CN103270141B - 用于裂解重质烃进料的方法 - Google Patents
用于裂解重质烃进料的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103270141B CN103270141B CN201180062871.0A CN201180062871A CN103270141B CN 103270141 B CN103270141 B CN 103270141B CN 201180062871 A CN201180062871 A CN 201180062871A CN 103270141 B CN103270141 B CN 103270141B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- steam
- stream
- cracking
- cycle oil
- vaporization unit
- 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
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 94
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 94
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 91
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 60
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims abstract description 32
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims abstract description 32
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 27
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 26
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 abstract description 20
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 17
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 14
- 238000005373 pervaporation Methods 0.000 abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 49
- 239000000047 product Substances 0.000 description 36
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 14
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 13
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 10
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 8
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 8
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 8
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 6
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 6
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 5
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 5
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010504 bond cleavage reaction Methods 0.000 description 4
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 4
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 3
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000008676 import Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical group C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000005235 decoking Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 2
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 230000002101 lytic effect Effects 0.000 description 2
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920005547 polycyclic aromatic hydrocarbon Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910003296 Ni-Mo Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N cobalt tungsten Chemical compound [Co].[W] JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 230000002779 inactivation Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- -1 propylene, butylene Chemical group 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007420 reactivation Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/20—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert heated gases or vapours
