CN1957067A - 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 - Google Patents

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 Download PDF

Info

Publication number
CN1957067A
CN1957067A CNA2005800163154A CN200580016315A CN1957067A CN 1957067 A CN1957067 A CN 1957067A CN A2005800163154 A CNA2005800163154 A CN A2005800163154A CN 200580016315 A CN200580016315 A CN 200580016315A CN 1957067 A CN1957067 A CN 1957067A
Authority
CN
China
Prior art keywords
container
flash
pipe
inlet
vapour phase
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.)
Granted
Application number
CNA2005800163154A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1957067B (zh
Inventor
R·C·斯特
G·斯蒂芬斯
J·L·班克拉夫特
J·R·梅辛杰
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 US10/851,730 external-priority patent/US7312371B2/en
Priority claimed from US10/851,546 external-priority patent/US7488459B2/en
Priority claimed from US10/851,495 external-priority patent/US7351872B2/en
Priority claimed from US10/851,486 external-priority patent/US7220887B2/en
Priority claimed from US10/851,500 external-priority patent/US7297833B2/en
Priority claimed from US10/851,494 external-priority patent/US7247765B2/en
Priority claimed from US10/851,878 external-priority patent/US7235705B2/en
Priority claimed from US10/851,487 external-priority patent/US7244871B2/en
Application filed by Exxon Chemical Patents Inc filed Critical Exxon Chemical Patents Inc
Priority claimed from PCT/US2005/017557 external-priority patent/WO2005113718A2/en
Publication of CN1957067A publication Critical patent/CN1957067A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1957067B publication Critical patent/CN1957067B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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

本发明提供了一种裂化含残油的烃原料的方法,所述方法包括:加热所述原料,混合被加热的原料与流体和/或主稀释蒸汽物流以形成混合物,任选地进一步加热所述混合物,在闪蒸/分离容器中闪蒸所述混合物以形成汽相和液相,通过与容器中的冷凝器接触而部分冷凝所述汽相,以冷凝蒸气中的至少一些焦炭前体同时提供加入液相的冷凝物,脱除具有降低的焦炭前体含量的汽相作为顶部产物和液相作为底部产物,加热所述汽相,在热解炉的辐射部分中裂化所述汽相以生产包含烯烃的流出物,和骤冷所述流出物和从中回收裂化产物。本发明也提供了实施所述方法的装置。

