CN1957064B - 含残油的烃原料在蒸汽裂化期间形成的焦炭的除去方法和设备 - Google Patents

含残油的烃原料在蒸汽裂化期间形成的焦炭的除去方法和设备 Download PDF

Info

Publication number
CN1957064B
CN1957064B CN2005800163099A CN200580016309A CN1957064B CN 1957064 B CN1957064 B CN 1957064B CN 2005800163099 A CN2005800163099 A CN 2005800163099A CN 200580016309 A CN200580016309 A CN 200580016309A CN 1957064 B CN1957064 B CN 1957064B
Authority
CN
China
Prior art keywords
flash distillation
separation vessel
steam
temperature
coke
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.)
Active
Application number
CN2005800163099A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1957064A (zh
Inventor
R·C·斯特
A·R·迪尼克兰托尼奥
J·M·弗莱伊
S·安娜玛拉莱
N·G·维多尼克
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 Chemical Patents Inc
Original Assignee
Exxon Chemical Patents Inc
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
Priority claimed from US10/851,487 external-priority patent/US7244871B2/en
Priority claimed from US10/851,878 external-priority patent/US7235705B2/en
Priority claimed from US10/851,486 external-priority patent/US7220887B2/en
Priority claimed from US10/851,495 external-priority patent/US7351872B2/en
Priority claimed from US10/851,546 external-priority patent/US7488459B2/en
Priority claimed from US10/851,494 external-priority patent/US7247765B2/en
Priority claimed from US10/851,500 external-priority patent/US7297833B2/en
Priority claimed from US10/851,730 external-priority patent/US7312371B2/en
Application filed by Exxon Chemical Patents Inc filed Critical Exxon Chemical Patents Inc
Priority claimed from PCT/US2005/017695 external-priority patent/WO2005113721A2/en
Publication of CN1957064A publication Critical patent/CN1957064A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1957064B publication Critical patent/CN1957064B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/14Thermal 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
    • C10G9/18Apparatus
    • C10G9/20Tube furnaces
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D19/00Degasification of liquids
    • B01D19/0036Flash degasification
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1022Fischer-Tropsch products
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1033Oil well production fluids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/104Light gasoline having a boiling range of about 20 - 100 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1051Kerosene having a boiling range of about 180 - 230 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1055Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1059Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/107Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1074Vacuum distillates
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1077Vacuum residues
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80Additives
    • C10G2300/805Water
    • C10G2300/807Steam
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20C2-C4 olefins
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/40Ethylene production

Abstract

含残油和焦炭前体的烃原料裂化工艺的脱焦方法,其中将蒸汽添加到该原料中以形成之后通过在闪蒸/分离容器中闪蒸而分离成蒸气相和液相的混合物,将该蒸气相分离并裂化,和回收裂化产物。在该容器中和接近其下游的内表面的焦化如下进行控制,中断进料流,用蒸汽吹扫该容器,引入空气/蒸汽混合物以至少部分地使该焦炭燃烧和当足够的焦炭已被除去时恢复该进料流。也提供了实施该方法的设备。