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
- C10G51/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural parallel stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/80—Additives
- C10G2300/805—Water
- C10G2300/807—Steam
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/20—C2-C4 olefins
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
公开了一种用于裂解重质烃进料的方法,包括汽化步骤、催化裂解步骤、加氢处理步骤、和蒸汽裂解步骤。将重质烃进料传输至汽化单元的第一区以分离第一蒸气流和第一液体流。将第一液体流传输至汽化单元的第二区并与逆流蒸汽接触,制备第二蒸气流和第二液体流。使第一蒸气流和第二蒸气流在蒸汽裂解器的辐射区中裂解以制备裂解流出物。催化裂解第二液体流以产生裂解产物。蒸馏该裂解产物以产生顶部流、轻循环油和重循环油。在催化剂的存在下使轻循环油与氢气反应以产生加氢处理的轻循环油。将加氢处理的轻循环油和该顶部油进料至汽化单元。
Description
发明领域
本发明涉及通过蒸汽裂解重质烃进料制备烯烃和其它产物。
发明背景
烃的蒸汽裂解是一种非催化石化过程,其广泛用于制备烯烃例如乙烯、丙烯、丁烯、丁二烯、和芳烃例如苯、甲苯、和二甲苯。典型地,烃进料例如乙烷、丙烷、石脑油、瓦斯油(gasoil)、或其它烃馏分的混合物和蒸汽在蒸汽裂解器中裂解。蒸汽稀释烃进料并减少焦化。蒸汽裂解器也称作热解炉、裂解炉、裂解器、或裂解加热炉。蒸汽裂解器具有对流区和辐射区。预热在对流区中完成,而裂解反应在辐射区中发生。蒸汽和烃进料混合物典型地在对流区在对流管(盘管)中预热至约900-约1,000℉(约482-约538℃)的温度,并随后传输至位于辐射区的辐射管。在辐射区中,烃和蒸汽快速加热至约1,450-约1,550℉(约788-约843℃)的烃裂解温度。裂解反应典型地在约10-约30psig的压力下发生。蒸汽裂解无任何催化剂辅助地完成。
在辐射区中裂解之后,来自蒸汽裂解器的流出物含有众多种类的气态烃,例如每分子1-35个碳原子。这些气态烃可为饱和的、单不饱和的、和多不饱和的,并可为脂肪族的、脂环族的、或芳香族的。裂解流出物还含有大量的氢气分子。通常进一步处理裂解流出物以制备各种产物例如氢气、乙烯、丙烯、混合C4烃、热解汽油、和热解燃料油。
传统的蒸汽裂解体系对于裂解气体进料(例如乙烷、丙烷)或所含大部分为轻质挥发烃的高质量的液体进料(例如瓦斯油、石脑油)是有效的。使用热解炉无法经济地裂解含有重质组分的烃进料例如原油或常压渣油,因为这类进料含有高分子量、非挥发性、重质组分,其倾向于在热解炉的对流区中过快地形成焦炭。
由于含重质组分的烃进料的可得性和与高质量的液体进料相比较低的成本,已作出努力来发展在蒸汽裂解器中使用其的方法。例如,美国专利3,617,493公开了一种用于原油进料的外部汽化塔和第一闪蒸(以作为蒸气移除石脑油)和第二闪蒸(以移除沸点为450-1100℉(232-593℃)的挥发物)。蒸气在热解炉中裂解成烯烃并将分离的液体自两个闪蒸罐中移除、蒸汽汽提、并用作燃料。
美国专利3,487,006教导了一种用于整合原油分馏设备和石化产品制备的方法,其中轻质馏出物在第一分馏器中首先与原油分离。无轻质馏出物的原油与蒸汽混合并通过热解加热器的对流区和导入瓦斯油塔。将来自瓦斯油塔的塔顶瓦斯油不经冷凝地导入热解加热器的辐射加热区以实现其裂解生成所需的石化产物。美国专利3,487,006还教导了来自瓦斯油塔的残余物可进一步处理,例如通过焦化,以制备更轻质的产物。
美国专利3,898,299教导了一种由常压石油渣油进料制备气态烯烃的方法。该方法包括:(a)在加氢区中在50-500℃的温度、50-5,000psig的压力、和0.1-5.0的液时空速下使石油渣油进料与加氢催化剂接触以实现芳香烃的加氢;(b)自所得加氢的常压石油渣油进料分离含氢气的气相和含烃的液相;(c)将至少一部分含氢气的气相循环至加氢区域;(d)将含烃的液相分离成具有沸程低于650℃的馏出物馏分和沸程大于该馏出物的沸程的残余物馏分;(e)在热解区中、在蒸汽的存在下、在实现至少一部分液相转化成气态烯烃的条件下使馏出物馏分经历热裂解;和(f)自热解区流出物回收通常气态的烯烃。
美国专利7,374,664公开了一种用于利用全原油作为烯烃生产厂的热解炉进料的方法。该进料经历汽化条件直至基本上被最低限度温和裂解所汽化,但留有某些来自进料的剩余液体,由此形成的蒸气在炉的辐射区经历剧烈裂解,并将来自进料的剩余液体与至少一种急冷油混合以降低该剩余液体的温度。
美国专利7,404,889公开了一种用于热裂解烃进料的方法,其中首先在常压热蒸馏步骤中处理进料以形成轻质汽油、石脑油馏分、中间馏出物馏分、和常压残余物。轻质汽油和残余物的混合物在汽化步骤中至少部分汽化,和在蒸汽的存在下将汽化步骤的汽化产物热裂解。石脑油馏分和中间馏出物馏分不裂解。中间馏出物典型地包括加热油(heatingoil)、喷气燃料、柴油、和煤油。
美国专利7,550,642公开了一种用于处理液体原油和/或天然气冷凝物进料的方法,包括使进料经历汽化步骤以形成蒸气状产物和液体产物,使蒸气状产物经历热裂解,和使液体产物经历原油精炼处理。
美国专利7,138,047教导了一种用于裂解含不挥发烃的重质烃进料的方法,包括:加热重质烃进料,使重质烃进料与流体和/或初级稀释蒸汽流混合以形成混合物,闪蒸该混合物以形成蒸气相和液相,并依据方法的至少一个选定的操作参数,例如闪蒸流进入闪蒸罐之前的温度,改变与重质烃进料混合的流体和/或初级稀释蒸汽流的量。
U.S.Pat.Nos.7,404,889、7,550,642、和7,138,047所教导的方法全部具有产生渣油副产物的缺陷,所述渣油不得不销售或在别处处理。
仍存在对发展有效方法的需要,所述方法能够利用重质烃进料例如重质原油以高产率制备烯烃和其它石化化合物。
发明概述
本发明是一种用于裂解重质烃进料的方法,包括汽化步骤、催化裂解步骤、加氢处理步骤、和蒸汽裂解步骤。将重质烃进料传输至汽化单元的第一区以分离第一蒸气流和第一液体流。将第一液体流传输至汽化单元的第二区并与逆流蒸汽接触以产生第二蒸气流和第二液体流。在蒸汽裂解器的辐射区裂解第一蒸气流和第二蒸气流以产生裂解流出物。催化裂解第二液体流以产生裂解产物。蒸馏该裂解产物以产生顶部流、轻循环油和重循环油。可以将顶部流与裂解流出物合并并进一步精炼成离散的石化产品。在催化剂的存在下使轻循环油与氢气反应以产生加氢处理的轻循环油。将加氢处理的轻循环油进料至汽化单元。
