JP2002513848A - 色相体を回避するための中間留出物の多段水素化処理法 - Google Patents

色相体を回避するための中間留出物の多段水素化処理法

Info

Publication number
JP2002513848A
JP2002513848A JP2000547185A JP2000547185A JP2002513848A JP 2002513848 A JP2002513848 A JP 2002513848A JP 2000547185 A JP2000547185 A JP 2000547185A JP 2000547185 A JP2000547185 A JP 2000547185A JP 2002513848 A JP2002513848 A JP 2002513848A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
temperature
stage
stripping
heteroatom
heteroatoms
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Pending
Application number
JP2000547185A
Other languages
English (en)
Inventor
グプタ，ラメッシュ
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ExxonMobil Research and Engineering Co
Original Assignee
Exxon Research and Engineering Co
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 Exxon Research and Engineering Co filed Critical Exxon Research and Engineering Co
Publication of JP2002513848A publication Critical patent/JP2002513848A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • C10L1/003—Marking, e.g. coloration by addition of pigments
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

(57)【要約】 中間石油留出物を２つの温度ステージにおいて水素化処理する処理方法を開示する。原料（１１）は、約３６０〜約４５０℃の温度で運転される２つ以上の第１温度ステージにおいて水素化処理される。第１温度ステージの反応生成物（１３）を約２６０〜約３５０℃の温度に急冷し、硫化水素、アンモニアおよびその他の溶存ガスをストリップし、反応生成物（１７）を該急冷温度範囲で運転される第２温度ステージに送る。第２温度ステージの生成物からもストリッピングゾーン（１６ｂ）において溶存ガスをストリップする。より温度の高い第１ステージで生成した色相体は、最後のステージにおいて水素化される。

