나 이상의 반응기를 포함할 수 있다. 추가의 경질 탄화수소는 고정층 수첨 분해 반응기에서 처리될 수 있고, 이는 중간 컷을 컨디셔닝하는데 사용되는 동일한 반응기일 수 있거나, 또는 예시된 것처럼, 잔여물 수소화분해로부터 수용된 일단 전환된 탄화수소를 효과적으로 컨디셔닝하도록 맞추어진 촉매를 함유할 수 있는 별도의 고정층 수첨 분해 반응기 (29)에서 처리될 수 있다. 고정층 수첨 분해 반응기(27, 29)로부터 수소처리된 중간 컷(예를 들어, 160-490℃흐름 9) 및 수소처리된 더 가벼운 물질(예를 들어, 490℃잔사 수소화분해기 유출물) 각각으로부터의 반응 생성물(31, 33)은 이후 결합되고 고정층 수소화분해 반응기(35)에서 공동 처리되어 경질 올레핀 및 기타 가치 있는 석유화학제품으로 전환하는 증기 분해기 구역(17)에서 처리하기에 적합한 공급원료(13)를 생성할 수 있다. 잔여물 수소화분해 반응기 유출물의 미전환 부분은 예를 들어 고정층 수소화탈황 유닛(도시되지 않음)에서 처리되어 초저황연료유(ULSFO)를 생성할 수 있다.
일부 구현예에서, 컨디셔닝 반응기(27, 29)는 수첨 분해 촉매(제1 단 컨디셔닝)를 포함할 수 있는 반면, 컨디셔닝 반응기(35)는 수소화분해 촉매(제2 단 컨디셔닝)를 포함한다. 또한, 제1 단 컨디셔닝은 일부 구현예에서 다핵 방향족 화합물의 함량을 낮추는 것을 목표로 하는 촉매를 포함할 수 있으며, 이에 의해 공급물이 증기 분해기에서 보다 쉽게 처리되도록 컨디셔닝될 수 있다.
이제 도 2를 참조하면, 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도가 도시되어 있으며, 여기서 유사한 숫자는 유사한 부분을 나타낸다. 이 구현예에서, 탈염된 전체 원유는 도 1에 대해 위에서 설명한 것과 유사하게 처리된다. 이 구현예에서, 490℃흐름(15) 및 열분해유 흐름(25)과 같은 중질 컷이 조합되고 잔여물 수소화분해 반응기(들)에서 처리되어 흐름 내의 탄화수소의 일부를 490℃탄화수소로 전환시키고, 고정층 수첨 분해 반응기(29)에서 추가로 처리된다.
전술한 것처럼, 수첨 분해 반응기(27, 29)는 160-490℃흐름(9)과 같은 중간 컷 및 잔사 수소화분해 시스템(17)으로부터의 유출물(예를 들어, 490℃흐름(21)을 컨디셔닝하기 위해 사용될 수 있다. 일부 구현예에서, 흐름은 동일한 수첨 분해 반응기에서 처리될 수 있다. 그러나 다양한 원유에 대한 공급 화합물의 특성으로 인해 단일 반응 트레인에서 처리하면, 동일한 끓는점 범위에서 증류 아랍 경질 또는 아랍 엑스트라 경질 원유의 분자보다 더 많은 방향족 고리를 포함하는 분자가 있는 흐름이 발생할 수 있다. 결과적으로, 분자를 충분히 포화시키기 위해 더 가혹한 조건이 필요할 수 있으며, 이는 수첨 분해 촉매 수명 및/또는 자본 투자에 부정적인 영향을 미친다. 흐름(21)의 이전에 변환된 물질이 흐름(9)의 증류 중간 컷 물질과 공동 처리되는 경우, 단일 수첨 분해 트레인의 처리 시간은 증기 분해 구역의 처리 시간 아래로 떨어질 수 있고/거나 예비 수첨 분해 트레인은 수첨 분해 촉매 시스템이 재생 및/또는 교체를 진행하는 동안 증기 분해 구역에 공급물의 정상 흐름을 제공해야 한다. 상기 언급된 것은 또한 탈염 오일, 농축물, 바이오제닉 오일, 합성 원유, 타이트 오일, 중질 탄화수소, 재구성된 원유 및 역청 유래유와 같은 다른 유형의 원유에 적용할 수 있다.
촉매 수명/처리 시간 문제를 완화하기 위해 고정층 수첨 분해 단계;는 도 1 및 2에 도시된 것처럼 별도의 트레인으로 분할될 수 있다. 하나의 트레인은 원유의 증류 중간 컷(예를 들어, 160-490℃을 처리하기 위해 제공될 수 있고, 두 번째 트레인은 잔여물 수소화분해 반응기(들)로부터의 (예를 들어, 490℃유출물을 처리하기 위해 제공될 수 있다. 일반적으로, 제 1 수첨 분해 단계;의 반응기(27)는 증기 분해 노보다 처리 시간이 더 길 수 있고, 가동 시간을 유지하기 위해 예비 반응기가 필요하지 않을 수 있다. 두 번째 트레인의 반응기(29)는 촉매를 교체하기 위해 더 빈번한 처리를 가질 수 있지만, 촉매 교체 동안 유선(37)을 통하는 것과 같이 첫 번째 트레인으로 공급물을 재지정할 수 있으므로 가동 시간 동안 예비 반응기 트레인도 필요하지 않다. 공급물의 일시적 전환으로서, 반응기 트레인(27)에 대한 영향은 최소화될 것이고, 따라서 반응기 트레인(27)은 그 처리가 증기 분해기 노의 것과 동기화될 수 있도록 설계될 수 있다.
전술한 것처럼, 다양한 공급원료는 일부 구현예에서 중간/고 컷 포인트를 490℃에서 545℃로 상승시키는 것과 같이 컷 포인트가 증가되도록 할 수 있다. 잔사 수소화분해 시스템에서의 처리와 관련하여도 마찬가지일 수 있으며, 여기서 더 높은 끓는점의 탄화수소는 증기 분해에 적합한 공급원료로의 전환을 위해 수첨 분해 반응기에 공급될 수 있다. 그러나, 잔사 수소화분해 시스템에서 고비점 분획(예를 들어, 490℃또는 545℃분획)의 처리와 관련하여, 너무 높은 컷 포인트는 ULSFO를 생산하기 위해 커터 오일의 사용을 필요로 할 수 있기 때문에, 더 낮은 컷 포인트는 더 유리할 수 있는 것으로 밝혀졌다.
이제 도 3을 참조하면, 본원 구현예에 따른 전체 원유 및 중질 탄화수소를 전환하는 시스템의 단순화된 공정 흐름도가 예시되어 있다.
탈염 원유(10)와 같은 광비점 범위의 중질 탄화수소 공급물은 분리 시스템(12)으로 공급될 수 있다. 분리 시스템(12)은 예를 들어 위에서 설명된 것처럼 통합 분리 장치(ISD)일 수 있다. 분리 시스템(12)에서, 탈염 원유(10)는 (a) 임의의 컨디셔닝을 필요로 하지 않고 증기 분해기(16) 및 방향족 컴플렉스 유닛(18)에 대한 공급물로서 사용될 수 있는 경질 컷, 예컨대 160℃분획(14); (b) 경질 올레핀 흐름(46)을 생성할 수 있는 증기 분해 시스템(16)에 적합한 고 파라핀성 흐름(24), 및 벤젠 및 파라-자일렌을 포함할 수 있는 방향족 화합물 흐름(36)을 생성할 수 있는 방향족 화합물 생산에 적합한 방향족 화합물이 풍부한 흐름(26)을 포함하는 2개 유형의 더 가벼운 흐름을 생성하기 위해 고정층 컨디셔닝 구역(22)에서 업그레이드될 수 있는 중간 컷, 예컨대 160-490℃분획(20); 및, (c) 비등층 잔사 수소화분해기(30)에서 업그레이드될 수 있는, 원유 내에 대부분의 내화성 물질을 함유하는 중질 컷, 예컨대 490℃분획(28)을 포함하는 3개의 분획으로 분리될 수 있다. 원하는 분획 및 그 안의 탄화수소를 컨디셔닝 및/또는 분해하기 위해 원하는 단위로 경로하는 다른 컷 포인트가 사용될 수도 있다. 비등층 잔사 수소화분해기는 예를 들어 고정층 컨디셔닝 시스템에 공급되어 위에서 언급한 2개의 흐름(증기 분해기 공급물(24) 및 방향족 화합물 컴플렉스 공급물(26))을 제조하는 데 적합한 초저황연료유(32) 및 흐름(34)을 생성할 수 있다. 전술한 것처럼, 흐름(20, 34)은 촉매 및 증기 분해기의 유사한 수명 주기를 유리하게 제공하기 위해 별도의 컨디셔닝 트레인에서 처리될 수 있다.
다른 저가의 정제시설 흐름은 또한 본원 구현예에 따라 처리되어 궁극적으로 더 높은 가치의 제품을 생산할 수 있다. 이러한 흐름은 다음의 유형의 탄화수소의 일부 또는 전부를 포함한다: (i) 유선(40)을 통해 공급될 수 있고 중간 컷, 예컨대 160-490℃분획(20)과 함께 고정층 원유 컨디셔닝 구역(22)에서 처리될 수 있는 FCC 유닛으로부터 생성된 경질 사이클 오일(LCO), 예컨대 LCO; (ii) 유선(42)를 통해 공급될 수 있고 흐름(28)에서 중질 컷, 예컨대 490℃탄화수소와 함께 비등층 반응기(30)에서 처리될 수 있는 FCC 유닛으로부터 생성된 슬러리 오일, 예컨대 슬러리 오일; (iii) 동일하거나 상이한 유선(42)를 통해 공급될 수 있고 흐름(28)에서 중질 컷(예컨대 490℃탄화수소와 함께 비등층 반응기(30)에서 처리될 수 있는 용매 탈아스팔트화 유닛으로부터 생성된 피치, 예컨대 피치; 및/또는 (iv) 흐름(28 및/또는 42)에서 중질 컷(예를 들어, 490℃탄화수소를 함께 비등층 반응기(30)에서 처리될 수 있는 증기 분해기(16)로부터 열분해 연료유 흐름(44)을 포함하는 흐름 분해기로부터 생성된 열분해 연료유(Pyoil), 예컨대 열분해 연료유. 유사한 끓는점 범위의 다른 다양한 탄화수소 흐름은 또한 본원에 개시된 시스템에서 공동 처리되어 석유화학제품을 생산할 수 있으며, 여기서 이러한 흐름은 경질 나프타, 중질 나프타, 원유, 대기 잔여물, 진공 잔여물, 합성 원유 및 중질 탄화수소를 함유하는 기타 탄화수소 흐름을 포함할 수 있다.
흐름(20)으로부터의 중간 컷 분획, 잔사 수소화분해 시스템(30)으로부터의 유출물 흐름, 및/또는 고정층 컨디셔닝 반응기 트레인(들)(22)에서 흐름(40)으로부터의 LCO의 고정층 컨디셔닝 후에, 반응기 유출물(들)(48)은 증기 분해기(16)에서 처리하기에 적합한 저비점 분획(52) 및 방향족 컴플렉스(18), 뿐만 아니라 분리 시스템(50), 예컨대 ISD에 공급되어 중질 끓음 분획(54)을 회수할 수 있다. 중질 끓음 분획(54)은 잔사 수소화분해 시스템(30)에 공급되어 지속적인 처리 및 490℃화합물과 같은 더 가벼운 탄화수소로 전환될 수 있다. 일부 구현예에서, 분리기(50)는 약 160℃내지 약 220℃범위의 컷 포인트를 가지는 경질 분획(52), 및 상응하는 더 낮은 컷 포인트, 예컨대 160℃또는 220℃탄화수소를 가지는 중질 분획(54)을 제공할 수 있다.
유사하게, 잔사 수소화분해 유닛(30)에서 490℃분획(28)과 같은 중질 컷의 처리 후, 잔사 수소화분해기 반응기 유출물(60)은 분리 시스템(62), 예컨대 ISD에 공급되어 고정층 컨디셔닝 시스템(22)에서 처리하는데 적합한 전환 생성물을 함유하는 저비점 분획(34), 뿐만 아니라 중질 끓음 분획(64)을 회수할 수 있다. 중질 끓음 분획(64)은 통합된 수소처리기 또는 수소탈황화 반응기(66)에 공급되어 ULSFO(32)를 생성할 수 있다. 일부 구현예에서, 분리기(62)는 약 490℃내지 약 520℃범위의 컷 포인트를 가지는 경질 분획(34)을 제공하고, 490℃탄화수소와 같은 상응하는 컷 포인트를 가지는 중질 분획(64)을 제공할 수 있다.
경질 비등 범위 분획(14, 52)은 예를 들어 성분을 경질 나프타 분획(24) 및 중질 나프타 분획(26)으로 분리하는 분리기(58)로 공급될 수 있다. 그 다음, 경질 나프타 범위 성분은 석유화학제품을 제조하는 증기 분해기 시스템(16)에서 처리될 수 있는 반면, 중질 나프타 범위 성분은 예를 들어 벤젠, 톨루엔 및 자일렌을 생성하는 방향족 컴플렉스(18)에서 처리될 수 있다.
일부 구현예에서, 중질 나프타(26) 분획은 황화수소 처리기(도시되지 않음)와 같은 방향족 컴플렉스(18)의 상류 처리를 처리를 거쳐서 방향족 컴플렉스에서 전환하는 공급물을 추가로 제조할 수 있다. 마찬가지로, 열분해유 흐름(44)은 잔사 수소화분해 반응기에서 처리하기 전에 열분해유 안정화 단계;(해당 흐름 블록은 도시되지 않음)를 거칠 수 있다.
위에서 간략하게 설명한 것처럼, 본원 구현예는 통상적인 정제 단계;를 거치지 않고 경제적으로 실행 가능한 방식으로 원유를 석유화학물질로 직접 분해하여 경질 탄화수소 예컨대 에틸렌, 프로필렌 및 경질 방향족 화합물을 형성하는 것을 허용할 수 있다. 또한, 원유를 석유화학물질로 직접 전환하면 셰일 가스 혁명에 의해 촉발된 분해 경질 공급원료로의 이동 증가로 인해 정상적으로 부산물(프로필렌, 부타디엔)로 생산되는 주요 빌딩 블록에 대한 넓어지는 수요-수급 격차를 줄이는 데 도움이 될 수 있다.
본원 구현예에 따른 처리 장치의 통합은 본원 구현예에 따른 처리 유닛들의 통합은 전체 원유, 예컨대 아랍 경질 원유 및 아랍 엑스트라 경질 원유를, 저가 정제시설 흐름, 예컨대 열분해유(PyOil), 슬러리 오일 및 경질 사이클 오일(LCO)과 함께, 고가 석유화학제품으로 업그레이드하는 독특한 잠재력을 제공할 수 있다. 본원 구현예에 따른 공급물의 컨디셔닝은 공급물 성분에 수소를 추가하고, 수소 소비는 플랜트에 추가되는 비용이지만, 연료보다는 석유화학제품을 제조하는데 있어서의 전반적인 이점이 이러한 추가된 비용을 능가한다. 상기 언급된 것은 또한 탈염 오일, 농축물, 바이오제닉 오일, 합성 원유, 타이트 오일, 중질 탄화수소, 재구성된 원유 및 역청 유래유와 같은 다른 유형의 원유에 적용할 수 있다.
다양한 구현예에서, 상기 언급된 것처럼 방향족 컴플렉스가 포함될 수 있다. 예를 들어, 방향족 컴플렉스는 160℃℃분획 또는 이의 일부를 방향족 화합물로 전환하는 데 사용될 수 있다. 예를 들어, 160℃내지 240℃분획과 같은 컷은 처리되어 그 안의 탄화수소의 일부를 방향족 화합물로 전환할 수 있는 반면, 중질물은 석유화학제품으로 전환하는 증기 분해기로 공급될 수 있다. 본원 구현예에 따른 초기 처리 및 컨디셔닝을 통해 생성된 방향족 컴플렉스 공급원료는 다양한 가공업자가 전 범위 나프타(FRN)의 수입을 중단하도록 할 수 있다.
또한, 일부 구현예에서, 증기 분해 유닛에서 생성된 열분해유는 열분해 가솔린 분획, 및 하나 이상의 중질물 분획, 예컨대 열분해 경유 분획 및 열분해 연료유 분획을 회수하기 위해 분리될 수 있다. 더 가벼운 열분해 가솔린 분획은 방향족 화합물 유닛에 공급될 수 있는 반면, 더 무거운 분획은 위에서 언급한 것처럼 ULSFO를 형성하는 데 사용될 수 있다.
본원 구현예는 고가 석유화학제품의 수율을 최대화하기 위해 원유 공급물 제조, 원유 분리, 원유 컨디셔닝 및 증기 크래킹 기술의 전략적 조합을 제공한다. 원유 컨디셔닝 구역은 고정층 수소처리와 액체 순환의 조합, 및 비등층 또는 슬러리층 잔여물 수소화분해를 이용하여 원유를 적절한 증기 분해기 공급물로 컨디셔닝하고 저가 정제시설 흐름을 업그레이드한다. 본원 구현예는 예를 들어 전체 원유 공급원료의 60% 내지 90% 범위의 석유화학제품 수율을 달성할 수 있다.
위에서 설명한 것처럼, 탈염 후, 원유는 다음을 포함하는 3개의 컷들로 분리될 수 있다: 경질 컷(예컨대 160℃- 흐름), 이는 90℃및 90-160℃컷으로 추가로 분리되어 증기 크래킹 가열기 및 방향족 컴플렉스 각각에 공급된다; 중간 컷(예컨대 160-490℃흐름); 및 중질 컷(예컨대 490℃흐름). 경질 컷(예를 들어, 160℃흐름)은 업그레이드가 필요하지 않으므로 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 공급원료로 직접 사용할 수 있다. 중간 컷(예를 들어, 160-490℃흐름)은 고정층 수첨 분해/컨디셔닝 반응 시스템에서 쉽게 처리되며, 여기서 공급물은 수소처리되고 나프타로 전환되어 이상적인 증기 분해기 공급 원료(24)와 방향족 컴플렉스 공급원료(26)를 만든다.
중질 컷(490℃흐름, 예를 들어)은 처리할 원유에서 가장 어려운 화합물을 함유하고, 이는 아스팔텐, 금속, 및 콘라드슨 탄소 잔여물(Conradson Carbon Residue, CCR)을 포함한다. 고정층 하향류 반응기에서 전환율 및 촉매 가동 길이는 일반적으로 잔류 공급물의 금속, CCR 및 아스팔텐 함량에 의해 제한되며, 이는 촉매의 빠른 오염 및 압력 강하의 증가를 초래한다. 본원 구현예는 상향 유동 팽창층 반응기를 사용하여 압력 강하 문제를 극복하고, 공정이 높은 잔여물 전환율에서 장기간 동안 중단되지 않는 흐름으로 작동하도록 할 수 있다. 이와 같이, 중질 컷, 예를 들어 490℃흐름은 일부 구현예에서 Lummus Technology LLC로부터 입수가능한 LC-FINING Technology와 같은 액체 순환 비등층 반응기에서 처리될 수 있다. Chevron Lummus Global에서 제공하는 LC-SLURRY 반응기 기술은 또한 더욱 더 무거운 흐름, 예컨대 피치를 처리하기 위해 사용될 수 있다.
원유 컨디셔닝 구역은 4개의 반응 단계를 포함할 수 있고, 이는 비등층 반응기(예컨대 LC-FINING 반응기), 제 1 및 제 2 단계의 수소화분해 반응기, 및 중유 수첨 분해 반응기를 포함한다. 이러한 4개의 반응 단계는 단일의 공통 재순환 가스 순환 루프 내에서 작동할 수 있다. 이러한 원유 컨디셔닝 단계의 통합은 저가 정제시설 흐름을 업그레이드 하는 주요 처리 목표를 달성하고, 이는 수소 소비, 투자 및 작동 비용을 최소화하면서 전체 범위 나프타(FRN)를 유입할 필요성을 없애고 증분 에틸렌을 생산하는 증기 분해기 공급을 제공하는 것이다.
이제 도 4를 참조하면, 본원 구현예에 따른 올레핀 및 방향족 화합물을 제조하는 공정의 단순화된 흐름도가 예시되어 있으며, 여기서 유사한 번호는 유사한 부분을 나타낸다. 예시적인 공급물로서, 아랍 경질 원유(100)는 처리되어 혼합 공급물 증기 분해기(mixed feed steam cracker, MFC, 120)의 흐름(118)의 일부로서 증분 에틸렌을 생성하는데 충분한 경질 나프타(110)를 생성할 수 있고, 이는 방향족 컴플렉스(122)의 공급원료(112)에 추가될 수 있다. 혼합 공급물 증기 분해기에 대한 다른 공급물은 예를 들어 라피네이트-2 흐름(123), 프로판(124), 반응성 유기 가스(reactive organic gas, ROG, 125)를 포함할 수 있고, 혼합 공급물 증기 분해기는 다른 생성물 중에서 PyOil(102), 열분해 가스유(127), 혼합 C4(128), 프로필렌(129) 및 에틸렌(118)을 생성할 수 있다. 도 4는 본원 구현예에 따른 하나의 가능한 구성의 주요 장비 및 흐름 경로를 강조하는 전체 공정 스케치를 제공한다. 아랍 경질이 예로서 주어지지만, 앞서 언급한 것은 탈염 오일, 응축물, 바이오제닉 오일, 합성 원유, 타이트 오일, 중질 탄화수소, 재구성된 원유, 및 역청 유래유와 같은 다른 유형의 원유에도 적용될 수 있다.
공급물 컨디셔닝 구역(101)으로의 공급물 흐름은 예를 들어, 아랍 경질 원유(100), 열분해유(102, PyOil), 예컨대 혼합 공급물 분해기(120)에서 생성될 수 있는 것, 슬러리 오일(104), 및 경질 사이클 오일(106; LCO)을 포함할 수 있다. 도 4에 도시된 것과 같은 본원 구현예는 컨디셔닝 구역으로부터 다음 제품을 생성할 수 있다: 증기 분해기 공급원료(예컨대 90℃탄화수소; 110); 방향족 컴플렉스 공급원료(예컨대 90-160℃탄화수소; 112); 및 초저황연료유(ULSFO; 114). 컨디셔닝은 또한 연료 가스, 사워 워터(Sour Water), 풍부 아민(Rich Amine), 및 탈염기 염수와 같은 다양한 부산물의 생성을 초래할 수 있고, 수소, 스트리핑된 사워 워터, 희박 아민(Lean Amine), 증기, 파워, 냉각수, 연료 가스(Fuel Gas), 질소, BFW 및 탈염을 포함할 수 있는 공급물 제조 구역(각각 도시되지 않음)과 같은 유용성을 요구할 수 있다.
본원의 다른 구현예와 유사하게, 탈염 원유(100)는 초기에 ISD(12)와 같은 분리기로 공급될 수 있다. 분리 시스템(12)에서, 탈염 원유(100)은 (a) 경질 컷, 예컨대 160℃분획(14), (b) 고정층 수소처리 및/또는 수소화분해 반응기를 포함할 수 있는 고정층 컨디셔닝 구역(22)에서 업그레이드될 수 있는 중간 컷, 예컨대 160-490℃분획(20), 및 (c) 원유에서 대부분의 내화성 물질을 함유하고 비등층 잔사 수소화분해기(30)에서 업그레이드될 수 있는 중질 컷, 예컨대 490℃분획(28)을 포함하는 3개의 분획으로 분리될 수 있다.
잔사 수소화분해기(30)에서 생성된 490℃화합물과 같은 컨디셔닝된 화합물은 컨디셔닝 구역(22)에서 추가 컨디셔닝 하는 흐름(34)을 통해 공급될 수 있다. 원한다면, 다른 전 범위 나프타 공급원료가 예를 들어 유선(105)을 통해 방향족 화합물 플랜트로 공급될 수 있다.