附图简要说明
图1为本发明一个实施方案的工艺流程图。
发明详述
本发明是一种用于蒸汽裂解重质烃进料以制备乙烯、丙烯、C4烯烃、热解汽油、和其它产物的方法。
重质烃进料包含沸点为至少1000℉(565℃)的烃,定义为“重质烃”。重质烃进料可包含以下的一种或多种:瓦斯油、加热油、喷气燃料、柴油、煤油、汽油、合成石脑油、残油、重整油、费托液、天然汽油、馏出物、原始石脑油、原油、天然气冷凝物、常压管式炉底物(atmosphericpipestillbottoms)、减压管式炉流(包括底物、宽沸程石脑油至瓦斯油冷凝物)、来自精炼厂的重质非原始烃流、减压瓦斯油、重质瓦斯油、常压渣油等。
术语“烃(hydrocarbon)”或“烃的(hydrocarbonaceous)”指主要由氢和碳原子组成,但可含有其它元素如氧、硫、氮、金属、无机盐等的物质。
术语“全原油”或“原油”、“未加工石油”、或“毛油”指适用于蒸馏,但还未经历任何蒸馏或分馏的液体油。原油通常含有大量的烃和其它沸点等于或大于1,050℉(565℃)的组分和不沸组分(如沥青或焦油)。因此,如果不是不可能的话,很难提供全原油的沸程。
术语“石脑油”指具有约30-约232℃沸程的可燃烃混合物,其获自石油或煤焦油蒸馏。石脑油通常是具有5-12个碳原子的烃分子的混合物。
术语“轻质石脑油”指具有30-90℃沸程的烃级分。其通常含有具有5-6个碳原子的烃分子。
术语“重质石脑油”指具有90-232℃沸程的烃级分。其通常含有具有6-12个碳的烃分子。
术语“费托过程”或“费托合成”指用于将一氧化碳和氢气的混合物转化成烃的催化过程。
术语“常压残油”或“常压渣油”指精炼厂中原油常压蒸馏中获得的蒸馏底物。获自常压蒸馏的常压残油有时被称作“常压渣油(longresid或longresidue)”。为了回收更多的馏出物产物,在减压和高温下进行进一步蒸馏,称作“减压蒸馏”。减压蒸馏残余物被称作“减压渣油(shortresid或shortresidue)”。
蒸汽裂解器典型地具有矩形燃烧室,所述燃烧室具有位于辐射耐火壁之间的竖直管。烃的蒸汽裂解在管式反应器中完成。管支撑于它们的顶部。辐射区供热由使用气态或气态/液态组合燃料的侧壁安装燃烧器或底部安装燃烧器或二者的组合来完成。燃烧室典型地处于轻微负压下,最经常带有向上流动的烟道气。烟道气通过自然通风和/或引风流入对流区,在其中烟道气在经由烟囱离开加热器之前被冷却,通常通过与烃进料热交换和/或产生或过度加热蒸汽来进行。辐射管通常挂于燃烧室中央下方的单平面内。它们可嵌入单平面中或者以交错、双排管排列平行放置。从燃烧器向辐射管的热传递主要通过辐射发生,因此有了术语“辐射区”,此处烃被加热至约1,400-约1,550℉(约760-843℃)的温度。多个工程承包商包括CBILummusGlobal、ShawStoneandWebster、KelloggBrown&Root、Linde、和KTI提供裂解炉技术。
离开辐射区的裂解流出物被快速冷却以防止较轻的分子反应形成较重的化合物。以高压蒸汽的形式回收了大量的热,其可用于烯烃设备或别处。热回收通常通过使用本领域已知的传输线交换器(TLEs)来完成。在烯烃设备的回收区中,冷却的流出物被通过分馏结合压缩、浓缩、吸附和加氢分离成所需的产物。这些产物包括氢气、甲烷、乙烯、丙烯、粗C4烃、热解汽油、和热解燃料油。术语“热解汽油”指具有约100℉-约400℉(38-204℃)沸程的馏分。术语“热解燃料油”指具有约400℉(204℃)-终点,例如大于1200℉(649℃)沸程的馏分。
作为副产物产生焦炭,当使用气体进料或所含大部分为轻质挥发烃的高质量的液体进料时,焦炭沉积在辐射管内壁上,而不太经常沉积在对流管内壁上。沉积在反应器管壁上的焦炭限制了向管的热传递、增大了沿盘管的压力降、并影响裂解反应的选择性。术语“焦炭”指任何高分子量碳质固体,并包括自多核芳烃缩合形成的化合物。必须定期地关闭并清理裂解器,这叫做除焦。除焦之间典型的运行周期为25-100天。焦炭还沉积在传输线交换器中。
传统的蒸汽裂解器对于裂解高质量的液体进料,例如瓦斯油和石脑油有效。重质烃进料包含高分子量组分(重烃)。进料中的这些高沸点或“不挥发”组分倾向于在传统的热解炉的对流区和辐射管中作为焦炭沉积下来(liedown)。在对流区只能容许极低水平的这些不挥发组分。因此包含大于0.5wt%的这些不挥发组分的重质烃进料通常将不考虑作为传统的蒸汽裂解器的进料。适应本发明的重质烃进料通常包含不大于1wt%、优选不大于5wt%、更优选不大于10wt%的这些不挥发组分。
本发明的方法包含将重质烃进料,优选在加热器的对流区预热之后,导入双区汽化单元的第一区。在该区,对流区中产生的蒸气被与液体分离,产生第一蒸气流和第一液体流。该第一区内的温度在约15-100psig下通常为350-750℉(177-399℃)。第一蒸气流离开第一区并进入蒸汽裂解器的辐射区。
重质烃进料在进入汽化单元之前可在蒸汽裂解器的对流区中在约15-100psig下预热至350-750℉(177-399℃)的温度。在重质烃进料进入汽化单元之前可将蒸汽加入其中。通常第一区保持在约350-约750℉(177-399℃)的温度和15-100psig的压力下。
第一液体流进入汽化单元的第二区。通常第二区位于第一区之下。在第二区中,第一液体与蒸汽以逆流方式接触以致至少一部分的烃组分被汽化。优选处于约900-约1300℉(482-704℃)温度下的蒸汽进入第二区并向液态烃提供额外的热能和降低第二区中的氢分压,其促进了液态烃的进一步汽化。在第二区中形成的蒸气烃(第二蒸气流)离开汽化单元并进入蒸汽裂解器的辐射区。剩余液态烃(第二液体流)自汽化单元的底部离开第二区。典型地,第二区在约500-约900℉(260-482℃)的温度和约15-约100psig的压力下操作。进料到第二区的蒸汽与进入第二区的第一液体流的重量比可为约0.3:1-约1:1。
汽化单元的第二区包含促进蒸气/液体接触的内部构件,使得更多的挥发性液体组分能够转移到蒸气相。这些内部构件可以为分馏塔板(如泡罩塔板、浮阀塔板和筛板)或填充物(结构化的或随机的)。
根据本发明,在裂解催化剂的存在下裂解第二液体流以产生裂解流出物。该步骤被称作"催化裂解步骤"或"催化裂解反应"。催化裂化是用于将高沸点的烃转化成低沸点的烃的反应(美国专利4,923,594,6,656,346,6,936,230和7,135,602;McCue,R.H.,“CatalyticOlefinsProduction,”AmericanInstituteofChemicalEngineers2003SpringNationalMeeting,NewOrleans,LA,March21,2003)。通过使烃进料与固体催化剂在基本上不含氢气的情况下于70-300psig的压力和850-1600℉(454-871°C)、优选地1000-1200℉(538-649°C)的温度下接触来进行该催化裂解反应。