Description

【発明の詳細な説明】
【０００１】 本発明の分野 本発明は、中間石油留出物を２段の温度ステージにて水素化処理するための処
理方法に関する。原料流は、約３６０〜約４５０℃の温度で運転される２つ以上
の第１温度ステージにおいて水素化処理される。第１温度ステージの反応生成物
は、約２６０〜約３５０℃の温度に急冷され、Ｈ２Ｓ、ＮＨ３および他の溶存ガ
スをストリップし、前記急冷温度範囲で運転される第２温度ステージへと送られ
る。この第２温度ステージの生成物からも溶存ガスがストリップされる。より温
度の高い第１ステージで生成する色相体は、最後のステージにおいて水素化され
る。
【０００２】 本発明の背景 石油精製業者は、環境に有害となる可能性のある成分を生成物から除去するた
めの改良された処理方法を引き続き必要としている。ディーゼル燃料、あるいは
中間留出物などの燃料製品は、絶えず厳しくなる硫黄および窒素成分などのヘテ
ロ原子のレベルに関する政府の規制に適合しなくてはならない製品の代表である
。例えば、ディーゼル燃料を製造するための原料は、通常約１〜２重量％あるい
はそれ以上の硫黄を含有するが、政府の規制を満たすためには、最終燃料製品は
、約０．０５重量％を越える硫黄を含有してはならず、さらに近々、約０．００
５重量％を越える硫黄を含有してはならないであろう。
【０００３】 高過酷度の処理により、硫黄および窒素成分のレベルを０．０５重量％以下に
減少させることはできるが、斯かる処理で用いられる高温のため、色相に劣る燃
料が製造される。これは、主に、高温において縮合および脱水素などの望ましく
ない反応が生じ、黒っぽい色相の、除去が大変困難である成分が生じるからであ
る。
【０００４】 硫黄および窒素含有量は低いが最終燃料製品に関するＡＳＴＭ色相品質を満足
する中間留出物に対する需要を満たすために、より活性の高い触媒および改良さ
れたプロセス設計を開発すべく、多大の努力が払われている。色相品質を良好に
保つかどうかに関わらず、中間留出物におけるヘテロ原子のレベルを低下させる
ために、様々なプロセスシナリオが提案されている。例えば、特開平３−８６７
９３号公報では、硫黄含有量が０．２重量％以下のディーゼルガスオイルの製造
のための２段水素化処理方法が教示されている。第１段は、約２８０〜約３７０
℃の温度と約１０〜４０ｋｇ／ｃｍ２の圧力が必要とされる。第２段は、約１５
０〜約３２５℃の温度と第１段同様の圧力が必要とされる。斯かる２段処理方法
により、硫黄の含有量が充分低く、且つ色相基準を満たすような製品を製造する
ことは困難である。
【０００５】 また、米国特許第４、７５５、２８０号には、炭化水素化合物の色相および酸
化安定性を向上させるための２段水素化処理方法が教示されており、鉄型触媒が
第２段において使用されている。しかし、鉄型触媒の水素化処理活性は、硫化水
素により容易に低下することが知られている。したがって、第２段へと供給され
る原料中に存在する硫黄および窒素化合物の量は、１０ｗｐｐｍという非経済的
なレベルにまで低下させなくてはならない。
【０００６】 さらに米国特許第３、８４１、９９５号によれば、炭化水素化合物の色相およ
び臭気向上のための２段水素化処理方法が提案されている。しかし、この処理方
法においては、プラチナ触媒のような貴金属触媒が第２段で使用されており、触
媒の水素化処理活性は硫黄成分によって容易に低下する。
【０００７】 欧州特許第０５２３６７９Ａ２号は、色相特性の優れた低硫黄ディーゼルガス
オイルを製造するための２段処理方法を教示している。第１段は、水素化処理触
媒の存在下、約３５０〜約４５０℃の温度と約４５〜１００ｋｇ／ｃｍ２の圧力
で処理され、第２段は、約２００〜約３００℃の温度および約４５〜１００ｋｇ
／ｃｍ２の圧力で処理される。
【０００８】 その他のプロセス構成としては、単一の反応容器、あるいは別々の反応容器に
おける複数反応段の使用があげられる。ヘテロ原子成分の濃度が順々に低下する
ため、硫黄に対する感受性のより高い触媒を下流側で使用することができる。欧
州特許第９３２００１６５．４号は、単一の反応容器において行われる２段水素
化処理方法を教示しているが、各反応ゾーンからの液体反応流に対する独特のス
トリッピング配置に関する示唆はなく、また第２段での水素化処理に先立って第
１段からの流出液を急冷するという示唆もない。
【０００９】 留出物原料のヘテロ原子含有量を減少させることに関し、かなりの量の技術が
存在するものの、ヘテロ原子含有量が低く、色相の規格が許容範囲にある中間留
出物を製造しうる改良プロセスに対する需要は依然として存在する。