이제 도 5를 참조하면, 탈염 원유(100)는 제1 통합 분리 장치(ISD, 158)에서 분리되어 160℃분획(113)을 회수할 수 있다. 통합 분리 장치(158)는 예를 들어 200℃및 8 barg에서 작동하여 증기 액체 분리 효율을 향상시킬 수 있다. ISD 오버헤드 증기 생성물(113, 예를 들어, 원유의 160℃분획 컷)은 생성물 스플리터(160)로 보내진다. 생성물 스플리터(160)에서, 160℃탄화수소는 수소처리된 생성물(316) 또는 그의 일부와 함께 경질(예컨대 30℃또는 35℃흐름(120), 경질 나프타 흐름(예를 들어, 30-90℃흐름, 120), 및 중질 나프타(예를 들어, 90-160℃흐름(122)으로 분리될 수 있다. 경질 흐름(110) 및 경질 나프타 흐름(120)은 그 다음 증분량의 에틸렌 또는 다른 생성물 석유화학제품(113)을 제조하는 증기 분해기(111) 공급원료로서 사용될 수 있다. 중질 나프타(122)는 방향족 컴플렉스(112)에 대한 공급원료(122A)로서 사용될 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 나프타(122)의 적어도 일부(112B)는 경질 나프타(120)와 조합될 수 있고 추가 석유화학제품(113) 및/또는 pyoil(191)을 생산하는 증기 분해기에 공급될 수 있다. 다른 구현예에서, 모든 중질 나프타(122)는 방향족 컴플렉스가 서비스를 위해 오프라인으로 취해질 필요가 있을 때 또는 흐름(113 및/또는 316)에서 벤젠, 톨루엔 및/또는 자일렌(BTX)이 불충분할 때 증기 분해기(111)에 공급될 수 있다. 예를 들어, 중질 나프타 공급 경로는 수요를 기반으로 할 수도 있다.
ISD(158)로부터의 나머지 160℃원유 분획(114)은 고온 수소 탈거장치(166)와 같은 제2 분리 시스템으로 공급될 수 있으며, 여기서 160℃원유 분획은 중간 컷, 예컨대 160-490℃분획(168), 및 중질 컷, 예컨대 490℃분획(170)으로 추가로 분리된다.
중질 컷(170, 예컨대 490℃컷)은 원유에서 처리되어야 하는 가장 어려운 화합물을 함유하고, 이는 아스팔텐, 금속 및 CCR을 포함한다. 고비점 잔여물 분획에서 과도한 양의 금속, CCR 및 아스팔텐은 촉매의 급속한 오염을 초래할 수 있고, 고정층 하향류 반응기에서 압력 강하를 증가시켜 전환 및 촉매 가동 길이를 제한한다. 상향 흐름 팽창 층 반응기를 사용하면, 압력 강하 문제를 극복할 수 있고 높은 잔여물 전환율에서 오랜 기간 동안 중단되지 않은 흐름으로 공정을 작동할 수 있다. 이와 같이, 중질 컷, 490℃흐름(170)은 일부 구현예에서 액체 순환 비등층 반응기 시스템(200)에서 처리될 수 있다.
중질 컷(170)은 슬러리 오일(192) 및/또는 pyoil (191)과 같은 하나 이상의 추가 공급물과 함께 비등층 반응기 시스템(200)에서 처리될 수 있다. 일부 구현예에서, 비등층 반응기 시스템(200)은 제1 비등층 반응기 및 제2 비등층 반응기를 포함할 수 있다. pyoil(191)이 전부는 비등층 반응기 시스템(200)으로 재순환되지 않는 구현예에서, pyoil은 흐름(193)을 통해 시스템으로부터 제거될 수 있다.
비등층 반응기 시스템 유출물(202)은 고압 고온(HP/HT) 분리기(204)에서 플래싱될 수 있다. HP/HT 분리기(204)로부터의 증기(206)는 제 2 ISD(166)로부터의 중간 컷(168), HOHDT(Heavy Oil Hydrotreating) HP/HT 분리기(210)로부터의 증기(208) 중 하나 이상과 조합될 수 있고, 제 1 단 고정층 조건 구역(176)에 공급될 수 있다. HP/HT 분리기(204)로부터의 액체(214)는 중질유 수첨 분해 반응기(222)에서 처리될 수 있다. 중질유 수첨 분해 반응기 유출물(223)은 HOHDT 분리기(210)에서 분리될 수 있다. HOHDT 액체 유출물(115)은 제품 분리기 바닥(300, 300A)의 일부와 조합되어 ULSFO 제품(301)을 생성할 수 있다.
제 1 단 반응 시스템(176)의 주요 목적은 블렌딩된 공급물을 수소처리하여 공급물 황 및 질소 수준을 감소시키고, 부분적으로 생성물로 전환시키며, 제2 단 반응기(178)에서 추가 처리하는 공급물을 준비하는 것이다. 제1 단 반응 시스템(176)으로의 액체 공급물은 증류(straight run, SR), 중간 컷, 160-490℃원유 분획(166), 비등층 반응기 증류 생성물(206), HOHDT 분리기(210)로부터의 증기(208) 및 LCO(106)의 블렌드일 수 있다.
공급 황 및 질소를 제거하고 적절한 증기 분해기 공급원료로 부분적으로 전환하는 처리 목적을 충족시키기 위해, 제1 단 반응기(176)에는 탈금속화, 수첨 분해 및 수소화분해 촉매로 구성된 촉매 시스템이 로딩될 수 있다. 발열 반응으로 인한 온도 상승을 제어하기 위해, 촉매는 반응기 내의 다중 베드 또는 별도의 반응기 용기로 분리될 수 있다. 냉각 재순환 가스(미도시)는 베드 또는 반응기 사이에 도입되어 반응 유체를 급냉시키고 온도 상승량 및 반응 속도를 제어할 수 있다.
제1 단 반응기 유출물(250)은 미전환 오일, 증류물, 나프타, 경질 유분, 및 제1 상태 반응기(176)에서 소비되지 않은 과잉 수소로 이루어질 수 있다. 제1 상태 반응기 유출물 흐름(250)은 고압 저온(HP/LT) 분리기(266)로 공급될 수 있다. NH3 및/또는 H2S를 함유하는 임의의 회수된 사워 워터(274)는 시스템으로부터 제거될 수 있다. HP/LT 분리기(266)로부터의 수소 풍부 기체(276)는 가스 압축 및 분배 시스템(277)으로 보내질 수 있다. 가스 압축 및 분배 시스템은 수소를 세정 및 가압하고 수소 가스를 공통 수소 헤더(400)로 재순환시킬 수 있다. 도시되지 않았지만, 공통 수소 헤더(400)의 수소는 비등층 컨디셔닝 시스템(200), 제 1 단 반응 시스템(176), 제 2 단 반응 시스템(178), 중유 수첨 분해 반응기(222) 중 하나 이상에 공급될 수 있다.
HP/LT 분리기(266)를 빠져나가는 탄화수소 액체(290)는 제2 단 반응 구역(178)으로 펌핑되어 최대 나프타 생산을 목표로 하는 추가 컨디셔닝을 할 수 있다. 2단 반응 시스템(178)의 목적은 1단계; 반응 구역에서 미전환(unconverted) 오일(UCO)을 더 가벼운 생성물로 분해하는 것이다. 이와 같이, 제2 단 반응기에는 고활성 수소화분해 촉매가 로딩될 수 있다. 생성물 분리기 바닥(300, 300B)의 일부는 또한 제2 단 반응 시스템(178)에 공급되어 추가 컨디셔닝을 할 수 있다.
제2 단 반응기 유출물(180)은 고압 저온(HP/LT) 분리기(314)로 공급될 수 있다. HP/LT 액체 생성물(316)은 생성물 스플리터(160)에 공급될 수 있고, 기체 생성물(320)은 가스 압축 및 분배 시스템(277)에서 수소 풍부 기체(276)와 혼합된다. 회수된 수소 및 새로운 수소는 필요하다면, 가스 압축 및 분배 시스템(277)으로부터 필요에 따라 다양한 컨디셔닝 반응기로 보내질 수 있다.
통합 분리 장치(158)로부터의 160℃생성물(113)은 HP/LT 액체 생성물(316)과 함께 생성물 스플리터(160) 내로 공급될 수 있다. 생성물 스플리터(160)는 반응기 유출 생성물을 경질 분획(110), 경질 나프타 분획(120) 및 중질 나프타(122)로 분리할 수 있다. 경질 나프타 생성물(110)은 공급원료로서 증기 분해기(111)로 보내진다.
중질 나프타 생성물(122)은 생성물 스플리터(160)로부터 측면 인출로서 취해질 수 있다. 중질 나프타 생성물(122)의 일부(112A)는 방향족 컴플렉스(112)로 펌핑될 수 있고, 중질 나프타 생성물(122)의 일부(112B)는 경질 나프타 분획(120)과 조합되어 흐름 분해기(111)에 공급될 수 있다.
도 1 및 2에 따라 기재된 것처럼, 분리 시스템(3)은 도 6에 도시된 것과 같을 수 있다. 분리 시스템(3)은 전술한 것과 같을 수 있고 분리 및 열 통합을 포함할 수 있다. 탈염 후, 원유(1)는 가열기(500)의 대류 구역에서 추가로 예열되어 예열된 원유(502)를 생성할 수 있다. 그 다음, 예열된 원유(502)는 흐름(506)에서 회수된 보다 무거운 성분으로부터 160℃분획(5)의 분리를 용이하게 할 수 있는 분리기(504)로 공급될 수 있다.
나머지 160℃원유 분획(506)은 펌프(508)에 공급될 수 있고, 이 펌프는 가압된 160℃원유 분획(510)을 생성하고, 이는 이어서 열 교환기(512)에 공급될 수 있다. 열 교환기(512)는 160℃원유 분획(510)을 고온 수소 탈거장치 탑저(520)에 붙여서 예열하여 가압되고 예열된 160℃원유 분획(514)을 생성할 수 있다. 가압되고 예열된 160℃원유 분획(514)은 그 다음 가열기(500)로 다시 공급될 수 있고, 여기서 가열되어 더 무거운 490℃분획으로부터 160-490℃분획의 분리를 용이하게 한다. 가열된 160℃원유 분획(516)은 그 다음 고온 수소 탈거장치(518)에 공급될 수 있다. 고온 수소 탈거장치(518)에서, 160℃원유 분획은 160-490℃분획(9)과 더 무거운 490℃탄화수소를 포함하는 고온 수소 탈거장치 탑저(520)로 분리된다. 고온 수소 탈거장치 탑저(520)는 가압된 160℃원유 분획(510)에 대해 열교환기(512)에서 간접 열 교환을 통해 냉각된 후, 490℃분획(15)으로서 분리 시스템(3)으로부터 제거될 수 있다.
고온 수소 탈거장치(518)는 탈매로서 수소 공급물(522)을 이용할 수 있다. 고온 수소 탈거장치(518)는 처리되는 원유 공급원료의 특성에 기초하여 광범위한 유연성을 제공하도록 작동될 수 있다. 160-490℃분획(9)인 탈거장치 오버헤드는 냉각되어 수소를 회수할 수 있고, 도 1 및 도 2과 관련하여 설명된 것처럼 적절하게 중간 수소처리 반응 단계;로 보내질 수 있다. 회수된 수소는 수소 순도를 개선하기 위해 아민 처리(도시되지 않음) 후에 다운흐름 압력 스윙 흡착(PSA) 유닛(도시되지 않음)으로 공급될 수 있다. PSA 수소 생성물은 보충 수소 압축기(도시되지 않음)에서 압축되어 하나 이상의 수소처리 반응기(도 1 및 2)에 보충 수소를 제공하고 뜨거운 수소 공급물(522)로서 제공할 수 있다.
고온 수소 탈거장치 탑저 생성물(520, 예를 들어, 490℃컷)은 원유에서 처리되어야 하는 가장 어려운 화합물을 함유하고, 이는 아스팔텐, 금속 및 CCR을 포함한다. 고비점 잔여물 분획에서 과도한 양의 금속, CCR 및 아스팔텐은 촉매의 급속한 오염을 초래하고 고정층 하향류 반응기에서 압력 강하를 증가시켜 전환 및 촉매 가동 길이를 제한한다. 가압된 160℃원유 분획(510)에 대해 냉각한 후, 490℃흐름(11)은 임의의 추가의 저가 정제시설 흐름, 예컨대 pyoil 흐름 및/또는 슬러리 오일 흐름과 함께 도 1 및 2에 기술된 것처럼 액체 순환 비등층 잔류 수소화분해기에서 회수 및 처리될 수 있다.
고온 수소 탈거장치(518)에 공급되는 수소(522)의 양, 뿐만 아니라 고온 수소 탈거장치(518) 및 가열기(500)의 작동 조건을 조정함으로써, 탄화수소 컷 포인트는 경질 컷(5)이 다운스크림 증기 분해기로 직접 공급되고 중간 컷(9)에는 고정층 컨디셔닝 반응기를 빠르게 오염시키는 유해한 화합물이 거의 또는 전혀 없을 수 있도록 조정된다. 이러한 방식으로, 분리 시스템(3, 고온 수소 탈거장치(518) 포함)은 중질 컷(11)에서 처리하기 가장 어려운 탄화수소를 농축할 수 있고, 이는 가혹한 조건에서 작동하는 비등층 반응기에 공급될 수 있다.
도 3 및 4에 따라 기재된 것처럼, 분리 시스템(12)은 도 7에 예시된 분리 시스템일 수 있다. 분리 시스템(312)은 전술한 바와 같을 수 있고 분리 및 열 통합을 포함할 수 있다. 탈염 후, 원유(100)는 가열기(500)의 대류 구역에서 추가로 예열되어 예열된 원유(502)를 생성할 수 있다. 그 다음, 예열된 원유(502)는 분리기(504)로 공급될 수 있으며, 이는 통합 분리 시스템(3)에서 160℃분획(5)의 분리를 용이하게 할 수 있다.
나머지 160℃원유 분획(506)은 펌프(508)에 공급될 수 있고, 이 펌프는 가압된 160℃원유 분획(510)을 생성하며, 이는 이어서 열 교환기(512)에 공급될 수 있다. 열 교환기(512)는 고온 수소 탈거장치 탑저(520)에 붙여 160℃원유 분획(510)을 예열하여 가압되고 예열된 160℃원유 분획(514)을 생성할 수 있다. 가압되고 예열된 160℃원유 분획(514)은 그 다음 가열기(500)로 다시 공급될 수 있고, 여기서 가열되어 더 무거운 490℃으로부터 160-490℃분획의 분리를 용이하게 한다. 가열된 160℃원유 분획(516)은 그 다음 고온 수소 탈거장치(518)에 공급될 수 있다. 고온 수소 탈거장치(518)에서, 160℃원유 분획은 160-490℃분획(20)과 더 무거운 490℃탄화수소를 포함하는 고온 수소 탈거장치 탑저(520)로 분리된다. 고온 수소 탈거장치 탑저(520)는 열교환기(512)에서 가압된 160℃원유 분획(510)에 붙인 간접 열 교환을 통해 냉각된 후, 490℃분획(28)으로서 분리 시스템(3)으로부터 제거될 수 있다.
고온 수소 탈거장치(518)는 탈매로서 수소 공급물(522)을 이용할 수 있다. 고온 수소 탈거장치(518)는 처리되는 원유 공급원료의 특성에 기초하여 광범위한 유연성을 제공하도록 작동될 수 있다. 160-490℃분획(20)인 탈거장치 오버헤드는 냉각되어 수소를 회수할 수 있고, 도 3 및 도 4과 관련하여 설명된 것처럼 적절하게 중간 수소처리 반응 단계;로 보내질 수 있다. 회수된 수소는 아민 처리(도시되지 않음) 후에 하류 압력 스윙 흡착(PSA) 유닛(도시되지 않음)으로 공급되어 수소 순도를 개선할 수 있다. PSA 수소 생성물은 보충 수소 압축기(도시되지 않음)에서 압축되어 하나 이상의 수소처리 반응기(도 3 및 4)에 뜨거운 수소 공급물(522)로서 보충 수소를 제공할 수 있다.
고온 수소 탈거장치 탑저 생성물(520, 예를 들어, 490℃컷)은 원유에서 처리되어야 하는 가장 어려운 화합물을 함유하고, 이는 아스팔텐, 금속 및 CCR을 포함한다. 고비점 잔여물 분획에서 과도한 양의 금속, CCR 및 아스팔텐은 촉매의 급속한 오염을 초래하고 고정층 하향류 반응기에서 압력 강하를 증가시켜 전환 및 촉매 가동 길이를 제한한다. 가압된 160℃원유 분획(510)에 대해 냉각한 후, 490℃흐름(28)은 임의의 추가의 저가 정제시설 흐름, 예컨대 pyoil 흐름 및/또는 슬러리 오일 흐름과 함께 도 3 및 4에 기술된 것처럼 액체 순환 비등층 잔류 수소화분해기에서 회수 및 처리될 수 있다.
고온 수소 탈거장치(518)에 공급되는 수소(522)의 양, 뿐만 아니라 고온 수소 탈거장치(518) 및 가열기(500)의 작동 조건을 조정함으로써, 탄화수소 컷 포인트는 경질 컷(5)이 다운스크림 증기 분해기로 직접 공급되고 중간 컷(20)에는 고정층 컨디셔닝 반응기를 빠르게 오염시키는 유해한 화합물이 거의 또는 전혀 없을 수 있도록 조정된다. 이러한 방식으로, 분리 시스템(12, 고온 수소 탈거장치(518) 포함)은 중질 컷(28)에서 처리하기 가장 어려운 탄화수소를 농축할 수 있고, 이는 비등층 반응기에 공급될 수 있다.
상기 도 1 내지 7에 관하여, 경질-, 중간- 및 중질 컷 분획은 160℃-, 160℃-490℃ 및 490℃+의 제한된 예와 함께 제공된다. 컷 포인트는 중간 처리가 거의 또는 전혀 없이 경질 컷이 증기 분해기로 직접 공급될 수 있고 중간- 및 중질 컷이 각각의 반응기 트레인 내에서 효과적으로 처리될 수 있도록 조정될 수 있다.
본원 구현예에서 유용한 에틸렌 복합물을 포함하는 증기 분해기는 다양한 단위 조작을 포함할 수 있다. 예를 들어, 에틸렌 컴플렉스는 증기 분해기와 같은 분해기를 포함할 수 있다. 다른 분해 작업도 사용할 수 있다. 에틸렌 컴플렉스는 또한 올레핀 회수 유닛, 부타디엔 추출 유닛, MTBE 유닛, C4 선택적 수소화 유닛, 열분해 가솔린 수소화 처리 유닛, 방향족 화합물 추출 유닛, 복분해 유닛 및/또는 불균등화 유닛을 포함할 수 있고, 이는 특히 올레핀 및 기타 더 가벼운 탄화수소의 생산 및 회수에 유용하다. 에틸렌 복합물로부터의 생성물은 특히 예를 들어 에틸렌, 프로필렌, 부타디엔, 벤젠, MTBE 및 혼합 자일렌을 포함할 수 있다.
일부 구현예에서, 분해될 탄화수소 흐름은 증기 분해기로 직접 공급될 수 있다. 다른 구현예에서, 분해되는 상기 탄화수소 흐름은 개별 처리(예를 들어, 각각의 개별 분획에 대한 바람직한 온도, 압력 및 체류 시간에서의 분해)되는 다수의 분획으로 분리될 수 있다.
단일 탄화수소 또는 탄화수소 혼합물일 수 있는 탄화수소 공급원료는 증기 열분해 가열기의 대류 구역에 배치된 가열 코일에 도입될 수 있다. 가열 코일에서, 탄화수소 공급원료는 배기 가스와의 대류 열 교환을 통해 가열 및/또는 기화될 수 있다.
원한다면, 가열된 탄화수소 공급원료는 그 다음 증기 또는 비활성 화합물, 예컨대 질소, 이산화탄소, 또는 임의의 다른 무기 가스와 혼합될 수 있다. 공정의 다양한 부분 또는 플랜트의 추가 공정은 저온 또는 포화 증기를 사용할 수 있는 반면, 다른 부분은 고온 과열 증기를 사용할 수 있다. 공정 내에서 또는 플랜트의 다른 곳에서 사용되는 증기는 증기 열분해 가열기의 대류 구역에 배치된 가열 코일(도시되지 않음)을 통해 가열되거나 과열될 수 있다.
가열된 탄화수소 혼합물(들)은 그 다음 가열 코일에 공급될 수 있으며, 가열 코일은 증기 열분해 가열기에서 더 낮은 높이에 배치될 수 있고, 따라서 위에서 언급된 대류 구역 가열 코일보다 더 높은 온도에 배치될 수 있다. 생성된 과열된 혼합물은 그 다음 증기 열분해 가열기의 복사 구역에 배치된 하나 이상의 코일에 공급될 수 있고, 열 크래킹을 통해 탄화수소 혼합물의 부분적 전환을 위한 온도에서 작동된다. 분해된 탄화수소 생성물은 그 다음 회수될 수 있다.
일부 구현예에서, 원한다면, 다중 가열 및 분리 단계;가 사용되어 분해될 탄화수소 혼합물(들)을 둘 이상의 탄화수소 분획으로 분리할 수 있다. 이것은 각 컷의 컨디셔닝과 증기 분해를 최적으로 허용하여 처리량, 증기 대 오일 비율, 가열기 입구 및 출구 온도 및 기타 변수가 원하는 수준으로 제어되어 원하는 반응 결과, 예컨대 복사 코일 및 관련 하류 장비의 제한된 코킹과 함께 목적 생성물 프로파일을 달성할 수 있을 것이다. 다양한 공급물 흐름에서 탄화수소의 끓는점에 따라 다양한 컷이 분리 및 크래킹되기 때문에, 복사 코일 및 이송 라인 교환기의 코킹을 제어할 수 있다. 결과적으로, 가열기의 가동 길이는 올레핀 생산이 더 많아지면 몇 시간이 아니라 몇 주까지 늘어날 수 있다.
복사 코일의 크래킹에 이어, 하나 이상의 이송 라인 교환기가 사용되어 제품을 매우 빠르게 냉각시키고 (초) 고압 증기를 생성할 수 있다. 하나 이상의 코일이 결합되어 각 교환기에 연결될 수 있다. 교환기는 이중 파이프 또는 다중 쉘 및 튜브 교환기일 수 있다.
간접 냉각 대신에, 직접 급랭도 사용될 수 있다. 이러한 경우, 복사 코일의 출구에 오일이 주입될 수 있다. 오일 급랭 후에 물 급랭을 사용할 수도 있다. 오일 급랭 대신, 모든 물 급랭도 허용된다. 급랭 후 제품은 회수 구역으로 보내진다.
전술한 것처럼, 본원 구현예는 탈염 원유 또는 다른 광비점 탄화수소를 다양한 분획으로 분리하여 증기 분해기에서 전환에 적합한 공급원료를 형성하는 각각의 분획을 효과적으로 컨디셔닝할 수 있다. 본원 구현예에 따라 처리될 수 있는 광범위한 공급원료로 인해, 공급원료, 컨디셔닝 촉매, 반응기 부피 및 주어진 설비에 대한 기타 요인에 따라, 공급원료의 하나 이상의 추가 특성에 기초하여 특정 컷 포인트를 기초로 하는 것이 더욱 바람직할 수 있다. 예를 들어, 특정 컷 포인트는 다른 공급원료 특성 중에서 API 중력, Bureau of Mines Correlation Index (BMCI), 수소 함량, 질소 함량, 황 함량, 점도, 마이크로카본 잔여물 (MCRT), 및/또는 총 금속과 같은 원유 공급원료의 하나 이상의 특성 또는 추가 특성을 기반으로 조정될 수 있다.