该催化裂解反应可以在固体床、移动床、淤浆、或流化床操作中进行。优选流体催化裂解(FCC)反应。流化床(fluid-bed)方法与固定床和移动床方法不同,其中粉状的催化剂基本上作为流体与进料一起流通。FCC在连续进料流下使用裂解催化剂的流化床,导致在FCC催化剂的存在下烃分子分解。
FCC催化剂通常包含沸石、无机基质、粘土和粘合剂。催化活性的主要来源为沸石。适合的沸石包括沸石Y、沸石X、沸石β、ZSM型沸石和介孔分子筛等。
无机基质为多孔性无机氧化物基质组分,用于(i)将组分结合在一起从而使催化剂足够耐磨以抵抗颗粒间和与反应器壁的碰撞(即耐磨),和(ii)提供一定程度的对能够在分子筛上或分子筛内裂解的分子的尺寸选择性。基质本身可以拥有催化性能,通常是酸性的,但基质的催化活性不是必须的。可使用氧化铝作为基质。
FCC催化剂中的粘土充当散热和传热介质。它还可充当钠的沉降剂(sink),提高催化剂的抗钠中毒性。粘土几乎不或不提供催化剂的活性,但它确实为颗粒提供机械强度和密度以最优化流化性能。
粘合剂是将所有组分保持在一起和提供颗粒物理完整性的"胶水"。某些粘合剂,如氧化铝-溶胶聚合物,具有固有的裂解活性,由此有助于裂解。
FCC催化剂优选包含稀土元素,其已知能增大沸石的裂解活性并延迟晶体破坏和脱铝。
FCC方法是循环的,包括例如用于催化进料转化、汽提和催化剂再生的独立的区。在该循环中,将进料在催化反应器(通常为提升管反应器)中与FCC催化剂掺合以催化转化成产品。在分离器(例如旋风分离器)中将低沸点产物与催化剂分离,将失活的催化剂引导到汽提塔并与蒸汽接触以除去夹带的烃;可将后者与来自旋风分离器的蒸气合并,将两者都从方法中导出。汽提过的失活催化剂包含碳质残渣(焦炭)。使从汽提塔中回收的汽提过的催化剂经过再生器(例如流化床再生器)并与燃烧气体(例如空气)在高温下接触以烧尽焦炭和使催化剂再活化。然后将再生的催化剂与进入提升管的进料掺合,完成该循环。催化剂再生步骤产生大量的能量,其可用于该方法或用于别处。
优选将蒸汽与FCC进料同时引入FCC反应器中,所述蒸汽占主进料的最高约50wt%,优选约2-约10wt%。另外,还优选进料在反应区的停留时间小于约20秒,优选约0.1-约20秒,更优选约1-约5秒。
通过所述裂解反应由第二种液体流产生裂解产物。通常该裂解产物包含从氢和甲烷到沸点超过1000℃的重质烃。
蒸馏该裂解产物以产生顶部流、轻循环油和重循环油。顶部流通常包含那些沸点低于400℉(204℃)的烃。其一般包含氢气、甲烷、乙烯、乙烷、丙烯、丙烷、C4和C5烃、以及沸点直至400℃的芳族石脑油。顶部流与来自蒸汽裂解器的较轻产物(例如沸点直至400℃)的组成相似性使得两个产物流能够合并和进一步精炼成成品。这是结合原油裂解和FCC技术的额外的好处。轻循环油通常具有400-650℉(204-343℃)的沸程。重循环油通常具有650-1000℉(343-538℃)的沸程。此外,FCC反应器中的一些重质烃沉积在催化剂上。该固体碳沉积物通常被称作焦炭,且在催化剂再生器(FCC反应体系不可分割的一部分)中被从催化剂上烧尽。
加氢处理该轻循环油以产生加氢处理的轻循环油。术语“加氢处理”是指使碳-碳双键(例如烯烃或芳烃中)或碳-碳三键变饱和并从杂原子化合物中移除杂原子(例如氧、硫、氮)。典型的加氢处理条件是本领域技术人员所熟知的,例如描述于美国专利6,179,995中,其内容通过引用整体并入本文。加氢处理条件包括约400℉-约900℉(204-482℃)、优选约650℉-约850℉(343-454℃)的反应温度;约500-约5000psig(34-340atm)、优选约1000-约3000psig(68-204atm)的压力;和约0.5h-1-约20h-1的液时空速(LHSV)。适合的加氢处理催化剂包含负载于多孔耐火载体(如氧化铝)之上的第VI族金属和第VIII族金属。加氢处理催化剂的实例为氧化铝负载的钴-钼、镍-钨、钴-钨和镍-钼。典型地,加氢处理催化剂是预硫化的。
将该加氢处理的轻循环油进料至汽化单元。根据加氢处理的轻循环油的温度,其可与烃进料合并并在裂解器的对流区中进一步加热,或直接进料至汽化单元。
该加氢处理的轻循环油典型地具有约13-15wt%的氢气含量,这比该处理之前的轻循环油的氢气含量高约1-约3wt%。更高的氢气含量有助于提高在蒸汽裂解中对低级烯烃的选择性,由此产生更多的乙烯和丙烯及更少的燃料级化学品。加氢处理降低了顶部烃产物的硫、氮、和氧含量。加氢处理也可使多核芳烃饱和并由此减少焦化。
本发明的方法在裂解炉的辐射区产生蒸汽裂解流出物,其通过技术处理产生产物,如氢气、乙烯、丙烯、热解汽油、和热解燃料油。
图1为本发明一个实施方案的工艺流程图。使原油进料1经过炉101的对流区的预热区A。然后经由管线2将原油进料传输至汽化单元102,所述汽化单元102包括上部区域(第一区)11和下部区域(第二区)12。将与单元102收集的预热进料有关的烃蒸气、和在区域11中形成的额外蒸气作为第一蒸气流经由管线4自区域11移出。
未在区域11中汽化的烃液体(第一液体流)经由管线3移至区域12的上内部。区域11和12通过不渗透壁9彼此隔开不流体连通,所述不渗透壁9例如可为固体塔板。管线3代表区域11和12之间的外部流体下降流连通。如果需要,区域11和12可在它们之间通过更改壁9而具有内部流体连通,所述更改壁9为将壁9更改为至少部分液体可渗透的以允许区域9中的液体向下通入区域12的上内部和区域12中的蒸气向上进入区域11的下内部。
不管第一液体流通过什么方式自区域11移至区域12,其向下移入区域12的上内部,并优选遇到至少一个液体分布装置6。装置6将液体均匀地分布在单元102的横切面上以致向下流动的液体在接触床10之前沿塔的宽度均匀地铺展开。适合的液体分布装置包括多孔板、槽分布器、穿流筛板、烟筒塔板(chimneytrays)、喷头等。
床10沿单元102的整个横截面伸展,其不具有液体可不受床10阻碍地流过的大开放垂直通道或管道。因此,向下流动的液体无法不经床10而自第二区12的顶部流至底部。优选地,床10含有用于促进第二区中液体和蒸气密切混合的填充材料和/或塔板。
将初始稀释蒸汽(通过区域B预热管线22中的低温蒸汽产生)经由管线13导入位于床10之下的区域12下部。来自第一区11的第一液体流经由管线3进入第二区12,经过液体分布器6,向下移入区域12,并与床10中的蒸汽密切混合。作为结果,额外的蒸气烃(第二蒸气流)在区域12中形成。新形成的蒸气与稀释蒸汽一起自区域12经由管线5移出,并与管线4中的蒸气合并以形成管线7中的烃蒸气流。管线7中的流含有在汽化单元中由进料1和输入汽化单元的蒸汽所产生的全部烃蒸气(第一蒸气流和第二蒸气流)。
使来自汽化单元的烃蒸气和蒸汽经过炉101的对流区的预热区C,进一步加热至更高的温度,并进入炉101的辐射区D中的辐射管。在辐射区D中,蒸气烃裂解。
区域12中的剩余液态烃(第二液体流)自底部离开汽化单元102,并被加热(图1中未显示)和输送到催化裂解区103,其在那里与裂解催化剂接触。裂解产物在区域104蒸馏成管线16中的顶部流(通常包含甲烷、乙烷、乙烯、丙烷、丙烯、丁烷、丁烯、氢气和芳族石脑油)、管线17中的轻循环油、和管线18中的重循环油。管线17中的轻循环油被在区域105加氢处理。氢气通过管线19添加到加氢处理区105。将管线20中的加氢处理的产物与顶部流和管线1中的进料合并。