【００１０】 本発明の概要 本発明によれば、以下の工程（ａ）〜（ｇ）を含むことを特徴とするヘテロ原
子を含有する中間留出物原料からヘテロ原子を除去するための処理方法が提供さ
れる。 （ａ）水素化処理触媒を含む第１温度ステージにおいて、ワンススルー水素含 有処理ガスと下流温度ステージからのリサイクル処理ガスとからなる処 理ガスの存在下に、約３６０〜約４５０℃の温度を含む水素化処理条件 で、液体成分と蒸気成分とからなる反応生成物を製造するように、前記 原料を水素化処理する工程 （ｂ）前記反応生成物が、約２６０〜約３５０℃の温度へ急冷される工程 （ｃ）前記蒸気成分から前記液体成分を分離する工程 （ｄ）第１ストリッピングゾーンにおいて、前記液体成分から溶存ガス状物質 をストリップする工程 （ｅ）水素化処理触媒を含む第２温度ステージにおいて、フレッシュ水素含有 ガスの存在下に、約２６０〜約３５０℃の温度を含む水素化処理条件で 、液体成分と蒸気成分とからなる反応生成物を製造するように、工程（ ｄ）の前記ストリップされた液体成分を水素化処理する工程 （ｆ）前記蒸気成分から前記液体成分を分離する工程 （ｇ）第２ストリッピングゾーンにおいて、前記液体成分から溶存ガス状物質 をストリップする工程
【００１１】 本発明の好ましい実施態様においては、２つ以上の第２温度ステージが存在し
、この第２温度ステージは、不活性耐火物担体材料上に担持されたＮｉＭｏから
なる触媒を含む。
【００１２】 本発明の詳細な説明 本発明の水素化処理に適した原料流は、当該分野で「中間留出物」と呼ばれて
いるものであり、通常、硫黄および窒素などの望ましくないヘテロ原子を含有し
ている。このような流れは、通常、約１５０〜約４００℃の範囲に沸点を持ち、
原油の蒸留により得られる物、流動接触分解生成物の分留により得られる留出物
、熱分解油の分留により得られる留出物、およびそれらの混合物である。このよ
うな原料の例としては、これに限定される訳ではないが、ディーゼル燃料、ジェ
ット燃料および暖房用オイル類が挙げられる。現代の環境基準に合うように、こ
の中間留出物中に含有される望ましくないレベルのヘテロ原子は、最終燃料製品
の色相に悪影響を与えることなく、除去されねばならない。本発明の処理方法に
より、ヘテロ原子成分の含有量が低く、さらに色相品質を満たすような燃料製品
、好ましくは留出燃料製品を製造することができる。これは、プロセスのコスト
を大幅に引き上げる過度に高い圧力を必要とせずに実施される。
【００１３】 本発明の処理方法は、ここに掲載する図１（２つの温度ステージ１０ａと１０
ｂを持つ単一反応器が示されている）に示す好ましい実施態様の説明を通じて一
層容易に理解することができる。雑多な反応容器のインターナル、バルブ、ポン
プ、熱電対、および熱伝達装置などは、簡略化のため図面には示されていない。
各反応ステージの下流には、気／液分離手段１２ａおよび１２ｂが設けられてい
る。第１温度ステージからの生成物流は、気／液分離手段１２ａの上流で冷却さ
れる（３で示す）。流れ分配手段１４ａと１４ｂも、各反応ステージの上流に設
けられている。ストリッピング容器２には、２つのストリッピングゾーン１６ａ
と１６ｂ、および気／液分離手段１８が含まれている。このストリッピングゾー
ンは、単一の容器内にある必要はない。ただ１つの温度ステージからの反応生成
物からガス状の不純物を除去するために各ストリッピングゾーンが使用される限
り、各ストリッピングステージには、それぞれ別の容器を使用することができる
。
【００１４】 このストリッピング容器は、向流モードで運転され、上方へ昇るストリッピン
グガス、好ましくは水蒸気は、ライン２０を通じてストリッピング容器に導入さ
れ、両ストリッピングゾーンを上方へと通過し、一方、液体反応生成物は、各ス
トリッピングゾーンを下向きに流れる。向流するストリッピングガスは、下方へ
と流れる液体から、殆どの燃料製品において望ましくないと考えられているＨ２ ＳおよびＮＨ３などの溶存ガス状不純物を除去する上で役立つ。ストリッピング
ゾーンに、このストリッピングゾーンのストリッピング能力を強化するような適
当な固体ストリッピング媒体が設けられていることが好ましい。好ましいストリ
ッピング媒体としては、溶存ガスの液体からの分離を促進するに十分な広い表面
積を持つものがあげられる。適当なストリッピング媒体の例をあげると、これら
に限定するわけではないが、水素化処理分野の当業者にとってよく知られている
従来構造のパッキングを詰めた充填層およびトレイなどが挙げられる。
【００１５】 本発明の処理方法は、図１に関しては、ライン１１を通じて第１温度ステージ
１０ａの触媒床の上方に中間留出物原料を供給することによって実施される。こ