Description

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
发明领域
本发明涉及含有相对非挥发性的烃如残油和其它污染物的烃的裂化。更具体地,本发明涉及减少由汽相顶部产物中存在的焦炭前体引起的操作期间的结垢。
发明背景
也被称为热解的蒸汽裂化长期以来用于裂化各种烃原料成烯烃,优选轻烯烃如乙烯、丙烯和丁烯。常规的蒸汽裂化采用具有两个主要部分:对流部分和辐射部分的热解炉。烃原料典型地以液体形式进入炉子的对流部分(除轻质原料以外,其以蒸气形式进入),在对流部分中烃原料典型地通过与来自辐射部分的热烟道气间接接触和与蒸汽直接接触而被加热和汽化。然后汽化的原料和蒸汽混合物被引入辐射部分,在此发生裂化。产生的包括烯烃的产物离开热解炉,以进行进一步的下游加工,包括骤冷。
热解包括充分加热原料以引起较大分子的热分解。然而,热解工艺产生倾向于结合以形成被称为焦油的高分子量材料的分子。焦油是高沸点的、粘性的、反应性的材料,其在某些条件下可使设备结垢。通常,含有更高沸点材料的原料倾向于产生更大数量的焦油。
通过将离开热解单元的流出物的温度快速降低到焦油形成反应被极大地减缓的温度水平,可以使在热解流出物离开蒸汽裂化炉之后焦油的形成最小化。此冷却被称为骤冷,它可以在一个或多个步骤中和使用一种或多种方法实现。
常规的蒸汽裂化系统对于裂化包含大比率轻质挥发性烃的高质量原料如瓦斯油和石脑油是有效的。然而,蒸汽裂化的经济性有时有利于裂化低成本的含残油原料,例如作为非限制性例子的常压残油(如常压管式蒸馏釜釜底产物)和原油。原油和常压残油经常含有沸点超过590℃(1100)的高分子量的非挥发性组分。这些原料的非挥发性组分作为焦炭在常规热解炉的对流部分中沉积。在较轻的组分已经完全汽化的点下游的对流部分中,仅可以容忍非常低水平的非挥发性组分。
裂化较重的进料如煤油和瓦斯油产生大量焦油,这导致炉子的辐射部分中的快速结焦,以及优选用于较轻液体裂化服务的输送线换热器中的结垢。
另外,在运输期间,一些石脑油被含有非挥发性组分的重质原油污染。常规的热解炉不具有加工残油、原油或许多残油或原油污染的瓦斯油或由非挥发性组分污染的石脑油的灵活性。
为解决结焦问题,通过引用结合在此的U.S.专利3,617,493公开了用于原油进料的外部汽化罐的应用,和公开了使用第一闪蒸以以蒸气形式脱除石脑油和使用第二闪蒸以脱除沸点为450-1100(230-590℃)的蒸气。所述蒸气在热解炉中裂化成烯烃,并且来自两个闪蒸罐的分离的液体被除去,用蒸汽汽提,和用作燃料。
通过引用结合在此的U.S.专利3,718,709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用过热蒸汽预热重质原料以汽化约50%的重质原料,和除去残余的、分离的液体。使主要含有轻质挥发性烃的汽化的烃经历裂化。
通过引用结合在此的U.S.专利5,190,634公开了通过在对流部分中在小的临界数量氢气存在下预热原料,抑制炉子中焦炭形成的方法。氢气在对流部分中的存在抑制了烃的聚合反应,因此抑制了焦炭形成。
通过引用结合在此的U.S.专利5,580,443公开了一种方法,其中将原料首先预热和然后从在热解炉的对流部分中的预热器中取出。然后将此预热的原料与预定数量的蒸汽(稀释蒸汽)混合,和然后引入气液分离器,以便以液体形式从分离器分离和脱除要求比例的非挥发物。将来自气液分离器的分离的蒸气返回到热解炉,用于加热和裂化。
2002年7月3日提交的共同未决的U.S.申请序列号10/188,461,2004年1月8日出版的专利申请出版物US 2004/0004022 A1(它通过引用结合在此)描述了一种有利地控制的方法,以优化重质烃原料中所含的挥发性烃的裂化并降低和避免结焦问题。它提供了一种方法,通过保持进入闪蒸的物流的相对恒定的温度来保持离开闪蒸的蒸气与液体的相对恒定的比例。更具体地,通过自动调节在闪蒸之前与重质烃原料混合的流体物流的数量,来保持闪蒸物流的恒定温度。所述流体可以是水。
2005年2月28日提交的U.S.专利申请序列号11/068,615(它通过引用结合在此)描述了裂化重质烃原料的方法,该方法混合重质烃原料与流体如烃或水以形成混合物物流,该混合物物流被闪蒸以形成汽相和液相,随后汽相被裂化以提供烯烃,和产物流出物在输送管线换热器中冷却,其中根据选择的工艺操作参数,如在闪蒸混合物物流之前混合物物流的温度,改变与原料混合的流体的量。
2004年5月21日提交的共同未决的U.S.专利申请序列号10/851,878(它通过引用结合在此)描述了裂化重质烃原料的方法,该方法包括混合重质烃原料与一种流体如烃或水,以形成混合物物流,闪蒸该混合物物流以形成汽相和液相,随后裂化汽相以提供烯烃。通过过热在闪蒸/分离容器上部分中的蒸气,降低所述容器下游的结垢。冷凝器也可以在所述容器中采用,以改进液体/蒸气分离。
在使用闪蒸以分离含残油的重质液体烃馏分与可以在热解炉中加工的较轻馏分中,重要的是进行分离,使得大多数非挥发性组发在液相中。否则,蒸气中的重质的形成焦炭的非挥发性组分将被带入炉子,引起结焦问题。
由于含残油的液体烃级分通常具有低价值,通常小于重燃料油的价值,增加闪蒸罐中的切取馏分或蒸发的烃的分数也是特别希望的。蒸发一些较重的馏分产生更有价值的蒸汽裂化器进料。尽管这可以通过增加闪蒸罐温度以增加切取馏分而完成,一旦顶部产物汽相离开闪蒸罐,得到的这样蒸发的较重馏分倾向于冷凝,导致闪蒸罐顶部产物出口下游的管线和容器的结垢。
因此,需要提供在闪蒸罐中处理汽相材料以除去易于在罐顶部产物出口下游冷凝的组分的方法。
发明概述
在一方面,本发明涉及裂化含残油的烃原料的方法。该方法包括(a)加热所述烃原料;(b)混合所述被加热的烃原料与蒸汽,以形成混合物物流;(c)将所述混合物物流通过入口引入闪蒸/分离容器中,以形成i)在其露点的含有较小比例的焦炭前体的汽相,和ii)含有较大比例焦炭前体的液相;(d)通过使所述汽相与冷凝器接触,部分冷凝在闪蒸/分离容器中的汽相,这冷凝了至少一些所述较小比例的焦炭前体,它加入液相中,所述冷凝在所述冷凝器以上提供了具有降低的焦炭前体含量的汽相;(e)从所述闪蒸/分离容器,通过顶部产物出口除去所述具有降低的焦炭前体含量的汽相作为顶部产物,和除去液相作为底部产物;(f)加热所述汽相;(g)在热解炉的辐射部分中裂化所述被加热的汽相,以产生包含烯烃的流出物,所述热解炉包括辐射部分和对流部分;和(h)骤冷所述流出物,并从中回收裂化的产物。在一个实施方案中,在将混合物物流引入闪蒸/分离容器之前,加热该混合物物流。
在另一方面,本发明涉及用于处理含残油的烃原料以提供液相和汽相的闪蒸/分离容器,该容器包括:(a)用于在闪蒸条件下向所述容器中引入包含烃原料和蒸汽的混合物物流的入口,在此所述混合物物流经历初始闪蒸,以形成i)在其露点的含有较小比例的焦炭前体的汽相,和ii)含有较大比例的焦炭前体的液相;(b)用于接触在所述闪蒸/分离容器中的所述汽相并至少部分冷凝至少一些所述较小比例的焦炭前体的部分冷凝器,所述冷凝的焦炭前体加入所述液相中,所述冷凝提供了具有降低的焦炭前体含量的汽相;(c)用于除去所述具有降低的焦炭前体含量的汽相作为顶部产物的闪蒸/分离容器顶部产物出口;和(d)用于从所述闪蒸/分离容器除去液相作为底部产物的闪蒸/分离容器液体出口。
在又一方面,本发明涉及用于裂化含残油的烃原料的装置,该装置包括:(a)用于加热所述烃原料以提供被加热的烃原料的加热区;(b)用于混合主稀释蒸汽物流与所述被加热的烃原料以提供被加热的两相分层开放槽流动的混合物物流的混合区;(c)用于处理烃和蒸汽的汽/液混合物的汽/液分离区,该分离区包括:(i)具有上部帽区段、包括环形壁的中间区段和下部帽区段的基本上圆筒形的垂直罐;(ii)连接到上部帽区段的顶部蒸气出口;(iii)在所述中间区段的壁中的、用于在闪蒸条件下沿壁引入流动的混合物物流的至少一个基本上切向布置的入口,在此所述流动的混合物物流经历初始闪蒸,以形成(1)在其露点的含有较小比例的焦炭前体的汽相,和(2)含有较大比例的焦炭前体的液相;(iv)用于接触在所述罐中的所述汽相以至少部分冷凝至少一些所述较小比例的焦炭前体的部分冷凝器,所述冷凝的焦炭前体加入所述液相中,所述冷凝提供了具有降低的焦炭前体含量的汽相;(v)用于除去所述具有降低的前体含量的汽相作为顶部产物的罐顶部产物出口;(vi)用于从所述罐除去所述液相作为底部产物的罐液体出口;和(vii)直径小于所述中间区段直径的、基本上同心布置的、基本上圆筒形的靴形物,该靴形物与所述下部帽区段连通,并还包括骤冷油如循环骤冷油的入口和在它下端的液体出口;(d)包括对流部分和辐射部分的、用于裂化来自所述顶部蒸气出口的所述汽相以生产包含烯烃的流出物的热解炉;(e)用于骤冷所述流出物的装置;和(f)用于从所述骤冷的流出物回收裂化产物的回收装置。在一个实施方案中,所述装置还包括用于加热闪蒸/分离区上游的所述混合物物流的加热区。
附图简要说明
图1图示了采用热解炉的一种本发明方法的示意性流程图。
图2图示了本发明的闪蒸/分离装置,该装置包括具有插入在中间的棚形物的双翅片迂回冷却盘管。