Description

含残油的烃原料在蒸汽裂化期间形成的焦炭的除去方法和设备
发明领域
本发明涉及将含较不挥发性烃和其它污染物的烃裂化。更具体地说,本发明涉及降低用于裂化烃的设备中的焦化。
发明背景
蒸汽裂化(也称为热解)早已用于将各种烃原料裂化成烯烃,优选轻质烯烃如乙烯、丙烯和丁烯。常规的蒸汽裂化使用具有两个主要段的热解炉:对流段和辐射段。烃原料通常作为液体(除了作为蒸气进入的轻质原料)进入该炉的对流段,其中该烃原料通常通过与来自辐射段的热烟道气间接接触和通过与蒸汽直接接触而被加热和气化。然后将气化的原料和蒸汽混合物引入辐射段,在其中发生裂化。包括烯烃的所得产物离开热解炉用于进一步的下游加工,包括骤冷。
热解包括将原料充分地加热到足以引起较大分子的热分解。然而,热解工艺产生易于结合而形成高分子量物质(称为焦油)的分子。焦油是高沸点的、粘稠的反应性物质,它能在一定条件下弄脏设备。一般而言,含较高沸点物质的原料易于产生较大量的焦油。
在热解排出物离开蒸汽裂化炉之后,可以通过将离开该热解单元的排出物的温度迅速地降低到焦油形成反应极大减缓的水平而使焦油的形成最小化。可以以一个或多个步骤和使用一种或多种方法实现的这一冷却称为骤冷。
常规蒸汽裂化系统对于裂化含较大比例的轻质挥发性烃如汽油和石脑油的高品质原料是有效的。然而,蒸汽裂化经济性有时希望裂化较廉价的重质原料如,作为非限制性实例,原油和常压残油。原油和常压残油常常包含沸点高于590℃(1100)的高分子量、不挥发性组分或者称为残油。这些原料的不挥发性组分在常规热解炉的对流段中作为焦炭沉积下来。在较轻组分完全气化的点的下游的对流段中,仅可以容许非常低水平的不挥发性组分。
在大多数商业石脑油和瓦斯油裂化器中,对来自裂化炉的排出物的冷却通常使用传输管线换热器、初级分馏塔和水淬塔或间接冷凝器的系统来完成。传输管线换热器中产生的蒸汽可以用来驱动大的蒸汽涡轮机,它为用于乙烯生产单元的其它地方的大压缩机提供动力。为了获得蒸汽涡轮机中的高能量效率和动力生成,必须将传输管线换热器中产生的蒸汽过度加热。
裂化重质原料如煤油和瓦斯油产生大量焦油,这会导致炉的辐射段中的快速焦化以及在较轻质液体裂化使用中优选的传输管线换热器中结垢。
此外,在输送期间,一些石脑油会受含不挥发性组分的重质原油污染。常规热解炉不具有加工受不挥发性组分污染的残油、原油、或许多残油或原油污染的瓦斯油或石脑油的灵活性。
为了解决焦化问题,美国专利3,617,493(该文献在此引入作为参考)公开了使用用于原油进料的外部气化筒并公开了使用第一闪蒸以除去作为蒸气的石脑油和第二闪蒸以除去沸点在230和590℃(450和1100
Figure 10003_1
)之间的蒸气。在热解炉中将蒸气裂化成烯烃,将来自两个闪蒸罐的分离的液体取出,用蒸汽气提并用作燃料。
美国专利3,718,709(该文献在此引入作为参考)公开了最小化焦炭沉积的方法。它描述了在热解炉内部或外部将重质原料预热以用过热蒸汽气化大约50%该重质原料并除去残留的、分离的液体。对气化的烃(其主要包含轻质挥发性烃)进行裂化处理。热解温度之上的周期性再生用空气和蒸汽来进行。
美国专利5,190,634(该文献在此引入作为参考)公开了通过如下手段抑制在炉中的焦炭形成的方法:在对流段中在少量的、临界量的氢气存在下将原料预热。在对流段中氢气的存在抑制了烃的聚合反应从而抑制焦炭形成。
美国专利5,580,443(该文献在此引入作为参考)公开了一种方法,其中首先将原料预热然后让其从热解炉的对流段中的预热器取出。然后让这一预热的原料与预定量的蒸汽(稀释用蒸汽)混合,然后引入气-液分离器中以从分离器中分离和除去所需比率的作为液体的非挥发物。将来自气-液分离器的分离的蒸气送回热解炉用于加热和裂化。
于2002年7月3日提交的美国专利申请序列No.10/188,461,即于2004年1月8日公开的专利申请公开US 2004/0004022 A1(该文献在此引入作为参考)描述了优化包含在重质烃原料中的挥发性烃的裂化和降低并避免焦化问题的有利地受控方法。它提供一种方法,该方法通过维持进入闪蒸器的物流相对恒定的温度来维持离开该闪蒸器的蒸气与液体具有相对恒定的比例。更具体地说,闪蒸流的恒定温度如下维持:在闪蒸之前自动地调整与重质烃原料混合的流体流的量。该流体可以是水。
于2005年2月28日提交的美国专利申请序列号11/068,615(该文献在此引入作为参考)描述了重质烃原料的裂化方法,该方法让重质烃原料与流体如烃或水混合以形成混合物流,将该混合物流闪蒸以形成蒸气相和液相,随后将该蒸气相裂化而提供烯烃,在传输管线换热器中将排出产物冷却,其中与该原料混合的流体的量根据所选择的工艺操作参数(例如混合物流被闪蒸之前混合物流的温度)改变。
在使用闪蒸从可以在热解炉中加工的较轻质级分中分离重质液体烃级分过程中,进行分离使得大多数不挥发性组分处于液相中是重要的。否则,在蒸气中的重质的、形成焦炭的不挥发性组分可能被带进炉中,从而导致焦化问题。然而,在闪蒸/分离容器中的闪蒸通常伴有使该容器的内表面和接近其下游的内表面焦化。此种焦化的程度取决于各种因素,包括进料类型、预热规程和容器的设计。接触容器和下游设备的内表面的液体提供薄膜的涂层,该薄膜是焦炭的前体。过度的温度,如大约427℃(800
Figure 10003_2
)之上,通常大约450到大约460℃(840到860
Figure 10003_3
)或大约510到大约621℃之上(950到1150
Figure 10003_4
),这取决于原料,理论上会通过重质烃原料流的重质终馏分的热裂化和热浸泡而导致过度的焦炭形成。因为这一焦炭积累可能限制和增加全过程内的压降,所以控制在闪蒸区和紧接着该闪蒸区的下游内的积累将是有利的。
发明概述
在一个方面中,本发明涉及除去在含残油和焦炭前体的烃原料的裂化期间形成的焦炭的方法,其中将蒸汽添加到该原料中以形成之后通过在闪蒸/分离容器中闪蒸而分离成蒸气相和液相的混合物。然后将该蒸气相分离和裂化并回收所得的裂化产物。如下控制在该容器的内表面和接近其下游的内表面的焦化:中断进料流,用蒸汽吹扫该容器,引入空气/蒸汽混合物以至少部分地让该焦炭燃烧和当足够的焦炭已被除去时恢复该进料流。
在另一个方面中,本发明涉及除去在含残油和焦炭前体的烃原料裂化期间所形成的焦炭的方法。该方法包括:(a)将该烃原料加热;(b)将该已加热烃原料与初级稀释蒸汽流混合以形成含焦炭前体的混合物流;(c)在闪蒸/分离容器中将该混合物流闪蒸以形成贫(depleted)焦炭前体的蒸气相和富焦炭前体的液相;(d)通过该闪蒸/分离容器中的底部出口除去该液相和通过塔顶出口除去含痕量已冷凝蒸气相的蒸气相,该容器包括内表面和相连的出口管道,该表面和管道在操作期间变得被所述液相和/或已冷凝蒸气相包覆,之后至少部分地变得焦化;(e)在热解炉的辐射段中将该蒸气相裂化而制备包含烯烃的排出物,该热解炉包括辐射段和对流段;(f)将该排出物骤冷并回收得自该排出物的裂化产物;和(g)测定该闪蒸/分离容器中的或紧接着所述闪蒸/分离容器下游的管道中的焦化水平,并且当达到预定的上限焦化水平时:(i)中断含残油和焦炭前体的烃原料流向该闪蒸/分离容器,(ii)在足以基本上从该容器除去蒸气相和从该内表面和/或出口管道除去液相的条件下用蒸汽吹扫该闪蒸/分离容器,(iii)在足以使在该内表面和出口管道上的焦炭至少部分地燃烧的条件下引入空气/蒸汽混合物穿过该闪蒸/分离容器,和(iv)当在该内表面和/或出口管道上达到预定的下限焦炭水平时,重新启动该烃原料流向该闪蒸/分离容器。
在本发明这一方面的一个实施方案中,闪蒸/分离容器包括布置在液体出口上方的挡板,该挡板向外和从该容器的中心和向下携带液体。通常,该挡板可以具有任何适合的形状,例如基本上圆锥形挡板,其顶点朝上,从而产生液体向外和向下流动的所需效果。该挡板可以是穿孔的,通常包括取代相应未穿孔挡板总表面积的至少大约1%的穿孔。在本发明这一方面的另一个实施方案中,该闪蒸/分离容器基本上是圆柱形的。以适合的方式将混合物流引入闪蒸/分离容器,通常通过如下方式引入该混合物流:(i)通过位于该容器侧壁的至少一个侧进口成切线地引入,(ii)通过位于该容器侧壁的至少一个侧进口沿径向地引入,(iii)通过该容器的顶部引入,和/或(iv)通过该容器的底部引入,并通过该容器的塔顶出口除去蒸气相。在一个实施方案中,通过位于所述容器侧壁的至少一个侧进口成切线地将混合物流引入该闪蒸/分离容器,同时通过该容器的塔顶出口除去蒸气相。
在本发明的又一个实施方案中,通过闪蒸/分离容器的至少一个侧进口引入吹扫蒸汽。通常以大约400到大约550℃(750到1025
Figure 10003_5
)的温度,大约0到大约830kPag(0到120psig)的总压力和等于闪蒸/分离器容器体积的5到250倍的蒸汽总流量将吹扫蒸汽引入该闪蒸/分离容器中。
在另一个实施方案中,以大约450到大约510℃(840到950)的温度,大约350到大约700kPag(大约50到大约100psig)的总压力和等于闪蒸/分离器容器体积的100到200倍的总吹扫蒸汽体积将吹扫蒸汽引入该闪蒸/分离容器中。
在本发明这这一方面的又一个实施方案中,通过闪蒸/分离容器的至少一个侧进口引入空气/蒸汽混合物流。该空气/蒸汽混合物流的特征在于空气/蒸汽重量比为大约0.01到大约0.5,优选大约0.05到大约0.2。
在这一方面的另一个实施方案中,空气/蒸汽混合物的主要部分作为塔顶流从闪蒸/分离容器除去,该空气/蒸汽混合物的次要部分作为底部滑流从所述闪蒸/分离容器除去。该次要部分通常至少大约为总空气/蒸汽混合物的2%,通常为总空气/蒸汽混合物的大约5%到大约10%。在又一个实施方案中,作为底部滑流除去的空气/蒸汽混合物的量通过与底部出口连接的流量阀和与底部出口连接的管道中的一个或多个节流孔的至少一种来控制。通常在以下条件下将空气/蒸汽混合物引入闪蒸/分离容器中,即足以使焦炭燃烧同时将绝热火焰温度限制到不大于该闪蒸/分离容器所述底部滑流管道的设计温度。典型设计温度为大约570到大约615℃(1060到1140
Figure 10003_7
)。
空气/蒸汽混合物的空气/蒸汽重量比通常在将易燃烧焦炭脱焦期间维持在不大于大约0.2,在脱焦之后维持在不大于大约0.5。
在本发明这一方面的一个实施方案中,本方法还包括监测闪蒸/分离容器的内部温度和根据该内部温度控制空气/蒸汽重量比。这一监测可以通过本领域中已知的任何适合方法来进行。通常,该监测借助于与该闪蒸/分离容器的内部连接的热电偶来进行。本方法可以进一步包括监测闪蒸/分离容器的底部滑流温度和根据该内部温度控制空气/蒸汽重量比。
在另一个实施方案中,该监测借助于与闪蒸/分离容器底部的外部或该闪蒸/分离容器下游紧接着的管道连接的表面热电偶来进行。
在又一个实施方案中,通过分析在空气/蒸汽脱焦期间产生的烟道气的CO/CO2进行监测。
在另一个方面中,本发明涉及含残油和焦炭前体的烃原料的裂化设备,该设备包括:(a)将该烃原料加热以提供已加热烃原料的加热区;(b)将初级稀释蒸汽流与该已加热烃原料混合的混合区,以提供含焦炭前体的混合物流;(c)闪蒸/分离容器,用以闪蒸该混合物流以形成贫焦炭前体的蒸气相和富焦炭前体的液相,该容器包括:(i)包括内表面和相连的出口管道的底部出口,在操作期间该表面和管道变得被该液相包覆,之后变得至少部分地焦化;(ii)除去该蒸气相和痕量已冷凝蒸气相的塔顶出口,该塔顶出口包括内表面和相连的出口管道,该表面和管道在操作期间变得被已冷凝蒸气相包覆,之后至少部分地变得焦化;(iii)将足够的吹扫蒸汽引入该闪蒸/分离容器以从该容器除去蒸气相和从该内表面和/或出口管道除去液相的进口;和(iv)在足以使在该内表面和/或出口管道上的焦炭至少部分地燃烧的条件下引入空气/蒸汽混合物穿过该闪蒸/分离容器的进口;(d)包括对流段和辐射段的热解炉,该辐射段用于裂化该蒸气相以产生包含烯烃的排出物;(e)将该排出物骤冷的装置;(f)用于将来自已骤冷排出物的裂化产物回收的回收线路;(g)测定闪蒸/分离容器中和/或相连的出口管道中焦化水平的装置;和(h)控制含残油和焦炭前体的烃原料流向闪蒸/分离容器的控制阀。