の第１温度ステージは、約３６０〜約４５０℃の温度で運転される。触媒は、反
応器中で固定床として存在する事が好ましいが、スラリーおよび沸騰床など他の
タイプの触媒配置を用いることも可能である。原料は、反応容器内に導入され、
分配手段１４ａを用いて、処理ガスと共に反応ステージ１０ａの触媒床上に沿っ
て分配される。次いで、原料は水素化処理触媒床を通過し、飽和物の水素化、お
よび原料からの硫黄と窒素の除去を含む所望の反応が進行する。原料中の硫黄と
窒素は、Ｈ２ＳとＮＨ３のようなガス状の生成物へと転化されて除去される。本
発明の実施は、液体分配手段の種類によっていかなる制限も受けないと考えられ
るが、シーブトレー、バブルキャップトレー、あるいはスプレーノズル、チムニ
ーおよびチューブ付きのトレーなどのトレー配置が好ましい。
【００１６】 反応生成物および下方に流れる処理ガスは、ライン１３を通って反応容器を出
、約２６０〜約３５０℃の温度に急冷される。この急冷により、セパレータ１２
ａ中で中間留出物液を処理ガスから分離することが容易になるばかりでなく、規
格外の着色成分が水素化され、望ましくない着色成分がさらに生成されることの
ない、より望ましいプロセス環境が作り出される。即ち、この第２温度ステージ
に導入される原料は、低いＨ２ＳおよびＮＨ３環境において、色相体の水素添加
に役立つ比較的低い温度で処理されるので、低い温度の第２反応ステージが望ま
しい。蒸気相流出物フラクションは、ライン１５によりセパレータ１２ａから取
り出される。この蒸気相流出物フラクションは集めてもよいが、少なくともその
一部を再循環することが好ましい。再循環に先立ち、この蒸気相流は、Ｈ２Ｓお
よびＮＨ３のような汚染物質を除去すべく洗浄され、圧縮される（図示せず）こ
とが好ましい。液体反応生成物は、ストリッピングステージ１６ａにライン１７
を通じて供給され、上方へ上ってくる水蒸気のようなストリッピングガスと接触
する。先に述べたように、液体とストリッピングガスが接触する表面積を増加さ
せるために、ストリッピングステージがパッキングあるいはトレイなどのストリ
ッピング媒体を含んでいることが好ましい。ストリップされた液体は、気／液セ
パレータ手段１８に集められ、ライン１９を通じて抜き出され、さらにライン２
１からの適当な水素含有処理ガスと一緒に反応容器１に供給され、分配手段１４
ｂを通じて反応ステージ１０ｂへと送られる。原料流は、この時点で望ましくな
い化学種、特に硫黄および窒素を実質的に減少させている。
【００１７】 下方へと流れる処理ガスと下方へと流れる第１反応ステージからのストリップ
された液体は、共に反応ステージ１０ｂ中の触媒床を通過し、ストリップされた
液体反応生成物は、所定の水素化処理反応に付される。この触媒床中の触媒は、
第１温度ステージにおける触媒と同じであっても異なっていても良い。この第２
ステージの触媒は、処理された原料流中のヘテロ原子のレベルがより低いため、
また処理ガス中のヘテロ原子種Ｈ２ＳおよびＮＨ３のレベルが低いため、ヘテロ
原子による不活性化に対してより敏感な高性能触媒であってもよい。第２反応ス
テージ１０ｂからの液体反応生成物は、気／液セパレータ手段１２ｂを通じて分
離され、第２ストリッピングゾーン１６ｂへと送られ、そこを下方に流れ、上方
へ上ってくるストリッピングガスと対向する。ストリッピングゾーン１６ｂから
のストリップされた液体は、ストリッピング容器からライン２３を通って取り出
される。両ストリッピングゾーンにおいて液体反応生成物からストリップされた
気体状の成分は、ストリッピング容器からライン２５を通って抜き出される。ラ
イン２５から出てくる蒸気流出物の一部は、凝縮させてストリッピング容器へと
戻してもよい（図示せず）。
【００１８】 この下流反応ステージにおいて幾分高いレベルのヘテロ原子が許容される状況
が起こるかもしれない。例えば、下流反応ステージにおける触媒は、その反応ス
テージで処理されるストリーム中の少量のＨ２ＳおよびＮＨ３に対しては比較的
耐性があるかもしれない。このような場合には、生成物ストリームはフラッシュ
され、蒸気フラクションが塔頂から引き出され、一方液体フラクションが下方か
ら集められるようなセパレータあるいはフラッシュドラムをストリッパーの代わ
りに使用することが望ましいかもしれない。この液体フラクションには、ストリ
ッパーから得られた場合のフラクションよりも幾分高いレベルのＨ２ＳおよびＮ
Ｈ３が含有されるであろう。単一ストリッピングステージの代わりに、複数の分
離ステップあるいは装置を使用することは本発明の範囲内のことである。
【００１９】 第１温度ステージ中の水素化処理触媒は、耐火性担体に担持された触媒にＣｏ