원유, 탈염 오일, 농축물, 바이오제닉 오일, 합성 원유, 타이트 오일, 중질 탄화수소, 재구성된 원유 및 역청 유래유와 같은 본원 구현예에서 유용한 다양한 공급원료는 다음을 포함하는 하나 이상의 특성을 가질 수 있다: API 중력 4~60도, BMCI 20~85, 수소 함량 9.0~14.5 중량%(또는 90,000~145,000 ppm), 질소 함량 0.02~0.95 중량%(또는 200~9,500 ppm), 황 함량 0.009 내지 6.0 중량%(또는 90 내지 60,000 ppm), 95 내지 5500 센티스토크(cSt)의 40℃에서의 점도, 5 내지 35 중량%의 MCRT, 및/또는 <1 내지 1000 ppm의 총 금속 함량.
초기 원유 분리는 경질-, 중간- 및 중질 컷이 특정 바람직한 초기 특성을 가지도록 수행 및 조정될 수 있고, 그 결과 경질 컷은 중간 처리 없이 또는 최소한의 처리로 증기 분해기로 이동할 수 있다. 또한, 중간 컷 내지 중질 컷이 적절한 및/또는 유리한 공급 특성 및 탄화수소 종을 가지도록 하기 위해 중간 컷 및 중질 컷을 수행하고 조정할 수 있으므로, 중간 및 중질 컨디셔닝 반응기에서 효과적이고 효율적으로 컨디셔닝될 수 있다.
BMCI
일부 구현예에서, 경질 컷은 20 미만의 BMCI를 가질 수 있다. 다른 실시예에서, 경질 컷은 15 미만의 BMCI를 가질 수 있다. 또 다른 실시예에서, 경질 컷은 10 미만 또는 심지어 5 미만의 BMCI를 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중간 컷은 40 미만, 예를 들어 35 미만, 30 미만, 또는 25 미만의 BMCI를 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 30 초과, 예컨대 35 초과, 40 초과, 45 초과, 50 초과 또는 55 초과와 같은 BMCI를 가질 수 있다.
따라서, 일부 구현예에서, 예를 들어 최대 약 90℃내지 약 300℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경질 컷은 20 미만의 BMCI를 가질 수 있고; 다른 구현예에서, 경질 컷이 예를 들어 약 110℃이하 또는 약 250℃이하의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 경질 컷은 10 미만의 BMCI를 가질 수 있으며; 또 다른 구현예에서, 경질 컷이 예를 들어 약 130℃이하 또는 약 220℃이하의 끓는점을 가지는 탄화수소를 경질 컷이 포함하는 경우, 경질 컷은 5 미만의 BMCI를 가질 수 있다. 경질 컷이 약 160℃미만의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 일부 구현예에서, 경질 컷은 5 미만의 BMCI를 가질 수 있다. BMCI는 임의의 주어진 컷 온도에서 다양한 공급물에 대해 달라질 수 있지만, 예를 들어 10 미만 또는 5 미만과 같은 낮은 BMCI는 중간 처리가 필요로 하지 않으면서 증기 열분해 유닛에서 더 가벼운 탄화수소의 가공성을 개선하는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리되는 아랍 경질 원유에 대한 경질 컷은 예를 들어 10 미만의 BMCI를 목표로 할 수 있고, 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 6 미만 또는 5.5 미만의 BMCI를 목표로 할 수 있다.
일부 구현예에서, 약 90℃내지 약 300℃범위의 하부 끓는점 및 약 400℃내지 약 600℃범위의 상부 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중간 컷은, 약 5와 50 사이의 BMCI를 가질 수 있다. 예를 들어, 중간 컷은 5, 10, 15, 20 또는 25의 하한에서 10, 15, 20, 25, 30, 40 또는 50의 상한 사이의 BMCI를 가질 수 있다. 예를 들어, 10 내지 30의 BMCI를 가지는 중간 컷은 본원의 공정의 중간 컷 컨디셔닝 구역에서 비교적 적당한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 중간 컷은 예를 들어 약 20 내지 약 30 범위의 BMCI를 목표로 할 수 있고, 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대한 약 15 내지 약 30 범위의 BMCI를 목표로 할 수 있다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 30 초과의 BMCI를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 40 초과의 BMCI를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 50 초과의 BMCI를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 55 초과의 BMCI를 가질 수 있다. 예를 들어, 약 40 초과의 BMCI를 가지는 중질 컷은 본원의 공정 중 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 중질 컷은 예를 들어 약 50 내지 약 60 범위의 BMCI를 목적으로 할 수 있고, 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 약 25 내지 약 40 범위의 BMCI를 목적으로 할 수 있다.
API
일부 구현예에서, 경질 컷은 10도 초과의 API 중력을 가질 수 있다. 다른 실시예에서, 경질 컷은 15도 초과의 API 중력을 가질 수 있다. 또 다른 실시예에서, 경질 컷은 20도 초과, 30도 초과, 또는 심지어 40도 초과의 API 중력을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중간 컷은 10도 초과 및 40도 미만, 예컨대 10도, 15도, 20도, 25도, 또는 30도의 하한 내지 25도, 30도, 35도, 40도, 45도, 또는 50도의 상한의 API 중력을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 40도 미만, 예를 들어 35도 미만, 25도 미만, 20도 미만, 15도 미만, 또는 10도 미만의 API 중력을 가질 수 있다.
따라서, 일부 구현예에서, 최대 약 300℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경질 컷은, 예를 들어, 10도 초과의 API 중력을 가질 수 있고; 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 250℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 20도 초과의 API 중력을 가질 수 있으며; 또 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 220℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 40도 초과의 API 중력을 가질 수 있다. 경질 컷이 약 160℃미만의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 일부 구현예에서, 경질 컷은 60도 초과의 API 중력을 가질 수 있다. API 중력은 임의의 주어진 컷 온도에서 다양한 공급물에 대해 달라질 수 있지만, 예를 들어 40도 초과, 50도 초과, 또는 60도 초과와 같은 API 중력은 중간 처리가 필요로 하지 않으면서 증기 열분해 유닛에서 더 가벼운 탄화수소의 가공성을 개선하는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 경질 컷은 예를 들어 65도 초과의 API 중력을 목표로 할 수 있고, 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 60도 초과의 API 중력을 목표로 할 수 있다.
일부 구현예에서, 약 90℃내지 약 300℃범위의 하부 끓는점 및 약 400℃내지 약 600℃범위의 상부 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중간 컷은 약 5도와 50도 사이의 API 중력을 가질 수 있다. 예를 들어, 중간 컷은 5도, 10도, 15도, 20도, 또는 25도의 하한 내지 10도, 15도, 20도, 25도, 30도, 40도, 또는 50도의 상한의 API 중력을 가질 수 있다. 예를 들어, API 중력이 20도와 40도 사이인 중간 컷은 본원의 공정 중간 컷 컨디셔닝 구역에서 비교적 적당한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리되는 아랍 경질 원유에 대한 중간 컷은 예를 들어 약 30도 내지 약 35도 범위의 API 중력을 목표로 할 수 있고, 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대한 약 35도 내지 약 40도 범위의 API 중력을 목표로 할 수 있다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 약 40도 미만의 API 중력을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 20도 미만의 API 중력을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 10도 미만의 API 중력을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 예를 들어 7도 미만의 API 중력을 가질 수 있다. 예를 들어, 약 20도 미만의 API 중력을 가지는 중질 컷은 본원의 공정의 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리되는 아랍 경질 원유에 대한 중질 컷은 예를 들어 약 5도 내지 약 10도 범위의 API 중력을 목표로 할 수 있고, 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 예를 들어 약 10도 내지 약 20도 범위의 API 중력을 목표로 할 수 있다.
수소 함량
일부 구현예에서, 경질 컷은 12 중량% 초과의 수소 함량을 가질 수 있다. 다른 실시예에서, 경질 컷은 13 중량% 초과의 수소 함량을 가질 수 있다. 또 다른 실시예에서, 경질 컷은 13.5 중량% 초과, 14 중량% 초과, 또는 심지어 15 중량% 초과의 수소 함량을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중간 컷은 11 중량% 초과 및 14 중량% 미만, 예컨대 11, 11.5, 12.0, 12.5, 또는 13.0 중량%의 하한 내지 12.0, 12.5, 13.0, 13.5, 14.0, 또는 14.5 중량%의 상한의 수소 함량을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 13 중량% 미만, 예를 들어 12.5 중량% 미만, 12 중량% 미만, 11.5 중량% 미만, 또는 11 중량% 미만의 수소 함량을 가질 수 있다.
따라서, 일부 구현예에서, 예를 들어 최대 약 300℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경질 컷은 13 중량% 초과의 수소 함량을 가질 수 있고; 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 250℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 13.5 중량% 초과의 수소 함량을 가질 수 있으며; 또 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 220℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 14.0 중량% 초과의 수소 함량을 가질 수 있다. 경질 컷이 약 160℃미만의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 일부 구현예에서, 경질 컷은 14.5 중량% 초과의 수소 함량을 가질 수 있다. 수소 함량은 임의의 주어진 컷 온도에서 상이한 공급물에 대해 변할 수 있지만, 예를 들어 13 중량% 초과, 14 중량% 초과 또는 14.5 중량% 초과와 같은 수소 함량은 중간 처리를 필요로 하지 않으면서 증기 열분해 유닛에서 더 가벼운 탄화수소의 가공성을 개선하는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 경질 컷은 예를 들어 14.5 중량% 초과의 수소 함량을 목표로 할 수 있고, 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 14 중량% 초과의 수소 함량을 목표로 할 수 있다.
일부 구현예에서, 약 90℃내지 약 300℃범위의 하부 끓는점 및 약 400℃내지 약 600℃범위의 상부 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중간 컷은 약 11.5 중량% 내지 14.5 중량%의 수소 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 12 중량% 내지 13.5 중량%의 수소 함량을 가지는 중간 컷은 본원의 공정의 중간 컷 컨디셔닝 구역에서 비교적 적당한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 중간 컷은 예를 들어 약 12.5 중량% 내지 약 13.5 중량% 범위의 수소 함량을 목표로 할 수 있고, 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 예를 들어 약 13.0 중량% 내지 약 14.0 중량% 범위의 수소 함량을 목표로 할 수 있다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 약 13 중량% 미만의 수소 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 12.5 중량% 미만의 수소 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 12.0 중량% 미만의 수소 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 예를 들어 11 중량% 미만의 수소 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 약 12 중량% 미만의 수소 함량을 가지는 중질 컷은 본원 공정의 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 중질 컷은 예를 들어 약 10 중량% 내지 약 11 중량% 범위의 수소 함량을 목표로 할 수 있고, 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 예를 들어 약 11 중량% 내지 약 12 중량% 범위의 수소 함량을 목표로 할 수 있다.
질소 함량
일부 구현예에서, 경질 컷은 100 ppm 미만, 예를 들어 50 ppm 미만 또는 30 ppm 미만의 질소 함량을 가질 수 있다. 다른 실시예에서, 경질 컷은 25 ppm 미만의 질소 함량을 가질 수 있다. 또 다른 실시예에서, 경질 컷은 20 ppm 미만, 15 ppm 미만, 10 ppm 미만, 5 ppm 미만, 3 ppm 미만, 1 ppm 미만, 또는 심지어 0.5 ppm 미만의 질소 함량을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중간 컷은 1 ppm 초과 및 1000 ppm 미만, 예컨대 1, 5, 10, 50, 100, 250, 또는 500 ppm의 하한 내지 50, 100, 250, 500, 또는 1000 ppm의 상한의 질소 함량을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 10 ppm 초과, 예컨대 25 ppm 초과, 50 ppm 초과, 100 ppm 초과, 150 ppm 초과, 200 ppm 초과, 250 ppm 초과, 500 ppm 초과, 1000 ppm 초과, 1500 ppm 초과, 2000 ppm 초과, 또는 2500 ppm 초과의 질소 함량을 가질 수 있다.
따라서, 일부 구현예에서, 예를 들어 최대 약 300℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경질 컷은 0.01 중량%, 또는 100 ppm 미만의 질소 함량을 가질 수 있고; 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 250℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 0.001중량% 미만, 또는 10 ppm의 질소 함량을 가질 수 있고; 또 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 220℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 0.0001중량% 미만, 또는 1 ppm의 질소 함량을 가질 수 있다. 경질 컷이 약 160℃미만의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 일부 구현예에서, 경질 컷은 약 0.00003 중량%, 또는 0.3 ppm 미만의 질소 함량을 가질 수 있다. 질소 함량은 임의의 주어진 컷 온도에서 상이한 공급물에 대해 달라질 수 있지만, 예를 들어 약 100 ppm 미만, 10 ppm 미만 또는 1 ppm 미만과 같은 질소 함량은 중간 처리를 필요로 하지 않으면서 증기 열분해 유닛에서 더 가벼운 탄화수소의 전환율을 향상시키는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리되는 아랍 경질 원유에 대한 경질 컷은 예를 들어 1 ppm 미만의 질소 함량을 목표로 할 수 있고, 또한 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 1 ppm 미만의 질소 함량을 목표로 할 수도 있다.
일부 구현예에서, 약 90℃내지 약 300℃범위의 하부 끓는점 및 약 400℃내지 약 600℃범위의 상부 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중간 컷은, 예를 들어, 약 10 ppm 내지 250 ppm의 질소 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 20 내지 250 ppm의 질소 함량을 가지는 중간 컷은 본원의 공정의 중간 컷 컨디셔닝 구역에서 비교적 적당한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유의 중간 컷은 예를 들어 약 200 내지 약 300 ppm 범위의 질소 함량을 목표로 할 수 있고 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 예를 들어 약 100 내지 약 150 ppm 범위의 질소 함량을 목표로 할 수 있다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 약 0.001 중량%, 또는 10 ppm 초과의 질소 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 0.005 중량% 또는 50 ppm 초과의 질소 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 0.01 중량%, 또는 100 ppm 초과의 질소 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 예를 들어 2500 ppm 초과의 질소 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 약 100 ppm 초과의 질소 함량을 가지는 중질 컷은 본원 공정의 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 중질 컷은 예를 들어 약 2000 내지 약 3000 ppm 범위의 질소 함량을 목표로 할 수 있고 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 예를 들어 약 1000 내지 약 2000 범위의 질소 함량을 목표로 할 수 있다.