图3图示了本发明的闪蒸/分离装置,显示了具有同心管冷却器的单平行翅片的冷却盘管。
图4图示了用于本发明的同心管冷却器的横截面。
发明详述
本发明涉及裂化含残油的烃原料的方法,该方法包括:加热所述原料,混合所述被加热的原料与一种流体和/或主稀释蒸汽物流以形成混合物物流,和在闪蒸/分离容器中闪蒸所述混合物物流以形成汽相和液相。所述汽相通过如下方式被部分冷凝:在所述容器中,与冷凝器和任选地在所述冷凝器下面的用于改善冷凝物和上升蒸气之间的接触的表面(棚形物)接触,以冷凝在所述蒸气中的至少一些焦炭前体,同时提供加入液相中的冷凝物。将所述具有降低的焦炭前体含量的汽相作为顶部产物脱除,和将液相作为底部产物脱除。将所述汽相加热和然后在热解炉的辐射部分中裂化,以生产包含烯烃的流出物。将获得的流出物骤冷,并从骤冷的流出物回收裂化产物。
所述冷凝器有利地位于闪蒸/分离容器中,典型地在所述闪蒸/分离容器的将烃进料引入到该容器中的入口以上。所述冷凝器包括蒸气/液体接触表面,该接触表面被保持在足以进行所述汽相中可冷凝级分的冷凝的条件下。在一个实施方案中,冷凝器包括含有冷却介质的导热管。所述管子可以由符合当地锅炉和管线规范的任何导热材料如金属制成。冷却介质,例如流体如液体或气体,存在在所述管子中。在一个实施方案中,所述冷却介质包括液体,典型地是水,如锅炉进料水。所述管子典型地包括用于引入和除去冷却介质的管入口和管出口。管入口和管出口中的至少之一可以通过所述闪蒸/分离容器的壁,或者,管入口和管出口中的至少之一通过所述闪蒸/分离容器的顶部产物出口。
在操作中,所述冷凝器管的管外金属温度(TMT)典型地在约200-约370℃(400-700)的范围内,例如在约260-约315℃(500-600)的范围内。在此温度下,大量的烃冷凝发生在所述冷却管的外面,但不在所述管之间的罐横截面区域内,产生部分冷凝器的效果。所述管子可以是足以赋予必须的热量给所述汽相的任何尺寸。典型地,所述管子的直径为约10cm(4英寸)。对于约4m(13英尺)直径的容器,冷凝器热负荷典型地在约0.06-约0.60MW的范围内,例如在约0.1-约0.3MW的范围内。在一个实施方案中,将锅炉进料水以约450-约13,000kg/hr(1-30klb/hr)的流量,在约100-约260℃(212-500)的温度和约350-约17,000kPag(50-2500psig)的压力下通过冷凝器。
希望将所述冷凝器固定在闪蒸/分离容器的上部;因此所述冷凝器典型地是基本上平面的,并被构造成使得它可以被水平安装在所述容器中的形状。在一个实施方案中,冷凝器中存在的管子是连续的,并由交替的直管段和180°弯头管段组成,所述弯头管段以直入口管段开始和终止于直出口管段。将比汽相温度低的冷却介质通过入口管段引入,并且在与蒸气换热之后,将被加热的冷却介质通过出口管段取出。
在另一个实施方案中,所述冷凝器包括:与入口岐管连通的基本上直的入口,该入口岐管基本上垂直于所述直的入口;至少两个基本上平行的冷却管,所述冷却管基本上垂直于所述入口岐管并与所述入口岐管连通,和基本上垂直于出口岐管并与出口岐管连通;和垂直于所述出口岐管并与所述出口岐管连通的基本上直的出口。
在一个实施方案中,通过沿管子提供延伸的表面,如通过沿管子的长度在管子上连接翅片,来提高所述管子的表面积。典型地,所述管子包括至少约2个翅片/cm管长度(5个翅片/英寸管长度),并且所述翅片具有约0.625-约2.5cm(0.25-1英寸)的高度和约0.05-约0.4cm(0.02-0.15英寸)的厚度,例如约2cm(0.75英寸)的高度和约0.125cm(0.05英寸)的厚度。
在又一个实施方案中,用于冷凝器的管子包括在外管中基本上同心布置的内管,其中冷却液体如水通过内管而蒸汽通过外管。典型地,内管直径为约2.5-约10cm(1-4英寸),和外管直径为约5-约15cm(2-6英寸),例如内管直径为约5cm(2英寸)和外管直径为约10cm(4英寸)。
在又一个实施方案中,在闪蒸/分离容器中,将一组被动液体/蒸气接触表面布置在所述冷凝器以下。典型地,一组液体/蒸气接触表面由基本上垂直于所述管子布置的第一排棚形物提供。所述棚形物具有反V形横截面,该反V形横截面用于将形成的液体从所述表面向下引流离开棚形物,以与所述汽相接触或作为底部产物收集。所述一组液体/蒸气接触表面可以进一步包括基本上平行于所述第一排棚形物设置并在所述第一排棚形物以下的至少另外一排棚形物。其它合适的液体/蒸气接触表面包括Glitsch Grid和其它蒸馏塔宽开口填料。
在又一个实施方案中,第二冷凝器位于所述液体/蒸气接触表面以下,以提高所述汽相的冷凝。
所述混合物物流典型地被通过在闪蒸/分离容器的侧面的入口引入闪蒸/分离容器。所述入口可以基本上垂直于所述容器的壁,或者更有利地,可以成一定角度,以与所述容器壁至少部分呈切向,以便在所述容器中实现所述混合物物流进料的漩涡。
本发明的方法通常被操作,使得所述冷凝步骤提供焦炭前体含量比在不存在冷凝下生产的对比汽相降低至少约50%,例如至少约80%的汽相。
骤冷离开热解炉的流出物可以使用输送线换热器进行,其中与所述烃原料混合的流体的量根据所述方法的至少一个所选择的操作参数改变。所述流体可以是烃或水,优选水。
在应用本发明中,所述含残油和焦炭前体的烃原料可以在与所述流体混合之前,通过与烟道气在热解炉的第一对流部分管束中间接接触而被加热。优选地,在与所述流体混合之前,所述烃原料的温度为约150℃-约260℃(300-500)。
然后,所述混合物物流可以在被闪蒸之前,通过在热解炉的第一对流部分中与烟道气间接接触而被加热。优选地,所述第一对流部分被布置,以在那个部分之间加入所述流体和任选地加入主稀释蒸汽,使得所述烃原料可以在与所述流体混合之前被加热,和所述混合物物流可以在被闪蒸之前进一步被加热。
进入所述第一对流部分管束的烟道气温度通常小于约815℃(1500),例如小于约700℃(1300),如小于约620℃(1150),和优选小于约540℃(1000)。
稀释蒸汽可以在所述方法中的任何点加入;例如,它可以加入加热之前或加热之后的含残油的烃原料中,加入混合物物流中,和/或加入汽相中。任何稀释蒸汽物流可以包含酸性(sour)或工艺蒸汽。任何稀释蒸汽物流可以在位于炉子的对流部分内任何位置的对流部分管束中,优选在第一或第二管束中被加热或过热。
在于所述闪蒸/分离容器中进行的闪蒸之前,所述混合物物流可以为约315-约540℃(600-1000),并且闪蒸压力可以为约275-约1375kPa(40-200psia)。在闪蒸之后,50-98%的混合物物流可以在汽相中。另外的分离器例如离心分离器可以被用于从所述汽相脱除痕量的液体。所述汽相可以在进入炉子的辐射部分之前被加热到所述闪蒸温度以上,例如约425-约705℃(800-1300)。此加热可以在对流部分管束,优选最靠近炉子的辐射部分的管束中进行。
除非另外说明,所有的百分数、份数、比例等都是按重量计。除非另外说明,提到一种化合物或组分包括该化合物或组分本身,以及与其它化合物或组分组合的该化合物或组分,如化合物的混合物。
此外,当量、浓度或其它数值或参数以一系列优选的上限值和优选的下限值给出时,这应被理解为具体公开了由一个优选的上限值和一个优选的下限值组成的任何数值对所形成的所有范围,而不管是否分别公开了这些范围。
在这里使用时,非挥发性组分或残油(resids)是通过ASTMD-6352-98或D-2887测量的标称沸点大于约590℃(1100)的烃进料馏分。本发明采用标称沸点大于760℃(1400)的非挥发物工作非常好。烃进料的沸点分布通过气相色谱蒸馏(GCD)由ASTM D-6352-98或D-2887测量,对于沸点大于700℃(1292)的材料通过外推法延伸。非挥发物包括焦炭前体,它们是大的可冷凝的分子,其在蒸气中冷凝和然后在本发明方法中遇到的操作条件下形成焦炭。
所述烃原料可以包含大比例如约2-约50%的非挥发性组分。作为非限制性的例子,这样的原料可以包括一种或多种如下物质:蒸汽裂化瓦斯油和残油、瓦斯油、加热油、喷气式发动机燃料、柴油、煤油、汽油、炼焦器石脑油、蒸汽裂化石脑油、催化裂化石脑油、加氢裂化产物、重整油、萃余液重整油、费托液体、费托气体、天然汽油、馏出液、直馏石脑油、常压管式蒸馏釜釜底物、包括底部产物在内的减压管式蒸馏釜物流、宽沸程的石脑油到瓦斯油冷凝物、来自炼油厂的重质非直馏烃物流、真空瓦斯油、重瓦斯油、由原油污染的石脑油、常压残油、重质残油、烃气体/残油混合物、氢/残油混合物、C4馏分/残油混合物、石脑油/残油混合物、瓦斯油/残油混合物和原油。
所述烃原料的标称终沸点可以为至少约315℃(600),通常大于约510℃(950),典型地大于约590℃(1100),例如大于约760℃(1400)。经济上优选的原料通常是低硫蜡状残油、常压残油、由原油污染的石脑油、各种残油混合物和原油。
所述含残油的烃原料的加热可以采用本领域技术人员已知的任何形式进行。然而,如图1所示,优选所述加热包括烃原料40在炉子1的上部(离辐射部分最远)对流部分管束2中与来自炉子辐射部分的热烟道气间接加热。作为非限制性的例子,这可以通过使所述烃原料通过位于炉子1的对流部分3中的换热管2的管束来完成。被加热的烃原料的温度典型地为约150-约260℃(300-500),如约160-约230℃(325-450),例如约170-约220℃(340-425)。