−Ｍｏを含有し、下流反応ステージが耐火性担体に担持された触媒にＮｉ−Ｍｏ
を含有することが好ましい。ここで使用する「水素化処理」という用語は、水素
含有処理ガスを、主に硫黄および窒素のようなヘテロ原子の除去および芳香族化
合物の水素化に対して活性を持つ適当な触媒の存在下で使用する処理方法を指す
。本発明で使用される適当な水素化処理触媒としては、従来の水素化処理触媒の
いずれを使用してもよいが、少なくとも１種のＶＩＩＩ属金属、好ましくはＦｅ
、ＣｏおよびＮｉ、より好ましくはＣｏおよび／またはＮｉ、もっとも好ましく
はＣｏを、且つ、少なくとも１種のＶＩ属金属、好ましくはＭｏおよびＷ、より
好ましくはＭｏを、アルミナなどの高表面積担体材料上に担持したものが挙げら
れる。その他の適当な水素化処理触媒の例としては、ゼオライト触媒、および貴
金属触媒があげられるが、貴金属とは、ＰｄまたはＰｔから選択されるものを指
す。同じ反応容器中で１つを超える水素化処理触媒を使用することは、本発明の
範囲内のことである。第ＶＩＩＩ属の金属は、通常約２〜２０重量パーセントの
範囲で存在し、好ましくは約４〜１２重量パーセントで存在する。第ＶＩ属金属
は、通常約５〜５０重量パーセントの範囲で、好ましくは約１０〜４０重量パー
セントの範囲、さらに好ましくは約２０〜３０重量パーセントの範囲で存在する
。すべての金属の重量パーセントは担体ベースである。「担体ベース」とは、パ
ーセントが担体の重量をベースにしているということである。例えば、担体が１
００ｇであった場合、２０重量パーセントの第ＶＩＩＩ族金属とは２０ｇの第Ｖ
ＩＩＩ族金属がこの担体の上に担持されていたということである。
【００２０】 「水素含有処理ガス」という用語は、少なくとも所定の反応のために有効量の
水素を含有している処理ガスという意味である。反応容器へと導入される処理ガ
ス流は、少なくとも約５０体積％、より好ましくは少なくとも約７５体積％の水
素を含有することが好ましいであろう。この水素含有処理ガスは、補給水素リッ
チガス、好ましくは水素、であることが好ましい。
【００２１】 原料の性状と所望される品質向上のレベルに応じ、１つを超える温度ゾーンが
第１および／または第２温度ステージを構成してもよい。１つを超える温度ゾー
ンというのは、その温度ステージに対する所定の温度範囲内で、各温度ステージ
が水素化処理触媒を含む１つを超えるゾーンを含み、それが、そのステージの温
度範囲内である限り、同じあるいは異なる温度において運転されることを指す。
例えば、第１温度ステージにおいて２つのゾーンを使用し、各ゾーンは約３６０
〜約４５０℃の温度を含む水素化処理条件のもとで運転される。この第１温度ス
テージにおける各ゾーンには、先に記載したように、水素化処理触媒が含まれる
。第２温度ステージは、約２６０〜約３５０℃の温度で運転されるが、２つ以上
の温度ゾーンを含んでもよい。つまり、前記温度ステージの温度範囲において運
転される水素化処理触媒を含有する２つ以上の反応ゾーンがあってもよい。この
第２温度ステージの触媒は、ＮｉＭｏ担持水素化処理触媒であることが好ましい
。
【図面の簡単な説明】
【図１】 本発明の実施において使用される、単一容器中に２つの反応ステ
ージを持つ反応容器と、２つのストリッピングゾーンを持つストリッピング容器
を示す。
【手続補正書】
【提出日】平成１３年３月１日（２００１．３．１）
【手続補正１】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】特許請求の範囲
【補正方法】変更
【補正内容】
【特許請求の範囲】
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (51)Int.Cl.7 識別記号 ＦＩ テーマコート゛(参考） Ｃ１０Ｇ 47/10 Ｃ１０Ｇ 47/10 65/00 65/00 65/02 65/02 65/04 65/04 (81)指定国 ＥＰ(ＡＴ，ＢＥ，ＣＨ，ＣＹ， ＤＥ，ＤＫ，ＥＳ，ＦＩ，ＦＲ，ＧＢ，ＧＲ，ＩＥ，Ｉ Ｔ，ＬＵ，ＭＣ，ＮＬ，ＰＴ，ＳＥ)，ＯＡ(ＢＦ，ＢＪ ，ＣＦ，ＣＧ，ＣＩ，ＣＭ，ＧＡ，ＧＮ，ＧＷ，ＭＬ， ＭＲ，ＮＥ，ＳＮ，ＴＤ，ＴＧ)，ＡＰ(ＧＨ，ＧＭ，Ｋ Ｅ，ＬＳ，ＭＷ，ＳＤ，ＳＬ，ＳＺ，ＵＧ，ＺＷ)，Ｅ Ａ(ＡＭ，ＡＺ，ＢＹ，ＫＧ，ＫＺ，ＭＤ，ＲＵ，ＴＪ ，ＴＭ)，ＡＬ，ＡＵ，ＢＡ，ＢＢ，ＢＧ，ＢＲ，ＣＡ ，ＣＮ，ＣＵ，ＣＺ，ＥＥ，ＧＥ，ＨＲ，ＨＵ，ＩＤ， ＩＬ，ＩＮ，ＩＳ，ＪＰ，ＫＰ，ＫＲ，ＬＣ，ＬＫ，Ｌ Ｒ，ＬＴ，ＬＶ，ＭＧ，ＭＫ，ＭＮ，ＭＸ，ＮＯ，ＮＺ ，ＰＬ，ＲＯ，ＳＧ，ＳＩ，ＳＫ，ＳＬ，ＴＲ，ＴＴ， ＵＡ，ＵＺ，ＶＮ，ＹＵ，ＺＡ