황 함량
일부 구현예에서, 경질 컷은 10000 ppm 미만, 예를 들어 5000 ppm 미만 또는 1000 ppm 미만의 황 함량을 가질 수 있다. 다른 실시예들에서, 경질 컷은 750 ppm 미만의 황 함량을 가질 수 있다. 또 다른 실시예에서, 경질 컷은 500 ppm 미만, 250 ppm 미만, 또는 심지어 100 ppm 미만의 황 함량을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중간 컷은 500 ppm 초과 및 10000 ppm 미만, 예컨대 500, 750, 1000, 1500, 2000, 2500, 또는 5000 ppm의 하한 내지 1000, 2000, 5000, 10000, 15000, 또는 20000 ppm의 상한의 황 함량을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 1000 ppm 초과, 예컨대 2500 ppm 초과, 5000 ppm 초과, 10000 ppm 초과, 15000 ppm 초과, 20000 ppm 초과, 25000 ppm 초과, 30000 ppm 초과, 35000 ppm 초과, 40000 ppm 초과, 45000 ppm 초과, 또는 50000 ppm 초과의 황 함량을 가질 수 있다.
따라서, 일부 구현예에서, 예를 들어 최대 약 300℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경질 컷은 1 중량%, 또는 10,000 ppm의 황 함량을 가질 수 있고; 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 250℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 0.5중량%, 또는 5,000 ppm 미만의 황 함량을 가질 수 있고; 또 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 220℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 0.1중량%, 또는 1,000 ppm 미만의 황 함량을 가질 수 있다. 경질 컷이 약 160℃미만의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 일부 구현예에서, 경질 컷은 약 750 ppm 미만 또는 500 ppm 미만의 황 함량을 가질 수 있다. 황 함량은 임의의 주어진 컷 온도에서 다양한 공급물에 대해 달라질 수 있지만, 예를 들어 약 600 ppm 미만과 같은 황 함량은 중간 처리를 필요로 하지 않으면서 증기 열분해 유닛에서 더 가벼운 탄화수소의 전환율을 향상시키는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 경질 컷은 예를 들어 750 ppm 미만의 황 함량을 목표로 할 수 있고, 또한 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 500 ppm 미만의 황 함량을 목표로 할 수 있다.
일부 구현예에서, 약 90℃내지 약 300℃범위의 하부 끓는점 및 약 400℃내지 약 600℃범위의 상부 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중간 컷은 예를 들어, 약 1000 ppm 내지 20000 ppm의 황 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 2000에서 15000 ppm 사이의 황 함량을 가지는 중간 컷은 본원의 공정의 중간 컷 컨디셔닝 구역에서 비교적 적당한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유의 중간 컷은 예를 들어 약 6000 내지 약 12000 ppm 범위의 황 함량을 목표로 할 수 있고, 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 예를 들어 약 5000 내지 약 10000 ppm 범위의 황 함량을 목표로 할 수 있다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 약 0.1 중량%, 또는 1,000 ppm 초과의 황 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 0.5 중량%, 또는 5,000 ppm 초과의 황 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 약 1 중량%, 또는 10,000 ppm 초과의 황 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 예를 들어 25000 ppm 초과의 황 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 황 함량이 약 10000 ppm을 초과하는 중질 컷은 본원의 공정의 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 중질 컷은 예를 들어 약 30000 내지 약 50000 ppm 범위의 황 함량을 목표로 할 수 있고, 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 예를 들어 약 20000 내지 약 30000 범위의 황 함량을 목표로 할 수 있다.
점도
일부 구현예에서, 경질 컷은 ASTM D445에 따라 40℃측정 10 cSt 미만의 점도를 가질 수 있다. 다른 실시예에서, 경질 컷은 40℃측정 5 cSt 미만의 점도를 가질 수 있다. 또 다른 실시예에서, 경질 컷은 40℃측정 1 cSt 미만의 점도를 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 ASTM D445에 따라서 100℃측정 10 cSt 초과, 예컨대 20 cSt 초과, 35 cSt 초과, 50 cSt 초과, 75 cSt 초과, 또는 100 cSt 초과의 점도를 가질 수 있다. 다양한 실시예에서, 중간 컷은 경질 컷과 중질 컷의 중간 점도를 가질 수 있다.
따라서, 일부 구현예에서, 예를 들어 최대 약 300℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경질 컷은 40℃측정 10 cSt 미만의 점도를 가질 수 있고; 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 250℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 40℃측정 5 cSt 미만의 점도를 가질 수 있고; 또 다른 구현예에서, 경질 컷이 최대 약 220℃의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우와 같이, 예를 들어, 경질 컷은 40℃측정 1 cSt 미만의 점도를 가질 수 있다. 경질 컷이 약 160℃미만의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 일부 구현예에서, 경질 컷은 40℃측정 0.75 cSt 미만의 점도를 가질 수 있다. 점도는 임의의 주어진 컷 온도에서 다양한 공급물에 대해 달라질 수 있지만, 예를 들어 10 cSt 미만과 같은 낮은 점도는 중간 처리를 필요로 하지 않으면서 증기 열분해 유닛에서 더 가벼운 탄화수소의 가공성을 향상시키는 것으로 밝혀졌다. 본원 구현예에 따라 처리된 아랍 경질 원유에 대한 경질 컷은 예를 들어 0.55 cSt 미만의 점도를 목표로 할 수 있고, 예를 들어 아랍 엑스트라 경질 원유에 대해 0.6 cSt 미만의 점도를 목표로 할 수 있다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 100℃측정 10 cSt 초과의 점도를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 100℃측정 50 cSt 초과의 점도를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 100℃측정 100cSt 초과의 점도를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 예를 들어 375 cSt 초과의 점도를 가질 수 있다. 예를 들어, 약 40 cSt 초과의 점도를 가지는 중질 컷은 본원의 공정 중 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다.
MCRT
일부 구현예에서, 경질 컷은 미량 또는 검출 불가능한 양의 마이크로카본 잔여물(MCRT)만을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중간 컷은 5 중량% 미만, 예를 들어 3 중량% 미만, 1 중량% 미만, 또는 0.5 중량% 미만의 MCRT를 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 0.5 중량% 초과, 예컨대 1 중량% 초과, 3 중량% 초과, 5 중량% 초과, 또는 10 중량% 초과의 MCRT를 가질 수 있다.
일부 구현예에서, 약 90℃내지 약 300℃범위의 하부 끓는점 및 약 400℃내지 약 600℃범위의 상부 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중간 컷은 약 0 중량%(미량 또는 측정 불가)와 1 중량% 사이의 MCRT를 가질 수 있다. 예를 들어 무시할 수 있는 MCRT를 가지는 중간 컷은 본원의 공정의 중간 컷 컨디셔닝 구역에서 비교적 적당한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 0.5 중량% 초과의 MCRT를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 1 중량% 초과의 MCRT를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 5 중량% 초과의 MCRT를 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 예를 들어 15 중량% 초과의 MCRT를 가질 수 있다. 예를 들어, 약 1 중량% 초과의 MCRT를 가지는 중질 컷은 본원의 공정 중 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다.
금속 함량
일부 구현예에서, 경질 컷은 미량 또는 검출 불가능한 양의 금속만을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중간 컷은 30 ppm 미만, 10 ppm 미만, 또는 1 ppm 미만과 같이 최대 50 ppm의 금속 함량을 가질 수 있다. 일부 구현예에서, 중질 컷은 1 ppm 초과, 예컨대 10 ppm 초과, 20 ppm 초과, 35 ppm 초과, 또는 50 ppm 초과의 금속 함량을 가질 수 있다.
일부 구현예에서, 약 90℃내지 약 300℃범위의 하부 끓는점 및 약 400℃내지 약 600℃ 범위의 상부 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중간 컷은 약 0 ppm(미량 또는 측정 불가) 내지 5 ppm, 예컨대 0 ppm 초과 내지 1 ppm의 금속 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 무시할 수 있는 금속 함량을 가지는 중간 컷은 본원의 공정의 중간 컷 컨디셔닝 구역에서 비교적 적당한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다.
다양한 구현예에서, 약 300℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 중질 컷은 1 ppm 초과의 금속 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 350℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 10 ppm 초과의 금속 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 400℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 경우, 중질 컷은 50 ppm 초과의 금속 함량을 가질 수 있다. 중질 컷이 약 490℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소를 포함하는 구현예에서, 중질 컷은 예를 들어 75 ppm 초과의 금속 함량을 가질 수 있다. 예를 들어, 약 10 ppm 초과의 금속 함량을 가지는 중질 컷은 본원의 공정 중 중질 컷 컨디셔닝 구역에서 보다 가혹한 수첨 분해 조건을 사용하여 증기 분해기 공급물로 전환될 수 있는 것으로 밝혀졌다.
실시예로서, 아랍 경질 원유 흐름은 초기 분리 단계;에서 분리되어 원하는 경질, 중간 및 중질 컷을 생성할 수 있다. 이론에 얽매이지 않고, 경질 컷은 36℃ 미만의 끓는점을 가지는 분획의 5% 및 160℃미만의 끓는점을 가지는 분획의 95%를 가지는 160℃분획일 수 있다(분획의 5%만이 160℃이상의 끓는점을 가진다). 경질 컷은 약 65.5도의 API 중력을 가질 수 있고, 약 5.2의 BMCI를 가질 수 있으며, 약 14.8 중량%(또는 148,000 ppm)의 수소 함량을 가질 수 있고, 0.00003 중량% 미만(또는 0.3 ppm)의 질소 함량을 가질 수 있으며, 약 0.0582 중량%(또는 582 ppm)의 황 함량을 가질 수 있고, 40℃에서 약 0.5353 센티스토크(cSt)의 점도를 가질 수 있으며, 미량의 MCRT 및 총 금속 함량만을 가질 수 있다. 중간 컷은 160℃내지 490℃분획일 수 있으며, 분획의 5%는 끓는점이 173℃ 미만이고 분획의 95%는 비점이 474℃ 미만이다(분획의 5%만이 474℃ 초과의 끓는점을 가진다). 중간 컷은 약 33.6도의 API 중력을 가질 수 있고, 약 25의 BMCI를 가질 수 있으며, 약 12.83 중량%(또는 128,300 ppm)의 수소 함량을 가질 수 있고, 0.0227 중량% 미만(또는 227 ppm)의 질소 함량을 가질 수 있으며, 약 0.937 중량%(또는 9,370 ppm)의 황 함량을 가질 수 있고, 100℃에서 약 1.58 센티스토크(cSt)의 점도를 가질 수 있으며, 0.03 중량%의 MCRT를 가질 수 있고, 미량의 총 금속 함량만을 가질 수 있다. 중질 컷은 490℃분획일 수 있으며, 5%의 분획은 490℃미만의 끓는점을 가지고 95%의 분획은 735℃미만의 끓는점을 가질 수 있다(분획의 5%만이 735℃초과의 끓는점을 가진다). 중질 컷은 약 8.2도의 API 중력을 가질 수 있고, 약 55의 BMCI를 가질 수 있으며, 약 10.41 중량%(또는 104,100 ppm)의 수소 함량을 가질 수 있고, 0.2638 중량% 미만(또는 2,368 ppm)의 질소 함량을 가질 수 있으며, 약 3.9668 중량%(또는 39,668 ppm)의 황 함량을 가질 수 있고, 100℃에서 약 394.3 센티스토크(cSt)의 점도를 가질 수 있으며, 17.22 중량%의 MCRT를 가질 수 있고, 79.04 ppm의 총 금속 함량을 가질 수 있다.
다른 실시예로서, 아랍 엑스트라 경질 원유 흐름은 원하는 경질 컷, 중간 컷 및 중질 컷을 생성하기 위해 초기 분리 단계;에서 분리될 수 있다. 이론에 얽매이지 않고, 경질 컷은 54℃ 미만의 끓는점을 가지는 분획의 5% 및 160℃미만의 끓는점을 가지는 분획의 95%를 가지는 160℃분획일 수 있다(분획의 5%만이 160℃초과의 끓는점을 가진다). 경질 컷은 약 62도의 API 중력을 가질 수 있고, 약 9.09의 BMCI를 가질 수 있으며, 약 14.53 중량%(또는 145,300 ppm)의 수소 함량을 가질 수 있고, 0.00003 중량% 미만(또는 0.3 ppm)의 질소 함량을 가질 수 있으며, 약 0.0472 중량%(또는 472 ppm)의 황 함량을 가질 수 있고, 40℃에서 약 0.58 센티스토크(cSt)의 점도를 가질 수 있으며, 미량의 MCRT 및 총 금속 함량만을 가질 수 있다. 중간 컷은 160℃내지 490℃분획일 수 있고, 5%의 분획은 169℃ 미만의 끓는점을 가지며, 95%의 분획은 456℃ 미만의 끓는점을 가질 수 있다(분획의 5%만이 474℃ 초과의 끓는점을 가진다). 중간 컷은 약 36.1도의 API 중력을 가질 수 있고, 약 21.22의 BMCI를 가질 수 있으며, 약 13.38 중량%(또는 133,800 ppm)의 수소 함량을 가질 수 있고, 0.01322 중량% 미만(또는 132.2 ppm)의 질소 함량을 가질 수 있으며, 약 0.9047 중량%(또는 9,047 ppm)의 황 함량을 가질 수 있고, 100℃에서 약 1.39 센티스토크(cSt)의 점도를 가질 수 있으며, 미량의 MCRT 및 총 금속 함량만을 가질 수 있다. 중질 컷은 490℃분획일 수 있으며, 분획의 5%는 끓는점이 455℃미만이고 분획의 95%는 끓는점이 735℃미만이다(분획의 5%만이 735℃초과의 끓는점을 가진다). 중질 컷은 약 15.1도의 API 중력을 가질 수 있고, 약 33.28의 BMCI를 가질 수 있으며, 약 11.45 중량%(또는 114,500 ppm)의 수소 함량을 가질 수 있고, 0.1599 중량% 미만(또는 1,599 ppm)의 질소 함량을 가질 수 있으며, 약 2.683 중량%(또는 26,830 ppm)의 황 함량을 가질 수 있고, 100℃에서 약 48.79 센티스토크(cSt)의 점도를 가질 수 있으며, 9.53 중량%의 MCRT를 가질 수 있고, 58.45 ppm의 총 금속 함량을 가질 수 있다.
다양한 특성이 아랍 경질 및 아랍 엑스트라 경질과 관련하여 설명되었지만, 전술한 것은 또한 다른 유형의 원유, 예컨대 탈염 오일, 농축물, 바이오제닉 오일, 합성 원유, 타이트 오일, 중질 탄화수소, 재구성된 원유, 및 역청 유래유에 적용가능하다.
본원 구현예는 상기 언급된 특성 중 하나 이상에 기초하여 다양한 컷 포인트 및 반응기 조건의 조정을 고려한다. 본원 구현예에 따른 방법은 사용될 석유 공급물을 분석할 수 있고, 이는 유입되는 공급물의 다양한 특성 중 하나 이상을 측정한다. 하나 이상의 특성을 기반으로, 컷 포인트, 촉매 유형(이동층 반응기의 경우), 압력, 온도, 공간 속도, 수소 공급 유량 및 기타 변수가 조정되어 반응기 구성을 보다 효과적이고 효율적으로 활용할 수 있고, 이로써 공급 원료의 최고의, 거의 최적 또는 최적의 컨디셔닝을 유지하고 원하는 증기 분해기 공급 원료에 대한 다양한 컷을 유지한다.