本发明有效地将重质烃进料分离成了蒸气流和第二液体流。第二液体流在催化裂解步骤中进一步催化裂解成较小的烃分子。从裂解产物中分离出的轻循环油的加氢处理,从中除去硫、氮和氧,并使多核芳族分子饱和,由此产生用于蒸汽裂解步骤的额外进料。重循环油可通过烯烃设备的汽油分馏器来加工。本发明的方法直接由重质烃进料(如原油)产生轻烯烃,如乙烯、丙烯,和其它有用的石油化学中间产品,而无需精炼厂型的操作。
实施例
图1阐述了根据本发明的烯烃设备中的蒸汽裂解过程。将被称为阿拉伯轻质原油的原油经由管线1、以87,000lb/h的速度、在环境温度和压力下进料到热解炉101对流区的预热区A。该阿拉伯轻质原油含有约20wt%的在大于1,050℉(565℃)的温度下沸腾的烃,包括沥青质和焦油。在对流区中,在约60psig下将进料加热至约740℉(393℃),并随后经由管线2通入汽化单元102的上部区域11。在区域11中,在约350℉(177℃)的温度和60psig下形成汽油和石脑油蒸气的混合物,将其自剩余液体分离。分离的蒸气经由管线4自区域11移出。
区域11中剩余的烃液体经由管线3转移至下部区域12,并在区域12中向下落向单元102的底部。将约1,020℉(549℃)的预热蒸汽以30,000lb/h的速度经由管线13导入区域12的底部以在区域12中产生约0.6:1的蒸汽与烃重量比。区域12中下落的烃液滴通过填充床10与上升的蒸汽接触。
将约800℉(426℃)的蒸汽和烃的气态混合物经由管线5自接近区域12顶部抽出,并与经由管线4自区域11移出的蒸气混合以形成管线7中的合并的蒸汽-烃蒸气混合物。管线7中的混合物具有约0.5:1的蒸汽与烃重量比。该混合物在区域C中预热,并以69,000lb/h的总烃流速导入辐射区的区域D以在1,450-1,550℉(788-843℃)的温度下热裂解。裂解产物通过管线14移出,以在烯烃设备回收区(图1中未示出)进行下游处理。
将来自区域12的残余油以18,000lb/h的速度、在约600℉(315℃)的温度和约70psig的压力下自单元102经由管线8移出,加热到750℉(399°C),并传送至工作在约1130℉(610℃)的温度和约12psig的压力下的FCC单元103。
将裂解产物输送到FCC主分馏器,塔104以产生管线16中的顶部流、管线17中的轻循环油、和管线18中的重循环油。将顶部流送往烯烃设备的回收区(在图1中未显示)以进一步加工。在区105中在Ni-Mo催化剂的存在下用氢气加氢处理轻循环油。该加氢处理反应在约500-600℉的温度、约2000psig的压力和约2h-1的重时空速下进行以形成加氢处理的轻循环油。将加氢处理的轻循环油与管线16中的顶部流和管线1中的进料合并。
Claims (13)
1.一种用于在具有对流区和辐射区的蒸汽裂解器中裂解重质烃进料的方法,该方法包括:
(a)将重质烃进料传输至汽化单元的第一区并在第一区中将所述进料分离成第一蒸气流和第一液体流;
(b)将第一液体流传输至汽化单元的第二区并在汽化单元的第二区中使第一液体流与逆流蒸汽接触以致第一液体流与所述蒸汽密切混合产生第二蒸气流和第二液体流;
(c)在蒸汽裂解器的辐射区蒸汽裂解第一蒸气流和第二蒸气流以产生裂解流出物;
(d)在裂解催化剂的存在下裂解第二液体流以产生裂解产物的催化裂解步骤;
(e)蒸馏所述裂解产物以产生顶部流、轻循环油和重循环油;
(f)加氢处理所述轻循环油以产生加氢处理的轻循环油;和
(g)将所述加氢处理的轻循环油传输至所述汽化单元。
2.权利要求1的方法,其中所述轻循环油的沸程为204-343℃。
3.权利要求1的方法,其中所述重质烃进料包含沸点为至少565℃的烃。
4.权利要求1的方法,其中在所述重质烃进料进入汽化单元的第一区之前,在蒸汽裂解器的对流区将其加热至177-399℃。
5.权利要求1的方法,其中汽化单元的第一区处于177-399℃的温度和15-100psig的压力下。
6.权利要求1的方法,其中所述逆流蒸汽处于482-704℃的温度和15-100psig的压力下。
7.权利要求1的方法,其中汽化单元的第二区处于260-482℃的温度和15-100psig的压力下。
8.权利要求1的方法,其中所述第二区具有至少一个液体分配装置。
9.权利要求1的方法,其中所述第二区包含塔填充材料。
10.权利要求1的方法,其中第二液体流在454-871℃的温度和5-300psig的压力下催化裂解。
11.权利要求1的方法,其中所述催化裂解步骤在538-649℃的温度下进行。
12.权利要求1的方法,其中所述催化裂解步骤在流化床中进行。
13.权利要求1的方法,进一步包括将所述重循环油传输至汽油分馏器。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/980,514 US8658023B2 (en) | 2010-12-29 | 2010-12-29 | Process for cracking heavy hydrocarbon feed |
US12/980514 | 2010-12-29 | ||
PCT/US2011/065771 WO2012091970A2 (en) | 2010-12-29 | 2011-12-19 | Process for cracking heavy hydrocarbon feed |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103270141A CN103270141A (zh) | 2013-08-28 |
CN103270141B true CN103270141B (zh) | 2015-11-25 |
Family
ID=45478557
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201180062871.0A Active CN103270141B (zh) | 2010-12-29 | 2011-12-19 | 用于裂解重质烃进料的方法 |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8658023B2 (zh) |
CN (1) | CN103270141B (zh) |
BR (1) | BR112013016574B1 (zh) |
WO (1) | WO2012091970A2 (zh) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9296955B2 (en) * | 2010-09-20 | 2016-03-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process and apparatus for co-production of olefins and electric power |