Claims (11)

    【特許請求の範囲】
  1. 【請求項１】 以下の工程（ａ）〜（ｇ）を含むことを特徴とする、ヘテロ
    原子を含有する中間留出物原料からヘテロ原子を除去するための処理方法。 （ａ）水素化処理触媒を含む第１温度ステージにおいて、ワンススルー水素含有
    処理ガスと下流温度ステージからのリサイクル処理ガスとからなる処理ガスの存
    在下に、約３６０〜約４５０℃の温度を含む水素化処理条件で、液体成分と蒸気
    成分とからなる反応生成物を製造するように、前記原料を水素化処理する工程 （ｂ）前記反応生成物が、約２６０〜約３５０℃の温度へ急冷される工程 （ｃ）前記蒸気成分から前記液体成分を分離する工程 （ｄ）第１ストリッピングゾーンにおいて、前記液体成分から溶存ガス状物質を
    ストリップする工程 （ｅ）水素化処理触媒を含む第２温度ステージにおいて、フレッシュ水素含有ガ
    スの存在下に、約２６０〜約３５０℃の温度を含む水素化処理条件で、液体成分
    と蒸気成分とからなる反応生成物を製造するように、工程（ｄ）の前記ストリッ
    プされた液体成分を水素化処理する工程 （ｆ）前記蒸気成分から前記液体成分を分離する工程 （ｇ）第２ストリッピングゾーンにおいて、前記液体成分から溶存ガス状物質を
    ストリップする工程
  2. 【請求項２】 前記第１温度ステージに２つ以上の温度ゾーンが存在するこ
    とを特徴とする請求項１に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料からヘテ
    ロ原子を除去するための処理方法。
  3. 【請求項３】 前記温度ステージのすべてが単一容器内に存在することを特
    徴とする請求項２に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料からヘテロ原子
    を除去するための処理方法。
  4. 【請求項４】 前記第２温度ステージに２つ以上の温度ゾーンが存在するこ
    とを特徴とする請求項１に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料からヘテ
    ロ原子を除去するための処理方法。
  5. 【請求項５】 前記温度ステージのすべてが単一容器内に存在することを特
    徴とする請求項４に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料からヘテロ原子
    を除去するための処理方法。
  6. 【請求項６】 すべての温度ステージの前記水素化処理触媒は、無機耐火物
    担体上に担持された、元素周期律表第ＶＩＩＩ属の金属から選ばれる少なくとも
    １種の金属と、第ＶＩ属の金属から選ばれる少なくとも１種の金属とを含むこと
    を特徴とする請求項１に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料からヘテロ
    原子を除去するための処理方法。
  7. 【請求項７】 前記第ＶＩＩＩ属金属は、貴金属、鉄、コバルトおよびニッ
    ケルからなる群から選ばれる１種の金属であり、且つ、前記第ＶＩ属金属は、モ
    リブデンまたはタングステンから選ばれる１種の金属であることを特徴とする請
    求項６に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料からヘテロ原子を除去する
    ための処理方法。
  8. 【請求項８】 第１温度ステージの前記触媒は、無機耐火物担体上に担持さ
    れたコバルトおよびモリブデンを含み、且つ、第２温度ステージの前記触媒は、
    無機耐火物担体上に担持されたニッケルおよびモリブデンを含むことを特徴とす
    る請求項７に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料からヘテロ原子を除去
    するための処理方法。
  9. 【請求項９】 前記ストリッピングゾーンの少なくとも１つは、液体からの
    Ｈ２Ｓ、ＮＨ３、およびその他の溶存ガスの除去を促進するストリッピング媒体
    を含むことを特徴とする請求項１に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料
    からヘテロ原子を除去するための処理方法。
  10. 【請求項１０】 同一容器内に１つより多いストリッピングゾーンが存在す
    ることを特徴とする請求項１に記載のヘテロ原子を含有する中間留出物原料から
    ヘテロ原子を除去するための処理方法。
  11. 【請求項１１】 前記液体反応生成物の一部は、ストリッピングに付すこと
    なく、次の下流反応ステージへと送られることを特徴とする請求項１に記載のヘ
    テロ原子を含有する中間留出物原料からヘテロ原子を除去するための処理方法。
JP2000547185A 1998-05-07 1999-04-26 色相体を回避するための中間留出物の多段水素化処理法 Pending JP2002513848A (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/074,268 1998-05-07
US09/074,268 US6103104A (en) 1998-05-07 1998-05-07 Multi-stage hydroprocessing of middle distillates to avoid color bodies
PCT/US1999/009019 WO1999057228A1 (en) 1998-05-07 1999-04-26 Multi-stage hydroprocessing of middle distillates to avoid color bodies