在本发明这一方面的一个实施方案中,该闪蒸/分离容器包括布置在液体出口上方的挡板。通常,该挡板是顶点朝上的基本上圆锥形的挡板,例如穿孔的基本上圆锥形的挡板。穿孔可以占该挡板总表面积的至少大约1%。
在这一方面的另一个实施方案中,该闪蒸/分离容器基本上是圆柱形的。
在又一个实施方案中,闪蒸/分离容器包含监测其内部温度的装置。通常,可以使用监测内部温度的任何适合的装置,例如,包括安装在闪蒸/分离容器内的热电偶的装置。
在本发明这一方面的又一个实施方案中,闪蒸/分离容器进一步包括用于成切线将混合物流引入的至少一个侧进口。可以通过该至少一个侧进口引入吹扫蒸汽和/或空气/蒸汽混合物流。
在本发明这一方面的又一个实施方案中,设备进一步包括监测底部出口温度的装置。通常,可以使用监测内部温度的任何适合的装置,例如,该监测装置可以包括连接到闪蒸/分离容器底部的外部的或连接到该闪蒸/分离容器下游紧接着的出口管道的表面热电偶。
在本发明这一方面的另一个实施方案中,设备进一步包括用来控制空气/蒸汽混合物流的空气/蒸汽重量比的装置,该重量比随内部温度和底部出口温度变化。
附图简述
图1说明了使用热解炉的根据本发明的整个方法和仪器的示意流程图。
发明详述
除非另有说明,所有百分率、份数、比例等按重量计。除非另有说明,提到的化合物或组分包括化合物或组分本身以及与其它化合物或组分的结合,如化合物的混合物。
另外,当量、浓度或其它值或参数作为一系列上限优选值和下限优选值给出时,这应理解为具体公开了由任一对上限优选值和下限优选值形成的所有范围,不管所述范围是否单独公开。
本文所使用的残油是不挥发性组分,例如根据ASTM D-6352-98或D-2887测量的标称沸点590℃(1100
Figure 10003_8
)之上的烃进料级分。本发明对标称沸点760℃(1400
Figure 10003_9
)之上的不挥发物效果非常好。烃进料的沸点分布通过气相色谱蒸馏(GCD)根据ASTM D-6352-98或D-2887所述的方法(通过对沸点700℃(1292)之上的材料外推而延伸)测量。非挥发物包括焦炭前体,它们是大的可冷凝分子,这些分子在蒸气中冷凝然后在本发明方法中遇到的工作条件下形成焦炭。
用于本发明的含残油和焦炭前体的烃原料包括一种或多种蒸汽裂化瓦斯油和残油、瓦斯油、加热用油、喷气燃料、柴油、煤油、气油、焦化石脑油、蒸汽裂化石脑油、催化裂化石脑油、加氢裂化油、重整油、残液重整油、Fischer-Tropsch液体、Fischer-Tropsch气体、天然汽油、馏出液、直馏石脑油、原油、常压管式蒸馏釜底部流出物、包括底部流出物的真空管式蒸馏釜流、宽沸程石脑油到瓦斯油冷凝物、来自精炼厂的重质非直馏烃流、真空瓦斯油、重质瓦斯油、被原油污染的石脑油、常压残油、重质残油、烃气/残油混合物、氢/残油混合物、C4’/残油混合物、石脑油/残油混合物、和瓦斯油/残油混合物。
在本发明这一方面的一个实施方案中,含残油和焦炭前体的烃原料具有至少大约315℃(600)的标称终沸点。
本发明涉及含残油的烃原料的加热和蒸汽裂化方法。该方法包括:将该烃原料加热,让该烃原料与流体混合以形成混合物,将该混合物闪蒸以形成蒸气相和液相,将该蒸气相供给热解炉的辐射段和随后例如通过使用传输管线换热器、骤冷油或骤冷水将该反应骤冷。
在一个方面中,本发明涉及除去在含残油和焦炭前体的烃原料裂化期间形成的焦炭的方法,其中将蒸汽添加到该原料中以形成之后通过在闪蒸/分离容器中闪蒸分离成蒸气相和液相的混合物。然后将该蒸气相分离和裂化并回收所得的裂化产物。如下控制在该容器的内表面和接近其下游的内表面的焦化:中断进料流,用蒸汽吹扫该容器,引入空气/蒸汽混合物以至少部分地让该焦炭燃烧和当足够的焦炭已被除去时恢复该进料流。
在另一个方面中,本发明涉及除去在含残油和焦炭前体的烃原料裂化期间所形成的焦炭的方法。该方法包括:(a)将该烃原料加热;(b)将该已加热烃原料与初级稀释蒸汽流混合以形成含焦炭前体的混合物流;(c)在闪蒸/分离容器中将该混合物流闪蒸以形成贫焦炭前体的蒸气相和富焦炭前体的液相;(d)通过该闪蒸/分离容器中的底部出口除去该液相并通过塔顶出口除去含痕量已冷凝蒸气相的蒸气相,该容器包括内表面和相连的出口管道,该表面和管道在操作期间变得被所述液相和/或已冷凝蒸气相包覆,之后至少部分地变得焦化;(e)在热解炉的辐射段中将该蒸气相裂化而制备包含烯烃的排出物,该热解炉包括辐射段和对流段;(f)将该排出物骤冷并回收得自该排出物的裂化产物;和(g)测定该闪蒸/分离容器中的或紧接着所述闪蒸/分离容器下游的管道中的焦化水平,并且当达到预定的上限焦化水平时:(i)中断含残油和焦炭前体的烃原料流向该闪蒸/分离容器中,(ii)在足以基本上从该容器除去蒸气相和从该内表面和/或出口管道除去液相的条件下用蒸汽吹扫该闪蒸/分离容器,(iii)在足以使在该内表面和出口管道上的焦炭至少部分地燃烧的条件下引入空气/蒸汽混合物穿过该闪蒸/分离容器,和(iv)当在该内表面和/或出口管道上达到预定的下限焦炭水平时,重新启动该烃原料流向该闪蒸/分离容器。
在本发明这一方面的一个实施方案中,闪蒸/分离容器包括布置在液体出口上方的挡板,该挡板向外和从该容器的中心和向下携带液体。通常,该挡板可以具有任何适合的形状,例如基本上圆锥形的挡板,其顶点朝上,从而产生液体向外和向下流动的所需效果。该挡板可以是穿孔的,通常包括占相应未穿孔挡板总表面积至少大约1%的穿孔。在本发明这一方面的另一个实施方案中,该闪蒸/分离容器基本上是圆柱形的。以适合的方式将混合物流引入闪蒸/分离容器,通常通过如下方式引入该混合物流:(i)通过位于该容器侧壁的至少一个侧进口成切线地引入,(ii)通过位于该容器侧壁的至少一个侧进口沿径向地引入,(iii)通过该容器的顶部引入,和/或(iv)通过该容器的底部引入,并通过该容器的塔顶出口除去蒸气相。在一个实施方案中,通过位于所述容器侧壁的至少一个侧进口成切线地将混合物流引入该闪蒸/分离容器,同时通过该容器的塔顶出口除去蒸气相。
烃原料的加热可以按照本领域中普通技术人员已知的任何形式来进行。然而,如图所示,优选加热包括在炉1的上部(离辐射段最远的)对流段管组2中让烃原料与来自炉辐射段的热烟道气间接接触。这可以如下完成:作为非限制性例子,让烃原料穿过位于热解炉1的对流段3内部的换热管2的管组。含残油和焦炭前体的烃原料的温度在与初级稀释蒸汽流混合之前通常为大约150到大约340℃(大约300到650
Figure 10003_12
),优选大约150到大约260℃(大约300到大约500),例如大约160到大约230℃(大约325到大约450
Figure 10003_14
)的温度,例如大约170到大约220℃(340到大约425)。
已加热的烃原料可以与以下物质混合:初级稀释蒸汽,和任选地可以是烃、优选是液体但是任选是蒸气、水、蒸汽、或它们的混合物的流体。优选的流体是水。该流体的来源可以是低压锅炉给水。流体的温度可以低于、等于或大于已加热的原料的温度。
已加热的烃原料和流体的混合可以在热解炉1的内部或外部进行,但是优选在该炉的外部进行。可以使用本领域已知的任何混合设备完成混合。例如,可以使用双分布器(sparger)组件9的第一分布器4来混合。在将流体引入已加热的烃原料中后,第一分布器4可以避免或减少由流体的突然气化所引起锤击。
本发明将蒸汽流用于本过程的各个部分。初级稀释蒸汽流17可以与已加热的烃原料混合,如以下所详述。在另一个实施方案中,次级稀释蒸汽流18可以在对流段中受到加热并在闪蒸器之前与已加热的混合物蒸汽混合。该次级稀释蒸汽的来源可以是初级稀释蒸汽,该初级稀释蒸汽已受到过度加热,任选地在热解炉的对流段中受到过度加热。该初级和次级稀释蒸汽流之一或两者可以包括酸性蒸汽或加工蒸汽。过度加热酸性或加工稀释蒸汽会使腐蚀的风险最小化,该腐蚀可能由酸性或加工蒸汽的冷凝引起。
在本发明的一个实施方案中,除了与已加热原料混合的流体之外,初级稀释蒸汽17也与原料混合。可以优选将初级稀释蒸汽流注入第二分布器8。优选的是,将初级稀释蒸汽流注入烃流体混合物中,之后让所得的物流混合物任选地在11进入对流段以由烟道气额外加热,通常在将用于加热烃原料的相同管组内进行加热。
初级稀释蒸汽可以具有大于、低于或几乎等于烃原料流体混合物的温度,但是优选该温度大于该混合物并用来部分地将该原料/流体混合物气化。在被注入第二分布器8之前,该次级稀释蒸汽可以是过度加热的,优选地在热解炉的对流段中受到过度加热。
离开第二分布器8的包含已加热的烃原料、流体和任选的初级稀释蒸汽流的混合物流在闪蒸之前任选地在热解炉3的对流段中再次受到加热。加热可以如下完成:作为非限制性实例,让该混合物流穿过位于对流段内部的换热管6的管组,所述换热管6的管组通常作为炉中第一对流段管组的一部分,从而通过来自炉辐射段的热烟道气来加热。进入第一对流段管组的烟道气的温度通常小于大约815℃(1500
Figure 10003_16
),例如小于大约705℃(1300
Figure 10003_17
),小于大约620℃(1150
Figure 10003_18
),乃至小于大约540℃(1000)。所加热的混合物流作为混合物流12离开该对流段以任选地与附加的蒸汽流进一步混合。
任选地,该次级稀释蒸汽流18可以进一步分成闪蒸蒸汽流19和旁路蒸汽流21,该闪蒸蒸汽流19在闪蒸之前与烃混合物12混合,该旁路蒸汽流21绕过该烃混合物的闪蒸而与来自闪蒸的蒸气相混合,然后该蒸气相在炉的辐射段中裂化。本发明可以在所有次级稀释蒸汽18用作闪蒸蒸汽19而没有旁路蒸汽21的情况下操作。或者,本发明可以在次级稀释蒸汽18送到旁路蒸汽21而没有闪蒸蒸汽19的情况下操作。在根据本发明的一个优选实施方案中,闪蒸蒸汽流19与旁路蒸汽流21的比例应该优选为1∶20到20∶1,最优选1∶2到2∶1。在这个实施方案中,闪蒸蒸汽19与烃混合物流12混合以形成闪蒸流20,该闪蒸流20可以在闪蒸/分离器容器5中闪蒸之前成切线地引入。优选地,次级稀释蒸汽流在炉对流段中的过热器段16中受到过度加热,然后分离和与烃混合物混合。将闪蒸蒸汽流19添加到烃混合物流12中有助于混合物中大多数不挥发性组分的气化,然后闪蒸流20进入闪蒸/分离器容器5。
非常高挥发性的原料(例如,超轻质原油和污染的冷凝物)可以在对流段1的管组2中受到加热从而形成蒸气相和液相和在没有与稀释蒸汽17或流体混合的情况下作为物流12直接地输送到分离容器5。
然后将混合物流12或闪蒸流20闪蒸,例如在闪蒸/分离器容器5中闪蒸,以分离成两个相:主要包含挥发性烃和蒸汽的蒸气相和主要包含不挥发性烃的液相。优选将蒸气相作为塔顶蒸气流13从闪蒸/分离器容器除去。优选地,经由控制阀36将蒸气相送到炉的对流段管组23用于任选地加热,该对流段管组23以最接近炉的辐射段设置,并通过跨(cross over)管24将该蒸气相输送到热解炉的辐射段用于裂化。将已闪蒸的混合物流的液相从闪蒸/分离器容器5作为底部残余物流27除去。
优选将闪蒸/分离器容器5中的蒸汽和液体维持在预定的恒定比,但是该比例难以测量和控制。作为替代方案,在闪蒸/分离器容器5之前的混合物流12的温度可以用作间接参数来测量、控制和维持在闪蒸/分离器容器5中的大致恒定的蒸汽与液体比。理想地,当混合物流温度越高时,越多挥发性烃将气化并变成蒸气相用于裂化。然而,当混合物流温度过高时,更多的重质烃将存在于蒸气相之中并带出到对流炉管中,最后使该管焦化。如果混合物流12温度过低的话,则导致在闪蒸/分离器容器5中低的蒸汽与液体的比,更多挥发性烃将保留在液相中并因此不会被裂化。
将混合物流温度加以控制以使原料中挥发物的回收/气化最大化,同时避免在炉管中发生过度焦化或在经由管线13将来自闪蒸/分离器容器的混合物输送到炉1的管道和容器中发生焦化。可以监测将混合物输送到下部对流段23的管道和容器13中的压降,和跨管24中的压降,以及下部对流段23中的温升,来检测焦化问题的开始。例如,当跨管压力和下部对流段23的工艺入口压力开始由于焦化(由控制阀36的快速打开指示)迅速增加时,应降低闪蒸/分离器容器5中的温度和混合物流12的温度或者降低进料速度。如果在下部对流段23中发生焦化,则进入过热器16的烟道气的温度增加,从而需要更多的脱过热器水26。