예를 들어, 중질 컷을 수용하는 비등층은 40,000 ppm 미만의 황 함량을 가지는 탄화수소의 양을 처리하는 능력을 가질 수 있다. 특정 490℃중질 컷의 황 함량이 40,000 ppm 초과인 경우, 비등층의 용량이 감소될 수 있다. 따라서, 황 함량이 40,000 ppm 미만이 되도록 중질 컷 포인트를 465℃로 낮출 수 있다. 또한, 특정 160℃℃중간 컷 분획이 예를 들어 14 중량% 초과의 수소 함량을 갖고, 질소, 황, MCRT 및 총 금속이 적절하게 낮으면, 경질 컷 분획은 전체 원유의 더 많은 부분을 증기 분해기로 직접 보내기 위해 확장될 수 있다(예를 들어, 160℃에서 190℃로). 대안적으로, 예를 들어 중간 컷이 수소에서 더 낮고/거나 황, 질소, MCRT 및/또는 총 금속이 적절하게 낮지 않은 경우, 경질 컷이 감소될 수 있고(예를 들어 160℃에서 130℃로), 이로써 추가 중간 컷이 고정 층 컨디셔닝 단계;에서 처리될 수 있도록 한다.
본원의 공정은 다양한 공급원료의 석유화학제품으로의 높은 전환율을 유지하기 위해 필요한 유연성을 제공한다. 탄화수소 성분의 유형, 황 함량, 질소 함량 등은 다양한 공급물 유형(아랍 엑스트라 경질 원유는 서부 텍사스 중질유와 매우 다름) 중에서 크게 다를 수 있고, 다양한 자원으로부터 공급물이 주어진 공장에서 주어진 일, 주, 월 또는 연도에 처리될 수 있음을 알고 있는 당업자는 다양한 공급원료로부터 석유화학제품을 유연하게 제조하는 본원의 공정의 이점을 인식할 것이다.
전술한 것처럼, 본원 구현예는 원유의 중질 분획을 포함하는 전체 원유를 고가의 석유화학제품으로 전환하는 데 사용될 수 있고, 수익성을 증가시키는 연료유 풀로 보내지는 양을 최소화할 수 있다. 연료유 풀은 또한 저황, IMO 2020 준수 연료유로 업그레이드되어 제품의 가치를 더욱 높일 수 있다.
본원 구현예는 초기에 광비점 범위의 탄화수소 공급원료를 경질, 중간, 및 중질 컷으로 분할할 수 있다. 다양한 컷으로 공급원료의 분할은 유리한 공정 조건, 반응기 크기, 및 전체 원유의 전체 또는 심지어 이의 중질 부분, 예를 들어 단일 200°+ 컷을 수소처리하거나 그렇지 않으면 컨디셔닝하도록 당업자에게 가르치는 흐름 체계에서 달성할 수 없는 기타 요인을 허용할 수 있다. 이들 각각의 분획 중의 탄화수소에 보다 적합한 반응 조건에서 별도의 중간 컷 및 중질 컷으로부터 증기 분해기 공급물을 제조하는 능력은 유리하게는 본원에 기재된 바와 같은 석유화학제품의 증진된 제조를 제공하고, 하기 이점 중 하나 이상을 제공한다: 중간 컷을 컨디셔닝하는 촉매 수명의 연장; 각각의 컷 각각에 대한 경제적인 반응기 크기; 중간 컷 컨디셔닝 및 증기 분해기의 가동 시간 매칭; 바람직한 조건에서 각각의 분획을 컨디셔닝하는 능력; 각각의 분획을 바람직하게 컨디셔닝하는 촉매를 조정하는 능력; 및 본원의 개시에 기초하여 당업자에 의해 용이하게 구상될 수 있는 다른 이점.
위에서 설명한 것처럼, 여기의 구현예는 다음 구현예 중 하나 이상과 관련될 수 있다.
구현예 1: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획, 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 단계;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계;
상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 2: 구현예 1의 공정에 있어서, 상기 저비점 분획은 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 130℃내지 약 200℃범위의 95% 끓는점 온도;
14 중량% 이상의 수소 함량;
5 미만의 BMCI;
40도 초과의 API 중력;
1000 ppm 미만의 황 함량;
10 ppm 미만의 질소 함량;
1 cSt 미만의 40℃측정 점도;
1 중량% 미만의 MCRT; 및
1 ppm 미만의 총 금속.
구현예 3: 구현예 1 또는 구현예 2의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획은 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 130℃내지 약 200℃범위의 5% 끓는점 온도;
약 400℃내지 약 600℃범위의 95% 끓는점 온도;
약 12 중량% 내지 약 14 중량% 범위의 수소 함량;
약 5 내지 50 미만 범위의 BMCI;
약 10도 내지 약 40도 범위의 API 중력;
약 1000 ppm 내지 약 10000 ppm 범위의 황 함량;
약 1 ppm 내지 약 100 ppm 범위의 질소 함량;
1 cSt 초과의 40℃측정 점도;
5 중량% 미만의 MCRT; 및
50 ppm 미만의 총 금속.
구현예 4: 구현예 1 내지 3 중 어느 하나의 공정에 있어서, 중질 끓음 분획은 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 400℃내지 약 600℃범위의 5% 끓는점 온도;
12 중량% 미만의 수소 함량;
50 초과의 BMCI;
10도 미만의 API 중력;
10000 ppm 초과의 황 함량;
100 ppm 초과의 질소 함량;
100 cSt 초과의 100℃측정 점도;
5 중량% 초과의 MCRT; 및
50 ppm 초과의 총 금속.
구현예 5: 구현예 1 내지 4 중 어느 하나의 공정에 있어서,
상기 잔사 수소화분해된 분획은 약 400℃내지 약 560℃범위의 95% 끓는점 온도를 가지는 것.
구현예 6: 구현예 1 내지 5 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획은 약 545℃초과의 5% 끓는점 온도를 가지는 것.
구현예 7: 구현예 1 내지 6 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 단계;는 상기 고비점 잔여물 분획 탄화수소의 적어도 일부를 더 가벼운 탄화수소로 전환하기에 충분한 조건에서 상기 고비점 잔여물 분획 및 열분해유를 압출물 또는 슬러리 촉매와 접촉시키는 단계;를 포함하는 것.
구현예 8: 구현예 1 내지 7 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 단계;는 565℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소의 70% 초과를 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 9: 구현예 1 내지 8 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하는 단계;는 공통 수첨 분해 유닛에서 상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고, 상기 공통 수첨 분해로부터의 유출물을 상기 수소화 분해 유닛에서 수소화분해하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 10: 구현예 1 내지 9 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화 분해하는 단계;는:
제 1 수첨 분해 유닛에서 상기 중비점 분획을 수첨 분해하는 단계;
제 2 수첨 분해 유닛에서 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계; 및
상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유닛으로부터의 유출물을 조합하고 상기 수소화분해 유닛에서 조합된 유출물을 수소화분해하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 11: 구현예 10의 공정에 있어서, 촉매가 상기 제 2 수첨 분해 유닛에서 교체되는 기간 동안 상기 제 1 수첨 분해 유닛에서 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;를 더 포함하는 것.
구현예 12: 구현예 1 내지 11 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 연료유 분획을 수소화탈황하여 초저황연료유를 제조하는 단계;를 더 포함하는 것.
구현예 13: 구현예 1 내지 12 중 어느 하나의 공정에 있어서, 총 석유화학제품 생산량은 상기 전체 원유 및 임의의 추가 공급물을 포함하는 전체 공급원료 공급 유량에 비해 생산된 올레핀 및 방향족 화합물의 총량을 기준으로 적어도 65 중량%인 것.
구현예 14: 구현예 1 내지 13 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하는 단계;는:
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 분리기에 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 제조하는 단계;
상기 경질 나프타 분획을 상기 증기 분해기 유닛에 공급하는 단계; 및
상기 중질 나프타 분획을 상기 방향족 컴플렉스에 공급하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 15: 구현예 1 내지 14 중 어느 하나의 공정에 있어서, 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 증기 분해기에 직접 공급하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 16: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획, 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 단계;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계;
상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 단계;
상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해 유출물을 제조하는 단계;
상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하고, 상기 혼합물을 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 17: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획, 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 단계;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계;
상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 단계;
상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해 유출물을 제조하는 단계;
상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하고, 상기 혼합물을 수소화분해하여 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 18: 구현예 17의 공정에 있어서, 상기 저비점 분획이 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 130℃내지 약 200℃범위의 95% 끓는점 온도;
14 중량% 이상의 수소 함량;
5 미만의 BMCI;
40도 초과의 API 중력;
1000 ppm 미만의 황 함량;
10 ppm 미만의 질소 함량;
1 cSt 미만의 40℃측정 점도;
1 중량% 미만의 MCRT; 및
1 ppm 미만의 총 금속.
구현예 19: 구현예 17 또는 구현예 18의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획이 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 130℃내지 약 200℃범위의 5% 끓는점 온도;
약 400℃내지 약 600℃범위의 95% 끓는점 온도;
약 12 중량% 내지 약 14 중량% 범위의 수소 함량;
약 5 내지 50 미만 범위의 BMCI;
약 10도 내지 약 40도 범위의 API 중력;
약 1000 ppm 내지 약 10000 ppm 범위의 황 함량;
약 1 ppm 내지 약 100 ppm 범위의 질소 함량;
1 cSt 초과의 40℃측정 점도;
5 중량% 미만의 MCRT; 및
50 ppm 미만의 총 금속.
구현예 20: 구현예 17 내지 19 중 어느 하나의 공정에 있어서, 중질 끓음 분획이 하기 성질 중 2개 이상을 가지는, 공정:
약 400℃내지 약 600℃범위의 5% 끓는점 온도;
12 중량% 미만의 수소 함량;
50 초과의 BMCI;
10도 미만의 API 중력;
10000 ppm 초과의 황 함량;
100 ppm 초과의 질소 함량;
100 cSt 초과의 100℃측정 점도;
5 중량% 초과의 MCRT; 및
50 ppm 초과의 총 금속.
구현예 21: 구현예 17 내지 20 중 어느 하나의 공정에 있어서,
상기 잔사 수소화분해된 분획은 약 400℃내지 약 560℃범위의 95% 끓는점 온도를 가지는 것.
구현예 22: 구현예 17 내지 21 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획은 약 545℃초과의 5% 끓는점 온도를 가지는 것
구현예 23: 구현예 17 내지 22 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 단계;는 상기 고비점 잔여물 분획 탄화수소의 적어도 일부를 더 가벼운 탄화수소로 전환하기에 충분한 조건에서 상기 고비점 잔여물 분획 및 상기 열분해유를 압출물 또는 슬러리 촉매와 접촉시키는 단계;를 포함하는 것.
구현예 24: 구현예 17 내지 23 중 어느 하나의 공정에 있어서, 565℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소의 70% 초과를 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 25: 구현예 17 내지 24 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획을 수첨 분해하고 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;는 공통의 수첨 분해 유닛에서 중비점 분획 및 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 26: 구현예 17 내지 25 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획을 수첨 분해하고 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;는:
제 1 수첨 분해 유닛에서 상기 중비점 분획을 수첨 분해하는 단계;
제 2 수첨 분해 유닛에서 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계; 및
상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유닛의 유출물을 조합하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 27: 구현예 26의 공정에 있어서, 촉매가 상기 제 2 수첨 분해 유닛에서 교체되는 기간 동안 상기 제 1 수첨 분해 유닛에서 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;를 더 포함하는 것.
구현예 28: 구현예 17 내지 27 중 어느 하나의 공정에 있어서, 연료유 분획을 수소화탈황하여 초저 황 연료유를 제조하는 단계;를 더 포함하는 것.
구현예 29: 구현예 17 내지 28 중 어느 하나의 공정에 있어서, 총 석유화학제품 생산량은 상기 전체 원유 및 임의의 추가 공급물을 포함하는 전체 공급원료 공급 유량에 비해 생산된 올레핀 및 방향족 화합물의 총량을 기준으로 적어도 65 중량%인 것.
구현예 30: 구현예 17 내지 29 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하는 단계;는:
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 분리기에 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 제조하는 단계;
상기 경질 나프타 분획을 상기 증기 분해기 유닛에 공급하는 단계; 및
상기 중질 나프타 분획을 상기 방향족 컴플렉스에 공급하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 31: 구현예 17 내지 30 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 상기 증기 분해기에 직접 공급하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 32: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은:
전체 원유를 적어도 제 1 분획, 제 2 분획, 및 제 3 분획으로 분리하는 단계;로서,
상기 제 1 분획은 20 미만의 BMCI 및 13 중량% 초과의 수소 함량을 가지며;
상기 제3 분획은 30 초과의 BMCI 및 13 중량% 미만의 수소 함량을 가지며; 그리고
상기 제 2 분획은 제1 및 제3 분획에 대한 각각의 값 중간에 있는 BMCI 및 수소 함량을 가지는 것인, 단계;
상기 제3 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계;
상기 제2 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 제 1 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 33: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획, 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 단계;
상기 고비점 잔여물 분획 및 중질 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계;
상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 분리하여 경질 분획 및 상기 중질 분획을 제조하는 단계;
상기 경질 분획 및 상기 저비점 분획을 분리기에 공급하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 회수하는 단계;
상기 경질 나프타 분획을 증기 분해기에 공급하여 상기 경질 나프타 분획을 에틸렌, 프로필렌, 및 부텐을 포함하는 석유화학제품으로 전환하는 단계; 및
상기 중질 나프타 분획을 방향족 컴플렉스에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 벤젠, 톨루엔, 및 자일렌을 포함하는 석유화학제품으로 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 34: 구현예 33의 공정에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획의 수소화분해 전에 슬러리 오일을 상기 고비점 잔여물 분획과 혼합하는 단계;를 더 포함하는 것.
구현예 35: 구현예 33 또는 34의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하기 전에 경질 사이클 오일을 상기 중비점 분획과 혼합하는 단계;를 더 포함하는 것.
구현예 36: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은:
제 1 분리 장치에서 전체 원유를 저비점 분획 및 나머지 분획으로 분리하는 단계;
제 2 분리 장치에서 상기 나머지 분획을 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 단계;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하는 단계;