将所述被加热的烃原料与主稀释蒸汽混合,和任选地与一种流体混合,该流体可以是烃(优选液体但任选地蒸气)、水、蒸汽或其混合物。优选的流体是水。所述流体的一个来源可以是低压锅炉进料水。所述流体的温度可以低于,等于或高于所述被加热的原料的温度。
所述被加热的烃原料和所述流体的混合可以在热解炉1的内部或外部进行,但优选该混合在炉子的外部进行。所述混合可以使用本领域中已知的任何混合设备完成。例如,可以使用双喷洒器组合体9的第一喷洒器4进行混合。第一喷洒器4可以避免或降低在将所述流体引入被加热的烃原料时由所述流体的突然汽化引起的汽锤现象。
本发明典型地在所述方法的各个部分中使用蒸汽物流。主稀释蒸汽物流17可以与所述被加热的烃原料混合,如以下详细说明的。在另一个实施方案中,可以将辅助稀释蒸汽物流18在对流部分中加热,并且与所述被加热的混合物物流在闪蒸之前混合。所述辅助稀释蒸汽的来源可以是已经任选地在热解炉的对流部分中过热的主稀释蒸汽。主稀释蒸汽物流和辅助稀释蒸汽物流的任一种或两者可以包含酸性或工艺蒸汽。过热所述酸性或工艺稀释蒸汽使得可能来自酸性或工艺蒸汽冷凝的腐蚀的危险最小化。
在本发明的一个实施方案中,除与所述被加热的原料混合的所述流体以外,主稀释蒸汽17也与所述原料混合。所述主稀释蒸汽物流可以优选被注入第二喷洒器8中。优选将主稀释蒸汽物流注入所述烃流体混合物中,然后所得到的物流混合物任选地在11进入对流部分,以便由烟道气进行附加的加热,通常在用于加热所述烃原料的相同管束中。
主稀释蒸汽的温度可以大于、小于或大约等于所述烃原料流体混合物的温度,但优选所述温度大于所述混合物的温度,并用于部分蒸发所述原料/流体混合物。在被注入第二喷洒器8之前,所述主稀释蒸汽可以被过热。
离开第二喷洒器8的包含所述被加热的烃原料、所述流体和所述主稀释蒸汽物流的所述混合物物流在闪蒸之前任选被再次在热解炉3的对流部分中加热。作为非限制性的例子,所述加热可以通过如下方式完成:使所述混合物物流通过位于炉子的对流部分中的换热管6的管束(通常作为第一对流部分管束的一部分),并因此由来自炉子的辐射部分的热烟道气加热。被如此加热的混合物物流作为混合物物流12离开对流部分,以任选地进一步与另外的蒸汽物流混合。
任选地,辅助稀释蒸汽物流18可以进一步分裂成闪蒸蒸汽物流19(它与烃混合物12在闪蒸之前混合)和旁路蒸汽物流21(它绕过烃混合物的闪蒸,并且代之地,与来自闪蒸的所述汽相在该汽相被在炉子的辐射部分中裂化之前混合)。本发明可以在所有辅助稀释蒸汽18被用作闪蒸蒸汽19而没有旁路蒸汽21的条件下操作。或者,本发明可以在辅助稀释蒸汽18被导引到旁路蒸汽21而没有闪蒸蒸汽19的条件下操作。在本发明的一个优选实施方案中,闪蒸蒸汽物流19与旁路蒸汽物流21的比例应当优选为1∶20-20∶1,最优选1∶2-2∶1。在此实施方案中,闪蒸蒸汽19与烃混合物物流12混合以形成闪蒸物流20,它典型地在于闪蒸/分离容器5中进行的闪蒸之前被引入。优选地,在分裂和与烃混合物混合之前,所述辅助稀释蒸汽物流被在炉子对流部分的过热器段16中过热。在闪蒸物流20进入闪蒸/分离器容器5之前,闪蒸蒸汽物流19向烃混合物物流12中的加入有助于混合物大多数挥发性组分的蒸发。
然后将混合物物流12或闪蒸物流20直接或通过切向入口(以赋予漩涡)引入闪蒸/分离装置,如闪蒸/分离器容器5,以进行闪蒸,以分离成两相:主要包括挥发性烃和蒸汽的汽相和主要包括非挥发性烃的液相。所述汽相优选被作为顶部蒸气流13从闪蒸/分离器容器脱除。所述汽相优选地被送回炉子的对流部分管束23,以进行任选的加热和通过跨接管24进到热解炉的辐射部分进行裂化,所述管束23优选位于最接近炉子的辐射部分的位置。将闪蒸的混合物物流的液相作为底部物流27从闪蒸/分离器容器5脱除。
优选在闪蒸/分离器容器5中保持蒸气与液体的预定的恒定比例,但这样的比例难以测量和控制。作为一个可选择的方案,在闪蒸/分离器容器5之前的混合物物流12的温度可以被用作测量、控制和保持闪蒸/分离器容器5中大约恒定的汽液比的间接参数。理想地,当混合物物流温度较高时,更多的烃将被汽化和作为汽相可用于裂化。然而,当混合物物流温度太高时,更多的重质烃将存在于汽相中,并被携带到对流部分的炉管,最终在管上结焦。如果混合物物流12的温度太低,导致在闪蒸/分离器容器5中低的汽液比,则更多的挥发性烃将保留在液相中并因此将不能被用于裂化。
优化混合物物流的温度,以最大化原料中挥发物的回收/汽化,同时避免炉管中的过度结焦或在经管线13从闪蒸/分离器容器输送混合物到炉子1的管线和容器中的结焦。可以监测穿过输送混合物到下对流部分23的容器和管线13及跨接管线24的压降,和穿过下对流部分23的温度升高,以检测结焦问题的开始。例如,如果跨接压力和下对流部分23的工艺入口压力由于结焦开始快速增加,应当降低闪蒸/分离器容器5和混合物物流12中的温度。如果在下对流部分中出现结焦,到过热器16的烟道气的温度增加,要求更多的通过阀门25的脱过热器水26。
混合物物流12的温度的选择也由原材料的组成确定。当原料含有更高数量的较轻的烃时,混合物物流12的温度可以设定得较低。结果,在第一喷洒器4中使用的流体的量增加,和/或在第二喷洒器8中使用的主稀释蒸汽的量降低,因为这些量直接影响混合物物流12的温度。当原料含有更高数量的非挥发性烃时,混合物物流12的温度应当设定得更高。结果,在第一喷洒器4中使用的流体的量降低而在第二喷洒器8中使用的主稀释蒸汽的量增加。通过仔细选择混合物物流温度,本发明可以适用于很多种原材料。
典型地,混合物物流12的温度可以被设定和控制在约315-约540℃(600-1000),例如约370-约510℃(700-950),如约400-约480℃(750-900),和通常约430-约475℃(810-890)。这些数值将随上述原料中挥发物的浓度变化。
在确定温度时考虑的因素包括保持液相以降低在交换器管壁上和在闪蒸/分离器中形成焦炭的可能性的需要。
混合物物流12的温度可以由控制系统7控制,该系统至少包括温度传感器和任何已知的控制设备,如计算机应用。优选地,温度传感器是热电偶。控制系统7与流体阀14和主稀释蒸汽阀15通讯,使得进入两个喷洒器的流体和主稀释蒸汽的量可以被控制。
为了保持与闪蒸蒸汽19混合和进入闪蒸/分离器容器的混合物物流12的恒定温度以在闪蒸/分离器容器5中实现恒定的汽液比,和为了避免显著的温度和闪蒸汽液比变化,本发明操作如下:当在闪蒸/分离器容器5之前的混合物物流12的温度被设定时,控制系统7自动控制在两个喷洒器上的流体阀14和主稀释蒸汽阀15。当控制系统7检测到混合物物流的温度下降时,它将使流体阀14减少流体注入第一喷洒器4中。如果混合物物流的温度开始上升,所述流体阀将开启更大以增加流体向第一喷洒器4中的注入。在一个可能的实施方案中,流体蒸发潜热控制混合物物流的温度。
当将主稀释蒸汽物流17注入第二喷洒器8时,温度控制系统7也可以用于控制主稀释蒸汽阀15,以调节注入第二喷洒器8的主稀释蒸汽物流的量。这进一步降低闪蒸5中温度变化的急剧改变。当控制系统7检测到混合物物流12的温度下降时,它将指示主稀释蒸汽阀15增加主稀释蒸汽物流向第二喷洒器8中的注入,同时阀14被关闭更多。如果温度开始上升,主稀释蒸汽阀自动关闭更多以降低注入第二喷洒器8的主稀释蒸汽物流,同时阀14开启更宽。
在本发明的一个实施方案中,控制系统7可以被用于控制要注入两个喷洒器的所述流体的量和所述主稀释蒸汽物流的量两者。
在其中所述流体是水的示例性实施方案中,所述控制器改变水和主稀释蒸汽的量以保持恒定的混合物物流温度12,同时保持混合物11中H2O与原料的恒定比例。为了进一步避免闪蒸温度的急剧变化,本发明还优选利用中间脱过热器,其通过阀门25提供脱过热器水26到炉子中的辅助稀释蒸汽的过热区段16。这允许过热器出口温度被控制在恒定数值,独立于炉子负荷变化、结焦程度变化、过量氧水平变化和其它变量。正常地,此脱过热器保持辅助稀释蒸汽的温度为约425-约590℃(800-1100),例如约455-约540℃(850-1000),如约455-约510℃(850-950),和典型地约470-约495℃(875-925)。所述脱过热器包括控制阀25和任选的水雾化器喷嘴。在部分预热之后,所述辅助稀释蒸汽离开对流部分,并且细水雾可以被加入,它快速汽化和降低温度。所述蒸汽优选然后在对流部分中被进一步加热。加入过热器的水的量可以控制与混合物物流12混合的蒸汽温度。
尽管以上的描述是基于根据闪蒸/分离器容器5之前的混合物物流12的预定温度调节在两个喷洒器4和8中注入烃原料的所述流体和所述主稀释蒸汽物流的量,相同的控制机理可以应用于其它位置的其它参数。例如,可以改变闪蒸压力和温度和闪蒸蒸汽19的流量,以改变闪蒸中的汽液比。还有,烟道气中的过量氧也可以是一个控制变量,尽管可能是缓慢的一个。