CA2879945C (en) | 2012-08-07 | 2019-12-31 | Foster Wheeler Usa Corporation | Method and system for improving spatial efficiency of a furnace system |
WO2014065421A1 (ja) * | 2012-10-25 | 2014-05-01 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | オレフィン及び単環芳香族炭化水素の製造方法、並びにエチレン製造装置 |
EP2913383B1 (en) * | 2012-10-25 | 2019-08-21 | JX Nippon Oil & Energy Corporation | Olefin and single-ring aromatic hydrocarbon production method |
US10017702B2 (en) | 2014-10-07 | 2018-07-10 | Lummus Technology Inc. | Thermal cracking of crudes and heavy feeds to produce olefins in pyrolysis reactor |
WO2017089938A1 (en) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | Sabic Global Technologies B.V. | Methods for generating c2-c3 and aliphatic hydrocarbons |
CN112313312A (zh) * | 2018-06-12 | 2021-02-02 | 沙特基础全球技术有限公司 | 石脑油分离器与hncc技术集成 |
SG11202104697QA (en) * | 2018-11-07 | 2021-06-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc | Process for c5+ hydrocarbon conversion |
WO2020205210A1 (en) * | 2019-04-05 | 2020-10-08 | Lummus Technology Llc | A process for conversion of crudes and condensates to chemicals utilizing a mix of hydrogen addition and carbon rejection |
CN112745957B (zh) * | 2019-10-31 | 2024-02-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原油制备低碳烯烃的方法与系统 |
CN111825514B (zh) * | 2020-08-12 | 2021-06-01 | 浙江科茂环境科技有限公司 | 一种乙烯或丙烯最大化的生产方法 |
US11370975B2 (en) | 2020-09-30 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Steam-enhanced catalytic cracking of hydrocarbons to produce light olefins |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1034949A (zh) * | 1987-12-30 | 1989-08-23 | 法国精制和总分配公司 | 流化床烃类转化方法和装置 |
CN1077978A (zh) * | 1993-01-28 | 1993-11-03 | 化学工业部北京化工研究院 | 石油烃蒸汽裂解方法的改进 |
CN1137805A (zh) * | 1993-09-17 | 1996-12-11 | 林德股份公司 | 轻质和重质烃进料的蒸汽裂化方法和装置 |
WO2001079395A2 (en) * | 2000-04-17 | 2001-10-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Cycle oil conversion process |
CN101400765A (zh) * | 2006-03-29 | 2009-04-01 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产低级烯烃的方法 |
CN101528894A (zh) * | 2006-10-20 | 2009-09-09 | 伊奎斯塔化学有限公司 | 使用全馏分原油/冷凝物原料生产烯烃增强了蒸馏物的生产 |
CN101796167A (zh) * | 2007-08-21 | 2010-08-04 | 埃克森美孚化学专利公司 | 烃原料的蒸汽裂化方法和设备 |
Family Cites Families (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3549515A (en) | 1967-06-01 | 1970-12-22 | Exxon Research Engineering Co | Hydrocracking process for high end point feeds |
US3487006A (en) | 1968-03-21 | 1969-12-30 | Lummus Co | Direct pyrolysis of non-condensed gas oil fraction |
US3617495A (en) * | 1969-04-25 | 1971-11-02 | Verne S Kelly | Process for production of olefins and acetylene |
US3617493A (en) | 1970-01-12 | 1971-11-02 | Exxon Research Engineering Co | Process for steam cracking crude oil |
US3839484A (en) | 1970-07-17 | 1974-10-01 | Marathon Oil Co | Pyrolyzing hydrocracked naphthas to produce unsaturated hydrocarbons |
GB1383229A (en) | 1972-11-08 | 1975-02-05 | Bp Chem Int Ltd | Production of gaseous olefins from petroleum residue feedstocks |