混合物流12温度的选择还由原料材料的组成来决定。当原料包含较高量的较轻质烃时,混合物流12的温度可以设置得较低。因此,将增加第一分布器4中所使用的流体的量和/或将降低第二分布器8中所使用的初级稀释蒸汽的量,原因在于这些量直接地影响混合物流12的温度。当原料包含较高量的不挥发性烃时,混合物流12的温度应该设置得较高。因此,将降低第一分布器4中所使用的流体的量同时将增加第二分布器8中所使用的初级稀释蒸汽的量。通过谨慎地选择混合物流温度,本发明可以用于各式各样的原材料。
通常,混合物流12的温度可以设置和控制在大约315到大约560℃(大约600到1040),如大约370到大约510℃(大约700到大约950
Figure 10003_21
),例如大约400到大约480℃(大约750到大约900
Figure 10003_22
),常常大约430到大约475℃(大约810到大约890
Figure 10003_23
)。正如以上所讨论,这些值将随原料中挥发物的浓度而变化。
决定该温度的考虑包括希望维持液相以降低在换热器管壁上和在闪蒸/分离器中形成焦炭的可能性。
混合物流12的温度可以通过控制系统7来控制,该控制系统包括至少一个温度传感器和任何已知的控制装置,如计算机应用。优选地,该温度传感器是热电偶。该控制系统7与液流阀14和初级稀释蒸汽阀15连通以致进入该两个分布器的流体和初级稀释蒸汽的量可以受到控制。
为了维持与闪蒸蒸汽19混合并进入闪蒸/分离器容器的混合物流12处于恒温,以实现闪蒸/分离器容器5中蒸汽与液体的恒定比并避免温度和闪蒸蒸汽/液体的比发生明显的变化,本发明如下操作:当设置在闪蒸/分离器容器5之前的混合物流12的温度时,控制系统7自动地控制在两个分布器上的流体阀14和初级稀释蒸汽阀15。当控制系统7检测到混合物流的温度下降时,它将让流体阀14减少注入第一分布器4的流体。如果混合物流的温度开始升高,该流体阀将更大地开启以增加注入第一分布器4的流体。在一个可能实施方案中,流体汽化潜热用来控制混合物流温度。
当将初级稀释蒸汽流17注入第二分布器8时,温度控制系统7也可以用来控制初级稀释蒸汽阀15以调整初级稀释蒸汽流注入第二分布器8的量。这样进一步降低了闪蒸器5中温度改变的急剧变化。当控制系统7检测到混合物流12的温度下降时,它将命令初级稀释蒸汽阀15增加初级稀释蒸汽流向第二分布器8的注入同时阀14加大关闭。如果该温度开始升高,初级稀释蒸汽阀将自动加大关闭以减少注入第二分布器8的初级稀释蒸汽流同时阀14开启得更大。
在根据本发明的一个实施方案中,控制系统7可以用来同时控制待注入两个分布器的流体的量和初级稀释蒸汽流的量。
在一个实例实施方案中,当流体是水时,控制器改变水和初级稀释蒸汽的量以维持恒定的混合物流温度12,同时在混合物11中维持H2O(水+蒸汽)与原料的恒定比。为了进一步避免闪蒸温度的急剧变化,本发明还优选在炉中的次级稀释蒸汽的过热段中使用中间脱过热器25。这允许过热器16出口温度被控制在恒定值下,而不管炉负荷变化、焦化程度变化、过量氧气水平变化和其它变量。通常,这一脱过热器25将次级稀释蒸汽的温度维持在大约425到大约590℃(大约800到大约1100),例如大约455到大约540℃(大约850到大约1000
Figure 10003_25
),例如大约455到大约510℃(大约850到大约950),通常大约470到大约495℃(875到925)。该脱过热器可以是控制阀和任选的水雾化器喷嘴。在部分预热之后,次级稀释蒸汽离开对流段,可以添加水26的细雾,该细雾会迅速地气化并降低温度。优选然后在对流段中进一步加热该蒸汽。添加到过热器的水量可以控制与混合物流12混合的蒸汽的温度。
虽然以上描述是基于根据在闪蒸/分离器容器5之前的混合物流12的预定温度,调节在两个分布器4和8中注入烃原料中的流体和初级稀释蒸汽流的量,但是该相同的控制机理可以应用于其它位置的其它参数。例如,可以改变闪蒸蒸汽19的闪蒸压力和温度以及流速来改变闪蒸器中的蒸气与液体比。此外,在烟道气中的过量的氧气也可以是可控变量,尽管可能是较慢的变量。
除了维持进入闪蒸/分离器容器的混合物流12处于恒温之外,还通常希望维持闪蒸流20恒定的烃分压,以维持闪蒸/分离器容器中恒定的蒸汽与液体比。举例来说,恒定的烃分压可以这样来维持:通过使用蒸气相管线13上的控制阀36维持恒定的闪蒸/分离器容器压力,并通过控制物流20中蒸汽与烃原料的比例。蒸气相管线13除了蒸气相之外还包含痕量的已冷凝蒸气相。这些痕量的已冷凝蒸气相通常占总塔顶流的不到大约3wt%,例如不到大约1wt%。然而,由于这些冷凝物充当焦炭前体,所以它们的存在是非常不希望的。
通常,本发明中闪蒸流的烃分压设置和控制在大约25到大约830kPa(大约4到120psia),例如大约35到大约100kPa(大约5到大约15psia),例如大约40到大约75kPa(大约6到大约11psia)。
在一个实施方案中,闪蒸在至少一个闪蒸/分离器容器中进行。通常该闪蒸是有或者没有回流的一阶段方法。该闪蒸/分离器容器5通常在大约275至大约1400kPag(大约40到大约200psig)的压力下操作,其温度通常相同于或略低于进入该闪蒸/分离器容器5之前的闪蒸气20的温度。通常,闪蒸/分离器容器运行的温度为大约310到大约540℃(600到大约1000)。例如,闪蒸器的压力可以为大约600到大约1100kPa(85到155psia),其温度可以为大约370到大约490℃(700到920
Figure 10003_29
)。作为另一个实例,闪蒸器的压力可以为大约700到大约1000kPa(105到145psia),其温度为大约400到大约480℃(750到900)。在又一个实例中,闪蒸/分离器容器的压力可以为大约700到大约760kPa(105到125psia),其温度可以为大约430到大约475℃(810到890)。取决于混合物流12的温度,正被闪蒸的混合物流的大约50到大约98%,例如大约60到大约95%,例如大约65到大约90%通常在蒸气相中。
在一个方面中,通常操作闪蒸/分离器容器5以使在该容器底部的液相的温度最小,原因在于过多的热量可能引起液相中非挥发物的焦化。在进入闪蒸/分离器容器的闪蒸流中使用次级稀释蒸汽流18会降低气化温度,原因在于它会降低烃的分压(即,该蒸气的较大摩尔分数是蒸汽),从而会降低所需的液相温度。将一部分外部冷却的闪蒸/分离器容器底部残余物液体30再循环回闪蒸/分离器容器以帮助冷却在该闪蒸/分离器容器5底部新分离的液相也可能是有帮助的。物流27可以经由泵37从闪蒸/分离器容器5的底部输送到冷却器28。经冷却的物流29然后可以分成再循环流30和输出流22。再循环流的温度通常将为大约500到大约600
Figure 10003_32
(260到315),例如520到550(270到290℃)。再循环流的量可以为闪蒸/分离容器内部新分离的底部液体的量的大约80到大约250%,如90到225%,例如100到200%。
在另一个方面中,通常还操作该闪蒸器以使该闪蒸器中的液体停留/保留时间最小化。在一个实例实施方案中,液相通过在闪蒸/分离器容器底部上的小直径“接收器(boot)”或筒体35排出该容器。通常,在筒(drum)中液相停留时间少于75秒,例如小于60秒,例如少于30秒,常常少于15秒。在闪蒸/分离器容器中液相停留/保留时间越短,在该闪蒸/分离器容器底部产生的焦化越少。
虽然物流27流出接收器35的底部是优选的实施方案,但是物流27可以设置为接收器35侧排出流或者位于闪蒸/分离器容器5的低段。
因为本发明涉及控制在闪蒸/分离器容器5内的焦化,应该指出,优化由闪蒸/分离器容器制备的馏分通常使用高的温度和对流压力条件。这些条件导致由于热裂化在容器内部构件例如挡板和器壁上形成焦炭。在本发明的一个实施方案中,基本上呈圆锥形的挡板100的表面上经受焦化,该挡板有利地是穿孔的,应用此类穿孔的目的是降低或避免塔顶馏出物中夹带液体。此外,在容器5下游紧接着的出口管道(与管线21下游的蒸气相管线13的部分连接的塔顶出口和与液相管线27连接的底部出口)中的焦炭沉积通过如下方式增强:通过注入塔顶流中的旁路蒸汽21将容器塔顶流中的较轻质组分汽提。在闪蒸/分离器容器5及其邻接的下游管道中的焦炭形成可以通过诸如水力清理(hydroblasting)的技术来除去,该水力清理需要让炉停止运转以便通过将水(未显示)引入容器来水力清理容器内部构件以及相连的管道。此类技术通常需要长的停止运转时间接着在重新启动该方法之前用蒸汽吹扫。
在本发明的一个实施方案中,传感器包括在容器5或其接收器35内的传感器112和传感器114。传感器也可以布置在容器的下游,例如,布置在将旁路流在116或118处引入塔顶的地点的下游,该118位于接收器35的下游,这允许监测闪蒸/分离容器的底部滑流温度。传感器通常是与闪蒸/分离容器5或相连的管道内部连接的表面热电偶。为了有效地除去焦炭,空气/蒸汽混合物的温度通常控制到足够热例如大约480℃(896)以使该焦炭燃烧。空气/蒸汽比例通常控制到小于大约0.2以将火焰温度限制到大约570到大约615℃(1060到1140
Figure 10003_36
),并将底部滑流的温度限制到大约550℃(1025
Figure 10003_37
),从而不超过闪蒸/分离容器及其相关管道的设计容许温度。一旦容器脱焦,就可以将空气与蒸汽的比例增加到大约0.5。为了有效地为挡板100脱焦,有利的是,提供滑流(例如空气/蒸汽混合物的大约10%)穿过挡板穿孔和围绕着该挡板边缘并作为物流27穿过底部出口,该物流27的流动可以通过节流孔120控制。该空气/蒸汽混合物的余下的90%可以作为塔顶流经由13流出,塔顶流的流动任选地可以通过36控制。空气/蒸汽混合物的塔顶流和底部流都可以通过控制器110控制,例如作为由传感器中的一个或多个记录的温度的函数。根据本发明,最后,在该方法期间根据容器和相连的管道内的焦炭水平的变化,控制器110可以中断烃原料的流动、进行蒸汽吹扫、然后通过阀124恢复烃原料的流动。
从控制在闪蒸/分离器容器5及其相关管道内的焦化的主题转移开,并考虑将作为塔顶流出物从容器取出的蒸气相进一步加工,应该指出该蒸气相可以包含,例如55到70%烃和30到45%蒸汽。该蒸气相的终沸点通常小于大约760℃(1400
Figure 10003_38
),例如小于大约590℃(1100
Figure 10003_39
),常常小于565℃(1050)。蒸气相通过塔顶管线连续地从该闪蒸/分离器容器5除去,该塔顶管线任选地将蒸汽输送到离心分离器38以除去痕量的夹带和/或冷凝的液体。该蒸汽然后通常流入歧管,该歧管将该流体分布到炉的对流段。
从闪蒸/分离器容器连续除去的蒸气相流13优选在热解炉下部对流段23中受到来自该炉辐射段的烟道气过度加热,而达到例如大约425到大约705℃(大约800到大约1300
Figure 10003_41
)的温度。然后将该蒸气相引入热解炉的辐射段中加以裂化。
从闪蒸/分离器容器除去的蒸气相流13可以任选地与旁路蒸汽流21混合然后引入炉下部的对流段23中。
旁路蒸汽流21是来自次级稀释蒸汽18的分离的蒸汽流。优选地,在分离和与从闪蒸器5除去的蒸气相流混合之前,该次级稀释蒸汽首先在热解炉3的对流段中受到加热。在旁路蒸汽21与蒸气相流13的混合之后的过度加热确保在炉的这一段中除了该混合物的最重质组分以外的所有组分在进入辐射段之前气化。因为可以降低辐射管金属温度,所以在下部对流段23中将蒸气相的温度升高到大约425到大约705℃(800到1300)也帮助辐射段中的操作。这样在辐射段中获得更少的焦化可能性。然后在热解炉的辐射段中裂化该过热蒸气。
任选地将来自闪蒸/分离容器的塔顶蒸气加热到足够的温度以进入到热解炉的辐射(裂化)区。在该辐射区中,将该进料热裂化以制备包含烯烃和副产品的排出物,该烯烃包括乙烯和其它所需的轻质烯烃,如本领域中已知的那样,将该排出物进入到回收线路以回收产品。
虽然已经参考特定的实施方案对本发明进行了描述和说明,但是本领域普通技术人员将理解本发明适用于不必在本文中说明的变化。因此,应该仅根据所附权利要求书来确定本发明的真实范围。