除保持进入闪蒸/分离器容器的混合物物流12的恒定温度以外,通常还希望保持闪蒸物流20的恒定烃分压,以保持在闪蒸/分离器容器中蒸气与液体的恒定的比例。例如,可以通过如下方式保持恒定的烃分压:通过使用在汽相管线13上的控制阀36保持恒定的闪蒸/分离器容器压力,和控制物流20中蒸汽与烃原料的比例。
典型地,在本发明中,所述闪蒸物流的烃分压设定和控制在约25-约175kPa(4-约25psia),如约35-约100kPa(5-15psia),例如约40-约75kPa(6-11psia)。
在一个实施方案中,所述闪蒸在至少一个闪蒸/分离器容器中进行。典型地,闪蒸是采用或不采用回流的单段工艺。闪蒸/分离器容器5正常在约275-1400kPa(40-200psia)压力下操作,并且它的温度通常等于或略低于闪蒸物流20在进入闪蒸/分离器容器5之前在闪蒸/分离装置进料入口的温度。典型地,闪蒸/分离器容器操作的压力为约275-约1400kPa(40-200psia),和温度为约310-约540℃(600-1000)。例如,闪蒸压力可以为约600-约1100kPa(85-160psia),和温度可以为约370-约490℃(700-920)。又例如,闪蒸压力可以为约700-约1000kPa(100-145psia),和温度为约400-约480℃(750-900)。在另一个例子中,闪蒸/分离器容器的压力可以为约700-约860kPa(100-125psia),和温度可以为约430-约475℃(810-890)。取决于混合物物流12的温度,通常被闪蒸的混合物物流的约50-约98%在汽相中,如约60-约95%在汽相中,例如约65-约90%在汽相中。
在一方面,通常操作闪蒸/分离器容器5以使在容器底部的液相温度最小化,因为太多的热量可引起液相中的非挥发物结焦。辅助稀释蒸汽物流18在进入闪蒸/分离器容器的闪蒸物流中的使用降低了蒸发温度,因为它降低了烃的分压(即更大摩尔分数的蒸气是蒸汽),并因此降低了要求的液相温度。循环一部分外部冷却的闪蒸/分离器容器底部液体30回到闪蒸/分离器容器以帮助冷却在闪蒸/分离器容器5底部新分离的液相也可能是有益的。物流27可以通过泵37从闪蒸/分离器容器5的底部输送到冷却器28。然后可以将冷却的物流29分裂成循环流30和输出流22。所述循环流的温度典型地为约260-约315℃(500-600),例如约270-约290℃(520-550)。所述循环流的量可以为在所述闪蒸/分离器容器内新分离的底部液体量的约80-约250%,如约90-约225%,例如约100-约200%。
在另一方面,通常还操作所述闪蒸以使在闪蒸容器中的液体保留/保持时间最小化。在一个示例性实施方案中,将所述液相从所述容器通过在闪蒸/分离器容器底部的小直径“靴形物”或圆筒体35排出。典型地,在罐中的液相保留时间小于约75秒,例如小于约60秒,如小于约30秒,和通常小于约15秒。在闪蒸/分离器容器中液相保留/保持时间越短,在闪蒸/分离器容器底部中越少发生结焦。
当与烃混合的蒸汽和水的混合物进入闪蒸/分离器容器5时,完美或接近完美的蒸气/液体分离发生,所述蒸气在它的露点。由于所述闪蒸罐不具有理论分离阶段,即使所述蒸气/液体分离是完美的,热力学计算预测约10ppm的烃蒸气具有大于760℃(1400)的标准沸点。所述蒸气在闪蒸罐中在450℃(850)中用约30秒,引起一些较重分子的裂化和结焦。由于裂化和结焦是吸热反应,所述蒸气将冷却到它的露点以下,引起一部分较重的分子冷凝。冷凝的分子的结焦产生甚至更重的分子,并且冷凝和结焦的分子使闪蒸罐顶部产物出口下游的管线,例如离心分离器38下游的管线和跨接管线24结垢。因此,本发明通过如下方式处理所述汽相:在裂化发生之前,使所述汽相与冷凝器104接触,以进行所述汽相的部分冷凝。
在一个实施方案中,如图2所示,将含有烃和蒸汽的进料混合物经管线20通过切向入口120引入。所述冷凝器104包括在闪蒸/分离器容器5顶部内的第一迂回的、带翅片的冷却盘管112,该盘管具有冷却介质入口108和冷却介质出口110。与裸管相比,所述翅片在闪蒸/分离器容器横截面区域内提供了良好的液滴分布。在盘管和翅片上形成的液滴可以流下所述翅片的表面,改进蒸气/液体的传热和传质。棚形物106安装在所述第一盘管以下。具有冷却介质入口116和冷却介质出口118的第二迂回的、带翅片的冷却盘管114安装在所述棚形物下面。烃液滴从所述棚形物落入靴形物35,防止焦炭累积。
在另一个实施方案中,如图3所示,将含有烃和蒸汽的进料混合物经管线20通过切向入口120引入。所述冷凝器130可以包括:与入口岐管134连通的基本上直的入口132;基本上垂直于入口岐管134并与入口岐管134连通,同时基本上垂直于出口岐管138并与出口岐管138连通的平行的冷却管136;以及垂直于所述出口岐管并与所述出口岐管连通的基本上直的出口140。
在一个实施方案中,所述冷却管136包括如图4所示的同心管,所述同心管具有水144通过其中的内管142,和蒸汽148通过其中的同心外管146。这种布置允许降低的水流量。水通过内管流动而低压蒸汽通过环隙流动。由于低压蒸汽具有相对低的热导率,管外的管金属温度可以为约260-约315℃(500-600),尽管水冷得多。这种更冷的水每公斤(磅)可以吸收更多的热量,而没有在管壁上的膜中发生局部沸腾,对于给定量的热传递实现了更低的水流量。在膜中的沸腾可以导致所述水盘管中的过度压降。达到这样的管金属温度的另一种方式是采用高压/中温锅炉进料水冷却。在一个实施方案中,在4m(13.5英尺)直径的闪蒸/分离罐中,0.2MW的热量可以通过一个迂回盘管(如图2所示)脱除,其中所述盘管是10cm(4英寸)标称管尺寸(NPS)的,以0.8个翅片/cm(2个翅片/英寸)的密度具有2cm(0.75英寸)高度的翅片。该实施方案使用被加热到约150至约180℃(300-360)的4500kg/hr(10,000lbs/hr)10,500kPa(1500psig)的锅炉进料水,最大膜温度即与管壁接触的水的最大温度(没有局部腾沸和流动循环)为约240℃(460)。最大管金属温度(TMT)为约255℃(490),而最大翅片尖端温度是约350℃(660)。
作为顶部产物从闪蒸/分离装置5经13取出的所述汽相可以含有例如55-70%的烃和30-45%的蒸汽。所述汽相的终沸点通常小于约760℃(1400),例如小于约1100(590℃)。将所述汽相从闪蒸/分离器容器5通过顶部产物管连续脱除,所述顶部产物管任选将所述蒸气输送到离心分离器38以脱除痕量的夹带和/或冷凝的液体,该液体可以作为骤冷物通过管线39循环到靴形物35。任选地,蒸汽裂化器瓦斯油[沸程为约205-约290℃(400-560)]或具有相似沸程的其它低粘度的烃可以被作为骤冷物或流动剂(fluxant)加入管线39。来自管线13的所述蒸气然后典型地流入一个岐管,该岐管将所述物流分布到炉子的对流部分。
从所述闪蒸/分离器容器连续脱除的所述汽相物流13优选在热解炉的下对流部分23中由来自炉子辐射部分的烟道气过热到约425-约705℃(800-约1300)的温度。然后将所述汽相引入热解炉的辐射部分以进行裂化。
在被引入炉子的下对流部分23之前,从闪蒸/分离器容器脱除的所述汽相物流13可以任选地与旁路蒸汽物流21混合。
旁路蒸汽物流21是从辅助稀释蒸汽18分裂的蒸汽物流。优选地,在分裂和与从闪蒸分离器容器5脱除的所述汽相物流混合之前,所述辅助稀释蒸汽首先被在热解炉3的对流部分中加热。在一些应用中,在所述旁路蒸汽从所述辅助稀释蒸汽分裂之后但在与所述汽相混合之前,可以再次过热所述旁路蒸汽。在旁路蒸汽21与汽相物流13混合之后的过热保证在炉子的此区段中的混合物的除重组分外的全部组分在进入辐射部分之前被汽化。在所述下对流部分23中提高汽相的温度到约425-约705℃(800-1300)也有助于在辐射部分中的操作,因为可以降低辐射管金属温度。这导致在辐射部分中较少的结焦可能性。然后在热解炉的辐射部分中裂化所述过热的蒸气。
因为所述混合物物流的受控闪蒸导致产生焦炭和焦油的较重质烃物质的显著脱除(液相中),可以利用输送线换热器骤冷来自热解炉的辐射部分的流出物。除其它益处外,这允许更成本有效地翻新改进原来设计用于较轻进料如石脑油或终沸点通常小于约315℃(600)的其它液体原料的、具有已经就位的输送线换热器骤冷系统的裂化装置。
在输送线换热器中冷却所述炉子流出物之后,所述炉子流出物可以任选地通过注入合适质量的骤冷油物流而进一步冷却。
本发明的内部分冷凝器在闪蒸/分离装置中的使用提供了数个益处。在所述罐的每次蒸汽/空气脱焦炭过程中,所述冷凝器也清洁干净,消除了昂贵的维护和停工。所述冷凝器的最小空间要求允许对现有闪蒸/分离装置进行翻新改进。在结垢由残油的夹带而不是严格汽/液平衡引起的情况下,由所述冷凝器产生的淋降的液滴也将脱除蒸气中的液体残油。在离开闪蒸/分离装置的蒸气中存在的760℃(1400)或以上的馏分实现50%降低的情况下,顶空结垢被减少,或者可以取得更大的烃蒸气切取馏分。
尽管已经参考特定的实施方案描述和举例说明了本发明,本领域技术人员将明白,本发明自身导致不必在此说明的变化。为此原因,那么,应当仅参考所附权利要求书来确定本发明的真正范围。