상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 제 1 전환된 분획 및 제 1 중질 분획을 제조하는 단계;
상기 제 1 중질 분획을 수소화분해하여 제 2 수소화분해된 유출물을 형성하는 단계;
상기 제 2 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계;
상기 중비점 분획, 상기 제 1 전환된 분획, 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 수소처리된 유출물을 제조하는 단계;
상기 수소처리된 유출물을 분리하여 수소 및 황화수소, 사워 워터 흐름, 및 수소처리된 분획을 포함하는 경질 분획을 제조하는 단계;
상기 수소처리된 분획 및 열분해유 분획을 수소화분해하여 제 2 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계;
상기 제 2 수소화분해된 유출물을 분리하여 수소 및 수소화분해된 분획을 포함하는 경질 분획을 회수하는 단계;
상기 경질 분획 및 상기 수소화분해된 분획을 분리기에 공급하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 회수하는 단계;
상기 경질 나프타 분획을 증기 분해기에 공급하여 상기 경질 나프타 분획을 에틸렌, 프로필렌, 및 부텐을 포함하는 석유화학제품으로 전환하는 단계; 및
상기 중질 나프타 분획을 방향족 컴플렉스에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 벤젠, 톨루엔, 및 자일렌을 포함하는 석유화학제품으로 전환하는 단계;를 포함하는 것.
구현예 37: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 저비점 분획 또는 상기 제 1 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 90℃내지 약 300℃범위의 95% 끓는점 온도;
적어도 13 중량%의 수소 함량;
20 미만의 BMCI;
10도 초과의 API 중력;
1 중량% 미만의 황 함량;
10 ppm 미만의 질소 함량;
10 cSt 미만의 40℃측정 점도;
1 중량% 미만의 MCRT; 및
1 ppm 미만의 총 금속.
구현예 38, 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 저비점 분획 또는 상기 제1 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 110℃내지 약 250℃범위의 95% 끓는점 온도;
적어도 13.5 wt%의 수소 함량;
10 미만의 BMCI;
20도 초과의 API 중력;
5000 ppm 미만의 황 함량;
10 ppm 미만의 질소 함량;
5 cSt 미만의 40℃측정 점도;
1 중량% 미만의 MCRT; 및
1 ppm 미만의 총 금속.
구현예 39: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 저비점 분획 또는 상기 제 1 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 130℃내지 약 200℃범위의 95% 끓는점 온도;
14 중량% 이상의 수소 함량;
5 미만의 BMCI;
40도 초과의 API 중력;
1000 ppm 미만의 황 함량;
1 ppm 미만의 질소 함량;
1 cSt 미만의 40℃측정 점도;
1 중량% 미만의 MCRT; 및
1 ppm 미만의 총 금속.
구현예 40: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획 또는 상기 제 2 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 130℃내지 약 200℃범위의 5% 끓는점 온도;
약 400℃내지 약 600℃범위의 95% 끓는점 온도;
약 12 중량% 내지 약 14 중량% 범위의 수소 함량;
약 5 내지 50 미만 범위의 BMCI;
약 10도 내지 약 40도 범위의 API 중력;
약 1000 ppm 내지 약 10000 ppm 범위의 황 함량;
약 1 ppm 내지 약 100 ppm 범위의 질소 함량;
1 cSt 초과의 40℃측정 점도;
5 중량% 미만의 MCRT; 및
50 ppm 미만의 총 금속.
구현예 41: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획 또는 상기 제 2 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 110℃내지 약 250℃범위의 5% 끓는점 온도;
약 350℃내지 약 650℃범위의 95% 끓는점 온도;
약 12 중량% 내지 약 14 중량% 범위의 수소 함량;
약 5 내지 50 미만 범위의 BMCI;
약 10도 내지 약 40도 범위의 API 중력;
약 1000 ppm 내지 약 10000 ppm 범위의 황 함량;
약 1 ppm 내지 약 100 ppm 범위의 질소 함량;
1 cSt 초과의 40℃측정 점도;
5 중량% 미만의 MCRT; 및
50 ppm 미만의 총 금속.
구현예 42: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중비점 분획 또는 상기 제 2 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 90℃내지 약 300℃범위의 5% 끓는점 온도;
약 300℃내지 약 700℃범위의 95% 끓는점 온도;
약 12 중량% 내지 약 14 중량% 범위의 수소 함량;
약 5 내지 50 미만 범위의 BMCI;
약 10도 내지 약 40도 범위의 API 중력;
약 1000 ppm 내지 약 10000 ppm 범위의 황 함량;
약 1 ppm 내지 약 100 ppm 범위의 질소 함량;
1 cSt 초과의 40℃측정 점도;
5 중량% 미만의 MCRT; 및
50 ppm 미만의 총 금속.
구현예 43: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중질 끓음 분획 또는 상기 제 3 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 300℃내지 약 700℃범위의 5% 끓는점 온도;
13 중량% 미만의 수소 함량;
30 초과의 BMCI;
40도 미만의 API 중력;
1000 ppm 초과의 황 함량;
10 ppm 초과의 질소 함량;
10 cSt 초과의 100℃측정 점도;
0.5 중량% 초과의 MCRT; 및
1 ppm 초과의 총 금속.
구현예 44: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중질 끓음 분획 또는 상기 제3 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 350℃내지 약 650℃범위의 5% 끓는점 온도;
12.5 중량% 미만의 수소 함량;
40 초과의 BMCI;
20도 미만의 API 중력;
5000 ppm 초과의 황 함량;
50 ppm 초과의 질소 함량;
50 cSt 초과의 100℃측정 점도;
1 중량% 초과의 MCRT; 및
10 ppm 초과의 총 금속.
구현예 45: 구현예 1 내지 36 중 어느 하나의 공정에 있어서, 상기 중질 끓음 분획 또는 상기 제3 분획이 적절하게는 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것:
약 400℃내지 약 600℃범위의 5% 끓는점 온도;
12 중량% 미만의 수소 함량;
50 초과의 BMCI;
10도 미만의 API 중력;
10000 ppm 초과의 황 함량;
100 ppm 초과의 질소 함량;
100 cSt 초과의 100℃측정 점도;
5 중량% 초과의 MCRT; 및
50 ppm 초과의 총 금속.
구현예 46: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 분리 시스템;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하는 수소화분해 반응 구역, 및 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 분리 시스템;
상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해 및 수소화분해하여 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 반응 구역;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환시키는 증기 분해기 및 선택적으로 방향족 컴플렉스;를 포함하는 것.
구현예 47: 구현예 46의 시스템에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 수소화분해 반응 구역은 슬러리 반응기 또는 비등층 반응기를 포함하는 것.
구현예 48: 구현예 46 또는 47의 시스템에 있어서, 상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하는 반응 구역은 상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 공통 수첨 분해 유닛, 및 상기 공통 수첨 분해 유닛으로부터의 유출물을 수소화분해하는 수소화분해 반응기를 포함하는 것.
구현예 49: 구현예 46 내지 48 중 어느 하나의 시스템에 있어서, 중비점 분획 및 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하는 반응 구역은:
상기 중비점 분획을 수첨 분해하는 제 1 수첨 분해 유닛;
상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 제 2 수첨 분해 유닛; 및
상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유닛으로부터 유출물을 조합하는 혼합기를 포함하는 것.
구현예 50: 구현예 49의 시스템에 있어서, 촉매가 상기 제 2 수첨 분해 유닛에서 교체되고 있는 기간 동안 상기 잔사 수소화분해된 분획을 상기 제 1 수첨 분해 유닛으로 전환하는 흐름 전환기를 더 포함하는 것.
구현예 51: 구현예 46 내지 50 중 어느 하나의 시스템에 있어서, 상기 연료유 분획을 수소화탈황하여 초저황연료유를 제조하는 반응기를 더 포함하는 것.
구현예 52: 구현예 46 내지 51 중 어느 하나의 시스템에 있어서, 상기 시스템은:
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 제조하는 분리기;
상기 증기 분해기 유닛에 경질 나프타 분획을 공급하는 유선; 및
상기 중질 나프타 분획을 방향족 컴플렉스에 공급하는 유선을 포함하는 것.
구현예 53: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 분리 시스템;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하는 수소화분해기, 및 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 분리기;
상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 제 1 컨디셔닝 유닛;
상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해된 유출물을 제조하는 제 2 컨디셔닝 유닛;
상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하는 혼합기 및 상기 혼합물을 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 수소화분해기;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환시키는 유선을 포함하는 것.
구현예 54: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 분리 시스템;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 수소화분해기;
상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 제 1 컨디셔닝 반응기;
상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해 유출물을 제조하는 제 2 컨디셔닝 반응기;
상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하는 혼합기 및 상기 혼합물을 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 수소화분해기;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환시키는 하나 이상의 유선을 포함하는 것.
구현예 55: 구현예 54의 시스템에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 수소화분해기는 슬러리 반응기 또는 비등층 반응기를 포함하는 것.
구현예 56: 구현예 55의 시스템에 있어서, 촉매가 상기 제 2 수첨 분해 유닛에서 교체되고 있는 기간 동안 상기 잔사 수소화분해된 분획을 상기 제 1 수첨 분해 유닛으로 전환시키는 유선을 더 포함하는 것.
구현예 57: 구현예 54 내지 56 중 어느 하나의 시스템에 있어서, 연료유 분획을 수소화탈황하여 초저황연료유를 제조하는 반응기를 더 포함하는 것.
구현예 58: 구현예 54 내지 57 중 어느 하나의 시스템에 있어서, 상기 시스템은:
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 제조하는 분리기;
상기 증기 분해기 유닛에 상기 경질 나프타 분획을 공급하는 유선; 및
상기 중질 나프타 분획을 상기 방향족 컴플렉스에 공급하는 유선을 포함하는 것.
구현예 59: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은:
전체 원유를 적어도 제 1 분획, 제 2 분획 및 제 3 분획으로 분리하는 분리 시스템으로서,
상기 제 1 분획은 20 미만의 BMCI 및 13 중량% 초과의 수소 함량을 가지며;
상기 제 3 분획은 30 초과의 BMCI 및 13 중량% 미만의 수소 함량을 가지며; 그리고
상기 제 2 분획은 상기 제 1 및 제 3 분획에 대한 각각의 값 중간에 있는 BMCI 및 수소 함량을 가지는 것인, 분리 시스템;
상기 제 3 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하는 수소화분해기, 및 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 분리기;
상기 제 2 분획 및 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해 및 수소화분해하여 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 생성하는 컨디셔닝 구역;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 제 1 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환시키는 하나 이상의 유선을 포함하는 것.
구현예 60: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은:
전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 분리 시스템;
상기 고비점 잔여물 분획 및 중질 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 제조하는 수소화분해기, 및 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 분리기;
상기 중비점 분획 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하고 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 컨디셔닝 구역;
상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 분리하여 경질 분획 및 중질 분획을 제조하는 분리기;
상기 경질 분획 및 상기 저비점 분획을 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 회수하는 분리기;
상기 경질 나프타 분획을 에틸렌, 프로필렌, 및 부텐을 포함하는 석유화학제품으로 전환시키는 증기 분해기; 및
상기 중질 나프타를 벤젠, 톨루엔, 및 자일렌을 포함하는 석유화학제품으로 전환시키는 방향족 컴플렉스를 포함하는 것.
구현예 61: 구현예 60의 시스템에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 수소화분해기의 고비점 잔여물 분획 상류와 슬러리 오일을 혼합하는 혼합기를 더 포함하는 것.
구현예 62: 구현예 60 또는 구현예 61의 시스템에 있어서, 경질 사이클 오일을 상기 중비점 분획과 혼합하는 혼합기를 더 포함하는 것.
구현예 63: 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은:
제 1 분리 장치에서 전체 원유를 저비점 분획 및 나머지 분획으로 분리하는 분리 시스템;
제 2 분리 장치에서 나머지 분획을 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 분리 시스템;
상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하는 수소화분해기;
상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 제 1 전환된 분획 및 제 1 중질 분획을 제조하는 분리기;
상기 제1 중질 분획을 수소화분해하여 제 2 수소화분해된 유출물을 형성하는 수소화분해기;
상기 제 2 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 분리기;
상기 중비점 분획, 상기 제1 전환된 분획, 및 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 수소처리된 유출물을 제조하는 컨디셔닝 반응기;
상기 수소처리된 유출물을 분리하여 수소 및 황화수소, 신수 흐름, 및 수소처리된 분획을 포함하는 경질 분획을 제조하는 분리기;
상기 수소처리된 분획 및 열분해유 분획을 수소화분해하여 제 2 수소화분해된 유출물을 제조하는 수소화분해기;
상기 제2 수소화분해된 유출물을 분리하여 수소 및 수소화분해된 분획을 포함하는 경질 분획을 회수하는 분리기;
상기 경질 분획 및 상기 수소화분해된 분획을 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 회수하는 분리기;
상기 경질 나프타 분획을 에틸렌, 프로필렌, 및 부텐을 포함하는 석유화학제품으로 전환시키는 증기 분해기; 및
상기 중질 나프타 분획을 벤젠, 톨루엔, 및 자일렌을 포함하는 석유화학제품으로 전환시키는 방향족 컴플렉스를 포함하는 것.
구현예 64: 구현예 46 내지 63 중 어느 하나의 시스템에 있어서, 전체 원유를 분리하는 분리 시스템은:
상기 전체 원유를 가열하여 가열된 전체 원유를 제조하는 가열기;
상기 가열된 전체 원유를 분리하여 제 1 분획 및 나머지 분획을 회수하는 분리기;
상기 나머지 분획을 가열하여 가열된 나머지 분획을 제조하는 가열기;
상기 가열된 나머지 분획을 분리하여 수소와 제 2 분획을 포함하는 오버헤드 및 상기 제 3 분획을 포함하는 바닥을 제조하는 고온 수소 탈거장치를 포함하는 것.
구현예 65: 구현예 64의 시스템에 있어서, 상기 나머지 분획과 탑저 사이에서 열을 교환하는 열 교환기를 더 포함하는 것.
본 개시는 제한된 수의 구현예를 포함하지만, 본 개시의 이점을 가지는 당업자는 본 개시의 범위를 벗어나지 않는 다른 구현예가 고안될 수 있음을 이해할 것이다.

