KR20240004511A - 재순환 가스 순도가 증가되는 하이드로프로세싱 - Google Patents
재순환 가스 순도가 증가되는 하이드로프로세싱 Download PDFInfo
- Publication number
- KR20240004511A KR20240004511A KR1020237039043A KR20237039043A KR20240004511A KR 20240004511 A KR20240004511 A KR 20240004511A KR 1020237039043 A KR1020237039043 A KR 1020237039043A KR 20237039043 A KR20237039043 A KR 20237039043A KR 20240004511 A KR20240004511 A KR 20240004511A
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- stream
- methane
- liquid
- phase
- hydroprocessed
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 274
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 147
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 137
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 136
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 135
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 127
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 115
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 97
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 91
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 90
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 74
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 57
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 51
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 44
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 44
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 30
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 15
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 15
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 21
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 28
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 27
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 17
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 15
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 13
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000010953 base metal Substances 0.000 description 6
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 6
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006114 decarboxylation reaction Methods 0.000 description 4
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 4
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Chemical class 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Chemical class 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 3
- 239000010970 precious metal Substances 0.000 description 3
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 3
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000010796 biological waste Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 238000007327 hydrogenolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005987 sulfurization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- HIVLDXAAFGCOFU-UHFFFAOYSA-N ammonium hydrosulfide Chemical compound [NH4+].[SH-] HIVLDXAAFGCOFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006324 decarbonylation Effects 0.000 description 1
- 238000006606 decarbonylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010791 domestic waste Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003863 metallic catalyst Substances 0.000 description 1
- CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N molybdenum disulfide Chemical compound S=[Mo]=S CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 naphtha Chemical class 0.000 description 1
- 238000005121 nitriding Methods 0.000 description 1
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 description 1
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
- C10G5/04—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas with liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0036—Flash degasification
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
-
- 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
- C10G21/28—Recovery of used solvent
-
- 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
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
- C10G3/42—Catalytic treatment
-
- 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
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
- C10G3/50—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors or hydrogen generating compounds
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
- B01D2257/702—Hydrocarbons
- B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
- B01D2257/7025—Methane
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1418—Recovery of products
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
본 발명은 함산소물 부화 공급원료를 탄화수소로 전환하기 위한 방법, 공정 플랜트 및 장비에 관한 것으로서, 이것은 상기 공급원료를 재순환 가스 스트림과 함께 하이드로프로세싱 단계로 보내서 적어도 수소, 메탄 및 탄화수소를 포함하는 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림을 제공하는 단계, 주위 온도에서 액체인 메탄 희박 탄화수소 스트림을 (i) 메탄을 포함하는 상기 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림 또는 (ii) 상분리에 의해 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림으로부터 유도된 가스상 스트림인 메탄 도너 스트림과 조합하여 다중상 조합 스트림을 제공하는 단계, 상기 다중상 조합 스트림을 적어도 상기 하이드로프로세싱된 공정 스트림에 포함된 수소의 대부분을 포함하는 수소 부화 가스 스트림과 흡수된 메탄을 포함하는 부화 액체 탄화수소 스트림으로 분리하는 단계, 플래싱 공정 또는 스트리핑 공정에 의해 상기 부화 액체 탄화수소 스트림으로부터 일정량의 메탄을 탈착하는 탈착 단계에서, 메탄 부화 가스상 및 액체 생성물 탄화수소 스트림이 제공되는 단계를 포함하며, 여기서 메탄 부화 가스상은 메탄 도너 스트림의 가스상보다 높은 메탄 농도를 가진다. 이러한 과정의 관련된 이익은 재순환 가스 스트림에서 메탄의 양을 감소시키는데 효과적이라는 것이며, 이것은 별도의 스트림으로 메탄의 방출을 촉진함으로써 수소의 증가된 부분 압력을 가능하게 한다.
Description
본 발명은 수소와 메탄의 분리 과정에 관한 것이며, 특히 수소의 퍼지를 최소화하면서 하이드로프로세싱 재순환 가스 중 수소를 고 순도로 효과적으로 유지하는 것과 관련된다.
수소 생산을 위한 하이드로프로세싱에서 수소는 상당한 양으로 소비되는 시약이다. 많은 공정에서 수소는 과량으로 존재한다는 것이 중요하다. 비용 효과적인 공정을 보장하기 위해 수소 가스는 전형적으로 이러한 공정들에서 재순환된다. 추가의 측면은 수소 부분 압력이 하이드로프로세싱 반응의 속도와 평형을 결정하는 핵심 요인이라는 사실이다.
그러나, 많은 하이드로프로세싱 공정에서는 메탄, 프로판, 물 및 CO2와 같은 다른 가스들도 생성되며, 가스상 중 이들의 존재는 일정한 전체 압력에 대해 수소 부분 압력을 저하시킬 것이다.
구체적으로, 재생가능 공급원료와 같은 함산소물(oxygenates)의 하이드로프로세싱에서는 CO2가 생성되며, 아민 세척에 의해 CO2를 제거하는 것이 중요한데, 이 경우 재순환 가스로부터 H2S가 또한 제거되며, 이것은 황화 비금속 촉매의 활성화를 유지하기 위해 H2S를 첨가할 필요성을 야기한다.
우리는 본 발명에서 재순환 가스의 순도를 개선하기 위한 보다 효과적인 방식이 메탄을 제거하는 것임을 확인했다. 그 이유는 생성된 CO2가 CO와 평형 상태에 있기 때문이다. 다량의 수소의 존재하에 CO와 H2는 반응하여 메탄을 형성할 수 있다.
메탄과 수소의 비등점은 -162℃ 및 -253℃이며, 따라서 극저온 방법에 의해 수소로부터 메탄을 분리하는 것이 가능한데, 이것은 비용은 많이 들지만 여러 분야에서 바람직한 방법이었다.
이제 우리는 수소 부화 재순환 가스의 순도를 현저히 증가시킬 수 있는 비용 효과적인 과정을 확인했으며, 이것은 하이드로프로세싱된 생성물 스트림의 가스상으로부터 적당량의 메탄을 연속적으로 회수하는 것에 의한다. 이것은 가스상이 메탄 가용성인 탄화수소 스트림과 접촉하도록 함으로써 행해진다.
이후, 달리 나타내지 않는다면 수소는 가스상 분자 이수소를 의미하기 위해 사용된다.
이후, 탄화수소성 공급원료는 수소와 탄소를 포함하는 분자들로 부화된 공급원료를 의미하기 위해 사용되며, 산소, 황 및 질소와 같은 다른 원소들(헤테로원자)도 포함할 수 있다.
이후, 하이드로프로세싱 공정은 촉매 활성 물질과 수소의 존재하에 탄화수소성 공급원료 또는 중간 생성물을 반응시키는 임의의 공정을 의미하기 위해 사용된다.
이후, 수소처리 공정은 촉매 활성 물질과 수소의 존재하에 탄화수소성 공급원료 또는 중간 생성물을 처리하는 임의의 공정을 의미하기 위해 사용되며, 여기서 목표로 하는 지배적 반응은 기존의 탄화수소 구조에 수소를 첨가하여 일어나는 전환이며, 전형적으로 동시에 황, 산소 또는 질소와 같은 헤테로원자들이 제거되거나 올레핀 결합이 포화된다. 수소처리는 일부 탄화수소들의 구조를 재배열하는 효과를 가질 수 있지만, 이것이 수소처리의 주요 목적이나 효과는 아니다.
이후, Cn 탄화수소(n은 정수이다)는 n개의 탄소 원자를 포함하는 임의의 탄화수소 및/또는 함산소물 분자를 의미하기 위해 사용되며, 상응하여 Cn+는 n개 이상의 탄소 원자를 의미하기 위해 사용된다. 예로서, C3은 프로판 및 다른 C3HxOy 분자들을 나타내고, C3+은 프로판, 부탄 및 3개 이상의 탄소 원자를 갖는 모든 다른 탄화수소 및 함산소물을 나타낸다.
이후, 분리 수단은 "고압 분리기" 또는 "고압 스트리퍼"와 같은 "고압 분리 수단"을 말할 수 있다. 당업계의 관행에 따라서, 이것은 주위 압력보다 공정 압력에 더 가까운 압력에서 작동하는 장치로서 이해되어야 한다. 이와 관련하여, 유사한 "저압"은 공정 압력보다 주위 압력에 더 가까운 것으로서 이해되어야 한다.
본 발명의 광범위한 양태는 함산소물 부화 공급원료를 탄화수소의 액체 생성물 스트림으로 전환하는 과정에 관한 것이며, 이것은 상기 공급원료를 재순환 가스 스트림과 함께 하이드로프로세싱 단계로 보내서 적어도 수소, 메탄 및 탄화수소를 포함하는 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림을 제공하는 단계, 주위 온도 및 압력에서 액체인 메탄 희박 탄화수소 스트림을 (i) 상기 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림 또는 (ii) 상분리에 의해 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림으로부터 유도된 가스상 하이드로프로세싱된 스트림인 메탄 도너 스트림과 조합하여 다중상 조합 스트림을 제공하는 단계, 상기 다중상 조합 스트림을 적어도 상기 하이드로프로세싱된 공정 스트림에 포함된 수소의 대부분을 포함하는 수소 부화 가스 스트림과 흡수된 메탄을 포함하는 부화 액체 탄화수소 스트림으로 분리하는 단계, 플래싱 공정 또는 스트리핑 공정에 의해 상기 부화 액체 탄화수소 스트림으로부터 일정량의 메탄을 탈착하는 탈착 단계에서, 일정량의 메탄을 가스상으로 전달하여 메탄 부화 가스상 스트림을 제공하고, 탄화수소의 액체 생성물 스트림을 제공하는 단계를 포함한다. 메탄의 전달은 메탄 도너 스트림의 가스상보다 높은 메탄 농도를 갖는 메탄 부화 가스상으로 또는 다른 스트림으로 전달될 수 있다. 액체 탄화수소 스트림을 부화 액체 탄화수소 스트림과 비교하여 메탄을 흡수하는 증가된 용량을 가질 것이다. 이러한 과정의 관련된 이익은 재순환 가스 스트림 중 메탄의 양을 감소시키는데 효과적이라는 것이며, 이것은 별도의 스트림으로 메탄의 방출을 촉진함으로써 수소의 부분 압력을 증가시킬 수 있다. 증가된 수소 부분 압력은 하이드로프로세싱 반응에 유익하며, 수소 부분 압력이 증가함에 따라 선택성 및 반응 속도를 증가시킬 수 있다. 메탄을 용해하는 액체 탄화수소 스트림의 용량은 스트림의 성질, 메탄의 양 및 그 안에 함유된 다른 가스들 그리고 압력 및 온도와 같은 물리적 조건에 의해 결정될 것이다. 상기 과정은 메탄을 포함하는 하이드로프로세싱된 공정 스트림을 메탄 희박 탄화수소 스트림과 접촉시키고, 하나 이상의 중간 스트림을 수소 부화 가스 스트림과 메탄 부화 가스 스트림 및 액체 탄화수소 스트림을 포함하는 가스상과 액체상으로 분리함으로써 메탄 희박 탄화수소 스트림에 메탄을 흡수하기 위한 용량을 제공하는 것을 포함한다.