Claims (46)

1.用于处理含残油的烃原料以提供液相和汽相的闪蒸/分离容器,该容器包括:
(a)用于在闪蒸条件下向所述容器中引入包含所述烃原料和蒸汽的混合物物流的入口,在此所述混合物物流经历初始闪蒸,以形成i)在其露点的含有较小比例的焦炭前体的汽相,和ii)含有较大比例的焦炭前体的液相;
(b)用于接触在所述闪蒸/分离容器中的所述汽相并至少部分冷凝至少一些所述较小比例的焦炭前体的部分冷凝器,所述冷凝的焦炭前体加入所述液相,所述冷凝提供了具有降低的焦炭前体含量的汽相;
(c)用于除去所述具有降低的焦炭前体含量的汽相作为顶部产物的闪蒸/分离容器顶部产物出口;和
(d)用于从所述闪蒸/分离容器除去所述液相作为底部产物的闪蒸/分离容器液体出口。
2.权利要求1的容器,其中所述冷凝器位于闪蒸/分离容器的所述入口以上。
3.权利要求1或2的容器,其中所述冷凝器包括含有冷却介质的导热管。
4.权利要求3的容器,其中所述管子是金属。
5.权利要求4的容器,其中所述冷却介质包括液体。
6.权利要求5的容器,其中所述冷却介质包括水。
7.任何前述权利要求的容器,其中所述冷凝器基本上是平面的并且水平安装。
8.权利要求7的容器,其中所述管子是连续的,并且由交替的直管段和180°弯头管段组成,所述弯头管段由直入口管段开始并且终止于直出口管段。
9.权利要求7的容器,其中所述冷凝器包括:与入口岐管连通的基本上直的入口,该入口岐管基本上垂直于所述直的入口;至少两个基本上平行的冷却管,所述冷却管基本上垂直于所述入口岐管并与所述入口岐管连通,和基本上垂直于出口岐管并与出口岐管连通;和垂直于所述出口岐管并与所述出口岐管连通的基本上直的出口。
10.权利要求3-9中任一项的容器,其中所述管子具有约2.5-约10cm(1-4英寸)的直径。
11.任何前述权利要求的容器,其中所述冷凝器的热负荷在如下范围至少一个内:(i)约0.06-约0.60MW,和(ii)约0.06-约0.6%炉子燃烧。
12.权利要求11的容器,其中所述冷凝器的热负荷在如下范围至少一个内:(i)约0.1-约0.3MW,和(ii)约0.1-约0.3%炉子燃烧。
13.权利要求6或从属于权利要求6的权利要求7-12中任一项的容器,其中所述冷却介质是锅炉进料水。
14.权利要求3或从属于权利要求3的任何权利要求的容器,其中翅片沿所述管子的长度连接到所述管子上。
15.权利要求14的容器,其中所述管子包括至少约2个翅片/cm管长度(5个翅片/英寸管长度)。
16.权利要求15的容器,其中所述翅片的高度为约0.625-约2.5cm(0.25-1英寸),厚度为约0.05-约0.4cm(0.02-0.15英寸)。
1 7.权利要求16的容器,其中所述翅片的高度为约2cm(0.75英寸),厚度为约0.125cm(0.05英寸)。
18.权利要求3的容器,其中所述管子包括在外管内基本上同心布置的内管,其中水通过所述内管和蒸汽通过所述外管。
19.权利要求18的容器,其中所述内管的直径为约2.5-约10cm(1-4英寸),和所述外管的直径为约5-约15cm(2-6英寸)。
20.权利要求19的容器,其中所述内管的直径为约5cm(2英寸),和所述外管的直径为约10cm(4英寸)。
21.任何前述权利要求的容器,其中将一组被动液体/蒸气接触表面布置在所述冷凝器以下,以改善冷凝物和上升蒸气间的接触。
22.权利要求21的容器,其中所述冷凝器包括含有冷却介质的导热管,并且所述一组液体/蒸气接触表面由基本上垂直于所述管子布置的第一排棚形物提供。
23.权利要求22的容器,其中所述一组液体/蒸气接触表面还包括基本上平行于所述第一排棚形物并在所述第一排棚形物以下的至少另外一排棚形物。
24.权利要求21,22或23的容器,其中第二冷凝器位于所述液体/蒸气接触表面以下。
25.任何前述权利要求的容器,其中所述入口是通过所述容器侧面的基本上切向的入口。
26.权利要求3或从属于权利要求3的任何权利要求的容器,其中所述管子包括管入口和管出口。
27.权利要求26的容器,其中所述入口和所述出口的至少一个通过所述闪蒸/分离容器的壁。
28.权利要求26或27的容器,其中所述管入口和所述管出口的至少一个通过所述闪蒸/分离容器的所述顶部产物出口。
29.一种裂化含残油的烃原料的方法,所述方法包括:
(a)加热所述烃原料;
(b)混合所述被加热的烃原料与蒸汽,以形成混合物物流;
(c)将所述混合物物流通过入口引入任何前述权利要求所述的闪蒸/分离容器中,以形成(i)在其露点的含有较小比例的焦炭前体的汽相,和(ii)含有较大比例的焦炭前体的液相;
(d)通过使所述汽相与所述冷凝器接触,部分冷凝在所述闪蒸/分离容器中的所述汽相,这冷凝了至少一些所述较小比例的焦炭前体,它加入到所述液相中,所述冷凝在所述冷凝器以上提供了具有降低的焦炭前体含量的汽相;
(e)从所述闪蒸/分离容器,通过所述顶部产物出口除去所述具有降低的焦炭前体含量的汽相作为顶部产物,和除去所述液相作为底部产物;
(f)加热所述汽相;
(g)在热解炉的辐射部分中裂化所述被加热的汽相,以产生包含烯烃的流出物,所述热解炉包括辐射部分和对流部分;和
(h)骤冷所述流出物,并从中回收裂化的产物。
30.权利要求29的方法,其中所述冷凝器包括含有冷却介质的金属导热管,并且所述管子具有约200-约370℃(400-700)的外部管金属温度(TMT)。
31.  权利要求30的方法,其中所述管子具有约260-约315℃(500-600)的外部管金属温度(TMT)。
32.权利要求30或31的方法,其中所述冷却介质是锅炉进料水,并且所述方法进一步包括使所述锅炉进料水以约450-约13,000kg/hr(1000-30,000磅/hr)的流量在约100-约260℃(212-500)的温度和约350-约17,000kPag(50-2500psig)的压力下通过所述冷凝器。
33.权利要求29-32中任一项的方法,其中所述冷凝提供焦炭前体含量降低至少约50%的汽相,相对于在不存在所述冷凝条件下生产的汽相。
34.权利要求33的方法,其中所述冷凝提供焦炭前体含量降低至少约80%的汽相,相对于在不存在所述冷凝条件下生产的汽相。
35.权利要求29-34中任一项的方法,其中所述混合物物流在引入所述闪蒸/分离容器之前被加热。
36.用于裂化含残油的烃原料的装置,所述装置包括:
(a)用于加热所述烃原料以提供被加热的烃原料的加热区;
(b)用于混合主稀释蒸汽物流与所述被加热的烃原料以提供被加热的两相分层开放槽流动的混合物物流的混合区;
(c)用于处理烃和蒸汽的汽/液混合物物流的汽/液分离区,所述区包括:
(i)具有上部帽区段、包括环形壁的中间区段和下部帽区段的基本上圆筒形的垂直罐;
(ii)连接到所述上部帽区段的顶部蒸气出口;
(iii)在所述中间区段的壁中的、用于在闪蒸条件下沿所述壁引入所述流动的混合物物流的至少一个基本上切向布置的入口,在此所述流动的混合物物流经历初始闪蒸,以形成A)在其露点的含有较小比例的焦炭前体的汽相,和B)含有较大比例的焦炭前体的液相;
(iv)用于接触在所述罐中的所述汽相以至少部分冷凝至少一些所述较小比例的焦炭前体的部分冷凝器,所述冷凝的焦炭前体加入所述液相中,所述冷凝提供了具有降低的焦炭前体含量的汽相;
(v)用于除去所述具有降低的前体含量的汽相作为顶部产物的罐顶部产物出口;
(vi)用于从所述罐除去所述液相作为底部产物的罐液体出口;和
(vii)直径小于所述中间区段直径的、基本上同心布置的、基本上圆筒形的靴形物,所述靴形物与所述下部帽区段连通,并还包括骤冷油的入口和在它下端的液体出口;
(d)包括对流部分和辐射部分的、用于裂化来自所述顶部蒸气出口的所述汽相以生产包含烯烃的流出物的热解炉;
(e)用于骤冷所述流出物的装置;和
(f)用于从所述骤冷的流出物回收裂化产物的回收装置。
37.权利要求36的装置,其中所述冷凝器位于所述罐入口以上。
38.权利要求37的装置,其中所述冷凝器包括导热管,所述导热管含有冷却介质。
39.权利要求38的装置,其中所述冷却介质包括液体。
40.权利要求39的容器,其中所述冷却介质包括水。
41.权利要求36-40中任一项的装置,其中所述冷凝器基本上是平面的,并且水平安装。
42.权利要求38-41中任一项的装置,其中所述管子是连续的,并且由交替的直管段和180°弯头管段组成,所述弯头管段由直入口管段开始并且终止于直出口管段。
43.权利要求38-41中任一项的装置,其中所述冷凝器包括:与入口岐管连通的基本上直的入口,该入口岐管基本上垂直于所述直的入口;至少两个基本上平行的冷却管,所述冷却管基本上垂直于所述入口岐管并与所述入口岐管连通,和基本上垂直于出口岐管并与出口岐管连通;和垂直于所述出口岐管并与所述出口岐管连通的基本上直的出口。
44.权利要求36-43中任一项的装置,其中所述骤冷油是循环骤冷油。
45.权利要求36-44中任一项的装置,其中将一组被动液体/蒸气接触表面布置在所述冷凝器以下,以改善冷凝物和上升蒸气间的接触。
46.权利要求36-45中任一项的装置,其进一步包括在所述闪蒸/分离区上游的用于加热所述混合物物流的加热区。
CN2005800163154A 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 Expired - Fee Related CN1957067B (zh)