Claims (23)

  1. 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 공정으로서, 상기 공정은:
    전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획, 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 단계;
    상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 단계;
    상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 단계;
    상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해 유출물을 제조하는 단계;
    상기 제 1 및 제 2 수첨 분해된 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하고 혼합물을 수소화분해하여 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 단계;
    상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환하는 단계;를 포함하는, 공정.
  2. 제 1 항에 있어서, 상기 저비점 분획은 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것인, 공정:
    약 130℃내지 약 200℃범위의 95% 끓는점 온도;
    14 중량% 이상의 수소 함량;
    5 미만의 BMCI;
    40도 초과의 API 중력;
    1000 ppm 미만의 황 함량;
    10 ppm 미만의 질소 함량;
    1 cSt 미만의 40℃측정 점도;
    1 중량% 미만의 MCRT; 및
    1 ppm 미만의 총 금속.
  3. 제 1 항 또는 제 2 항에 있어서, 상기 중비점 분획은 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것인, 공정:
    약 130℃내지 약 200℃범위의 5% 끓는점 온도;
    약 400℃내지 약 600℃범위의 95% 끓는점 온도;
    약 12 중량% 내지 약 14 중량% 범위의 수소 함량;
    약 5 내지 50 미만 범위의 BMCI;
    약 10도 내지 약 40도 범위의 API 중력;
    약 1000 ppm 내지 약 10000 ppm 범위의 황 함량;
    약 1 ppm 내지 약 100 ppm 범위의 질소 함량;
    1 cSt 초과의 40℃측정 점도;
    5 중량% 미만의 MCRT; 및
    50 ppm 미만의 총 금속.
  4. 제 1 항 내지 제 3 항 중 어느 한 항에 있어서, 중질 끓음 분획은 하기 성질 중 2개 이상을 가지는 것인, 공정:
    약 400℃내지 약 600℃범위의 5% 끓는점 온도;
    12 중량% 미만의 수소 함량;
    50 초과의 BMCI;
    10도 미만의 API 중력;
    10000 ppm 초과의 황 함량;
    100 ppm 초과의 질소 함량;
    100 cSt 초과의 100℃측정 점도;
    5 중량% 초과의 MCRT; 및
    50 ppm 초과의 총 금속.
  5. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 잔사 수소화분해된 분획은 약 400℃내지 약 560℃범위의 95% 끓는점 온도를 가지는 것인, 공정.
  6. 제 1 항 내지 제 5 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획은 약 545℃초과의 5% 끓는점 온도를 가지는 것인, 공정.
  7. 제 1 항 내지 제 6 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 단계;는 상기 고비점 잔여물 분획 탄화수소의 적어도 일부를 더 가벼운 탄화수소로 전환하기에 충분한 조건에서 상기 고비점 잔여물 분획 및 상기 열분해유를 압출물 또는 슬러리 촉매와 접촉시키는 단계;를 포함하는 것인, 공정.
  8. 제 1 항 내지 제 7 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 단계;는 565℃초과의 끓는점을 가지는 탄화수소의 70% 초과를 전환하는 단계;를 포함하는 것인, 공정.
  9. 제 1 항 내지 제 8 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 중비점 분획을 수첨 분해하고 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;는 공통의 수첨 분해 유닛에서 중비점 분획 및 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;를 포함하는 것인, 공정.
  10. 제 1 항 내지 제 9 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 중비점 분획을 수첨 분해하고 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;는:
    제 1 수첨 분해 유닛에서 상기 중비점 분획을 수첨 분해하는 단계;
    제 2 수첨 분해 유닛에서 상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계; 및
    상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유닛의 유출물을 조합하는 단계;를 포함하는 것인, 공정.
  11. 제 10 항에 있어서, 촉매가 상기 제 2 수첨 분해 유닛에서 교체되는 기간 동안 상기 제 1 수첨 분해 유닛에서 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하는 단계;를 더 포함하는 것인, 공정.
  12. 제 1 항 내지 제 11 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료유 분획을 수소화탈황하여 초저황연료유를 제조하는 단계;를 더 포함하는, 공정.
  13. 제 1 항 내지 제 12 항 중 어느 한 항에 있어서, 총 석유화학제품 생산량은 상기 전체 원유 및 임의의 추가 공급물을 포함하는 전체 공급원료 공급 유량에 비해 생산된 올레핀 및 방향족 화합물의 총량을 기준으로 적어도 65 중량%인 것인, 공정.
  14. 제 1 항 내지 제 13 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하는 단계;는:
    상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 분리기에 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 제조하는 단계;
    상기 경질 나프타 분획을 상기 증기 분해기 유닛에 공급하는 단계; 및
    상기 중질 나프타 분획을 상기 방향족 컴플렉스에 공급하는 단계;를 포함하는 것인, 공정.
  15. 제 1 항 내지 제 14 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 상기 저비점 분획을 상기 증기 분해기에 직접 공급하는 단계;를 포함하는, 공정.
  16. 제 1 항에 있어서, 상기 전체 원유는 응축물이고, 상기 저비점 분획은 약 500℃내지 약 565℃범위의 95% 끓는점 온도를 가지는 것인, 공정.
  17. 전체 원유 및 기타 광비점 탄화수소 흐름을 전환하여 올레핀 및/또는 방향족 화합물을 제조하는 시스템으로서, 상기 시스템은:
    전체 원유를 적어도 저비점 분획, 중비점 분획 및 고비점 잔여물 분획으로 분리하는 분리 시스템;
    상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하여 수소화분해된 유출물을 형성하고, 상기 수소화분해된 유출물을 분리하여 잔사 수소화분해된 분획 및 연료유 분획을 제조하는 수소화분해기;
    상기 중비점 분획을 수첨 분해하여 제 1 수첨 분해 유출물을 형성하는 제 1 컨디셔닝 반응기;
    상기 잔사 수소화분해된 분획을 수첨 분해하여 제 2 수첨 분해 유출물을 제조하는 제 2 컨디셔닝 반응기;
    상기 제 1 및 제 2 수첨 분해 유출물을 혼합하여 혼합물을 형성하는 혼합기 및 상기 혼합물을 수소화분해하여, 수소처리되고 수소화분해된 유출물을 제조하는 수소화분해기;
    상기 수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 상기 증기 분해기 및 방향족 컴플렉스 중 적어도 하나에 공급하여 그 내부의 탄화수소를 석유화학제품 및 열분해유 및/또는 초저황연료유(ULSFO)로 전환시키는 하나 이상의 유선을 포함하는, 시스템.
  18. 제 17 항에 있어서, 상기 고비점 잔여물 분획을 수소화분해하는 수소화분해기는 슬러리 반응기 또는 비등층 반응기를 포함하는 것인, 시스템.
  19. 제 18 항에 있어서, 상기 촉매가 제 2 수첨 분해 유닛에서 교체되고 있는 기간 동안 잔사 수소화분해된 분획을 제 1 수첨 분해 유닛으로 전환시키는 유선을 더 포함하는, 시스템.
  20. 제 17 항 내지 제 19 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료유 분획을 수소화탈황하여 초저황연료유를 제조하는 반응기를 더 포함하는, 시스템.
  21. 제17항 내지 제20항 중 어느 한 항에 있어서,
    수소처리되고 수소화분해된 유출물 및 저비점 분획을 분리하여 경질 나프타 분획 및 중질 나프타 분획을 제조하는 분리기;
    상기 증기 분해기 유닛에 상기 경질 나프타 분획을 공급하는 유선; 및
    상기 방향족 컴플렉스에 상기 중질 나프타 분획을 공급하는 유선을 포함하는, 시스템.
  22. 제 17 항 내지 제 21 항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 전체 원유를 분리하는 분리 시스템은:
    전체 원유를 가열하여 가열된 전체 원유를 제조하는 가열기;
    가열된 전체 원유를 분리하여 제1 분획 및 나머지 분획을 회수하는 분리기;
    나머지 분획을 가열하여 가열된 나머지 분획을 제조하는 가열기;
    가열된 나머지 분획을 분리하여 수소와 제2 분획을 포함하는 오버헤드 및 제3 분획을 포함하는 바닥을 제조하는 고온 수소 탈거장치를 포함하는 것인, 시스템.
  23. 제 22 항에 있어서, 나머지 분획과 탑저 사이에서 열을 교환하는 열 교환기를 더 포함하는, 시스템.
KR1020217033145A 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 및 방향족 화합물 제조를 위한 구성 KR20220049487A (ko)