US3862898A (en) * | 1973-07-30 | 1975-01-28 | Pullman Inc | Process for the production of olefinically unsaturated hydrocarbons |
US4310439A (en) | 1979-03-07 | 1982-01-12 | Exxon Research & Engineering Co. | Novel trialkyl aluminum cocatalyst |
US4302323A (en) * | 1980-05-12 | 1981-11-24 | Mobil Oil Corporation | Catalytic hydroconversion of residual stocks |
US4615795A (en) * | 1984-10-09 | 1986-10-07 | Stone & Webster Engineering Corporation | Integrated heavy oil pyrolysis process |
US4661241A (en) * | 1985-04-01 | 1987-04-28 | Mobil Oil Corporation | Delayed coking process |
US4923594A (en) | 1987-06-04 | 1990-05-08 | Uop | Fluid catalytic cracking process |
US5264115A (en) | 1987-12-30 | 1993-11-23 | Compagnie De Raffinage Et De Distribution Total France | Process and apparatus for fluidized bed hydrocarbon conversion |
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 |
US5190634A (en) * | 1988-12-02 | 1993-03-02 | Lummus Crest Inc. | Inhibition of coke formation during vaporization of heavy hydrocarbons |
US6179995B1 (en) | 1998-03-14 | 2001-01-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Residuum hydrotreating/hydrocracking with common hydrogen supply |
US7135602B1 (en) | 1999-11-04 | 2006-11-14 | Valorbec Societe En Commandite | Method and apparatus for selective deep catalytic cracking of hydrocarbons |
US6936230B2 (en) | 2000-01-06 | 2005-08-30 | Viacheslav V. Zhurin | System for thermal and catalytic cracking of crude oil |
US6656346B2 (en) | 2001-06-07 | 2003-12-02 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Fluid catalytic cracking process for heavy oil |
US7138047B2 (en) | 2002-07-03 | 2006-11-21 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks |
US20040122274A1 (en) * | 2002-12-23 | 2004-06-24 | Van Egmond Cor F. | Process and apparatus for removing unsaturated impurities from oxygenates to olefins streams |
US6979757B2 (en) | 2003-07-10 | 2005-12-27 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing whole crude oil and mild controlled cavitation assisted cracking |
US7045669B2 (en) * | 2003-08-05 | 2006-05-16 | Catalytic Distillation Technologies | Dual pressure catalytic distillation hydrogenation column system for the front end of an ethylene plant |
US7128827B2 (en) | 2004-01-14 | 2006-10-31 | Kellogg Brown & Root Llc | Integrated catalytic cracking and steam pyrolysis process for olefins |
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 |
WO2007117919A2 (en) | 2006-03-29 | 2007-10-18 | Shell Oil Company | Improved process for producing lower olefins from heavy hydrocarbon feedstock utilizing two vapor/liquid separators |
WO2008027131A1 (en) | 2006-08-31 | 2008-03-06 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Disposition of steam cracked tar |
US7560019B2 (en) * | 2006-12-05 | 2009-07-14 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | System and method for extending the range of hydrocarbon feeds in gas crackers |
CN101210200B (zh) * | 2006-12-27 | 2010-10-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种渣油加氢处理与催化裂化组合工艺方法 |