Applications Claiming Priority (26)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US57347404P 2004-05-21 2004-05-21
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
US10/851,486 2004-05-21
US10/851,434 2004-05-21
US10/851,500 2004-05-21
US10/851,546 2004-05-21
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 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
US10/851,730 2004-05-21
US60/573,474 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 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 2004-05-21
US10/851,730 US7312371B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors
US10/851,495 2004-05-21
US10/851,878 2004-05-21
US10/851,486 US7220887B2 (en) 2004-05-21 2004-05-21 Process and apparatus for cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US10/851,495 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
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/US2005/017557 WO2005113718A2 (en) 2004-05-21 2005-05-19 Cracking hydrocarbon feedstock containing resid utilizing partial condensation of vapor phase from vapor/liquid separation to mitigate fouling in a flash/separation vessel

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1957067A true CN1957067A (zh) 2007-05-02
CN1957067B CN1957067B (zh) 2012-02-22

Family

ID=34956067

Family Applications (7)

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
CN200580016285A Active CN100587031C (zh) 2004-05-21 2005-05-19 蒸气/液体分离设备
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
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
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
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

Family Applications Before (5)

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
CN200580016285A Active CN100587031C (zh) 2004-05-21 2005-05-19 蒸气/液体分离设备
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
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
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 After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
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

Country Status (2)

Country Link
US (2) US7311746B2 (zh)
CN (7) CN1957069B (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107398089A (zh) * 2016-09-18 2017-11-28 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
CN113924161A (zh) * 2019-05-24 2022-01-11 伊士曼化工公司 给入气体进料裂化器炉的热力热解油