Applications Claiming Priority (11)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201962819247P 2019-03-15 2019-03-15
US201962819229P 2019-03-15 2019-03-15
US201962819282P 2019-03-15 2019-03-15
US201962819315P 2019-03-15 2019-03-15
US201962819270P 2019-03-15 2019-03-15
US62/819,270 2019-03-15
US62/819,315 2019-03-15
US62/819,229 2019-03-15
US62/819,247 2019-03-15
US62/819,282 2019-03-15
PCT/US2020/022798 WO2020190785A1 (en) 2019-03-15 2020-03-13 Configuration for olefins and aromatics production

Publications (1)

Publication Number Publication Date
KR20220049487A true KR20220049487A (ko) 2022-04-21

Family

ID=70155398

Family Applications (5)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020217033154A KR20220050085A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 증기 분해 전 희석 증기를 액상 탄화수소와 혼합하는 방법
KR1020217033157A KR20220049490A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 제조를 위한 구성
KR1020217033145A KR20220049487A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 및 방향족 화합물 제조를 위한 구성
KR1020217033148A KR20220049489A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 제조를 위한 구성
KR1020217033146A KR20220049488A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 제조를 위한 구성

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020217033154A KR20220050085A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 증기 분해 전 희석 증기를 액상 탄화수소와 혼합하는 방법
KR1020217033157A KR20220049490A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 제조를 위한 구성

Family Applications After (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020217033148A KR20220049489A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 제조를 위한 구성
KR1020217033146A KR20220049488A (ko) 2019-03-15 2020-03-13 올레핀 제조를 위한 구성

Country Status (7)

Country Link
US (14) US11407950B2 (ko)
EP (5) EP3938472A1 (ko)
KR (5) KR20220050085A (ko)
CN (4) CN114630884A (ko)
MY (1) MY196852A (ko)
TW (5) TW202039805A (ko)
WO (5) WO2020190786A1 (ko)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20220050085A (ko) * 2019-03-15 2022-04-22 루머스 테크놀로지 엘엘씨 증기 분해 전 희석 증기를 액상 탄화수소와 혼합하는 방법
US11859140B2 (en) 2022-02-02 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and hydrocracking with continuous hydrotreating catalyst regeneration
WO2024012999A1 (en) 2022-07-09 2024-01-18 Sabic Global Technologies B.V. Systems and processes for the production of olefinic products
WO2024013000A1 (en) 2022-07-09 2024-01-18 Sabic Global Technologies B.V. Systems and process for the production of hydrocarbon products from crude oil
WO2024012992A1 (en) 2022-07-09 2024-01-18 Sabic Global Technologies B.V. Systems and process for the production of hydrocarbon products
WO2024013001A1 (en) 2022-07-09 2024-01-18 Sabic Global Technologies B.V. Systems and process for the production of hydrocarbon products
WO2024030738A1 (en) * 2022-08-03 2024-02-08 Eastman Chemical Company Recycled content paraxlene from recycled content pyrolysis effluent
WO2024030739A1 (en) * 2022-08-03 2024-02-08 Eastman Chemical Company Recycled content paraxylene from recycled content pyrolysis vapor
US20240059984A1 (en) * 2022-08-19 2024-02-22 Uop Llc Processes and apparatuses for heating a hydrocarbon feed stream for a reactor
US20240124374A1 (en) * 2022-10-17 2024-04-18 Lummus Technology Llc Process for conversion of very light, sweet crude oil to chemicals
US11802250B1 (en) 2022-11-10 2023-10-31 Chevron Phillips Chemical Company Lp Systems and processes for processing pyrolysis oil

Family Cites Families (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3240685A (en) * 1962-02-23 1966-03-15 Ibm Method and device for selective anodization
US3240695A (en) * 1963-12-09 1966-03-15 Exxon Research Engineering Co Process for refining petroleum fractions
US3617493A (en) 1970-01-12 1971-11-02 Exxon Research Engineering Co Process for steam cracking crude oil
JPS5216975B1 (ko) 1970-05-30 1977-05-12
US3730879A (en) 1970-11-19 1973-05-01 Gulf Research Development Co Two-bed catalyst arrangement for hydrodesulrurization of crude oil
US3876523A (en) 1973-08-29 1975-04-08 Mobil Oil Corp Catalyst for residua demetalation and desulfurization
US4016067A (en) 1975-02-21 1977-04-05 Mobil Oil Corporation Process for demetalation and desulfurization of petroleum oils
US4133777A (en) 1977-06-28 1979-01-09 Gulf Research & Development Company Hydrodesulfurization catalyst
US4153539A (en) 1978-01-03 1979-05-08 The Standard Oil Company Process for preparing improved amphora aggregates
US4498629A (en) 1982-05-26 1985-02-12 Shell Oil Company Apparatus for vaporization of a heavy hydrocarbon feedstock with steam
US5215649A (en) * 1990-05-02 1993-06-01 Exxon Chemical Patents Inc. Method for upgrading steam cracker tars
US5115649A (en) * 1991-06-10 1992-05-26 Ambar Diamonds, Inc. Invisible setting for round diamonds
US5358627A (en) * 1992-01-31 1994-10-25 Union Oil Company Of California Hydroprocessing for producing lubricating oil base stocks
US5603824A (en) 1994-08-03 1997-02-18 Mobil Oil Corporation Hydrocarbon upgrading process
NO961511D0 (no) 1996-04-17 1996-04-17 Bones Oyvind Rensemetode for forurenset masse
CA2292915C (en) * 1997-06-05 2001-08-21 Atf Resources, Inc. Method and apparatus for removing and suppressing coke formation during pyrolysis
RU2131909C1 (ru) 1998-07-01 1999-06-20 Открытое акционерное общество "Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод" Способ получения экологически чистого высокооктанового бензина
US6632351B1 (en) 2000-03-08 2003-10-14 Shell Oil Company Thermal cracking of crude oil and crude oil fractions containing pitch in an ethylene furnace
MY134898A (en) 2002-01-25 2007-12-31 Sheel Internationale Res Mij B V Method for the preparation of lower olefines by steam cracking
US7097758B2 (en) 2002-07-03 2006-08-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Converting mist flow to annular flow in thermal cracking application
WO2004005432A1 (en) * 2002-07-03 2004-01-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for cracking hydrocarbon feed with water substitution
EP1572839B1 (en) * 2002-12-20 2006-06-21 ENI S.p.A. Process for the conversion of heavy feedstocks such as heavy crude oils and distillation residues
US7481871B2 (en) * 2004-12-10 2009-01-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vapor/liquid separation apparatus
US7947860B2 (en) 2006-09-28 2011-05-24 Uop Llc Dividing wall separation in light olefin hydrocarbon processing
BRPI0720228B1 (pt) 2006-12-11 2018-11-13 Shell Int Research método de aquecimento e separação de líquido e vapor de uma matéria-prima de hidrocarboneto
US20090050530A1 (en) * 2007-08-21 2009-02-26 Spicer David B Process and Apparatus for Steam Cracking Hydrocarbon Feedstocks
JP5802259B2 (ja) 2010-03-31 2015-10-28 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 炭化水素ガス処理
US8911694B2 (en) * 2010-09-30 2014-12-16 Uop Llc Two-stage hydroprocessing apparatus with common fractionation
CN102465044B (zh) 2010-11-15 2014-05-07 周向进 一种联合生产低辛烷值汽油和高辛烷值汽油的方法
US9868680B2 (en) * 2011-01-19 2018-01-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and apparatus for converting hydrocarbons into olefins
US9169443B2 (en) * 2011-04-20 2015-10-27 Expander Energy Inc. Process for heavy oil and bitumen upgrading
CA2781192C (en) * 2011-06-30 2020-07-21 Nexen Inc. Systems and methods for catalytic steam cracking of non-asphaltene containing heavy hydrocarbons
US9200211B2 (en) * 2012-01-17 2015-12-01 Meg Energy Corp. Low complexity, high yield conversion of heavy hydrocarbons
SG11201404387QA (en) 2012-01-27 2014-10-30 Saudi Arabian Oil Co Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including residual bypass for direct processing of a crude oil
US9074146B2 (en) * 2012-03-29 2015-07-07 Uop Llc Process and apparatus for producing diesel from a hydrocarbon stream
SG2013080239A (en) 2012-10-29 2014-05-29 China Petroleum & Chemical Steam cracking process
CN103937545A (zh) 2013-01-22 2014-07-23 中国石油化工股份有限公司 一种从劣质原料油制取高辛烷值汽油和丙烯的方法
US20140221709A1 (en) * 2013-02-04 2014-08-07 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and solvent deasphalting
CN104031679B (zh) 2013-03-05 2016-05-25 中国石油化工股份有限公司 一种由石脑油生产烯烃和芳烃的方法
US9266730B2 (en) * 2013-03-13 2016-02-23 Expander Energy Inc. Partial upgrading process for heavy oil and bitumen
RU2528986C1 (ru) 2013-05-30 2014-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Компания КАТАХИМ" Способ получения ультранизкосернистых дизельных фракций
US8999256B2 (en) * 2013-06-20 2015-04-07 Uop Llc Process and apparatus for producing diesel from a hydrocarbon stream
ES2721634T3 (es) * 2013-07-02 2019-08-02 Saudi Basic Ind Corp Método de producción de compuestos aromáticos y olefinas ligeras a partir de una materia prima hidrocarbonada
EP3017024B1 (en) * 2013-07-02 2017-12-27 Saudi Basic Industries Corporation Process for upgrading refinery heavy residues to petrochemicals
US9303220B2 (en) * 2013-08-30 2016-04-05 Uop Llc Process and apparatus for producing diesel with high cetane
JP6415588B2 (ja) * 2014-02-25 2018-10-31 サウジ ベーシック インダストリーズ コーポレイションＳａｕｄｉ Ｂａｓｉｃ Ｉｎｄｕｓｔｒｉｅｓ Ｃｏｒｐｏｒａｉｔｏｎ 高沸点炭化水素供給原料をより軽沸点の炭化水素生成物に転換する方法
US10017702B2 (en) 2014-10-07 2018-07-10 Lummus Technology Inc. Thermal cracking of crudes and heavy feeds to produce olefins in pyrolysis reactor
US10563141B2 (en) * 2016-05-13 2020-02-18 Saudi Arabian Oil Company Conversion of crude oil to petrochemicals
EP3529336A4 (en) * 2016-10-18 2020-04-15 Mawetal LLC FUEL COMPOSITIONS OF LIGHT-TIGHT OILS AND FUEL OILS WITH A HIGH SULFUR CONTENT
US10472579B2 (en) * 2016-11-21 2019-11-12 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrocracking and steam cracking
US10407630B2 (en) * 2016-11-21 2019-09-10 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating solvent deasphalting of vacuum residue
US11066611B2 (en) * 2016-11-21 2021-07-20 Saudi Arabian Oil Company System for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrotreating and steam cracking
US10472580B2 (en) * 2016-11-21 2019-11-12 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating steam cracking and conversion of naphtha into chemical rich reformate
US10487275B2 (en) * 2016-11-21 2019-11-26 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum residue conditioning and base oil production
US20180142167A1 (en) * 2016-11-21 2018-05-24 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to chemicals and fuel products integrating steam cracking and fluid catalytic cracking
US10870807B2 (en) * 2016-11-21 2020-12-22 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating steam cracking, fluid catalytic cracking, and conversion of naphtha into chemical rich reformate
SG11201907036UA (en) * 2017-02-02 2019-08-27 Sabic Global Technologies Bv A process for the preparation of a feedstock for a hydroprocessing unit and an integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
US11168271B2 (en) * 2017-02-02 2021-11-09 Sabic Global Technologies B.V. Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
RU2673545C2 (ru) 2017-04-21 2018-11-28 Борис Иванович Бахтин Способ и установка термического крекинга тяжелых нефтепродуктов в метастабильном состоянии
US10793792B2 (en) * 2017-05-15 2020-10-06 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for the conversion of heavy oils to petrochemical products
US10894924B2 (en) * 2017-07-14 2021-01-19 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Multi-stage upgrading of hydrocarbon pyrolysis tar using recycled interstage product
BR112019022726B1 (pt) 2017-07-18 2022-12-20 Lummus Technology Llc Processo integrado de pirólise e hidrocraqueamento para converter uma mistura de hidrocarbonetos para produzir olefinas, assim como sistema para produzir olefinas e/ou dienos
KR20220050085A (ko) * 2019-03-15 2022-04-22 루머스 테크놀로지 엘엘씨 증기 분해 전 희석 증기를 액상 탄화수소와 혼합하는 방법
KR20210149140A (ko) * 2019-04-05 2021-12-08 루머스 테크놀로지 엘엘씨 수소 첨가 및 탄소 제거의 혼합을 이용하여 원유 및 응축물을 화학물질로 변환하는 공정
FR3098522B1 (fr) * 2019-07-10 2021-07-09 Axens Procédé de conversion d’une charge contenant de l’huile de pyrolyse
US20210130717A1 (en) * 2019-10-30 2021-05-06 Saudi Arabian Oil Company System and process for steam cracking and pfo treatment integrating selective hydrogenation, selective hydrocracking and naphtha reforming
WO2021118741A1 (en) * 2019-12-11 2021-06-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for converting a hydrocarbon-containing feed
US11142709B2 (en) * 2020-02-11 2021-10-12 Saudi Arabian Oil Company Processes and systems for petrochemical production integrating deep hydrogenation of middle distillates from gas oil hydroprocessing
US20230024175A1 (en) * 2021-07-16 2023-01-26 Uop Llc Process for saturating aromatics in a pyrolysis stream
US11708537B2 (en) * 2021-10-12 2023-07-25 Uop Llc Integrated process for the conversion of crude to olefins

Also Published As

Publication number Publication date
US11697778B2 (en) 2023-07-11
CN114616311A (zh) 2022-06-10
US20200291305A1 (en) 2020-09-17
US11976245B2 (en) 2024-05-07
US20200291310A1 (en) 2020-09-17
WO2020190784A1 (en) 2020-09-24
US20220348833A1 (en) 2022-11-03
WO2020190787A1 (en) 2020-09-24
US20220325193A1 (en) 2022-10-13
US11959032B2 (en) 2024-04-16
US20210363441A1 (en) 2021-11-25
US11180706B2 (en) 2021-11-23
TW202039805A (zh) 2020-11-01
MY196852A (en) 2023-05-04
EP3938474A1 (en) 2022-01-19
US20200291312A1 (en) 2020-09-17
CN114641559A (zh) 2022-06-17
US11840673B2 (en) 2023-12-12
WO2020190786A1 (en) 2020-09-24
US20220056353A1 (en) 2022-02-24
US11760947B2 (en) 2023-09-19
EP3938475A1 (en) 2022-01-19
WO2020190777A1 (en) 2020-09-24
EP3938472A1 (en) 2022-01-19
KR20220049490A (ko) 2022-04-21
US20200291309A1 (en) 2020-09-17
US11084993B2 (en) 2021-08-10
US11407950B2 (en) 2022-08-09
US20220333025A1 (en) 2022-10-20
TW202045701A (zh) 2020-12-16
US20220348834A1 (en) 2022-11-03
US20220056354A1 (en) 2022-02-24
EP3938338A1 (en) 2022-01-19
EP3938471A1 (en) 2022-01-19
CN114728866A (zh) 2022-07-08
US11753595B2 (en) 2023-09-12
TW202104565A (zh) 2021-02-01
TW202104563A (zh) 2021-02-01
KR20220050085A (ko) 2022-04-22
KR20220049489A (ko) 2022-04-21
US11788020B2 (en) 2023-10-17
US11365361B2 (en) 2022-06-21
KR20220049488A (ko) 2022-04-21
US20220315848A1 (en) 2022-10-06
CN114630884A (zh) 2022-06-14
US20200291311A1 (en) 2020-09-17
TW202045702A (zh) 2020-12-16
US11390817B2 (en) 2022-07-19
US20230340342A1 (en) 2023-10-26
WO2020190785A1 (en) 2020-09-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11788020B2 (en) Configuration for olefins and aromatics production
US20210017463A1 (en) Integrated pyrolysis and hydrocracking units for crude oil to chemicals
US20230053229A1 (en) Process for conversion of crudes and condensates to chemicals utilizing a mix of hydrogen addition and carbon rejection
RU2799453C2 (ru) Конфигурация производства олефинов и ароматических соединений
RU2793939C1 (ru) Конфигурация производства олефинов
RU2815696C2 (ru) Конфигурация производства олефинов
RU2799007C2 (ru) Конфигурация производства олефинов

Legal Events

Date Code Title Description
E902 Notification of reason for refusal