US7563357B2 (en) * | 2007-01-26 | 2009-07-21 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for cracking synthetic crude oil-containing feedstock |
US8608942B2 (en) * | 2007-03-15 | 2013-12-17 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for residue upgrading |
US7404889B1 (en) | 2007-06-27 | 2008-07-29 | Equistar Chemicals, Lp | Hydrocarbon thermal cracking using atmospheric distillation |
US20090050523A1 (en) | 2007-08-20 | 2009-02-26 | Halsey Richard B | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock and selective hydrocracking |
JP5840840B2 (ja) * | 2007-12-20 | 2016-01-06 | 中国石油化工股▲分▼有限公司 | 炭化水素油を水素化し接触分解するための、改善された一体的方法 |
US8882991B2 (en) * | 2009-08-21 | 2014-11-11 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process and apparatus for cracking high boiling point hydrocarbon feedstock |
-
2010
- 2010-12-29 US US12/980,514 patent/US8658023B2/en active Active
-
2011
- 2011-12-19 WO PCT/US2011/065771 patent/WO2012091970A2/en active Application Filing
- 2011-12-19 BR BR112013016574-0A patent/BR112013016574B1/pt active IP Right Grant
- 2011-12-19 CN CN201180062871.0A patent/CN103270141B/zh active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1034949A (zh) * | 1987-12-30 | 1989-08-23 | 法国精制和总分配公司 | 流化床烃类转化方法和装置 |
CN1077978A (zh) * | 1993-01-28 | 1993-11-03 | 化学工业部北京化工研究院 | 石油烃蒸汽裂解方法的改进 |
CN1137805A (zh) * | 1993-09-17 | 1996-12-11 | 林德股份公司 | 轻质和重质烃进料的蒸汽裂化方法和装置 |
WO2001079395A2 (en) * | 2000-04-17 | 2001-10-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Cycle oil conversion process |
CN101400765A (zh) * | 2006-03-29 | 2009-04-01 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产低级烯烃的方法 |
CN101528894A (zh) * | 2006-10-20 | 2009-09-09 | 伊奎斯塔化学有限公司 | 使用全馏分原油/冷凝物原料生产烯烃增强了蒸馏物的生产 |
CN101796167A (zh) * | 2007-08-21 | 2010-08-04 | 埃克森美孚化学专利公司 | 烃原料的蒸汽裂化方法和设备 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR112013016574B1 (pt) | 2019-10-15 |
WO2012091970A3 (en) | 2013-04-11 |
WO2012091970A2 (en) | 2012-07-05 |
US8658023B2 (en) | 2014-02-25 |
CN103270141A (zh) | 2013-08-28 |
BR112013016574A2 (pt) | 2016-09-27 |
US20120168348A1 (en) | 2012-07-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103270141B (zh) | 用于裂解重质烃进料的方法 | |
CN103249813B (zh) | 用于裂解重质烃进料的方法 | |
CN103210061B (zh) | 用于裂解重质烃进料的方法 | |
CN103210062B (zh) | 用于裂解重质烃进料的方法 | |
US11634649B2 (en) | Integrated pyrolysis and hydrocracking units for crude oil to chemicals | |
US11959032B2 (en) | Process for mixing dilution steam with liquid hydrocarbons before steam cracking | |
JP2009528426A (ja) | 凝縮液原料を利用したオレフィンの製造 | |
JP2010506996A (ja) | 全原油/コンデンセート供給原料を利用する留出物の生成が向上したオレフィンの製造 | |
US11485918B2 (en) | Process for conversion of crudes and condensates to chemicals utilizing a mix of hydrogen addition and carbon rejection | |
EP2227515A1 (en) | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with a partitioned vaporization unit | |
CN103210063B (zh) | 裂化重质烃进料的工艺 |
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 |