추가 실시형태에서, 상기 메탄 희박 탄화수소 스트림은 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림과 조합됨으로써 다중상 조합 스트림을 제공하고, 이후 다중상 조합 스트림을 냉각 및 상분리함으로써 상기 수소 부화 가스 스트림 및 상기 부화 액체 탄화수소 스트림이 제공된다. 이것의 관련된 이익은 상기 냉각의 일부가 메탄 희박 탄화수소 스트림에 의한 퀀치에 의해 제공된다는 것이다. 메탄 희박 탄화수소 스트림이 나프타 부화 스트림인 경우, 이 스트림의 일정량 또는 전부는 추가 냉각 전에 가스상이 되도록 충분히 가열될 수 있고, 증발은 효율적인 에너지 전달을 제공할 것이다. 메탄 희박 탄화수소 스트림이 스트리퍼 또는 분별 칼럼에서 가스 제거된 스트림인 경우, 메탄 흡수 용량은 이것을 거치지 않은 스트림보다 높을 것이다.
추가 실시형태에서, 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림은 냉각되고, 플래싱 단계에 의해 상분리되며, 이로써 가스 스트림 및 액체 스트림이 제공되고, 조합 단계에서 메탄 희박 탄화수소 스트림이 가스 스트림과 조합됨으로써 상기 다중상 조합 스트림이 제공된다. 이러한 과정의 관련된 이익은 제어 및 실시가 간단하다는 것이다.
추가 실시형태에서, 플래싱 단계 및 조합 단계는 통합된 흡수 구역 및 플래싱 구역에서 이루어지며, 이로써 메탄 희박 탄화수소 스트림이 2-상 하이드로프로세싱된 탄화수소 스트림과 조합되어 메탄을 포함하는 부화 액체 탄화수소 스트림의 상기 스트림이 제공된다. 이것의 관련된 이익은 플래시 분리 및 흡수에 단일 유닛의 사용을 가능하게 함으로써 공정을 단순하게 하고, 예를 들어 다른 분리 목적을 위해 포함된 스트리퍼에서 흡수된 메탄의 분리를 가능하게 함으로써 공정의 다른 부분들과의 통합을 허용한다는 것이다.
추가 실시형태에서, 플래싱 단계 및 조합 단계는 플래시 분리 및 흡수를 위한 별도의 장치들에서 수행된다. 이것의 관련된 이익은 공정이 추가되는 경우 기존 공정 플랜트의 개조시 분리기의 기존의 트레인의 재사용이 가능하고, 메탄 부화 액체 스트림이 액체 하이드로프로세싱된 탄화수소 스트림과 별도로 유지될 수 있다는 것이다.
추가 실시형태에서, 상기 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림의 분리는, 선택적 냉각 후, 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림을 스트리핑 매체를 수용한 고압 스트리퍼로 보내서 스트립된 액체 스트림 및 스트리퍼 오버헤드 스트림을 제공함으로써 수행된다. 이것의 관련된 이익은 중간 스트림들이 고압으로 유지되고, 따라서 저압 분리를 구비한 구성과 비교하여 에너지 및 장비가 최소화된다는 것이다. 또한, 스트리퍼 응축물은 다른 스트림들에 비해 낮은 분자량을 가질 것이고, 따라서 대안의 희박 액체 탄화수소의 체적당 용량이 더 높을 것이다.
추가 실시형태에서, 상기 스트리퍼 오버헤드 스트림은 가스상 하이드로프로세싱된 스트림을 구성하며, 이것은 메탄 희박 액체 탄화수소 스트림과 조합된 후 제1 분리기로 보내져서 적어도 상기 메탄 부화 액체 탄화수소 스트림 및 상기 수소 부화 가스상 스트림을 제공하고, 여기서 상기 메탄 부화 액체 스트림은 상기 탈착 단계를 제공하는 추가의 분리기로 보내지고, 이로써 메탄 감소 액체 스트림 및 메탄 부화 가스상 스트림이 제공된다.
추가 실시형태에서, 다중상 조합 스트림의 압력은 적어도 3000 kPa 또는 하이드로프로세싱 반응기 압력의 적어도 50%이다. 이것의 관련된 이익은 고압 하이드로프로세싱 공정과 양립가능하고, 또한 메탄의 가용성이 고압에서 더 높다는 것이다.
추가 실시형태에서, 다중상 조합 스트림의 온도는 20℃ 내지 275℃, 예컨대 20℃ 내지 90℃ 또는 200℃ 내지 275℃이다. 이것의 관련된 이익은 메탄의 가용성이 반응기로부터 하이드로프로세싱된 다중상 스트림의 유출 온도 이하의 온도에서 더 높다는 것이며, 구체적으로 물이 응축되는 저온 고압 분리기에 상응하는 저온에서, 또는 액체 분획은 일반적으로 재순환에 사용되고 간단한 방식으로 액체 탄화수소 스트림이 회수될 수 있는 고온 고압 분리기에 상응하는 고온에서 작동한다는 이익을 가진다.
추가 실시형태에서, 탈착 단계는 2000 kPa 미만으로 압력의 감소를 포함한다. 이것의 관련된 이익은 매우 많은 양의 흡착된 메탄이 방출됨으로써 액체 탄화수소 스트림이 높은 메탄 흡수 용량을 재획득한다는 것이다.
추가 실시형태에서, 탈착 단계는 수소 또는 스팀과 같은 스트리핑 매체에 의한 메탄 부화 액체 탄화수소 스트림의 스트리핑을 포함한다. 이것의 관련된 이익은 공정 단계의 추가 없이 생성물의 순도를 보장하기 위해 전형적으로 포함된 공정 단계에서 흡수된 메탄의 매우 많은 양을 적극적으로 배출한다는 것이다.
추가 실시형태에서, 탈착 단계는 탈착 전 압력의 80% 이상 압력 감소를 수반한다.
추가 실시형태에서, 탄화수소의 액체 생성물 스트림은 적어도 일정량의 메탄 감소된 액체 스트림 또는 메탄 감소된 액체 스트림의 추가 하이드로프로세싱의 생성물을 포함한다. 이것의 관련된 이익은 신선한 액체 탄화수소 스트림을 첨가하는 대신 재순환에 의해 액체 탄화수소 스트림의 소비가 감소된다는 것이다.
추가 실시형태에서, 액체 탄화수소 스트림은 적어도 일정량의 액체 하이드로프로세싱된 스트림 또는 액체 하이드로프로세싱된 스트림의 추가 하이드로프로세싱의 생성물을 포함한다. 이것의 관련된 이익은 불필요한 공정 스트림의 첨가 없이 공정이 작동된다는 것이다.
본 발명의 추가의 양태는 액체상 입구, 가스상 입구 및 출구를 갖는 하이드로프로세싱 섹션, 입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 갖는 제1 분리 수단, 선택적으로 상기 제1 분리 수단과 동일한 압력 용기 내의 통합된 장치에 액체상 입구 및 가스상 입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 갖는 흡수 수단으로서, 제1 분리 수단의 가스상 출구에 의해 흡수 수단의 가스상 입구와 흡수 수단의 액체상 출구가 통합된 장치의 내부에 있는 흡수 수단, 입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 갖는 제2 분리 수단을 포함하는 공정 플랜트에 관한 것이며, 여기서 하이드로프로세싱 섹션의 액체상 입구는 함산소물 공급원료를 수용하도록 구성되고, 하이드로프로세싱 섹션의 가스상 입구는 수소 부화 가스를 수용하도록 구성되며, 하이드로프로세싱 섹션의 출구는 제1 분리 수단의 입구와 유체 연통하고, 제1 분리 수단의 가스상 출구는 흡수 수단의 가스상 입구와 유체 연통하며, 액체 탄화수소 스트림이 흡수 수단의 상기 액체상 입구로 보내지고, 흡수 수단의 가스상 출구는 선택적으로 정제 수단을 통해서 하이드로프로세싱 섹션의 상기 가스상 입구와 유체 연통하고, 흡수 수단의 액체상 출구는 상기 제2 분리 수단의 입구와 유체 연통한다. 이러한 공정 플랜트의 관련된 이익은 재순환 가스 스트림 중 메탄의 양을 감소시키는데 효과적이라는 것이며, 이것은 수소의 부분 압력을 증가시킬 수 있다. 증가된 수소 부분 압력은 하이드로프로세싱 반응에 유익하며, 수소 부분 압력이 증가함에 따라 선택성 및 반응 속도를 증가시킬 수 있다.
추가 실시형태에서, 공정 플랜트는 입구 및 출구를 갖는 가압 수단을 더 포함하며, 여기서 상기 제2 분리 수단의 액체상 출구는 상기 가압 수단의 입구와 유체 연통하고, 상기 가압 수단의 출구는 상기 흡수 수단의 입구와 유체 연통한다. 이것의 관련된 이익은 흡수기 섹션의 재순환 작동을 허용함으로써 흡수를 위한 액체 탄화수소의 소비가 최소화된다는 것이다.