Claims (38)

1.除去在含残油和焦炭前体的烃原料的裂化期间形成的焦炭的方法,所述方法包括:
(a)将所述烃原料加热;
(b)将该已加热烃原料与初级稀释蒸汽流混合以形成含焦炭前体的混合物流;
(c)在闪蒸和分离容器中将该混合物流闪蒸以形成贫焦炭前体的蒸气相和富焦炭前体的液相;
(d)通过底部出口除去该液相并通过该闪蒸和分离容器中的塔顶出口除去含痕量已冷凝蒸气相的蒸气相,该容器包括内表面和相连的出口管道,该表面和管道在操作期间变得被所述液相和/或已冷凝蒸气相包覆并且之后至少部分地变得焦化;
(e)在热解炉的辐射段中将所述蒸气相裂化以制备包含烯烃的排出物,所述热解炉包括辐射段和对流段;
(f)将该排出物骤冷并回收得自该排出物的裂化产物;和
(g)测定该闪蒸和分离容器中的或所述闪蒸和分离容器下游紧接着的管道中的焦化水平,并且当达到预定的上限焦化水平时:
(i)中断含残油和焦炭前体的所述烃原料流向所述闪蒸和分离容器;
(ii)在足以基本上从所述容器除去蒸气相和从所述内表面和/或出口管道除去液相的条件下用蒸汽吹扫所述闪蒸和分离容器;
(iii)在足以使在所述内表面和出口管道上的焦炭至少部分地燃烧的条件下引入空气和蒸汽混合物穿过所述闪蒸和分离容器;和
(iv)当在所述内表面和/或出口管道上达到预定的下限焦炭水平时,重新启动所述烃原料流向所述闪蒸和分离容器。
2.权利要求1的方法,其中所述闪蒸和分离容器包括布置在该底部出口上方的挡板,该挡板向外和从该容器的中心和向下携带液体。
3.权利要求2的方法,其中所述挡板是基本上圆锥形的挡板,其顶点朝上。
4.权利要求2的方法,其中所述挡板是穿孔的基本上圆锥形的挡板。
5.权利要求4的方法,其中所述挡板包括穿孔,该穿孔替代该挡板总表面积的至少1%。
6.权利要求1的方法,其中所述闪蒸和分离容器基本上是圆柱形的。
7.权利要求6的方法,其中所述混合物流如下引入:通过位于所述容器侧壁的至少一个侧进口成切线地引入,通过位于所述容器侧壁的至少一个侧进口径向地引入,通过所述容器的顶部和/或通过所述容器的底部引入;并且所述蒸气相通过所述容器的塔顶出口除去。
8.权利要求7的方法,其中通过位于所述容器侧壁的至少一个侧进口成切线地将所述混合物流引入该闪蒸和分离容器中。
9.权利要求7的方法,其中通过至少一个侧进口将所述吹扫蒸汽引入。
10.权利要求7的方法,其中通过至少一个侧进口将所述空气和蒸汽混合物流引入。
11.权利要求1的方法,其中以400到550℃的温度,0到830kPag的总压力和等于闪蒸和分离器容器体积的5到250倍的蒸汽总流量将所述吹扫蒸汽引入所述闪蒸和分离容器中。
12.权利要求11的方法,其中以450到510℃的温度,350到700kPag的总压力和等于闪蒸和分离器容器体积的100到200倍的总蒸汽流量将所述吹扫蒸汽引入所述闪蒸和分离容器中。
13.权利要求1的方法,其中所述空气和蒸汽混合物的一部分作为塔顶流从所述闪蒸和分离容器除去,所述空气和蒸汽混合物的一部分作为底部滑流从所述闪蒸和分离容器除去。
14.权利要求13的方法,其中所述底部滑流是总空气和蒸汽混合物的至少2%。
15.权利要求13的方法,其中所述底部滑流占总空气和蒸汽混合物的5%到10%。
16.权利要求13的方法,其中作为底部滑流除去的所述空气和蒸汽混合物的量通过与底部出口连接的流量阀控制。
17.权利要求13的方法,其中作为底部滑流除去的所述空气和蒸汽混合物的量通过与底部出口连接的管道中的一个或多个节流孔控制。
18.权利要求13的方法,其中在以下条件下将所述空气和蒸汽混合物引入所述闪蒸和分离容器中,即足以使焦炭燃烧同时将绝热火焰温度限制到不大于该闪蒸和分离容器所述底部滑流管道的设计温度。
19.权利要求18的方法,其中所述设计温度为570到615℃。
20.权利要求1的方法,其中在脱焦期间,将该空气和蒸汽混合物的空气/蒸汽重量比维持在不大于0.2。
21.权利要求20的方法,其中在除去该闪蒸和分离器中的焦炭之后,将该空气和蒸汽混合物的所述空气/蒸汽重量比维持在不大于0.5。
22.权利要求18的方法,该方法进一步包括监测该闪蒸和分离容器的内部温度和根据所述内部温度变化控制所述空气/蒸汽重量比。
23.权利要求18的方法,该方法进一步包括监测该闪蒸和分离容器的底部滑流温度和根据所述底部滑流温度变化控制所述空气/蒸汽重量比。
24.权利要求23的方法,其中所述监测借助于与闪蒸和分离容器底部的外部或所述闪蒸和分离容器下游紧接着的管道连接的表面热电偶来进行。
25.权利要求24的方法,其中通过分析在空气和蒸汽脱焦期间产生的烟道气的CO和CO2进行所述监测。
26.权利要求1的方法,其中步骤(g)(ii)和/或(g)(iii)的蒸汽包括酸性蒸汽或加工蒸汽。
27.裂化含残油和焦炭前体的烃原料的设备,该设备包括:
(a)将所述烃原料加热以提供已加热烃原料的加热区;
(b)将初级稀释蒸汽流与所述已加热烃原料混合的混合区,以提供含焦炭前体的混合物流;
(c)闪蒸和分离容器,用以闪蒸所述混合物流以形成贫焦炭前体的蒸气相和富焦炭前体的液相,所述容器包括:
(i)包括内表面和相连出口管道的闪蒸和分离容器中的底部出口,该表面和管道在操作期间变得被所述液相包覆并且之后至少部分地变得焦化;
(ii)除去该蒸气相和痕量已冷凝蒸气相的塔顶出口,该塔顶出口包括内表面和相连的出口管道,该表面和管道在操作期间变得被已冷凝蒸气相包覆并且之后至少部分地变得焦化;
(iii)将足够的吹扫蒸汽引入所述闪蒸和分离容器以从所述容器除去所述蒸气相和从所述内表面和/或出口管道除去所述液相的进口;和
(iv)在足以使在所述内表面和/或出口管道上的焦炭至少部分地燃烧的条件下引入空气和蒸汽混合物穿过所述闪蒸和分离容器的进口;
(d)包括对流段和辐射段的热解炉,该辐射段用于裂化该蒸气相以产生包含烯烃的排出物;
(e)将该排出物骤冷的装置;
(f)用于将来自已骤冷排出物的裂化产物回收的回收线路;
(g)测定所述闪蒸和分离容器中和/或所述相连出口管道中焦化水平的装置;和
(h)控制含残油和焦炭前体的烃原料流向所述闪蒸和分离容器的控制阀。
28.权利要求27的设备,其中所述闪蒸和分离容器包括布置在该底部出口上方的挡板以防止在所述蒸气相中夹带重质液体底部残余物。
29.权利要求28的设备,其中所述挡板是基本上圆锥形的挡板,它的顶点朝上。
30.权利要求28的设备,其中所述挡板是穿孔的基本上圆锥形的挡板。
31.权利要求28的设备,其中所述挡板包括穿孔,该穿孔占该挡板总表面积的至少1%。
32.权利要求27的设备,其中所述闪蒸和分离容器进一步包括用于成切线地将所述混合物流引入的至少一个侧进口。
33.权利要求32的设备,其中通过所述至少一个侧进口将所述吹扫蒸汽引入。
34.权利要求32的设备,其中通过所述至少一个侧进口将所述空气和蒸汽混合物流引入。
35.权利要求27的设备,其中所述闪蒸和分离容器包含监测其内部温度的装置。
36.权利要求27的设备,其进一步包括监测底部出口温度的装置。
37.权利要求36的设备,其中所述监测装置包括与该闪蒸和分离容器底部的外部或所述闪蒸和分离容器下游紧接着的所述出口管道连接的表面热电偶。
38.权利要求36的设备,其进一步包括控制所述空气和蒸汽混合物流的空气/蒸汽重量比的装置,其中所述闪蒸和分离容器包含监测其内部温度的装置,该空气/蒸汽重量比根据所述内部温度和所述底部出口温度变化。
CN2005800163099A 2004-05-21 2005-05-19 含残油的烃原料在蒸汽裂化期间形成的焦炭的除去方法和设备 Active CN1957064B (zh)