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2002513848A true JP2002513848A (ja) 2002-05-14

Family

ID=22118675

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2000547185A Pending JP2002513848A (ja) 1998-05-07 1999-04-26 色相体を回避するための中間留出物の多段水素化処理法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6103104A (ja)
EP (1) EP1090092B1 (ja)
JP (1) JP2002513848A (ja)
AU (1) AU742343B2 (ja)
CA (1) CA2329713C (ja)
DE (1) DE69943126D1 (ja)
NO (1) NO20005593L (ja)
WO (1) WO1999057228A1 (ja)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6303020B1 (en) 2000-01-07 2001-10-16 Catalytic Distillation Technologies Process for the desulfurization of petroleum feeds
EP1334166B1 (en) * 2000-04-20 2017-11-29 ExxonMobil Research and Engineering Company Production of low sulfur distillates
EP1409612A4 (en) * 2000-04-20 2004-06-16 Exxonmobil Res & Eng Co PRODUCTION OF LOW SULFUR AND AROMATIC COMPOUND DISTILLATES
US6635170B2 (en) * 2000-12-14 2003-10-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing process with integrated interstage stripping
DE10120801A1 (de) * 2001-04-27 2002-11-07 Basf Ag Reaktor für gas/flüssig oder gas/flüssig/fest-Reaktionen
US6783660B2 (en) * 2001-10-25 2004-08-31 Chevron U.S.A. Inc. Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones
US7282138B2 (en) * 2003-11-05 2007-10-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel
US20120000817A1 (en) * 2010-07-01 2012-01-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Production of Low Color Middle Distillate Fuels
US9109176B2 (en) 2011-03-28 2015-08-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Method for making marine bunker fuels
US9803148B2 (en) 2011-07-29 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Hydrocracking process with interstage steam stripping
US10273420B2 (en) * 2014-10-27 2019-04-30 Uop Llc Process for hydrotreating a hydrocarbons stream
WO2016089590A1 (en) 2014-12-04 2016-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine bunker fuels and methods of making same
US20190161692A1 (en) * 2017-11-28 2019-05-30 Uop Llc Integrated processes and apparatuses for upgrading a hydrocarbon feedstock