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
WO2008027139A1 (en) * 2006-08-31 2008-03-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for upgrading steam cracker tar using pox /cocker
WO2008027130A1 (en) * 2006-08-31 2008-03-06 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
CN101796167B (zh) * 2007-08-21 2013-05-01 埃克森美孚化学专利公司 烃原料的蒸汽裂化方法和设备
US20090050530A1 (en) * 2007-08-21 2009-02-26 Spicer David B 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
MX2011000506A (es) * 2008-07-15 2011-04-05 Mi Llc Limpiador de niebla de aceite.
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
US9869429B2 (en) 2010-08-25 2018-01-16 Chart Industries, Inc. Bulk cryogenic liquid pressurized dispensing system and method
US9939109B2 (en) * 2010-08-25 2018-04-10 Chart Inc. Bulk liquid cooling and pressurized dispensing system and method
US20140311898A1 (en) * 2011-08-12 2014-10-23 Pedro Alejandro Aylwn Gómez Mini cleaning appliance for cleaning two-phase or three-phase aerosol flows generated in an electrolytic cell for producing metals
WO2013033580A2 (en) 2011-08-31 2013-03-07 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydroprocessed product
WO2013033577A1 (en) 2011-08-31 2013-03-07 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products
CA2843517A1 (en) 2011-08-31 2013-03-07 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products by hydroprocessing
SG10201606394YA (en) 2011-08-31 2016-09-29 Exxonmobil Chem Patents Inc Upgrading hydrocarbon pyrolysis products by hydroprocessing
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
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
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
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
CN104093821B (zh) * 2012-01-27 2017-08-15 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
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
SG11201405900TA (en) 2012-03-20 2014-11-27 Saudi Arabian Oil Co Integrated slurry hydroprocessing and steam pyrolysis of crude oil to produce petrochemicals
KR102148950B1 (ko) 2012-03-20 2020-08-27 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 원유로부터 석유화학제품을 생산하기 위한 통합된 수소화공정, 스팀 열분해 및 촉매 크래킹 방법
CN104245891B (zh) 2012-03-20 2017-10-24 沙特阿拉伯石油公司 利用集成气‑液分离的蒸汽裂化工艺和系统
US9228141B2 (en) 2012-03-20 2016-01-05 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and slurry hydroprocessing of crude oil to produce petrochemicals
WO2013142605A1 (en) 2012-03-20 2013-09-26 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydroprocessing and steam pyrolysis of crude oil to produce light olefins and coke
TR201802281T4 (tr) 2012-06-12 2018-03-21 Shell Int Research Sıvılaştırılmış bir akımı ısıtma amaçlı aygıt ve yöntem.
WO2013186275A2 (en) * 2012-06-12 2013-12-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for heating a liquefied stream
US9260357B2 (en) 2012-07-06 2016-02-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon conversion process
KR20150038404A (ko) * 2012-08-03 2015-04-08 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 파워 회수를 위한 방법
EP2818220A1 (en) 2013-06-25 2014-12-31 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Process stream upgrading
WO2014193492A1 (en) 2013-05-28 2014-12-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vapor-liquid separation by distillation
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
CN106414673B (zh) 2014-04-30 2018-08-03 埃克森美孚化学专利公司 提质烃热解产物
WO2015183411A2 (en) 2014-05-30 2015-12-03 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading pyrolysis tar
US9657239B2 (en) 2014-06-20 2017-05-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis tar upgrading using recycled product
WO2016032730A1 (en) 2014-08-28 2016-03-03 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
WO2016069057A1 (en) 2014-10-29 2016-05-06 Exonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products
WO2016099608A1 (en) 2014-12-16 2016-06-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for decoking a hydrocarbon steam cracking furnace
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
US10512863B2 (en) 2015-06-29 2019-12-24 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
WO2018182580A1 (en) * 2017-03-28 2018-10-04 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
WO2019005583A1 (en) * 2017-06-29 2019-01-03 Saudi Arabian Oil Company PYROLYSIS TO DETERMINE THE EFFICIENCY OF HYDROCARBON EXPEDITION OF HYDROCARBON MOTHER ROCK
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
CA3089102A1 (en) * 2017-12-22 2019-06-27 Gerald F. SWISS Methods for processing hydrocarbon feedstocks
WO2019133215A1 (en) * 2017-12-29 2019-07-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Coke mitigation in hydrocarbon pyrolysis
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
WO2019203981A1 (en) 2018-04-18 2019-10-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processing pyrolysis tar particulates
SG11202104102SA (en) 2018-11-07 2021-05-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc Process for c5+ hydrocarbon conversion
US11591529B2 (en) 2018-11-07 2023-02-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for C5+ hydrocarbon conversion
SG11202104696PA (en) 2018-11-07 2021-06-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc Process for c5+ hydrocarbon conversion
US20220088505A1 (en) * 2019-01-29 2022-03-24 Donaldson Company, Inc. System and method for deaeration
WO2020168062A1 (en) 2019-02-15 2020-08-20 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Coke and tar removal from a furnace effluent
US11807820B2 (en) 2019-03-20 2023-11-07 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
CN110027811A (zh) * 2019-05-08 2019-07-19 张化机(苏州)重装有限公司 一种防涡流器
CN110027812A (zh) * 2019-05-08 2019-07-19 张化机(苏州)重装有限公司 一种格栅式防涡流器
WO2020252007A1 (en) 2019-06-12 2020-12-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for c3+ monoolefin conversion
US20220306949A1 (en) 2019-06-24 2022-09-29 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
CN114929840A (zh) 2019-11-01 2022-08-19 埃克森美孚化学专利公司 猝灭热解流出物的方法和系统
EP3838363A1 (en) * 2019-12-17 2021-06-23 BP Chemicals Limited Separation process and apparatus
US20230091233A1 (en) 2020-03-11 2023-03-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon Pyrolysis of Feeds Containing Sulfur
US20230105555A1 (en) 2020-03-31 2023-04-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon Pyrolysis of Feeds Containing Silicon
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
CN115943195A (zh) 2020-06-17 2023-04-07 埃克森美孚化学专利公司 有利进料的烃热解
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
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
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
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
EP4274873A1 (en) 2021-01-08 2023-11-15 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for removing coke particles from a pyrolysis effluent
CN117062897A (zh) 2021-03-31 2023-11-14 埃克森美孚化学专利公司 将烃提质的方法和系统
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
CN117178046A (zh) 2021-04-19 2023-12-05 埃克森美孚化学专利公司 蒸汽裂化烃进料的方法和系统
EP4082643A1 (en) * 2021-04-28 2022-11-02 Casale Sa Improvements to equipment of urea plants
WO2023060035A1 (en) 2021-10-07 2023-04-13 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis processes for upgrading a hydrocarbon feed
WO2023060036A1 (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
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
WO2023107815A1 (en) 2021-12-06 2023-06-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for steam cracking hydrocarbon feeds
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

Family Cites Families (73)

* 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
EP0074435B1 (en) 1981-09-08 1986-01-02 Dow Chemical (Nederland) B.V. 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
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
DE69014522T2 (de) * 1989-04-14 1995-04-13 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
EP0880958B1 (en) * 1996-02-14 2005-01-19 Celcom, Inc. Water bed type massaging machine
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
US6093310A (en) 1998-12-30 2000-07-25 Exxon Research And Engineering Co. FCC feed injection using subcooled water sparging for enhanced feed atomization
US6123830A (en) 1998-12-30 2000-09-26 Exxon Research And Engineering Co. Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process
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
MXPA02007325A (es) 2000-01-28 2002-12-09 Stone & Webster Eng Corp Horno para pirolisis de multiples zonas.
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
US7138047B2 (en) 2002-07-03 2006-11-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks
US7097758B2 (en) 2002-07-03 2006-08-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Converting mist flow to annular flow in thermal cracking application
WO2004005431A1 (en) 2002-07-03 2004-01-15 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
US7820035B2 (en) 2004-03-22 2010-10-26 Exxonmobilchemical Patents Inc. Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107398089A (zh) * 2016-09-18 2017-11-28 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
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
CN113924161A (zh) * 2019-05-24 2022-01-11 伊士曼化工公司 给入气体进料裂化器炉的热力热解油

Also Published As

Publication number Publication date
CN1957064A (zh) 2007-05-02
US7311746B2 (en) 2007-12-25
CN1957069B (zh) 2010-11-10
CN1957068A (zh) 2007-05-02
CN1957065B (zh) 2011-09-07
CN1957066A (zh) 2007-05-02
CN100587032C (zh) 2010-02-03
CN1957067B (zh) 2012-02-22
CN1957068B (zh) 2012-03-07
CN1957063A (zh) 2007-05-02
CN1957069A (zh) 2007-05-02
US20050261530A1 (en) 2005-11-24
US20070215524A1 (en) 2007-09-20
CN100587031C (zh) 2010-02-03
US7427381B2 (en) 2008-09-23
CN1957065A (zh) 2007-05-02
CN1957064B (zh) 2011-06-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1957067B (zh) 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
US7767170B2 (en) Cracking hydrocarbon feedstock containing resid utilizing partial condensation of vapor phase from vapor/liquid separation to mitigate fouling in a flash/separation vessel
CN100564484C (zh) 蒸汽裂解重质烃原料的方法
JP4455650B2 (ja) 残留油を含む炭化水素原料のスチーム熱分解の間に形成されるコークスを除去するプロセス及び装置
CN1984979B (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
US7220887B2 (en) Process and apparatus for cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US7297833B2 (en) Steam cracking of light hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors
JP2009528426A (ja) 凝縮液原料を利用したオレフィンの製造
CN101778929A (zh) 使用含凝析油和原油的原料生产烯烃
US8158840B2 (en) Process and apparatus for cooling liquid bottoms from vapor/liquid separator during steam cracking of hydrocarbon feedstocks
CN102057018B (zh) 通过在烃原料的蒸汽裂解期间与原料热交换将来自气-液分离器的液体塔底料流冷却的方法和设备
WO2008131336A1 (en) Process for olefin production

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
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20120222

Termination date: 20150519

EXPY Termination of patent right or utility model