Applications Claiming Priority (26)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US57347404P 2004-05-21 2004-05-21
US10/851,495 2004-05-21
US10/851,434 2004-05-21
US10/851,546 US7488459B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Apparatus and process for controlling temperature of heated feed directed to a flash drum whose overhead provides feed for cracking
US10/851,494 US7247765B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Cracking hydrocarbon feedstock containing resid utilizing partial condensation of vapor phase from vapor/liquid separation to mitigate fouling in a flash/separation vessel
US10/851,487 2004-05-21
US10/851,500 US7297833B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Steam cracking of light hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors
US10/851,730 US7312371B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors
US10/851,434 US7311746B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Vapor/liquid separation apparatus for use in cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US10/851,494 2004-05-21
US10/851,878 US7235705B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Process for reducing vapor condensation in flash/separation apparatus overhead during steam cracking of hydrocarbon feedstocks
US10/851,487 US7244871B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Process and apparatus for removing coke formed during steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing resids
US10/851,546 2004-05-21
US10/851,495 US7351872B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Process and draft control system for use in cracking a heavy hydrocarbon feedstock in a pyrolysis furnace
US60/573,474 2004-05-21
US10/851,486 US7220887B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Process and apparatus for cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US10/851,486 2004-05-21
US10/851,730 2004-05-21
US10/851,500 2004-05-21
US60/851,878 2004-05-21
US10/891,795 2004-07-14
US10/891,981 2004-07-14
US10/893,716 2004-07-16
US10/975,703 2004-10-28
US11/009,661 2004-12-10
PCT/US2005/017695 WO2005113721A2 (en) 2004-05-21 2005-05-19 Process and apparatus for removing coke formed during steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing resids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1957064A CN1957064A (zh) 2007-05-02
CN1957064B true CN1957064B (zh) 2011-06-22

Family

ID=34956067

Family Applications (7)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2005800163135A Active CN1957065B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 用于在热解炉中裂化重质烃原料的方法和抽力控制系统
CN2005800163154A Expired - Fee Related CN1957067B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 为减轻闪蒸/分离容器中结垢利用部分冷凝来自汽/液分离的汽相而裂化含残油的烃原料
CN2005800163099A Active CN1957064B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 含残油的烃原料在蒸汽裂化期间形成的焦炭的除去方法和设备
CN2005800163116A Active CN1957069B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 在裂化含残油的烃原料中所使用的蒸气/液体分离设备
CN200580016314A Active CN100587032C (zh) 2004-05-21 2005-05-19 含有非挥发性组分和/或焦炭前体的轻烃原料的蒸汽裂解
CN200580016285A Active CN100587031C (zh) 2004-05-21 2005-05-19 蒸气/液体分离设备
CN2005800163101A Active CN1957068B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 含盐和/或微粒物质的烃原料的蒸汽裂化

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2005800163135A Active CN1957065B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 用于在热解炉中裂化重质烃原料的方法和抽力控制系统
CN2005800163154A Expired - Fee Related CN1957067B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 为减轻闪蒸/分离容器中结垢利用部分冷凝来自汽/液分离的汽相而裂化含残油的烃原料

Family Applications After (4)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2005800163116A Active CN1957069B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 在裂化含残油的烃原料中所使用的蒸气/液体分离设备
CN200580016314A Active CN100587032C (zh) 2004-05-21 2005-05-19 含有非挥发性组分和/或焦炭前体的轻烃原料的蒸汽裂解
CN200580016285A Active CN100587031C (zh) 2004-05-21 2005-05-19 蒸气/液体分离设备
CN2005800163101A Active CN1957068B (zh) 2004-05-21 2005-05-19 含盐和/或微粒物质的烃原料的蒸汽裂化

Country Status (2)

Country Link
US (2) US7311746B2 (zh)
CN (7) CN1957065B (zh)