본 발명의 다른 추가의 양태는 다중상 스트림 입구, 액체상 입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 포함하는 통합된 분리 및 흡수 수단에 관한 것이며, 상기 통합된 분리 및 흡수 수단은 단일 압력 용기에 분리 구역 및 흡수 구역을 포함하고, 여기서 상기 분리 구역은 상기 흡수 구역 아래에 위치되며, 분리 구역과 흡수 구역 사이에 유체 연통을 허용하도록 구성되고, 상기 흡수 구역은 액체상 입구 및 가스상 출구를 가지며, 선택적으로 가스와 액체의 접촉을 증진시키는 수단을 포함한다. 이러한 통합된 분리 수단의 관련된 이익은 비용 효과적이며, 공정 플랜트에서 추가의 스트리퍼 섹션과의 통합 가능성을 확립한다는 것이다.
함산소물의 탄화수소로의 전환은 재생가능 수송 연료의 생산을 위한 통상적인 공정이다. 함산소물 공급원료는 전형적으로 트리글리세라이드, 지방산, 수지산, 케톤, 알데하이드 또는 알코올로 구성되는 군으로부터 선택된 하나 이상의 함산소물을 포함하며, 여기서 상기 함산소물은 생물학적 공급원 및 기화 공정 또는 열분해 공정을 포함하는 열 및/또는 촉매 분해 공정 중 하나 이상으로부터 기원할 수 있고, 이로써 광범위한 공급원료, 특히 재생가능 기원의 공급원료가 탄화수소로 전환될 수 있다. 이것은 식물, 조류, 동물, 어류, 식물성 오일 정제, 다른 생물학적 공급원, 생활폐기물, 산업 생물학적 폐기물, 예컨대 톨유 또는 흑액, 뿐만 아니라 적합한 조성을 포함하는 비생물학적 폐기물, 예컨대 플라스틱 분획, 전형적으로 열 및/또는 촉매 분해 공정 후의 폐기물로부터 기원하는 공급원료를 포함한다. 또한, 함산소물은 합성에 의해, 전형적으로 피셔-트로프슈 합성을 통해 화석 또는 재생가능 합성 가스로부터 제공될 수 있다.
탄화수소 생성물의 생산은 전형적으로 1회 이상의 하이드로프로세싱 단계를 필요로 하며, 이것은 가장 일반적으로 헤테로원자를 제거하고 이중 결합을 포화시키기 위한 수소처리, 탄화수소 분자 구조를 조정하기 위한 수소이성질화 및 탄화수소 분자량을 감소시키기 위한 수소화분해이다.
하이드로프로세싱 동안 함산소물은 과량의 수소와 조합되고 수소탈산소화 공정 뿐만 아니라 탈카복실화 및 탈카보닐화 공정에서 반응하며, 여기서 물, 이산화탄소 및 일산화탄소가 함산소물로부터 방출되고, 이산화탄소의 일정량은 수성/가스 이동 과정에 의해 일산화탄소로 전환된다. 전형적으로 함산소물 공급원료의 약 10 10 wt%는 산소이며, 따라서 생성물 스트림의 대부분은 물, 이산화탄소 및 일산화탄소일 것이다. 또한, 공급원료의 성질 및 발생한 부반응에 따라 일정량의 경질 탄화수소(특히 메탄 및 프로판)가 생성물 스트림에 존재할 수 있다. 수소처리는 또한 다른 헤테로원자의 추출 및/또는 이중 결합의 포화를 수반할 수 있다.
전형적으로, 탈산소화 및 수소화와 같은 수소처리는 함산소물을 포함하는 공급원료 스트림을 하나 이상의 내화성 산화물, 전형적으로 알루미나이지만 실리카 또는 티타니아도 포함하는 캐리어 상에 지지된 황화 몰리브덴, 또는 아마도 텅스텐 및/또는 니켈을 포함하는 촉매 활성 물질과 접촉하도록 보내는 것을 포함한다. 지지체는 전형적으로 비정질이다. 촉매 활성 물질은 붕소 또는 인과 같은 추가의 성분을 포함할 수 있다. 조건은 전형적으로 250-400℃의 온도, 30-150 Bar의 압력, 및 0.1-2의 액체 시간 공간 속도(LHSV)이다. 탈산소화는 물을 생성하는 수소탈산소화와 CO2를 생성하는 탈카복실화의 조합을 포함할 것이며, 선택성은 조건 및 촉매 활성 물질의 성질에 따라 90% 이상 수소탈산소화에서 90% 이상 탈카복실화까지 변할 수 있다. 탈산소화는 전형적으로 발열 과정이며, 다량의 산소의 존재하에, 예를 들어 차가운 수소, 원료 또는 생성물로의 퀀칭에 의한 중간 냉각을 포함할 수 있다. 공급원료는 바람직하게 금속의 황화를 유지하기 위해 일정량의 황을 함유할 수 있으며, 이로써 활성을 유지할 수 있다. 함산소물을 포함하는 공급원료 스트림이 10, 50 또는 100 ppmw 미만의 황을 포함하는 경우, 디메틸디설파이드(DMDS)와 같은 황화물 도너가 전형적으로 원료에 첨가된다.
HDO 반응기 내의 조건에서 수성 가스 이동 과정의 평형은 CO2 및 H2의 CO 및 H2O로의 전환을 야기한다. 비금속 촉매의 존재하에 일정량의 메탄화가 일어날 것이고, CO 및 H2가 CH4 및 H2O로 전환된다.
특히 지방산, 트리글리세라이드 및 피셔-트로프슈 생성물을 처리하는 경우, 탈산소화 공정은 냉류 특성이 불량한 선형 알칸으로 부화된 생성물을 제공하며, 따라서 탈산소화 공정은 생성물의 냉류 특성의 개선을 목적으로 수소이성질화 공정과 조합될 수 있고, 및/또는 생성물의 비등점 조정을 목적으로 수소화분해 공정과 조합될 수 있다.
전형적으로, 수소이성질화에 의한 분자 구조의 재배열은 중간 탈산소화 생성물 스트림 공급원료를 활성 금속(백금 및/또는 팔라듐과 같은 원소 귀금속 또는 니켈, 코발트, 텅스텐 및/또는 몰리브덴과 같은 황화 비금속), 산성 지지체(전형적으로 높은 형상 선택성을 나타내며 MOR, FER, MRE, MWW, AEL, TON 및 MTT와 같은 위상을 갖는 분자 시브) 및 내화성 지지체(예컨대 알루미나, 실리카 또는 티타니아, 또는 이들의 조합)를 포함하는 수소이성질화에서 촉매 활성인 물질과 접촉하도록 보내는 것을 포함한다. 촉매 활성 물질은 붕소 또는 인과 같은 추가의 성분을 포함할 수 있다. 조건은 전형적으로 250-350℃의 온도, 20-100 Bar의 압력 및 0.5-8의 액체 시간 공간 속도(LHSV)이다. 이성질화는 실질적으로 열중립이며, 이성질화 반응에서는 일반적으로 수소가 소비되지 않지만, 수소를 소비하는 수소화분해 부반응이 소량으로 일어날 수 있다. 이성질화에서 촉매 활성인 물질에서 활성 금속은 황화된 비금속 또는 환원된 귀금속일 수 있다. 귀금속인 경우, 탈산소화된 공급원료는 전형적으로 가스/액체 분리 섹션에 의해 정제되며, 이것은 주로 스트리핑 공정을 수반하고, 전형적으로 스트리핑 매체로서 수소를 사용하지만, 스팀과 같은 다른 스트리핑 매체도 사용될 수 있으며, 이로써 황의 함량이 1-10 ppmw 이하로 감소된다. 활성 금속이 비금속인 경우, 수소이성질화의 원료는 바람직하게 금속의 황화를 유지하기 위해 일정량의 황을 함유할 수 있으며, 이로써 활성을 유지할 수 있다.
수소화분해는 큰 분자를 작은 분자로 분해함으로써 탄화수소 혼합물의 냉류 특성 및 비등점 특성을 조정할 것이다. 전형적으로, 수소화분해는 중간 공급원료를 활성 금속(백금 및/또는 팔라듐과 같은 원소 귀금속 또는 니켈, 코발트, 텅스텐 및/또는 몰리브덴과 같은 황화 비금속), 산성 지지체(전형적으로 높은 분해 활성을 나타내고 MFI, BEA 및 FAU와 같은 위상을 갖는 분자 시브) 및 내화성 지지체(예컨대 알루미나, 실리카 또는 티타니아, 또는 이들의 조합)를 포함하는 촉매 활성 물질과 접촉하도록 보내는 것을 포함한다. 촉매 활성 물질은 붕소 또는 인과 같은 추가의 성분을 포함할 수 있다. 전체적인 조성은 이성질화에서 촉매 활성인 물질과 유사하지만, 전형적으로 산성 지지체의 성질에 차이가 있으며, 상이한 구조 또는 예를 들어 실리카:알루미나 비로 인해, 상이한 산도(전형적으로 더 높은)를 가질 수 있다. 조건은 전형적으로 250-400℃의 온도, 30-150 Bar의 압력 및 0.5-8의 액체 시간 공간 속도(LHSV)이며, 선택적으로 차가운 수소, 원료 또는 생성물로의 퀀칭에 의한 중간 냉각이 있다.
탄화수소, 과량의 수소 및 헤테로원자를 포함하는 무기 분자를 포함하는 하이드로프로세싱된 스트림은 탄화수소와 헤테로원자를 포함하는 전형적으로 가스인 분자로 분리되어야 한다. 이를 위해, 하이드로프로세싱된 스트림은 분리 섹션으로 보내지며, 이것은 지방산 및 트리글리세라이드의 처리에 관한 공정 시나리오상 전형적으로 비금속 기반 수소탈산소화 반응기와 귀금속 기반 수소이성질화 반응기 사이에 있거나, 또는 수소이성질화에서 촉매 활성인 물질이 비금속을 포함한다면 수소이성질화 반응기의 하류에 있을 것이다. 이 공정은 수소화분해 또는 수소탈방향족화와 같은 하나 이상의 다른 전환 단계를 포함할 수 있고, 이들 단계의 순서 및 사용된 촉매 활성 금속에 따라 당업자는 재순환 가스 스트림을 회수할 목적으로 분리 섹션을 도입하기 위한 가능한 위치를 알게 될 것이다.
함산소물로 부화된 공급원료를 처리하는 공정에서는 열 발생 및 수소 소비가 많기 때문에 하이드로프로세싱 반응기에서 가스 대 오일 비율도 다른 하이드로프로세싱 공정에 비해, 예컨대 1000 내지 2000 Nm3/m3으로 매우 높다.
피셔-트로프슈 생성물 및 생물학적 기원의 탄화수소성 공급원료와 같은 함산소물로 부화된 탄화수소성 공급원료의 경우, 하이드로프로세싱된 스트림은 주로 긴 선형 탄화수소, 메탄, 프로판, 물 및 어느 정도의 탄소 산화물을 함유할 것이고, 또한 탄화수소성 공급원료 중의 질소는 하이드로프로세싱된 스트림에서 암모니아가 될 것이다. 첨가된 황 뿐만 아니라 탄화수소성 공급원료 중의 임의의 황은 하이드로프로세싱된 스트림에서 황화수소로 존재할 것이고, 최종적으로는 과량의 수소가 미반응인 상태로 하이드로프로세싱된 스트림으로 전달될 것이다.
가스상 중 CH4의 존재는, 주어진 압력하의 반응기 시스템에서, 일정량의 H2를 대체하는 효과를 가지며, 따라서 H2의 부분 압력을 감소시키고, 이것은 반응 동력학과 반응 평형에 영향을 미친다. 최대의 의도된 반응 조건을 보장하기 위해 일정량의 CH4를 제거하는 것이 바람직하다.
일반적으로 하이드로프로세싱된 스트림의 분리는 다수의 단계를 포함할 것이다. 온도가 물의 이슬점 미만이면 하이드로프로세싱된 스트림은 전형적으로 3-상 스트림일 것이고, 제1 분리 단계는 고압 저온 분리기에서 (주로 2-상) 액체로부터 제1 증기 스트림을 분리하는 것이다. 두 액체상은 별도로 저압 저온 분리기로 보내지며, 이것은 전형적으로 쓰리웨이 분리기로서 수소 부화 가스 스트림(전형적으로 오일에 용해된 수소로부터 기원하는), 비극성 생성물 스트림 및 극성 (수성) 스트림을 제공한다. 탄화수소 생성물 스트림은 전형적으로 스팀 또는 수소인 스트리핑 매체를 사용하여 안정화된 생성물로부터 오프가스(주로 1~5개 탄소를 갖는 경질 탄화수소)를 분리하는 생성물 스트리퍼로 보내질 수 있다. 극성 스트림은 전형적으로 산성수 스트리퍼에서 분리되며, 여기서 조건은 소위 말하는 산성 가스, 암모니아, 황화수소 및 탄소 산화물이 전형적으로 스팀인 스트리핑 매체를 사용하는 스트리핑 공정에 의해 또는 리보일링에 의해 물로부터 분리되도록 정해진다. 이 분리로부터의 오프가스는 아민 흡수기 타워, 고체 흡착제 또는 가성 스크러버에서의 정제로 보내질 수 있고, 이로써 황화수소 암모니아 및 탄소 산화물이 수집되거나, 또는 거의 또는 전혀 정제되지 않은 상태로 수소 부화 가스와 함께 공정 재순환 가스로서 보내질 수 있고, 일정량은 퍼지를 위해 회수된다.
대안으로서, 하이드로프로세싱된 스트림의 분리는 하이드로프로세싱된 스트림을 고압 스트리퍼로 보내는 것을 포함할 수 있으며, 여기서 스트리핑 매체(전형적으로 수소로 부화된 스트림)는 액체로부터 증기의 분리를 효과적으로 지원한다. 고압 스트리퍼는 하부에 액체 스트림을 위한 출구와 상부에 오버헤드 스트림을 위한 출구를 가진다. 오버헤드 스트림은 일부 응축가능한 생성물을 함유할 것이며, 고압 분리기 및 아마도 저압 분리기를 포함하는 분리기 트레인으로 보내지고, 이로써 극성 (수성) 스트림, 스트리퍼에서 환류되는 비극성 액체 탄화수소 스트림 및 가스가 분리된다. 스트림의 추가의 처리는 상기 설명된 것과 유사하다.
재순환 하의 작동의 단점은 재순환되면서 불순물이 농축된다는 것이다. 이것을 피하기 위해 일정량의 스트림이 시스템으로부터 퍼지될 수 있지만, 이것은 재순환되는 재료의 양이 손실되는 비용이 발생한다. 그러나, 재순환의 효과가 불순물의 농도를 증폭시키는 것처럼, 이것은 정제 효과도 증폭시킬 수 있고, 이로써 예를 들어 아주 소량의 메탄의 제거도 재순환 스트림의 조성에 큰 영향을 미칠 수 있다.
일정량의 가스상 탄화수소를 제거하는 한 가지 방식은 이들을 액체 탄화수소에 흡수시키는 것이다. 메탄은 단지 액체 탄화수소에서만 적당히 가용성이며, 따라서 전통적인 액체 탄화수소 흡수기는 주로 가스 스트림으로부터 C3 및 C4를 포착하는데 사용되고, 수소 부화 재순환 가스로부터 메탄의 포착에는 사용되지 않는다. 그렇지만, 우리는 (57 Bar에서 작동하는 공정에서) 단지 반응기 유출물 중의 메탄의 7.4%만을 포착하는 액체 탄화수소 흡수기를 이용함으로써 메탄의 부분 압력이 14.8 Bar에서 9.5 Bar로 36% 감소된다는 것을 확인했고, 이것은 수소에 대해 5.8 Bar의 증가된 부분 압력에 상응할 수 있으며, 공정 이익의 관련된 증가도 따른다. 또한, 액체 탄화수소는 유출물 가스에 존재하는 프로판의 약 50%를 포착할 수 있고, 이것은 수소 압력의 2.1 Bar 증가에 상응한다.
US 2020/353409는 수소 부화 스트림으로부터 H2S 및 경질 탄화수소의 추출을 위해 -31.4℃에서 액체 부탄 및 펜탄 용매로 스크러빙하는 공정을 개시한다.
US 2021/060516은 재순환 나프타 생성물에서 가스의 스트리핑 및 용해된 LPG 생성물의 흡수에 의한 액체 생성물의 안정화 공정을 개시한다.
희박 오일 중 메탄의 포착은 여러 방식으로 실시될 수 있다. 기존 플랜트가 개조되는 경우, 예를 들어 화석 수소화분해에서 재생가능 원료의 하이드로프로세싱으로 개조된다면, 가장 비용 효과적인 접근법은 기존의 분리기 트레인을 재사용하고 추가된 액체 탄화수소 흡수기 회로를 확립하여, 액체와 가스 간 큰 접촉 면적을 제공하도록 구성된 액체 탄화수소 흡수기가 액체 탄화수소 스트림과 가스상 하이드로프로세싱된 스트림을 수용하는 것일 수 있다. 액체 스트림은 메탄 부화된 스트림으로서 액체 탄화수소 흡수기를 떠날 것이고, 탈착 단계로서 작동하는 저압 플래시 드럼으로 보내지며, 여기서 흡수된 가스는 고갈된 액체 탄화수소 스트림으로부터 부화 가스상 스트림으로서 분리된다. 다음에, 액체 탄화수소는 가압되어 액체 탄화수소 흡수기로 재순환될 수 있고, 부화 가스상 스트림은 가스 생성물로서 보내지거나, 수소 생산을 위해 보내지거나 또는 다른 방식으로 공정에서 사용될 수 있다. 일정량의 액체 탄화수소는 부화 가스 스트림으로 전달되기 때문에 소량의 액체 탄화수소가 공정에 첨가되어야 한다. 이것은 생성물 스트리퍼 하부로부터 전달된 생성물, 또는 다른 적절한 액체 탄화수소일 수 있다.
신규 플랜트가 건설되는 경우, 하이드로프로세싱된 생성물의 분리와 흡수를 위한 통합된 유닛을 제공하는 것이 보다 비용 효과적일 수 있다. 특히, 효과적인 분리의 가치가 크다면, 아마도 트레이, 충전 요소 또는 심지어 별도의 흡수 타워와 같은 흡수를 지원하는 하드웨어를 사용하여 효과적인 흡수/분리 레이아웃을 제공하는 것이 유익할 수 있다. 이 경우, 저압 저온 분리기 및 스트리퍼는 메탄과 액체 탄화수소의 분리를 제공할 것이고, 스트립된 액체는 가압되어 흡수를 위한 액체 탄화수소로서 사용될 수 있다.
가스/액체 분리가 고압 스트리퍼에서 수행되는 경우, 본 발명의 실시형태는 일정량의 응축된 비극성 오버헤드 스트림을 스트리퍼 오버헤드와 조합되도록 보내는 것을 포함할 수 있고, 이로써 메탄 및 프로판 흡수 용량이 증가된다. 다음에, 고압 분리기는 재순환을 위한 수소를 방출하고, 저압 분리기는 포착된 메탄과 프로판을 대부분 방출할 것이다.
희박 오일과 메탄 부화 가스가 접촉하게 되는 유닛은 유익하게는 가스/액체 접촉을 증진시키는 수단을 포함하도록 구성될 수 있다. 이것은 분리 유닛 트레이 또는 비활성 충전 요소일 수 있다.
메탄 포착에 사용될 수 있는 희박 오일은 플랜트 레이아웃 및 크기에 따라 이용가능한 광범위한 오일로부터 선택될 수 있다. 액체의 몰당 용해도가 유사하기 때문에 저분자량 희박 오일은 전형적으로 체적당 더 높은 흡수 용량을 가질 것이다. 또한, 가스가 제거된 희박 오일은 더 높은 흡수 용량을 가질 것이다. 이것은 플래시 분리 후 완전 액체인 생성물(C14~C18이 지배적이지만 소량의 경질 탄화수소도 포함한다)과 비교하여, 안정화된 경질 나프타(C5~C7)가 희박 오일로서 사용되는 경우 더 적은 체적의 희박 오일이 요구된다는 것을 의미한다. 물론 이러한 여분의 용량은 희박 오일을 제공하는데 필요한 공정 레이아웃의 이익 및 비용과 균형을 이루어야 하며, 희박 오일 및 포착된 가스의 가능한 사용과도 균형을 이루어야 한다.
재생가능 메탄 및/또는 프로판의 생산이 충분한 가치를 가진다면, 예를 들어 액화 가스로 판매할 수 있다면, 이들 가스의 높은 포착량이 여분의 가치를 가질 것이다. 이것은 전형적으로 대형 플랜트에 대한 경우일 수 있다.
다른 경우, 특히 기존 플랜트의 개조에 있어서, 희박 오일의 공급원은 장비의 물리적 레이아웃 및 이용가능성에 의해 결정될 수 있으며, 또한 공정 변수도 영향을 미칠 수 있다. 이것의 한 가지 예는 낮은 작동 압력은 보다 완전한 메탄 제거의 필요성을 결정할 수 있고, 이것은 가능한 최고의 수소 부분 압력을 보장한다는 것일 수 있다.
흡수에 대한 작동 변수는 포착되는 가스의 양을 결정할 것이다. 수소 소비량이 많기 때문에 전형적인 함산소물 처리시 가스 대 오일 비 또한 높아진다. 따라서, 흡수기의 작동 또한 흡수를 위한 액체 탄화수소의 매우 높은 체적을 수반할 수 있고, 예컨대 액체 공급원료와 메탄 희박 탄화수소의 비율이 1, 2, 4 또는 심지어 7 이상이다; 즉, 희박 탄화수소의 유량이 액체 공급원료와 생성물의 유량의 최대 4배이고, 흡수기에서 가스 대 오일 비율은 200 Nm3/m3 내지 2000 Nm3/m3이다. 작동이 기존 장비의 개조를 수반하는 경우, 본 발명은 상기 열거된 것들보다 더 낮은 비율에서도 이익을 얻을 것이다.
희박 탄화수소의 압력이 또한 고려 대상이다. 알칸 중 메탄의 가용성은 압력의 함수로서 증가하지만, 이 효과는 수소에 대해 더 높다. 따라서, 메탄에 대한 선택성은 압력이 증가함에 따라 감소되고, 수소 정제에 대한 효과는 이 수준 이상의 압력보다 3000 kPa 내지 8000 kPa와 같은 중간 압력에서 더 높다.
도 1은 기존의 플랜트를 개조하는데 적합한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 2는 신규 플랜트의 건설에 적합한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 3은 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 4는 고압 스트리퍼를 이용한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 5는 통합된 흡수기/분리기를 구비한 고압 스트리퍼를 이용한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 6은 고압 스트리퍼를 이용한 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 7은 고압 스트리퍼를 이용한 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 2는 신규 플랜트의 건설에 적합한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 3은 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 4는 고압 스트리퍼를 이용한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 5는 통합된 흡수기/분리기를 구비한 고압 스트리퍼를 이용한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 6은 고압 스트리퍼를 이용한 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 7은 고압 스트리퍼를 이용한 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시한다.
도 1은 기존의 플랜트를 개조하는데 적합한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시하며, 여기서 기존의 레이아웃은 고압 저온 분리기 및 저압 저온 분리기를 포함하고, 탄화수소성 공급원료 스트림(102), 예컨대 함산소물로 부화된 혼합물이 재순환 가스 스트림(104)과 함께 그리고 일정량의 메이크업 수소(105)와 함께 총 원료 스트림으로서 하이드로프로세싱에서 촉매 활성인 물질을 포함하는 하이드로프로세싱 반응기(HDP)로 보내져서 다중상 하이드로프로세싱된 스트림(108)이 제공된다. 함산소물로 부화된 공급원료의 경우 촉매 활성 물질은 수소탈산소화에서 활성이고, 다른 공급원료의 경우에는 촉매 활성 물질이 다른 수소처리 공정들, 수소이성질화 또는 수소화분해에서 활성일 수 있다. 다중상 하이드로프로세싱된 스트림(108)은 (냉각 후) 고압 저온 분리기(HPCS)로 보내지고, 여기서 다중상 하이드로프로세싱된 스트림(108)이 극성 액체 스트림(110)(탄화수소성 공급원료가 함산소물로 부화되지 않은 경우에는 존재하지 않을 수 있다), 비극성 액체 스트림(112) 및 가스상 하이드로프로세싱된 스트림(114)으로 분리되며, 이들은 경질 가스들, 예컨대 미반응 수소, 메탄, 프로판 및 황화수소를 포함할 것이다. 두 액체 스트림(110, 112)은 하류 저압 저온 분리기(LPCS)로 보내진다. 저압 저온 분리기(LPCS)에서 인풋은 3개의 상으로 분리되는데, 주로 수소와 비극성 액체 스트림(112)에 용해된 메탄을 포함하는 수소 부화 가스 스트림(116), 비극성 생성물 스트림(118) 및 산성수 시스템으로 보내지는 극성 산성수 스트림(120)이다.
비극성 생성물 스트림(118)은 생성물 스트리퍼(PS)로 보내지고, 여기서 생성물 스트림(122)이 스팀(126)과 같은 스트리핑 매체를 사용하여 스트리퍼 증기(124)로부터 분리된다. 스트리퍼는 전형적으로 환류하에 작동하며, 극성 스트림도 응축되어 산성수 시스템으로 보내질 수 있다.
가스상 하이드로프로세싱된 스트림(114)은 흡수기(ABS)로 보내지고, 흡수기는 희박 액체 탄화수소 스트림(128)을 또한 수용하며, 이것은 가스상 하이드로프로세싱된 스트림과 효과적으로 접촉되어 액체 탄화수소 스트림 중에 메탄의 포착을 최대화하고, 이로써 메탄 부화된 액체 탄화수소 스트림(130) 및 메탄 감소된 가스상 스트림(132)이 제공되며, 이것은 압축기(C)에서 가압되어 재순환 가스(104)로서 보내질 수 있다. 탈착(DES)을 위한 저온 저압 분리시 혼합물이 플래시되며, 이로써 메탄 감소 액체 스트림(134)과 메탄 부화 가스상 스트림(136)이 분리된다. 메탄 감소 액체 스트림(134)은 펌프(P)에서 가압되고 희박 액체 탄화수소 스트림(128)으로서 재순환된다. 일정량의 액체 탄화수소가 메탄 부화 가스상 스트림(136)에 존재할 수 있기 때문에 액체 탄화수소 메이크업 스트림(138)이, 예를 들어 생성물 스트리퍼(PS)의 생성물 출구로부터 제공될 수 있다.
도 2는 기존 장비와 관련되지 않는 플랜트에 적합한 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다. 탄화수소성 공급원료 스트림(202), 예컨대 함산소물로 부화된 혼합물이 재순환 가스 스트림(204)과 함께 그리고 일정량의 메이크업 수소(205)와 함께 총 원료 스트림으로서 하이드로프로세싱에서 촉매 활성인 물질을 포함하는 하이드로프로세싱 반응기(HDP)로 보내져서 다중상 하이드로프로세싱된 스트림(208)이 제공된다. 함산소물로 부화된 공급원료의 경우 촉매 활성 물질은 수소탈산소화에서 활성이고, 다른 공급원료의 경우에는 촉매 활성 물질이 다른 수소처리 공정들, 수소이성질화 또는 수소화분해에서 활성일 수 있다. 다중상 하이드로프로세싱된 스트림(208)은 (냉각 후) 통합된 고압 저온 분리기-흡수기(HPCSA)로 보내진다. 통합된 고압 저온 분리기-흡수기(HPCSA)에서 다중상 하이드로프로세싱된 스트림(208)이 극성 액체 스트림(210)(탄화수소성 공급원료가 함산소물로 부화되지 않은 경우에는 존재하지 않을 수 있다), 비극성 액체 스트림(212) 및 가스상으로 분리되며, 이들은 경질 가스들, 예컨대 미반응 수소, 메탄, 프로판 및 황화수소를 포함할 것이다. 통합된 고압 저온 분리기-흡수기(HPCSA)의 상부 부분에서 희박 액체 탄화수소 스트림(238)이 수용되고 하이드로프로세싱된 스트림의 가스상과 접촉하여 메탄 및 다른 가용성 가스들을 흡수하고, 메탄 감소 가스상 스트림(232)을 방출하며, 이것은 압축기(C)에서 가압되어 재순환 가스(204)로서 보내질 수 있다. 두 액체 스트림(210, 212)은 하류 저압 저온 분리기(LPCS)로 보내진다. 저압 저온 분리기(LPCS)에서 인풋은 3개의 상으로 분리되는데, 주로 수소와 비극성 액체 스트림(212)에 용해된 메탄을 포함하는 수소 부화 가스 스트림(216), 비극성 생성물 스트림(218) 및 산성수 시스템으로 보내지는 극성 산성수 스트림(220)이다.
비극성 생성물 스트림(218)은 생성물 스트리퍼(PS)로 보내지고, 여기서 생성물 스트림(222)이 수소(226)와 같은 스트리핑 매체를 사용하여 스트리퍼 증기(224)로부터 분리된다. 스트리퍼는 전형적으로 환류하에 작동하며, 극성 스트림도 응축되어 산성수 시스템으로 보내질 수 있다. 일정량의 생성물 스트림은 펌프(P)에서 가압되고, 통합된 고압 저온 분리기-흡수기(HPCSA)를 위한 희박 액체 탄화수소 스트림(238)으로서 보내지며, 다른 스트림들도 이 목적을 위해 사용될 수 있다.
도 3은 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시하며, 여기서 탄화수소성 공급원료 스트림(302), 예컨대 함산소물로 부화된 혼합물이 재순환 가스 스트림(304)과 함께 그리고 일정량의 메이크업 수소(305)와 함께 총 원료 스트림으로서 하이드로프로세싱에서 촉매 활성인 물질을 포함하는 하이드로프로세싱 반응기(HDP)로 보내져서 하이드로프로세싱된 스트림(308)이 제공된다. 함산소물로 부화된 공급원료의 경우 촉매 활성 물질은 수소탈산소화에서 활성이고, 다른 공급원료의 경우에는 촉매 활성 물질이 다른 수소처리 공정들, 수소이성질화 또는 수소화분해에서 활성일 수 있다. 하이드로프로세싱된 스트림(308)은 (냉각 후) 고압 저온 분리기(HPCS)로 보내지고, 여기서 하이드로프로세싱된 스트림(308)이 극성 액체 스트림(310)(탄화수소성 공급원료가 함산소물로 부화되지 않은 경우에는 존재하지 않을 수 있다), 비극성 액체 스트림(312) 및 가스상 하이드로프로세싱된 스트림(314)으로 분리되며, 이것은 미반응 수소, 메탄, 프로판 및 황화수소를 포함할 것이다. 원치않는 성분들의 축적을 피하기 위해 퍼지 스트림(336)이 추출될 수 있고, 잔류 재순환 가스 스트림(332)은 압축기(C)에서 가압되어 재순환 가스(304)로서 보내질 수 있다. 두 액체 스트림(310, 312)은 하류 저압 저온 분리기(LPCS)로 보내진다. 저압 저온 분리기(LPCS)에서 인풋은 3개의 상으로 분리되는데, 주로 수소와 비극성 액체 스트림(312)에 용해된 메탄을 포함하는 수소 부화 가스 스트림(316), 비극성 생성물 스트림(318) 및 산성수 시스템으로 보내지는 극성 산성수 스트림(320)이다.
비극성 생성물 스트림(318)은 생성물 스트리퍼(PS)로 보내지고, 여기서 생성물 스트림(322)이 수소(326)와 같은 스트리핑 매체를 사용하여 스트리퍼 증기(324)로부터 분리된다. 스트리퍼는 전형적으로 환류하에 작동하며, 극성 스트림도 응축되어 산성수 시스템으로 보내질 수 있다.
도 4는 고압 스트리퍼(HPS)에서 분리가 수행되는 본 발명에 따른 공정 레이아웃을 도시한다. 탄화수소성 공급원료 스트림(402), 예컨대 함산소물로 부화된 혼합물이 재순환 가스 스트림(404)과 함께 그리고 일정량의 메이크업 수소(405)와 함께 총 원료 스트림으로서 하이드로프로세싱에서 촉매 활성인 물질을 포함하는 하이드로프로세싱 반응기(HDP)로 보내져서 하이드로프로세싱된 스트림(408)이 제공된다. 함산소물로 부화된 공급원료의 경우 촉매 활성 물질은 수소탈산소화에서 활성이고, 다른 공급원료의 경우에는 촉매 활성 물질이 다른 수소처리 공정들, 수소이성질화 또는 수소화분해에서 활성일 수 있다. 하이드로프로세싱된 스트림(408)은 (냉각 후) 고압 스트리퍼(HPS)로 보내지며, 이것은 스트리핑 매체, 전형적으로 수소(426)를 또한 수용한다. 하이드로프로세싱된 스트림(408)은 스트립된 액체 스트림(422)과 스트리퍼 증기(418)로 분리된다. 스트리퍼 오버헤드 스트림(418)은 희박 액체 탄화수소 스트림(438)과 조합되어, 예를 들어 공기 냉각기(COOL)에서 냉각된다. 냉각된 조합된 스트리퍼 오버헤드 스트림/희박 오일 혼합물(424)은 고압 오버헤드 분리기(HPO)로 보내지고, 여기서 인렛이 산성수(420), 메탄 부화된 액체 탄화수소 스트림(430) 및 메탄 감소된 가스상 스트림(432)으로 분리되며, 이것은 압축기(C)에서 가압되어 재순환 가스(404)로서 보내질 수 있다. 저온 저압 오버헤드 분리기(LPO)에서 메탄 부화된 액체 탄화수소 스트림(430)은 플래시되고, 이로써 메탄 감소 액체 스트림(434)과 메탄 부화 가스상 스트림(436), 및 전형적으로 또한 산성수 스트림(420)이 분리된다. 메탄 감소 액체 스트림(434)은 펌프(P)에서 가압되고, 고압 스트리퍼(HPS)를 위한 오버헤드 응축물에서 분리되어 희박 액체 탄화수소 스트림(438)으로서 재순환된다.
도 5는 고압 스트리퍼(HPS)에서 분리가 수행되는 본 발명에 따른 다른 공정 레이아웃을 도시한다. 탄화수소성 공급원료 스트림(502), 예컨대 함산소물로 부화된 혼합물이 재순환 가스 스트림(504)과 함께 그리고 일정량의 메이크업 수소(505)와 함께 총 원료 스트림으로서 하이드로프로세싱에서 촉매 활성인 물질을 포함하는 하이드로프로세싱 반응기(HDP)로 보내져서 하이드로프로세싱된 스트림(508)이 제공된다. 함산소물로 부화된 공급원료의 경우 촉매 활성 물질은 수소탈산소화에서 활성이고, 다른 공급원료의 경우에는 촉매 활성 물질이 다른 수소처리 공정들, 수소이성질화 또는 수소화분해에서 활성일 수 있다. 하이드로프로세싱된 스트림(508)은 (냉각 후) 고압 스트리퍼(HPS)로 보내지며, 이것은 스트리핑 매체, 전형적으로 수소(526)를 또한 수용한다. 하이드로프로세싱된 스트림(508)은 스트립된 액체 스트림(522)과 스트리퍼 증기(518)로 분리된다. 스트리퍼 오버헤드 스트림(518)은, 예를 들어 공기 냉각기(COOL)에서 냉각된다. 냉각된 스트리퍼 오버헤드 스트림(524)은 고압 오버헤드 흡수기/분리기(HPOA)로 보내지며, 이것은 스트리퍼 오버헤드 스트림(524)을 위한 입구에 더하여 희박 액체 탄화수소 스트림(538)을 위한 입구를 포함한다. 고압 오버헤드 흡수기/분리기(HPOA)는 희박 액체 탄화수소 스트림과 가스상의 접촉을 제공하도록 구성되고, 이러한 접촉은 고압 오버헤드 흡수기/분리기(HPOA)의 상부에 트레이 또는 충전 요소를 제공함으로써 증진될 수 있다. 인렛은, 도 4의 실시형태와 유사하게, 산성수(520), 메탄 부화된 액체 탄화수소 스트림(530) 및 메탄 감소된 가스상 스트림(532)으로 분리되며, 이것은 압축기(C)에서 가압되어 재순환 가스(504)로서 보내질 수 있다. 이 스트림의 일정량은 퍼지 스트림(533)으로서 회수될 수 있다. 저온 저압 오버헤드 분리기(LPO)에서 메탄 부화된 액체 탄화수소 스트림(530)은 플래시되고, 이로써 메탄 감소 액체 스트림(534)과 메탄 부화 가스상 스트림(536), 및 전형적으로 또한 산성수 스트림(520)이 분리된다. 메탄 감소 액체 스트림(534)은 펌프(P)에서 가압되고, 고압 스트리퍼(HPS)를 위한 오버헤드 응축물에서 분리되어 희박 액체 탄화수소 스트림(538)으로서 재순환되고, 고압 오버헤드 흡수기/분리기(HPOA)를 위해 보내진다.
도 6은 고압 스트리퍼(HPS)에서 분리가 수행되는 선행기술에 따른 비교를 위한 다른 공정 레이아웃을 도시한다. 탄화수소성 공급원료 스트림(602), 예컨대 함산소물로 부화된 혼합물이 재순환 가스 스트림(604)과 함께 그리고 일정량의 메이크업 수소(605)와 함께 총 원료 스트림으로서 하이드로프로세싱에서 촉매 활성인 물질을 포함하는 하이드로프로세싱 반응기(HDP)로 보내져서 하이드로프로세싱된 스트림(608)이 제공된다. 함산소물로 부화된 공급원료의 경우 촉매 활성 물질은 수소탈산소화에서 활성이고, 다른 공급원료의 경우에는 촉매 활성 물질이 다른 수소처리 공정들, 수소이성질화 또는 수소화분해에서 활성일 수 있다. 하이드로프로세싱된 스트림(608)은 (냉각 후) 고압 스트리퍼(HPS)로 보내지며, 이것은 스트리핑 매체, 전형적으로 수소(626)를 또한 수용한다. 하이드로프로세싱된 스트림(608)은 스트립된 액체 스트림(622)과 스트리퍼 오버헤드 스트림(618)으로 분리된다. 스트리퍼 오버헤드 스트림(618)은, 예를 들어 공기 냉각기(COOL)에서 냉각된다. 냉각된 스트리퍼 오버헤드 스트림(624)은 고압 오버헤드 분리기(HPO)로 보내지고, 여기서 인렛 스트림이 산성수(620), 액체 탄화수소 스트림(630) 및 가스상 스트림(632)으로 분리되며, 이것은 압축기(C)에서 가압되어 재순환 가스(604)로서 보내질 수 있다. 가스상 스트림(632)은 메탄을 함유하기 때문에 메탄의 축적을 피하기 위해 퍼지 스트림이 추출되어야 할 수 있다.
도 7은 고압 스트리퍼(HPS)에서 분리가 수행되는 선행기술에 따른 공정 레이아웃을 도시한다. 탄화수소성 공급원료 스트림(702), 예컨대 함산소물로 부화된 혼합물이 재순환 가스 스트림(704)과 함께 그리고 일정량의 메이크업 수소(705)와 함께 총 원료 스트림으로서 하이드로프로세싱에서 촉매 활성인 물질을 포함하는 하이드로프로세싱 반응기(HDP)로 보내져서 하이드로프로세싱된 스트림(708)이 제공된다. 함산소물로 부화된 공급원료의 경우 촉매 활성 물질은 수소탈산소화에서 활성이고, 다른 공급원료의 경우에는 촉매 활성 물질이 다른 수소처리 공정들, 수소이성질화 또는 수소화분해에서 활성일 수 있다. 하이드로프로세싱된 스트림(708)은 (냉각 후) 고압 스트리퍼(HPS)로 보내지며, 이것은 스트리핑 매체, 전형적으로 수소(726)를 또한 수용한다. 하이드로프로세싱된 스트림(708)은 스트립된 액체 스트림(722)과 스트리퍼 증기(718)으로 분리된다. 스트리퍼 오버헤드 스트림(718)은, 예컨대 공기 냉각기(COOL)에서 냉각된다. 냉각된 스트리퍼 오버헤드 스트림(724)은 고압 오버헤드 분리기(HPO)로 보내지고, 여기서 인렛이 산성수(720), 액체 탄화수소 스트림(730) 및 가스상 스트림(732)으로 분리되며, 이것은 압축기(C)에서 가압되어 재순환 가스(704)로서 보내질 수 있다. 이 스트림의 일정량은 퍼지 스트림(733)으로서 회수될 수 있다. 저온 저압 오버헤드 분리기(LPO)에서 액체 탄화수소 스트림(730)이 플래시되고, 이로써 액체 스트림(734)과 가스상 스트림(736), 및 전형적으로 또한 산성수 스트림(720)이 분리된다. 메탄 감소 액체 스트림(734)은 펌프(P)에서 가압되고, 고압 스트리퍼(HPS)를 위한 오버헤드 응축물로서 재순환된다.
실시예
도 2 및 3에 도시된 구성의 공정을 비교했다. 두 공정 모두에서 평지씨 오일을 포함하는 생물학적 공급원료를 수소처리하여 하이드로프로세싱된 스트림의 액체상의 생성과 함께 수소탈산소화를 완료했다.
실시예의 공정에서는 수소탈산소화 반응기에서 탈카복실화에 의한 CO2의 생성과 CO로의 후속 전환 및 CH4로의 메탄화 후에 일정량의 메탄이 생성된다. 도 3에 따른 선행기술의 공정에서는 생성된 메탄 중 상당량이 공정의 가스 루프에서 수소와 함께 재순환된다. 이와 달리, 도 2에 따른 본 발명의 공정에서는 증가된 양의 메탄이 희박 탄화수소에 흡수되고 가스 루프로부터 회수될 수 있다.
표 1은 두 공정에 있어서, 하이드로프로세싱된 스트림(208), 고압 저온 분리기-흡수기(HPCSA)로부터의 오일 아웃렛(212), 및 재순환 가스로서 보내지는 메탄 감소 가스상 스트림(232) 중 경질 가스의 양(단위 vol%)을 나타낸다. 이 구성에서 재순환 가스로서 사용된 메탄 감소 가스상 스트림(232)과 희박 액체 탄화수소 스트림(238) 사이의 비는 725 Nm3/m3였다. 이것은 고압 저온 분리기-흡수기(HPCSA)로부터 회수된 조합된 액체 탄화수소의 총량이 156 m3/h인 것에 해당한다.
표 2는 유사하게 두 공정에 있어서, 하이드로프로세싱된 스트림(308), 고압 저온 분리기(HPCS)로부터의 비극성 액체 스트림(312), 및 재순환 가스(332) 중 경질 가스의 양(단위 vol%)을 나타낸다. 희박 탄화수소가 재순환되지 않으므로 고압 저온 분리기(HPCS)로부터 회수된 액체 탄화수소의 총량은 단지 90 m3/h이며, 이것은 재순환 가스로부터 메탄을 회수하는데 있어서 더 적은 용량을 구성한다.
흡수기가 없는 도 3의 공정에서는 하이드로프로세싱된 스트림(308)으로 하이드로프로세싱 공정을 떠나는 메탄 중 5.1%가 액체상에 용해된 상태이다. 이와 달리, 흡수기를 구비한 도 1의 공정에서는 오일에 흡수된 메탄의 양이 약 7.5%까지 증가된다. 따라서, 대부분의 메탄이 재순환 가스 루프로 재순환되며, 이 작은 차이가 안정적인 메탄 농도에 상당한 차이를 야기하고, 이로써 본 발명의 공정은 재순환 가스 중 메탄의 농도를 25.9%vol에서 16.6%vol로 감소시킨다. 또한, 특히 재순환 가스로부터 회수된 프로판의 양이 증가되고, 이로써 재순환 가스 중 C1-C3 탄화수소의 양이 33.5%vol에서 20.3%vol로 감소된다. 이러한 감소는 63.7%vol에서 77.8%vol로 수소 농도의 증가에 상응하며, 36 Bar에서 44 Bar로 부분 압력의 증가에 해당하고(57.5 Bar의 압력을 가정함), 이것은 공정 장비 투자의 상당한 증가를 필요로 할 것이며, 전체 압력을 증가시킴으로써 구현하려는 경우 기존 플랜트를 개조하여 전환하는 것이 불가능할 수 있다.
흡수기의 작동은 액체 탄화수소 스트림의 양을 변화시킴으로써 변화될 수 있다.
표 3에는 공정에서 선택된 변수를 조정하는 효과가 제시된다. 표 2(도 3과 마찬가지로 흡수에 사용된 희박 탄화수소 없음)와 표 1(희박 탄화수소가 디젤임)의 두 가지 시나리오가 희박 탄화수소로서 나프타를 사용한 유사한 시나리오와 비교되며, 세 경우 모두 압력은 동일하다. 이로부터, 편리하게 이용가능한 경우, 나프타와 같은 경질 탄화수소를 사용함으로써 메탄의 증가된 제거, 및 수소 부분 압력의 관련된 증가가 얻어질 수 있다는 것이 분명하다. 이후의 2개 라인에서 작동 압력이 100 bar일 때 희박 탄화수소에서 메탄 흡수 효과가 더 높다는 것이 또한 입증된다.
표 4는 공정의 이익을 평가하기 위한 다른 접근법을 나타낸다. 이 평가에서 공정 시뮬레이션은 도 5 및 7에 대해 199 m3/h의 총 원료 유량(스트림 508 및 708)에 기초하여 실시되었고, 수소 처리 가스 스트림(스트림 504 및 505 또는 704 및 705의 조합)에서 목표 순도는 적어도 80 vol%였다. 도 5와 4를 비교한 것은 희박 탄화수소 흡수기의 존재가 보다 순수한 재순한 가스(72.6 vol%-504 vs. 72.3 vol%-704), 감소된 퍼지량(533과 536의 조합 vs. 733과 736의 조합), 및 25,000 Nm3/h 적은 메이크업 가스(505 vs 705)를 가져온다는 것을 보여준다.
| 스트림 | 208 | 212 | 232 | |
| H2O | %vol | 7.6 | 0.32 | 0.12 |
| H2S | %vol | 0 | 0.04 | 0.02 |
| CO | %vol | 0.5 | 0.07 | 0.6 |
| CO2 | %vol | 0.7 | 0.47 | 0.78 |
| H2 | %vol | 60.7 | 4.03 | 77.76 |
| C1 | %vol | 13.8 | 4.24 | 16.62 |
| C2 | %vol | 0.8 | 0.81 | 0.75 |
| C3 | %vol | 4.5 | 9.16 | 2.92 |
| C4+ | %vol | 11.52 | 80.86 | 0.43 |
| 스트림 | 308 | 312 | 314 | |
| H2O | %vol | 7.6 | 0.37 | 0.12 |
| H2S | %vol | 0.0 | 0.07 | 0.04 |
| CO | %vol | 0.5 | 0.08 | 0.65 |
| CO2 | %vol | 0.9 | 0.67 | 1.08 |
| H2 | %vol | 49.2 | 3.43 | 63.68 |
| C1 | %vol | 20.8 | 6.54 | 25.87 |
| C2 | %vol | 1.3 | 1.38 | 1.34 |
| C3 | %vol | 7.7 | 17.98 | 6.26 |
| C4+ | %vol | 12.0 | 69.49 | 0.98 |
| 희박 탄화수소 | 압력 [bar] | H 2 [%vol] | C1 [%vol] |
| 없음 | 57.5 | 63.68 | 25.87 |
| 디젤 | 57.5 | 77.76 | 16.62 |
| 나프타 | 57.5 | 83.98 | 10.93 |
| 없음 | 100 | 78.31 | 15.07 |
| 디젤 | 100 | 86.81 | 9.45 |
| 유닛 | 스트림# | 값 | 스트림# | 값 |
| 1000 Nm3/h | 505 | 931.0 | 705 | 956.0 |
| m3/h | 502 | 198.9 | 702 | 198.9 |
| m3/h | 508 | 220.2 | 708 | 218.5 |
| m3/h | 538 | 116.3 | ||
| 1000 Nm3/h | 533 | 87.5 | 733 | 127.3 |
| 1000 Nm3/h | 504 | 2475.9 | 704 | 2450.9 |
| vol% H2 | 72.6 | 72.3 | ||
| 1000 Nm3/h | 536 | 24.0 | 736 | 16.7 |
| vol% H2O | 1.4 | 0.9 | ||
| vol% H2S | 0.2 | 0.1 | ||
| vol% CO | 0.1 | 0.1 | ||
| vol% CO2 | 0.6 | 0.6 | ||
| vol% H2 | 23.2 | 32.8 | ||
| vol% C1 | 22.1 | 24.7 | ||
| vol% C2 | 7.7 | 7.3 | ||
| vol% C3 | 38.4 | 29.4 | ||
| vol% C4+ | 6.3 | 4.1 |
Claims (17)
- 함산소물 부화 공급원료를 탄화수소의 액체 생성물 스트림으로 전환하는 방법으로서,
a. 상기 공급원료를 재순환 가스 스트림과 함께 하이드로프로세싱 단계로 보내서 적어도 수소, 메탄 및 탄화수소를 포함하는 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림을 제공하는 단계,
b. 주위 온도 및 압력에서 액체인 메탄 희박 탄화수소 스트림을 (i) 상기 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림 또는 (ii) 상분리에 의해 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림으로부터 유도된 가스상 하이드로프로세싱된 스트림인 메탄 도너 스트림과 조합하고, 선택적으로 냉각하여 다중상 조합 스트림을 제공하는 단계,
c. 상기 다중상 조합 스트림을 적어도 상기 하이드로프로세싱된 공정 스트림에 포함된 수소의 대부분을 포함하는 수소 부화 가스 스트림과 흡수된 메탄을 포함하는 부화 액체 탄화수소 스트림으로 분리하는 단계,
d. 플래싱 공정 또는 스트리핑 공정에 의해 상기 부화 액체 탄화수소 스트림으로부터 일정량의 메탄을 탈착하는 탈착 단계에서, 일정량의 메탄을 가스상으로 전달하여 메탄 부화 가스상 스트림을 제공하고, 탄화수소의 액체 생성물 스트림을 제공하는 단계
를 포함하는 방법. - 제 1 항에 있어서, 상기 메탄 희박 탄화수소 스트림은 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림과 조합됨으로써 상기 다중상 조합 스트림을 제공하고, 이후 조합 스트림을 냉각 및 상분리함으로써 상기 수소 부화 가스 스트림 및 상기 부화 액체 탄화수소 스트림이 제공되는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항에 있어서, 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림은 냉각되고, 플래싱 단계에 의해 상분리되며, 이로써 가스 스트림 및 액체 스트림이 제공되고, 조합 단계에서 메탄 희박 탄화수소 스트림이 가스 스트림과 조합됨으로써 상기 다중상 조합 스트림이 제공되는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 3 항에 있어서, 플래싱 단계 및 조합 단계는 통합된 흡수 구역 및 플래싱 구역에서 이루어지며, 이로써 메탄 희박 탄화수소 스트림이 2-상 하이드로프로세싱된 탄화수소 스트림과 조합되어 메탄을 포함하는 부화 액체 탄화수소 스트림의 상기 스트림이 제공되는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 3 항에 있어서, 플래싱 단계 및 조합 단계는 플래시 분리 및 흡수를 위한 별도의 장치들에서 수행되는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항에 있어서, 상기 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림의 분리는, 선택적 냉각 후, 2-상 하이드로프로세싱된 공정 스트림을 스트리핑 매체를 수용한 고압 스트리퍼로 보내서 스트립된 액체 스트림 및 스트리퍼 오버헤드 스트림을 제공함으로써 수행되는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 6 항에 있어서, 상기 스트리퍼 오버헤드 스트림은 가스상 하이드로프로세싱된 스트림을 구성하며, 이것은 메탄 희박 액체 탄화수소 스트림과 조합된 후 제1 분리기로 보내져서 적어도 상기 메탄 부화 액체 탄화수소 스트림 및 상기 수소 부화 가스상 스트림을 제공하고, 여기서 상기 메탄 부화 액체 스트림은 상기 탈착 단계를 제공하는 추가의 분리기로 보내지고, 이로써 메탄 감소 액체 스트림 및 메탄 부화 가스상 스트림이 제공되는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항 내지 제 7 항 중 어느 한 항에 있어서, 다중상 조합 스트림의 압력은 적어도 3000 kPa인 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항 내지 제 8 항 중 어느 한 항에 있어서, 다중상 조합 스트림의 온도는 20℃ 내지 275℃, 예컨대 20℃ 내지 90℃ 또는 150℃ 또는 150℃ 또는 200℃ 내지 275℃인 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항 내지 제 9 항 중 어느 한 항에 있어서, 탈착 단계는 2000 kPa 미만으로 압력을 감소시키는 것을 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항 내지 제 9 항 중 어느 한 항에 있어서, 탈착 단계는 수소 또는 스팀과 같은 스트리핑 매체에 의한 메탄 부화 액체 탄화수소 스트림의 스트리핑을 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항 내지 제 11 항 중 어느 한 항에 있어서, 탈착 단계는 탈착 전 압력의 80%까지 압력 감소를 수반하는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항 내지 제 12 항 중 어느 한 항에 있어서, 탄화수소의 액체 생성물 스트림은 적어도 일정량의 메탄 감소된 액체 스트림 또는 메탄 감소된 액체 스트림의 추가 하이드로프로세싱의 생성물을 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 1 항 내지 제 13 항 중 어느 한 항에 있어서, 액체 탄화수소 스트림은 적어도 일정량의 액체 하이드로프로세싱된 스트림 또는 액체 하이드로프로세싱된 스트림의 추가 하이드로프로세싱의 생성물을 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
- 액체상 입구, 가스상 입구 및 출구를 갖는 하이드로프로세싱 섹션,
입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 갖는 제1 분리 수단,
선택적으로 상기 제1 분리 수단과 동일한 압력 용기 내의 통합된 장치에 액체상 입구 및 가스상 입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 갖는 흡수 수단으로서, 제1 분리 수단의 가스상 출구에 의해 흡수 수단의 가스상 입구와 흡수 수단의 액체상 출구가 통합된 장치 내부에 있는 흡수 수단,
입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 갖는 제2 분리 수단
을 포함하는 공정 플랜트로서,
여기서 하이드로프로세싱 섹션의 액체상 입구는 함산소물 공급원료를 수용하도록 구성되고,
하이드로프로세싱 섹션의 가스상 입구는 수소 부화 가스를 수용하도록 구성되며, 하이드로프로세싱 섹션의 출구는 제1 분리 수단의 입구와 유체 연통하고,
제1 분리 수단의 가스상 출구는 흡수 수단의 가스상 입구와 유체 연통하며,
액체 탄화수소 스트림이 흡수 수단의 상기 액체상 입구로 보내지고,
흡수 수단의 가스상 출구는 선택적으로 정제 수단을 통해서 하이드로프로세싱 섹션의 상기 가스상 입구와 유체 연통하고,
흡수 수단의 액체상 출구는 상기 제2 분리 수단의 입구와 유체 연통하는, 공정 플랜트. - 제 15 항에 있어서, 입구 및 출구를 갖는 가압 수단을 더 포함하며, 여기서 상기 제2 분리 수단의 액체상 출구는 상기 가압 수단의 입구와 유체 연통하고, 상기 가압 수단의 출구는 상기 흡수 수단의 입구와 유체 연통하는 것을 특징으로 하는 공정 플랜트.
- 다중상 스트림 입구, 액체상 입구, 액체상 출구 및 가스상 출구를 포함하는 통합된 분리 및 흡수 수단으로서,
상기 통합된 분리 및 흡수 수단은 단일 압력 용기에 분리 구역 및 흡수 구역을 포함하고,
여기서 상기 분리 구역은 상기 흡수 구역 아래에 위치되며, 분리 구역과 흡수 구역 사이에 유체 연통을 허용하도록 구성되고,
상기 흡수 구역은 액체상 입구 및 가스상 출구를 가지며, 선택적으로 가스와 액체의 접촉을 증진시키는 수단을 포함하는, 통합된 분리 및 흡수 수단.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US202163185598P | 2021-05-07 | 2021-05-07 | |
| US63/185,598 | 2021-05-07 | ||
| EP21184518.5 | 2021-07-08 | ||
| EP21184518 | 2021-07-08 | ||
| PCT/EP2022/062337 WO2022234115A1 (en) | 2021-05-07 | 2022-05-06 | Hydroprocessing with increased recycle gas purity |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR20240004511A true KR20240004511A (ko) | 2024-01-11 |
Family
ID=81941195
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020237039043A KR20240004511A (ko) | 2021-05-07 | 2022-05-06 | 재순환 가스 순도가 증가되는 하이드로프로세싱 |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP4334413A1 (ko) |
| JP (1) | JP2024519213A (ko) |
| KR (1) | KR20240004511A (ko) |
| AU (1) | AU2022268643A1 (ko) |
| CA (1) | CA3217806A1 (ko) |
| WO (1) | WO2022234115A1 (ko) |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11253816B2 (en) | 2019-05-10 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Direct oxidation of hydrogen sulfide in a hydroprocessing recycle gas stream with hydrogen purification |
| US20210060516A1 (en) | 2019-09-03 | 2021-03-04 | Uop Llc | Metallurgy for processing biorenewable feed |
-
2022
- 2022-05-06 JP JP2023568248A patent/JP2024519213A/ja active Pending
- 2022-05-06 AU AU2022268643A patent/AU2022268643A1/en active Pending
- 2022-05-06 WO PCT/EP2022/062337 patent/WO2022234115A1/en active Application Filing
- 2022-05-06 CA CA3217806A patent/CA3217806A1/en active Pending
- 2022-05-06 EP EP22728158.1A patent/EP4334413A1/en active Pending
- 2022-05-06 KR KR1020237039043A patent/KR20240004511A/ko unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2022268643A1 (en) | 2023-10-19 |
| CA3217806A1 (en) | 2022-11-10 |
| EP4334413A1 (en) | 2024-03-13 |
| WO2022234115A1 (en) | 2022-11-10 |
| JP2024519213A (ja) | 2024-05-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2517185C2 (ru) | Способ гидрообработки углеводородного топлива | |
| KR101566572B1 (ko) | 해양 천연 가스를 처리하기 위한 장치 및 방법 | |
| US4457834A (en) | Recovery of hydrogen | |
| CN101918104B (zh) | 用于处理包含co2的工艺气流的方法 | |
| JP2009519371A (ja) | 天然ガスからの炭化水素の生成 | |
| CN101173190A (zh) | 费托合成油的加工流程 | |
| US20230087845A1 (en) | Cost Effective Deoxygenation Process With Gas Recycle | |
| CN105793396A (zh) | 具有氢气再循环的用于在一系列反应器中加氢处理瓦斯油的方法 | |
| RU2430141C2 (ru) | Система синтеза жидкого топлива | |
| CN102373083A (zh) | 一种将工艺水用为烃氢化过程反应流出物冲洗水的方法 | |
| JPS5922756B2 (ja) | 窒素化合物によつて汚染された石油炭化水素の水素化クラツキング方法 | |
| EA018588B1 (ru) | Способ пуска реактора гидрирования лигроиновой фракции | |
| US11253816B2 (en) | Direct oxidation of hydrogen sulfide in a hydroprocessing recycle gas stream with hydrogen purification | |
| KR20240004511A (ko) | 재순환 가스 순도가 증가되는 하이드로프로세싱 | |
| CN102816596B (zh) | 一种不粘结性煤或弱粘结性煤的深加工方法 | |
| ES2933451T3 (es) | Proceso de mejora de hidrocarburos líquidos renovables | |
| CN117242159A (zh) | 提高再循环气体纯度的加氢处理 | |
| CN110669542A (zh) | 一种利用焦炉煤气制备费托蜡的方法及其装置 | |
| US20240026232A1 (en) | Process for operating sulfided hydroprocessing catalyst | |
| US11952541B2 (en) | Process for hydrotreating a feed stream comprising a biorenewable feedstock with treatment of an off-gas stream | |
| WO2023099658A1 (en) | Method for production of a transportation fuel | |
| WO2024083781A1 (en) | A process for recovery of hydrogen during hydroprocessing of a feedstock comprising oxygenates | |
| CN116731746A (zh) | 一种重油悬浮床加氢裂化产物冷高分油分离柴油的方法 | |
| JP2023540955A (ja) | 炭化水素生成物の製造のための方法における不純物の除去 | |
| CA3233436A1 (en) | Process for stabilization of reactive liquid feedstock |