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2952626A (en) * 1957-08-05 1960-09-13 Union Oil Co Mixed-phase hydrofining of hydrocarbon oils
US3370001A (en) * 1965-07-23 1968-02-20 Exxon Research Engineering Co Process for manufacture of aromatic solvents
US3717571A (en) * 1970-11-03 1973-02-20 Exxon Research Engineering Co Hydrogen purification and recycle in hydrogenating heavy mineral oils
US3728249A (en) * 1971-02-05 1973-04-17 Exxon Research Engineering Co Selective hydrotreating of different hydrocarbonaceous feedstocks in temperature regulated hydrotreating zones
US3915841A (en) * 1974-04-12 1975-10-28 Gulf Research Development Co Process for hydrodesulfurizing and hydrotreating lubricating oils from sulfur-containing stock
US3926777A (en) * 1974-06-21 1975-12-16 Standard Oil Co Process for producing a colorless mineral oil having good hazing properties
US4021330A (en) * 1975-09-08 1977-05-03 Continental Oil Company Hydrotreating a high sulfur, aromatic liquid hydrocarbon
US4243519A (en) * 1979-02-14 1981-01-06 Exxon Research & Engineering Co. Hydrorefining process
US4801373A (en) * 1986-03-18 1989-01-31 Exxon Research And Engineering Company Process oil manufacturing process
GB8910711D0 (en) * 1989-05-10 1989-06-28 Davy Mckee London Process
US5110444A (en) * 1990-08-03 1992-05-05 Uop Multi-stage hydrodesulfurization and hydrogenation process for distillate hydrocarbons
US5183556A (en) * 1991-03-13 1993-02-02 Abb Lummus Crest Inc. Production of diesel fuel by hydrogenation of a diesel feed
JP3187104B2 (ja) * 1991-07-19 2001-07-11 日石三菱株式会社 低硫黄ディーゼル軽油の製造方法
US5707511A (en) * 1994-12-22 1998-01-13 Exxon Research And Engineering Company Cyclic process for hydrotreating petroleum feedstocks
US5670116A (en) * 1995-12-05 1997-09-23 Exxon Research & Engineering Company Hydroprocessing reactor with enhanced product selectivity
US5720872A (en) * 1996-12-31 1998-02-24 Exxon Research And Engineering Company Multi-stage hydroprocessing with multi-stage stripping in a single stripper vessel
US5705052A (en) * 1996-12-31 1998-01-06 Exxon Research And Engineering Company Multi-stage hydroprocessing in a single reaction vessel

Also Published As

Publication number Publication date
CA2329713A1 (en) 1999-11-11
AU742343B2 (en) 2001-12-20
WO1999057228A1 (en) 1999-11-11
AU3761999A (en) 1999-11-23
DE69943126D1 (de) 2011-02-24
NO20005593D0 (no) 2000-11-06
EP1090092B1 (en) 2011-01-12
US6103104A (en) 2000-08-15
CA2329713C (en) 2009-11-03
EP1090092A1 (en) 2001-04-11
NO20005593L (no) 2000-11-06
EP1090092A4 (en) 2008-11-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2966985B2 (ja) 重質炭化水素油の接触水素化処理方法
JP2001507740A (ja) 単一ストリッパー槽における多段ストリッピングを伴う多段水素処理方法
US4183801A (en) Process for preparing hydrocarbons
JP2001507738A (ja) 単一反応槽における多段水素処理方法
JP4283997B2 (ja) 蒸気段を含む三段水素処理方法
JP2002531682A (ja) 低硫黄／低芳香族留出油の製造
JP2001526299A (ja) Ｍｉｄｗにおいて硫黄化合物で汚染されたフィードを処理する改善されたプロセス体系
US4165274A (en) Process for the preparation of synthetic crude oil
JP2002513848A (ja) 色相体を回避するための中間留出物の多段水素化処理法
JP4304653B2 (ja) 向流での固定床水素化処理工程を含む炭化水素仕込原料の処理方法
JP4206268B2 (ja) 単一反応槽における二段水素処理およびストリッピング
JP2002528596A (ja) アップフロー段蒸気の不純物を非接触除去する多段アップフローおよびダウンフロー水素化処理
US5376258A (en) Process for hydrogenating treatment of heavy hydrocarbon oil
JPH0386793A (ja) 石油蒸留物の低イオウ化方法
JP2002528597A (ja) 第１段蒸気流出物からの非接触的不純物除去を伴う多段アップフロー水素処理
JP2980436B2 (ja) 重質炭化水素油の処理方法
JP4856837B2 (ja) 低硫黄／低芳香族化合物留出油の生成
JPH07102266A (ja) 石油蒸留物の低イオウ化方法
JPH02153992A (ja) 炭化水素系原料の水素化分解方法
EP1334166B1 (en) Production of low sulfur distillates
JP4245218B2 (ja) 重質油の水素化脱硫方法
JP2002302680A (ja) 重質油の精製方法
JP3513293B2 (ja) 接触分解用原料油の水素化処理方法
JPH05239472A (ja) 重質炭化水素油の処理方法
JP2002513849A (ja) 単流水素を用いた液体及び蒸気段式水素処理方法

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20060317

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20080624

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20080826

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20080902

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20090324