Families Citing this family (123)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7244871B2 (en) * 2004-05-21 2007-07-17 Exxonmobil Chemical Patents, Inc. Process and apparatus for removing coke formed during steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing resids
US7481871B2 (en) * 2004-12-10 2009-01-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vapor/liquid separation apparatus
US7220887B2 (en) * 2004-05-21 2007-05-22 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US7374664B2 (en) * 2005-09-02 2008-05-20 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil feedstock
US8696888B2 (en) 2005-10-20 2014-04-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon resid processing
US7906010B2 (en) * 2006-01-13 2011-03-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Use of steam cracked tar
US7601305B1 (en) * 2006-02-02 2009-10-13 Uop Llc FCC swirl impeding separation apparatus
KR100715819B1 (ko) * 2006-03-15 2007-05-08 삼성광주전자 주식회사 높이 차가 있는 복수 개의 흡입구를 갖는 집진장치
US8083931B2 (en) * 2006-08-31 2011-12-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading of tar using POX/coker
US8083930B2 (en) * 2006-08-31 2011-12-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. VPS tar separation
US7560020B2 (en) * 2006-10-30 2009-07-14 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Deasphalting tar using stripping tower
US7585470B2 (en) * 2006-12-21 2009-09-08 Uop Llc Apparatus for mixing in fluidized beds
US7758820B2 (en) 2006-12-21 2010-07-20 Uop Llc Apparatus and process for regenerator mixing
WO2008103303A2 (en) * 2007-02-23 2008-08-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Core de-entrainment device for vessels with tangential inlets
US7615144B2 (en) * 2007-06-06 2009-11-10 Equistar Chemicals, Lp Hydrocarbon thermal cracking using hardfaced fittings
US20090050530A1 (en) * 2007-08-21 2009-02-26 Spicer David B Process and Apparatus for Steam Cracking Hydrocarbon Feedstocks
WO2009025640A1 (en) * 2007-08-21 2009-02-26 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for steam cracking hydrocarbon feedstocks
CN101418223B (zh) * 2007-10-26 2013-01-23 中国石油化工股份有限公司 一种沸腾床渣油原料的预热方法
CN101274148B (zh) * 2008-01-03 2012-02-29 华东理工大学 挥发性成分提取装置及其提取方法
US8864977B2 (en) * 2008-07-11 2014-10-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for the on-stream decoking of a furnace for cracking a hydrocarbon feed
EA018911B1 (ru) * 2008-07-15 2013-11-29 Эм-Ай ЭлЭлСи Аппарат для очистки паров нефти
US8684384B2 (en) 2009-01-05 2014-04-01 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for cracking a heavy hydrocarbon feedstream
US8057663B2 (en) * 2009-05-29 2011-11-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and apparatus for recycle of knockout drum bottoms
US7785400B1 (en) 2009-06-30 2010-08-31 Sand Separators LLC Spherical sand separators
US9458390B2 (en) * 2009-07-01 2016-10-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and system for preparation of hydrocarbon feedstocks for catalytic cracking
US8858783B2 (en) * 2009-09-22 2014-10-14 Neo-Petro, Llc Hydrocarbon synthesizer
US8496786B2 (en) * 2009-12-15 2013-07-30 Stone & Webster Process Technology, Inc. Heavy feed mixer
US9939109B2 (en) * 2010-08-25 2018-04-10 Chart Inc. Bulk liquid cooling and pressurized dispensing system and method
US9869429B2 (en) 2010-08-25 2018-01-16 Chart Industries, Inc. Bulk cryogenic liquid pressurized dispensing system and method
PE20142038A1 (es) * 2011-08-12 2014-12-17 New Tech Copper S P A Aparato mini depurador de flujos de aerosoles de dos o tres fases, generados en una celda electrolitica de produccion de metales
EP2751234B1 (en) 2011-08-31 2016-11-16 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products by hydroprocessing
EP2751233B1 (en) 2011-08-31 2016-09-14 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Method of producing a hydroprocessed product
SG10201606308QA (en) 2011-08-31 2016-09-29 Exxonmobil Chem Patents Inc Preheating feeds to hydrocarbon pyrolysis products hydroprocessing
CA2842478C (en) 2011-08-31 2016-07-05 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products
US9382486B2 (en) 2012-01-27 2016-07-05 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating, solvent deasphalting and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil
US9255230B2 (en) 2012-01-27 2016-02-09 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil
US9279088B2 (en) 2012-01-27 2016-03-08 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil
US9296961B2 (en) 2012-01-27 2016-03-29 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including residual bypass for direct processing of a crude oil
CN107216914B (zh) * 2012-01-27 2020-02-21 沙特阿拉伯石油公司 用于直接加工原油的包括氢再分布的整合的加氢处理和水蒸气热解方法
US9284502B2 (en) 2012-01-27 2016-03-15 Saudi Arabian Oil Company Integrated solvent deasphalting, hydrotreating and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil
US9284497B2 (en) 2012-01-27 2016-03-15 Saudi Arabian Oil Company Integrated solvent deasphalting and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil
EP2828357A1 (en) 2012-03-20 2015-01-28 Saudi Arabian Oil Company Steam cracking process and system with integral vapor-liquid separation
WO2013142609A1 (en) 2012-03-20 2013-09-26 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis catalytic cracking process to produce petrochemicals from crude oil
CN104245890B (zh) 2012-03-20 2016-08-24 沙特阿拉伯石油公司 对原油进行集成加氢处理、蒸汽热解和浆液加氢处理以生产石油化学产品
US9284501B2 (en) 2012-03-20 2016-03-15 Saudi Arabian Oil Company Integrated slurry hydroprocessing and steam pyrolysis of crude oil to produce petrochemicals
EP2828356B1 (en) 2012-03-20 2020-10-28 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydroprocessing and steam pyrolysis of crude oil to produce light olefins and coke
US9951906B2 (en) 2012-06-12 2018-04-24 Shell Oil Company Apparatus and method for heating a liquefied stream
EP2861905B1 (en) * 2012-06-12 2016-04-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for heating a liquefied stream
US9266791B2 (en) 2012-07-06 2016-02-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon conversion process
WO2014020115A1 (en) 2012-08-03 2014-02-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for recovering power
EP2818220A1 (en) 2013-06-25 2014-12-31 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Process stream upgrading
US20140357923A1 (en) 2013-05-28 2014-12-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vapor-Liquid Separation
CN103691211B (zh) * 2013-12-25 2015-07-01 中国石油化工股份有限公司 沸腾床渣油加氢反应器的气相产物旋流净化装置以及利用其对气相产物进行净化的方法
EP3137584A2 (en) 2014-04-30 2017-03-08 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products
US9809756B2 (en) 2014-05-30 2017-11-07 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading pyrolysis tar
SG11201607684TA (en) 2014-06-20 2016-10-28 Exxonmobil Chem Patents Inc Pyrolysis tar upgrading using recycled product
SG11201610863YA (en) 2014-08-28 2017-01-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc Process and apparatus for decoking a hydrocarbon steam cracking furnace
US10017702B2 (en) * 2014-10-07 2018-07-10 Lummus Technology Inc. Thermal cracking of crudes and heavy feeds to produce olefins in pyrolysis reactor
US9637694B2 (en) 2014-10-29 2017-05-02 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products
CN107109246B (zh) 2014-12-16 2019-05-10 埃克森美孚化学专利公司 用于对烃蒸汽裂解炉脱焦的工艺和装置
WO2016099787A1 (en) 2014-12-17 2016-06-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methods and systems for treating a hydrocarbon feed
US9840413B2 (en) * 2015-05-18 2017-12-12 Energyield Llc Integrated reformer and syngas separator
US9843062B2 (en) * 2016-03-23 2017-12-12 Energyield Llc Vortex tube reformer for hydrogen production, separation, and integrated use
US10611967B2 (en) 2015-05-20 2020-04-07 Saudi Arabian Oil Company Pyrolysis to determine hydrocarbon expulsion efficiency of hydrocarbon source rock
US10294432B2 (en) 2015-06-26 2019-05-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Steam cracker product fractionation
AU2016287790B2 (en) 2015-06-29 2021-04-01 SegreTECH Inc. Method and apparatus for removal of sand from gas
WO2017105580A1 (en) 2015-12-18 2017-06-22 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methods for optimizing petrochemical facilities through stream transferal
GB2553771B (en) * 2016-09-08 2018-12-05 Wilson Bio Chemical Ltd Removing particulates
CN107398089B (zh) * 2016-09-18 2023-01-10 宁波工程学院 基于静态混合器和超声波消泡的苯丙乳液脱单装置和工艺
US11266937B2 (en) * 2017-03-28 2022-03-08 Hewlett-Packard Development Company, L.P. Air flow rates in cyclonic particle separation chambers
US10508240B2 (en) 2017-06-19 2019-12-17 Saudi Arabian Oil Company Integrated thermal processing for mesophase pitch production, asphaltene removal, and crude oil and residue upgrading
CN107266320B (zh) * 2017-06-26 2020-01-24 安徽省化工设计院 一种硝基氯苯精馏分离中综合能耗回收的工艺方法
CN110869762A (zh) * 2017-06-29 2020-03-06 沙特阿拉伯石油公司 用于确定烃源岩的排烃效率的热解
CN107433053B (zh) * 2017-09-11 2023-05-30 成都威斯特低温设备有限公司 一种恒温液化气体的气液分离器
US10913901B2 (en) 2017-09-12 2021-02-09 Saudi Arabian Oil Company Integrated process for mesophase pitch and petrochemical production
CN109694730B (zh) * 2017-10-24 2022-01-04 中国石油化工股份有限公司 一种原油裂解制备低碳烯烃的方法及装置
CN112041415B (zh) * 2017-12-22 2022-12-27 奈科斯克鲁德技术股份有限公司 用于加工烃原料的方法
CN111712558B (zh) * 2017-12-29 2022-06-14 埃克森美孚化学专利公司 烃热解中的焦炭减轻
CN108119747B (zh) * 2018-01-22 2024-03-26 宁波市天马空压机厂 一种储气罐
DE102018107895A1 (de) * 2018-04-04 2019-10-10 Fresenius Medical Care Deutschland Gmbh Dialysegerät
CN112154197A (zh) 2018-04-18 2020-12-29 埃克森美孚化学专利公司 加工裂解焦油颗粒
SG11202104696PA (en) 2018-11-07 2021-06-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc Process for c5+ hydrocarbon conversion
WO2020096974A1 (en) 2018-11-07 2020-05-14 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for c5+ hydrocarbon conversion
CN112955527B (zh) 2018-11-07 2023-05-23 埃克森美孚化学专利公司 C5+烃转化方法
JP2022518466A (ja) * 2019-01-29 2022-03-15 ドナルドソン カンパニー,インコーポレイティド 脱気システム及び方法
SG11202107963RA (en) 2019-02-15 2021-08-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc Coke and tar removal from a furnace effluent
SG11202108620TA (en) 2019-03-20 2021-10-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc Processes for on-stream decoking
CN110005614B (zh) * 2019-04-02 2024-01-12 贝尔实验室装备江苏有限公司 一种真空设备水气分离装置
CN109987344A (zh) * 2019-05-08 2019-07-09 张化机(苏州)重装有限公司 一种格栅立柱式防涡流器
EP3976736A4 (en) * 2019-05-24 2023-04-12 Eastman Chemical Company THERMAL PYROLYTIC OIL TO A GAS-FED CRACKER FURNACE
WO2020252007A1 (en) 2019-06-12 2020-12-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for c3+ monoolefin conversion
WO2020263648A1 (en) 2019-06-24 2020-12-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Desalter configuration integrated with steam cracker
CN110184432B (zh) * 2019-07-01 2020-10-13 苏州三基铸造装备股份有限公司 一种适用于复杂形状零件的矢量喷淋淬火装置
WO2021015975A1 (en) * 2019-07-19 2021-01-28 Amec Foster Wheeler Usa Corporation Delayed coker controlled dispersion module
WO2021016306A1 (en) 2019-07-24 2021-01-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for fractionating a pyrolysis effluent
CN112725019B (zh) 2019-10-28 2022-07-12 中国石油化工股份有限公司 一种原油的裂解处理方法与系统
US20240110110A1 (en) 2019-11-01 2024-04-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and Systems for Quenching Pyrolysis Effluents
EP3838363A1 (en) * 2019-12-17 2021-06-23 BP Chemicals Limited Separation process and apparatus
WO2021183580A1 (en) 2020-03-11 2021-09-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon pyrolysis of feeds containing sulfur
CN115335491A (zh) 2020-03-31 2022-11-11 埃克森美孚化学专利公司 含硅进料的烃热解
CN115698232A (zh) 2020-04-20 2023-02-03 埃克森美孚化学专利公司 含氮进料的烃热解
CN115667466A (zh) 2020-05-22 2023-01-31 埃克森美孚化学专利公司 焦油加氢处理用流体
US20230203386A1 (en) 2020-06-17 2023-06-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon Pyrolysis of Advantaged Feeds
US11332678B2 (en) 2020-07-23 2022-05-17 Saudi Arabian Oil Company Processing of paraffinic naphtha with modified USY zeolite dehydrogenation catalyst
US11274068B2 (en) 2020-07-23 2022-03-15 Saudi Arabian Oil Company Process for interconversion of olefins with modified beta zeolite
US11420192B2 (en) 2020-07-28 2022-08-23 Saudi Arabian Oil Company Hydrocracking catalysts containing rare earth containing post-modified USY zeolite, method for preparing hydrocracking catalysts, and methods for hydrocracking hydrocarbon oil with hydrocracking catalysts
US11154845B1 (en) 2020-07-28 2021-10-26 Saudi Arabian Oil Company Hydrocracking catalysts containing USY and beta zeolites for hydrocarbon oil and method for hydrocracking hydrocarbon oil with hydrocracking catalysts
US11142703B1 (en) 2020-08-05 2021-10-12 Saudi Arabian Oil Company Fluid catalytic cracking with catalyst system containing modified beta zeolite additive
KR20220045372A (ko) * 2020-10-05 2022-04-12 주식회사 엘지화학 스트리핑 장치 및 스트리핑 방법
WO2022150263A1 (en) 2021-01-08 2022-07-14 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for upgrading a hydrocarbon
CA3203608A1 (en) 2021-01-08 2022-07-14 Thomas T. Hirst Processes and systems for removing coke particles from a pyrolysis effluent
EP4314200A1 (en) 2021-03-31 2024-02-07 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for upgrading a hydrocarbon
WO2022220996A1 (en) 2021-04-16 2022-10-20 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for analyzing a sample separated from a steam cracker effluent
WO2022225691A1 (en) 2021-04-19 2022-10-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for steam cracking hydrocarbon feeds
EP4082643A1 (en) * 2021-04-28 2022-11-02 Casale Sa Improvements to equipment of urea plants
WO2023060036A1 (en) 2021-10-07 2023-04-13 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis processes for upgrading a hydrocarbon feed
WO2023060035A1 (en) 2021-10-07 2023-04-13 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis processes for upgrading a hydrocarbon feed
WO2023076809A1 (en) 2021-10-25 2023-05-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for steam cracking hydrocarbon feeds
WO2023107815A1 (en) 2021-12-06 2023-06-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for steam cracking hydrocarbon feeds
US11618858B1 (en) 2021-12-06 2023-04-04 Saudi Arabian Oil Company Hydrodearylation catalysts for aromatic bottoms oil, method for producing hydrodearylation catalysts, and method for hydrodearylating aromatic bottoms oil with hydrodearylation catalysts
WO2023107819A1 (en) 2021-12-09 2023-06-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Steam cracking a hydrocarbon feed comprising arsenic
WO2023249798A1 (en) 2022-06-22 2023-12-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for fractionating a pyrolysis effluent
CN115837260B (zh) * 2023-02-23 2023-05-30 大庆华理生物技术股份有限公司 油酸酰胺化脱胺回收装置

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4954247A (en) * 1988-10-17 1990-09-04 Exxon Research And Engineering Company Process for separating hydrocarbons
US5190634A (en) * 1988-12-02 1993-03-02 Lummus Crest Inc. Inhibition of coke formation during vaporization of heavy hydrocarbons
US20040004022A1 (en) * 2002-07-03 2004-01-08 Stell Richard C. Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks

Family Cites Families (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1053751A (zh) 1900-01-01
GB199766A (en) 1922-02-27 1923-06-27 Richard Wright Hanna Process for the continuous production of low boiling point hydrocarbons from petroleum oils
US1936699A (en) 1926-10-18 1933-11-28 Gyro Process Co Apparatus and process for treating hydrocarbon oils
US2091261A (en) 1929-04-17 1937-08-31 Universal Oil Prod Co Process for hydrocarbon oil conversion
US1984569A (en) 1932-03-12 1934-12-18 Alco Products Inc Vapor phase cracking process
US2158425A (en) 1936-01-04 1939-05-16 Union Oil Co Vacuum steam distillation of heavy oils
DE1093351B (de) 1958-06-09 1960-11-24 Exxon Research Engineering Co Verfahren zur Verhuetung von Feststoffverlusten und Verstopfung der Leitungen bei der thermischen Umwandlung eines Kohlenwasserstoffoeles in normalerweise gasfoermige, ungesaettigte Kohlenwasserstoffe
US3341429A (en) 1962-04-02 1967-09-12 Carrier Corp Fluid recovery system with improved entrainment loss prevention means
DE1468183A1 (de) 1963-04-18 1969-05-29 Lummus Co Verfahren zur Erzeugung von ungesaettigten Kohlenwasserstoffen durch Pyrolyse
US3291573A (en) 1964-03-03 1966-12-13 Hercules Inc Apparatus for cracking hydrocarbons
NL6602260A (zh) 1965-02-23 1966-08-24
FR1472280A (fr) 1965-02-23 1967-03-10 Exxon Research Engineering Co Procédé de désulfuration d'un mélange d'hydrocarbures
US3492795A (en) 1965-08-06 1970-02-03 Lummus Co Separation of vapor fraction and liquid fraction from vapor-liquid mixture
NL6802193A (zh) 1967-02-23 1968-08-26
ES348993A1 (es) 1967-04-26 1969-04-01 Continental Oil Co Proceso para mejorar la calidad de un aceite hidrocarburo de baja calidad para negro de carbon.
NL6814184A (zh) 1967-10-07 1969-04-09
US3487006A (en) 1968-03-21 1969-12-30 Lummus Co Direct pyrolysis of non-condensed gas oil fraction
US3617493A (en) 1970-01-12 1971-11-02 Exxon Research Engineering Co Process for steam cracking crude oil
US3677234A (en) 1970-01-19 1972-07-18 Stone & Webster Eng Corp Heating apparatus and process
US3877904A (en) * 1974-06-18 1975-04-15 Combustion Eng Gas-liquid separator
NL7410163A (en) 1974-07-29 1975-04-29 Shell Int Research Middle distillates and low-sulphur residual fuel prodn. - from high-sulphur residua, by distn., thermal cracking and hydrodesulphurisation
US3900300A (en) 1974-10-19 1975-08-19 Universal Oil Prod Co Vapor-liquid separation apparatus
JPS5410598Y2 (zh) * 1974-10-31 1979-05-16
US4015960A (en) * 1975-03-17 1977-04-05 Heat/Fluid Engineering Corporation Centrifugal separator for separating entrained liquid from a stream of liquid-bearing gases
US4199409A (en) 1977-02-22 1980-04-22 Phillips Petroleum Company Recovery of HF from an alkylation unit acid stream containing acid soluble oil
GB2006259B (en) 1977-10-14 1982-01-27 Ici Ltd Hydrocarbon conversion
GB2012176B (en) 1977-11-30 1982-03-24 Exxon Research Engineering Co Vacuum pipestill operation
DE2854061A1 (de) 1978-12-14 1980-07-03 Linde Ag Verfahren zum vorwaermen von kohlenwasserstoffen vor deren thermischer spaltung
US4300998A (en) 1979-10-02 1981-11-17 Stone & Webster Engineering Corp. Pre-heat vaporization system
US4264432A (en) 1979-10-02 1981-04-28 Stone & Webster Engineering Corp. Pre-heat vaporization system
US4311580A (en) 1979-11-01 1982-01-19 Engelhard Minerals & Chemicals Corporation Selective vaporization process and dynamic control thereof
GB2072216A (en) 1980-03-18 1981-09-30 British Gas Corp Treatment of hydrocarbon feedstocks
GB2096907A (en) 1981-04-22 1982-10-27 Exxon Research Engineering Co Distillation column with steam stripping
DE3173374D1 (en) 1981-09-08 1986-02-13 Dow Chemical Nederland Process and apparatus for cracking hydrocarbon; mixing device; apparatus and process for producing superheated steam; radiation block structure
US4543177A (en) 1984-06-11 1985-09-24 Allied Corporation Production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water
US4732740A (en) 1984-10-09 1988-03-22 Stone & Webster Engineering Corporation Integrated heavy oil pyrolysis process
US4615795A (en) 1984-10-09 1986-10-07 Stone & Webster Engineering Corporation Integrated heavy oil pyrolysis process
US4854944A (en) 1985-05-06 1989-08-08 Strong William H Method for gasifying toxic and hazardous waste oil
US4714109A (en) 1986-10-03 1987-12-22 Utah Tsao Gas cooling with heat recovery
SU1491552A1 (ru) 1987-03-09 1989-07-07 Уфимский Нефтяной Институт Колонна
US4840725A (en) 1987-06-19 1989-06-20 The Standard Oil Company Conversion of high boiling liquid organic materials to lower boiling materials
JPH0819420B2 (ja) 1988-09-05 1996-02-28 三井石油化学工業株式会社 低品位原料の分解処理方法
ATE114705T1 (de) * 1989-04-14 1994-12-15 Procedes Petroliers Petrochim Verfahren und apparat zur entkoksung von dampfkrackanlagen.
US5096567A (en) 1989-10-16 1992-03-17 The Standard Oil Company Heavy oil upgrading under dense fluid phase conditions utilizing emulsified feed stocks
US5120892A (en) 1989-12-22 1992-06-09 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for pyrolytically cracking hydrocarbons
EP0463626B1 (en) 1990-06-29 1996-03-20 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Catalyst for purifying exhaust gas
FR2710070A1 (fr) 1993-09-17 1995-03-24 Procedes Petroliers Petrochim Procédé et dispositif de vapocraquage d'une charge légère et d'une charge lourde.
US5468367A (en) 1994-02-16 1995-11-21 Exxon Chemical Patents Inc. Antifoulant for inorganic fouling
DE19600684A1 (de) 1995-02-17 1996-08-22 Linde Ag Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen und Vorrichtung
KR100508131B1 (ko) * 1996-02-14 2006-10-04 셀콤 가부시키가이샤 물침대식맛사지기
US5910440A (en) 1996-04-12 1999-06-08 Exxon Research And Engineering Company Method for the removal of organic sulfur from carbonaceous materials
US6190533B1 (en) 1996-08-15 2001-02-20 Exxon Chemical Patents Inc. Integrated hydrotreating steam cracking process for the production of olefins
US6210561B1 (en) 1996-08-15 2001-04-03 Exxon Chemical Patents Inc. Steam cracking of hydrotreated and hydrogenated hydrocarbon feeds
ZA989153B (en) 1997-10-15 1999-05-10 Equistar Chem Lp Method of producing olefins and feedstocks for use in olefin production from petroleum residua which have low pentane insolubles and high hydrogen content
CN1119388C (zh) * 1998-08-27 2003-08-27 中国石油化工集团公司 一种重油的热裂化工艺
US6123830A (en) 1998-12-30 2000-09-26 Exxon Research And Engineering Co. Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process
US6093310A (en) 1998-12-30 2000-07-25 Exxon Research And Engineering Co. FCC feed injection using subcooled water sparging for enhanced feed atomization
US20010016673A1 (en) 1999-04-12 2001-08-23 Equistar Chemicals, L.P. Method of producing olefins and feedstocks for use in olefin production from crude oil having low pentane insolubles and high hydrogen content
US6179997B1 (en) 1999-07-21 2001-01-30 Phillips Petroleum Company Atomizer system containing a perforated pipe sparger
WO2001055280A1 (en) 2000-01-28 2001-08-02 Stone & Webster Process Technology, Inc. Multi zone cracking furnace
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
US6376732B1 (en) 2000-03-08 2002-04-23 Shell Oil Company Wetted wall vapor/liquid separator
US6599348B2 (en) * 2001-06-01 2003-07-29 Celanese International Corporation Methods for reducing entrainment of solids and liquids
JP5166674B2 (ja) 2002-07-03 2013-03-21 エクソンモービル・ケミカル・パテンツ・インク 重炭化水素供給原料の水蒸気分解処理
US7097758B2 (en) 2002-07-03 2006-08-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Converting mist flow to annular flow in thermal cracking application
US7090765B2 (en) 2002-07-03 2006-08-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for cracking hydrocarbon feed with water substitution
US6743961B2 (en) 2002-08-26 2004-06-01 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil
US7019187B2 (en) 2002-09-16 2006-03-28 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil and mild catalytic cracking
US6979757B2 (en) 2003-07-10 2005-12-27 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil and mild controlled cavitation assisted cracking
CN100564484C (zh) * 2004-03-22 2009-12-02 埃克森美孚化学专利公司 蒸汽裂解重质烃原料的方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4954247A (en) * 1988-10-17 1990-09-04 Exxon Research And Engineering Company Process for separating hydrocarbons
US5190634A (en) * 1988-12-02 1993-03-02 Lummus Crest Inc. Inhibition of coke formation during vaporization of heavy hydrocarbons
US20040004022A1 (en) * 2002-07-03 2004-01-08 Stell Richard C. Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
US 20040004022 A1,全文.

Also Published As

Publication number Publication date
CN1957067A (zh) 2007-05-02
CN100587031C (zh) 2010-02-03
US7311746B2 (en) 2007-12-25
US7427381B2 (en) 2008-09-23
CN1957066A (zh) 2007-05-02
CN1957065A (zh) 2007-05-02
CN1957064A (zh) 2007-05-02
CN1957069A (zh) 2007-05-02
US20050261530A1 (en) 2005-11-24
CN100587032C (zh) 2010-02-03
CN1957067B (zh) 2012-02-22
CN1957069B (zh) 2010-11-10
CN1957068B (zh) 2012-03-07
CN1957063A (zh) 2007-05-02
CN1957068A (zh) 2007-05-02
CN1957065B (zh) 2011-09-07
US20070215524A1 (en) 2007-09-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1957064B (zh) 含残油的烃原料在蒸汽裂化期间形成的焦炭的除去方法和设备
CA2567168C (en) Process and apparatus for removing coke formed during steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing resids
US7244871B2 (en) Process and apparatus for removing coke formed during steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing resids
CA2561356C (en) Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks
US7297833B2 (en) Steam cracking of light hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors
US7550642B2 (en) Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with enhanced distillate production
CN100587030C (zh) 重质烃原料的蒸汽裂化方法
EP2382282B1 (en) Process and apparatus for cracking a heavy hydrocarbon feedstream
CN1984979A (zh) 控制导引到其顶部提供裂化进料的闪蒸罐的被加热进料的温度的装置和方法
CA2642797A1 (en) Olefin production utilizing condensate feedstock
CN101027377A (zh) 含有非挥发性组分和/或焦炭前体的烃原料的蒸汽裂解
KR100818648B1 (ko) 비휘발성 성분 및/또는 코크스 전구체를 함유한 탄화수소공급원료의 증기 분해

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant