CN114929840A - 猝灭热解流出物的方法和系统 - Google Patents
猝灭热解流出物的方法和系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114929840A CN114929840A CN202080083256.7A CN202080083256A CN114929840A CN 114929840 A CN114929840 A CN 114929840A CN 202080083256 A CN202080083256 A CN 202080083256A CN 114929840 A CN114929840 A CN 114929840A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- stream
- effluent
- hydrotreated
- pyrolysis
- bottoms stream
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000010791 quenching Methods 0.000 title claims abstract description 258
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 title claims abstract description 243
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 title claims abstract description 204
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 134
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims abstract description 19
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims abstract description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 166
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 161
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 153
- 239000011269 tar Substances 0.000 claims description 89
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 78
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 60
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 49
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 33
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 26
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- -1 ethylene, propylene Chemical group 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 21
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 claims description 21
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 17
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 14
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 13
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 12
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 8
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 claims description 8
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 7
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 104
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 38
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 29
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 28
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 28
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 25
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 21
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 description 17
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 12
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- HZNVUJQVZSTENZ-UHFFFAOYSA-N 2,3-dichloro-5,6-dicyano-1,4-benzoquinone Chemical compound ClC1=C(Cl)C(=O)C(C#N)=C(C#N)C1=O HZNVUJQVZSTENZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005160 1H NMR spectroscopy Methods 0.000 description 5
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 5
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 5
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 4
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 4
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 4
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 3
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 3
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- WPDAVTSOEQEGMS-UHFFFAOYSA-N 9,10-dihydroanthracene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3CC2=C1 WPDAVTSOEQEGMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000609240 Ambelania acida Species 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 2
- LVZWSLJZHVFIQJ-UHFFFAOYSA-N Cyclopropane Chemical compound C1CC1 LVZWSLJZHVFIQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 2
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010905 bagasse Substances 0.000 description 2
- 239000012620 biological material Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 230000029087 digestion Effects 0.000 description 2
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 description 2
- 239000002440 industrial waste Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 2
- 229920006324 polyoxymethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- QDUDQAJMMWFNEO-UHFFFAOYSA-N 2-(sulfoamino)propane-1,2,3-tricarboxylic acid Chemical compound OC(=O)CC(CC(O)=O)(NS(O)(=O)=O)C(O)=O QDUDQAJMMWFNEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001342 Bakelite® Polymers 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 1
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- 235000019486 Sunflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N acetaldehyde Diethyl Acetal Natural products CCOC(C)OCC DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002777 acetyl group Chemical class [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004676 acrylonitrile butadiene styrene Substances 0.000 description 1
- 239000002154 agricultural waste Substances 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- IYABWNGZIDDRAK-UHFFFAOYSA-N allene Chemical compound C=C=C IYABWNGZIDDRAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010828 animal waste Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004637 bakelite Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003225 biodiesel Substances 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 230000008033 biological extinction Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000006757 chemical reactions by type Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 235000005687 corn oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002285 corn oil Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000000386 donor Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000003608 fece Anatomy 0.000 description 1
- 239000010794 food waste Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 239000010460 hemp oil Substances 0.000 description 1
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000010813 municipal solid waste Substances 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
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010908 plant waste Substances 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 239000005033 polyvinylidene chloride Substances 0.000 description 1
- 244000144977 poultry Species 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 239000010909 process residue Substances 0.000 description 1
- MWWATHDPGQKSAR-UHFFFAOYSA-N propyne Chemical compound CC#C MWWATHDPGQKSAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002964 rayon Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000010907 stover Substances 0.000 description 1
- 239000010902 straw Substances 0.000 description 1
- 239000002600 sunflower oil Substances 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method 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
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 239000003039 volatile agent Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Images
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
- C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
- C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
-
- 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
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/005—Coking (in order to produce liquid products mainly)
-
- 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
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
-
- 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
- C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
-
- 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
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/14—Thermal 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
- C10G9/16—Preventing or removing incrustation
-
- 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
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
- C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- 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
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- 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)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
用于猝灭流出物的方法和系统。在某些实施方案中，所述方法可包括使热解流出物和第一猝灭介质接触以产生第一经猝灭流出物。可以从所述第一经猝灭流出物获得可以包括焦油的塔底料流和可以包括乙烯和丙烯的塔顶料流。第一猝灭介质可包括塔底料流的第一部分，所述塔底料流的第一部分可包括焦油的第一部分。在某些实施方案中，所述方法还可包括加氢处理可包括焦油的第二部分的塔底料流的第二部分以产生加氢处理产物。加氢处理塔底料流可以从所述加氢处理产物获得。在某些实施方案中，所述方法还可包括使所述加氢处理塔底料流的至少一部分与所述塔底料流的第一部分接触以产生所述第一猝灭介质。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求于2020年11月1日提交的U.S.S.N.62/929,326和于2020年1月14日提交的EP申请号20151752.1的利益和优先权，这些文献通过引用并入本文。
技术领域
本公开内容涉及经由热解将含烃进料转化的方法和系统。更具体地说，本公开内容涉及猝灭热解流出物的方法和系统。
背景技术
热解过程，例如蒸汽裂化，将饱和烃转化为更高价值的产物，例如轻质烯烃，如乙烯和丙烯。然而，除了这些较高价值的产物之外，热解过程还产生显著量的相对低价值的重质产物，例如热解焦油。热解焦油是高沸点、粘性的反应性材料，其包含可以聚合并使设备结垢的复杂、环状和支化分子。热解焦油还包含高分子量的非挥发性组分，包括链烷烃不溶性化合物，例如戊烷不溶性化合物和庚烷不溶性化合物。
热解过程中遇到的一个困难是热解流出物的反应性组成。热解流出物含有在含烃进料的高温热解期间形成的大量反应性自由基。当热解流出物冷却时，一些反应性自由基反应形成稳定的产物。然而，一些自由基残存并充当烯烃聚合的引发剂，以致可能引起结垢。
通常，通过在间接换热器(即，传输管线交换器(a transfer line exchanger))中将热从热解流出物间接传递到猝灭流体(例如水和/或蒸汽)来猝灭从热解过程(例如蒸汽裂化)回收的热解流出物。传输管线交换器的主要目的是一旦流出物离开热解炉的辐射段，就快速猝灭热解流出物以停止非选择性裂化反应，并同时以最高可用水平回收能量。热解流出物的露点大于传输管线交换器的内壁或内表面温度。结果，热解流出物(焦油)的最重质级分在传输管线交换器的内壁上冷凝并随时间变成焦炭。这种焦炭在传输管线交换器的内表面上的沉积迅速降低传输管线交换器的传热效率。当传输管线交换器效率由于焦炭积聚而降低时，传输管线交换器的出口温度升高，这导致热回收减少。一旦传输管线交换器出口温度接近下游管道的设计温度，热解炉和传输管线交换器就必须脱焦。
因此，仍需要在热解流出物的猝灭期间减少结垢的改进的方法和系统。本公开内容满足所述需求及其它需求。
发明内容
发明概述
本发明人已经设计了用于猝灭热解流出物的方法和系统。在一些实施方案中，所述方法可包括使热解流出物和第一猝灭介质接触以产生第一经猝灭流出物。可以从所述第一经猝灭流出物获得可以包括焦油的塔底料流和可以包括乙烯和丙烯的塔顶料流。第一猝灭介质可包括塔底料流的第一部分，所述塔底料流的第一部分可包括焦油的第一部分。
在一些实施方案中，所述方法可包括使热解流出物和第一猝灭介质接触以产生第一经猝灭流出物。可以从所述第一经猝灭流出物获得可以包括焦油的塔底料流和可以包括乙烯和丙烯的塔顶料流。第一猝灭介质可包括塔底料流的第一部分，所述塔底料流的第一部分可包括焦油的第一部分。可将可包括焦油的第二部分的塔底料流的第二部分加氢处理以产生加氢处理产物。加氢处理塔底料流可以从所述加氢处理产物获得。可以使所述加氢处理塔底料流的至少一部分和所述塔底料流的第一部分接触以产生所述第一猝灭介质。
在一些实施方案中，用于猝灭流出物的方法可以包括从包含蒸汽和含烃进料的经加热混合物中获得气相产物和液相产物。可以将气相产物蒸汽裂化以产生热解流出物。可以使具有第一温度的所述热解流出物和第一猝灭介质接触以产生具有第二温度的第一经猝灭流出物。热可以间接地从所述第一经猝灭流出物传递到第二猝灭介质，以产生具有第三温度的第二经猝灭流出物和经加热的第二猝灭介质。热可以间接地从所述第二经猝灭流出物传递到第三猝灭介质，或者可以使所述第二经猝灭流出物与第三猝灭介质接触以产生具有第四温度的第三经猝灭流出物。可以从所述第三经猝灭流出物获得可以包含焦油的塔底料流和可以包含乙烯、丙烯和猝灭油的塔顶料流。可包含焦油的塔底料流的第一部分可作为第一猝灭介质循环。在一些实施方案中，所述方法还可包括加氢处理可包括焦油的第二部分的塔底料流的第二部分以产生加氢处理产物。在一些实施方案中，所述方法还可包括将加氢处理产物的第一部分作为第一猝灭介质循环。
在一些实施方案中，通过热解将含烃进料转化的系统可以包括第一气-液分离器、热解反应器、猝灭段、第二气-液分离器和第一导管。所述第一气-液分离器可以适应于接收含烃进料，将所述含烃进料分离成第一气相烃料流和第一液相烃料流，排出所述第一气相烃料流，和排出所述第一液相烃料流。所述热解反应器可以适应于接收所述第一气相烃料流，加热所述第一气相烃料流以实现所述第一气相烃料流的至少一部分的热解，和排出热解流出物料流。所述猝灭段可以适应于接收所述热解流出物料流，猝灭所述热解流出物料流，和排出经猝灭热解流出物料流。所述第二气-液分离器可以适应于接收经猝灭热解流出物料流，分离经猝灭热解流出物料流以获得包含烯烃的第二气相烃料流和包含焦油的第二液相烃料流，排出第二气相烃料流，和排出第二液相烃料流。所述第一导管可以适应于将包含焦油的第一部分的所述第二液相烃料流的第一部分输送到所述猝灭段，使得所述第二液相烃料流的第一部分与所述热解流出物接触以产生包含所述第二液相烃料流的第一部分和所述热解流出物的混合物。在一些实施方案中，所述系统还可以包括加氢处理单元、第三气-液分离器和第二导管。所述加氢处理单元可以适应于接收包含焦油的第二部分的所述第二液相烃料流的第二部分和非必要地，所述第一液相烃料流的至少一部分，在加氢处理条件下加氢处理所述第二液相烃料流的第二部分和非必要地，所述第一液相烃料流的至少一部分以产生加氢处理产物，和排出所述加氢处理产物。所述第三气-液分离器可以适应于分离包含至少1重量％所述加氢处理产物的加氢处理塔顶料流、包含至少20重量％所述加氢处理产物的加氢处理中间馏分料流；和包含至少20重量％所述加氢处理产物的加氢处理塔底料流。所述第二导管可以适应于将所述加氢处理塔底料流的至少一部分从所述分离器转移到所述猝灭段，使得所述加氢处理塔底料流与所述热解流出物接触以产生包含所述第二液相烃料流的第一部分、所述热解流出物和所述加氢处理塔底料流的混合物。
附图说明
图1描绘了根据所述一个或多个实施方案的用于通过热解使含烃进料转化以产生热解流出物并经由第一猝灭配置将热解流出物猝灭的说明性系统。
图2描绘了根据所述一个或多个实施方案的用于通过热解使含烃进料转化以产生热解流出物并经由第二猝灭配置将热解流出物猝灭的另一个说明性系统。
图3描绘了根据所述一个或多个实施方案的用于通过热解使含烃进料转化以产生热解流出物并经由第三猝灭配置将热解流出物猝灭的另一个说明性系统。
图4描绘了根据所述一个或多个实施方案的用于通过热解使含烃进料转化以产生热解流出物并经由第四猝灭配置将热解流出物猝灭的另一个说明性系统。
发明详述
现将描述本发明的各个特定的实施方案、版本和实施方案，其中包括为了理解本发明而在此采用的优选的实施方案和定义。虽然以下详细描述给出了特定的优选实施方案，但是本领域技术人员应领会这些实施方案仅是示例性的，并且本发明可以按其它方式实践。为了确定侵权行为，本发明的范围指所附权利要求中的任何一个或多个，其中包括它们的等同物，和与所列出的那些等同的要素或限制。对本"发明"的任何引用可以是指由权利要求限定的本发明的一个或多个，但不一定是全部。
在本公开内容中，方法描述为包括至少一个"步骤"，应当理解，每个步骤是可以在方法中按连续或不连续方式进行一次或多次的动作或操作。除非另有相反规定或上下文明确表明不同，则方法中的多个步骤可以按它们所列的顺序依次进行，有或者没有与一个或多个其它步骤重叠，或按任何其它顺序进行，视情况而定。另外，一个或多个，或甚至全部步骤可以在材料的相同或不同的批次(batch)方面同时地进行。例如，在连续方法中，虽然方法中的第一步骤正对于刚刚供入方法起点的原料进行，但是第二步骤可以同时地对于通过处理在第一步骤中在早期供入所述方法的原材料而产生的中间产物进行。优选地，这些步骤以所述顺序进行。
除非另有说明，否则本公开中表示数量的所有数字应理解为在所有情况下由术语"大约"修饰。还应该理解，说明书和权利要求中使用的精确的数值构成具体的实施方案。已经努力确保实施例中数据的精度。然而，应当理解，由于用于获取测量的技术和/或设备的限制，任何测量数据固有地包含一定水平的误差。
这里使用一组数值上限和一组数值下限描述了某些实施方案和特征。不言而喻的是，包括任何两个值的组合的范围，例如任何下限值与任何上限值的组合，任何两个下限值的组合，和/或任何两个上限值的组合的范围是被考虑的，除非另有说明。
本文所使用的不定冠词“一个”或“一种”应该是指“至少一种”，除非有相反规定或上下文明确表明不同。因此，使用“热解反应器”的实施方案包括其中使用一个、两个或更多个热解反应器的实施方案，除非另有说明或上下文明确指出仅使用一个热解反应器。
本公开内容中的“原油(crude)”或“原油(crude oil)”可互换地意指当其从井口、生产现场设施、运输设施或其它初始现场加工设施流出时的全原油(whole crude oil)，和/或已经通过脱盐步骤、处理步骤和/或使其对于炼油厂中的常规蒸馏可接受可能需要的其它步骤加工的原油。本文所使用的原油假定含有残油。
本文所使用的“原油馏份”是指可从原油的分馏获得的烃馏分。
本文所用的“残油”是指(i)含有非挥发性组分的原油蒸馏过程的塔底馏分，和/或(ii)包含有机化合物如沸点在类别(i)中的残油的沸点范围内的烃的材料。类别(i)的残油是重质石油化合物的复杂混合物，在本领域中另外称为残渣或残留物。常压残油是由原油的常压蒸馏产生的塔底产物，其中最重质蒸馏产物的典型终点标称为650°F(343℃)，并且称为650°F(343℃)残油。本文中的术语“标称”是指合理的专家可能对这些术语的精确分馏点不一致，但不超过+/-100°F(+/-55.6℃)，优选不超过+/-50°F(+/-27.8℃)。减压残油是来自在真空下操作的蒸馏塔的塔底产物，其中最重质蒸馏产物标称可以是1050°F(566℃)，并且称为1050°F(566℃)残油。这种1050°F(566℃)部分含有高浓度的沥青质，其传统上被认为对于蒸汽裂化器是有问题的，导致严重的结垢和装置的潜在腐蚀或侵蚀。真空残油可以有利地与原油和/或轻质原油馏分如常压残油混合，以形成供给本公开内容方法的闪蒸鼓的合适的进料。本公开内容中的类别(ii)残油可包括例如(a)天然或合成聚合物材料，例如聚乙烯、聚丙烯、聚苯乙烯、聚氯乙烯等；(b)源自生物材料(例如木质素、植物废物、藻类废物和食物废物)的生物燃料(例如生物柴油)；(c)生物材料，例如藻类、玉米、大豆；和(d)(a)、(b)和/或(c)中的一种或多种的任何混合物。
本文所用的术语“烃”是指(i)由氢和碳原子组成的任何化合物或(ii)(i)中两种或更多种此类化合物的任何混合物。术语“Cn烃”，其中n是正整数，是指(i)在其分子中包含总数为n的碳原子(一个或多个)的任何烃化合物，或(ii)(i)中两种或更多种此类烃化合物的任何混合物。因此，C2烃可以是乙烷、乙烯、乙炔或这些化合物中的至少两种以任何比例的混合物。"Cm至Cn烃"或"Cm-Cn烃"，其中m和n是正整数且m<n，是指Cm、Cm+1、Cm+2、…、Cn-1、Cn烃中的任一种，或其两种或更多种的任何混合物。因此，"C2至C3烃"或"C2-C3烃"可以是乙烷、乙烯、乙炔、丙烷、丙烯、丙炔、丙二烯、环丙烷中的任一种，和其两种或更多种在组分之间和之中以任何比例的任何混合物。"饱和C2-C3烃"可以是乙烷、丙烷、环丙烷或其两种或更多种以任何比例的任何混合物。“Cn+烃”是指(i)在其分子中包含总数为至少n的碳原子的任何烃化合物，或(ii)在(i)中的两种或更多种此类烃化合物的任何混合物。"Cn-烃"是指(i)在其分子中包含总数至多为n的碳原子的任何烃化合物，或(ii)在(i)中的两种或更多种此类烃化合物的任何混合物。"Cm烃料流"是指基本上由Cm烃(一种或多种)组成的烃料流。"Cm-Cn烃料流"是指基本上由Cm-Cn烃(一种或多种)组成的烃料流。
本文所用的术语“非挥发性组分”是指石油进料的具有通过ASTM D6352-15或D-2887-18测量的至少590℃的标称沸点的馏分。非挥发物包括焦炭前体，其是在蒸气中冷凝和然后在石油进料的热解期间形成焦炭的大的、可冷凝分子。
本文所使用的术语“烯烃产物”是指包括烯烃的产物，优选基本上由烯烃组成的产物。在本公开内容的含义中的烯烃产物可以是例如乙烯料流、丙烯料流、丁烯料流、乙烯/丙烯混合料流等。
本文所使用的术语“基本上由......组成”是指组合物、进料或流出物以至少60重量％，优选至少70重量％，更优选至少80重量％，更优选至少90重量％，还更优选至少95重量％的浓度包含给定组分，基于所讨论的组合物、进料或流出物的总重量。
术语“通道”和“管线”可互换使用，并且是指配置成或适应于分别将气体、液体和/或流化固体进料供入、流入和/或排入导管、经过导管和/或从导管排出的任何导管。例如，可以将组合物供入导管，流过导管，和/或从导管排出，以将组合物从第一位置移动到第二位置。合适的导管可以是或可以包括但不限于管子、软管、导管、管道等。
在本公开内容中，“反应器”包括其中发生预期化学反应以将进料转化为产物混合物的反应容器，和反应容器外围的任何设备，例如进料预处理设备(换热器、压缩机、纯化设备等)、产物混合物处理设备(换热器、压缩机、分离设备，包括但不限于蒸馏塔等)、循环管理设备(换热器、压缩机等)、再沸器、冷凝器、催化剂再生设备、泵(一个或多个)、阀门、测量计等。因此，反应器可以理解为反应器单元或反应器子系统。
本文所使用的“重量％”是指重量百分率，“vol％”是指体积百分率，“mol％”是指摩尔百分率，“ppm”是指份/百万份，“ppm wt”和“wppm”可互换地用于是指按重量计的。本文中的所有浓度均基于所讨论的组合物的总量表示。因此，"石油进料"的各种组分的浓度基于石油进料的总重量表示。本文表示的所有范围应该包括两个端点作为两个具体的实施方案，除非有相反规定或表示。
本文所使用的元素和其族的命名法按照International Union of Pure andApplied Chemistry在1988年后使用的周期表。元素周期表的实例示于F.Albert Cotton等人所编的Advanced Inorganic Chemistry第六版(John Wiley&Sons,Inc.,1999)的封面的内页中。
含烃进料或简称烃进料可以是、可以包括或可以衍生自石油、塑性材料、天然气冷凝物、垃圾填埋气(LFG)、生物气体、煤、生物质、生物基油(bio-based oil)、橡胶或其任何混合物。在某些实施方案中，含烃进料可以包括非挥发性组分。在某些实施方案中，石油可以是或可以包括任何原油或其任何混合物、任何原油馏分或其任何混合物、或任何原油与任何原油馏分的任何混合物。典型的原油包括具有不同碳数和沸点的烃的混合物。因此，通过使用常规的常压蒸馏和真空蒸馏，可以产生一系列具有不同沸点的燃料产物，例如石脑油、汽油、煤油、馏出物和焦油。然而，非常需要将原油中所含的大的烃分子转化为更有价值的更轻质产物，包括但不限于乙烯、丙烯、丁烯等，其可以进一步制成更有价值的产物，例如聚乙烯、聚丙烯、乙烯-丙烯共聚物、丁基橡胶等。
在某些实施方案中，石油可以是或可以包括：原油、常压残油、减压残油、蒸汽裂化瓦斯油和残余物、瓦斯油、加热油、加氢裂化产物、常压管釜塔底物、包括塔底物的真空管釜料流、瓦斯油冷凝物、来自炼油厂的重质非直馏烃料流、真空瓦斯油、重质瓦斯油、石脑油、被原油污染的石脑油、重质残油、C4/残余物掺合物、石脑油/残余物掺合物、烃气体/残余物掺合物、氢气/残余物掺合物、瓦斯油/残余物掺合物或其任何混合物。原油的非限制性实例可以是或可以包括但不限于Tapis、Murban、Arab Light、Arab Medium和/或Arab Heavy。
在某些实施方案中，塑性材料可以是或可以包括但不限于聚对苯二甲酸乙二醇酯(PETE或PET)、聚乙烯(PE)、聚丙烯(PP)、聚氯乙烯(PVC)、聚偏二氯乙烯(PVDC)、聚苯乙烯(PS)、聚碳酸酯(PC)、聚乳酸(PLA)、丙烯酸(PMMA)、缩醛(聚甲醛，POM)、丙烯腈-丁二烯-苯乙烯(ABS)、玻璃纤维、尼龙(聚酰胺，PA)、聚酯(PES)人造丝、聚氧苄基甲基乙二醇酐(胶木)、聚氨酯(PU)、聚环氧化物(环氧树脂)或其任何混合物。橡胶可以是或可以包括天然橡胶、合成橡胶或其混合物。在某些实施方案中，生物气可以经由厌氧消化产生，例如在污水的厌氧消化期间产生的生物气。在某些实施方案中，生物基油可以是或可以包括可以随时间生物学降解的油。在某些实施方案中，生物基油可以经由细菌分解过程和/或通过其它活生物体如酵母、原生动物和/或真菌的酶促生物降解来降解。生物基油可以衍生自植物油，例如菜籽油、蓖麻油、棕榈油、大豆油、向日葵油、玉米油、大麻油或化学合成的酯。在某些实施方案中，生物质可以是或可以包括但不限于，木材，农业残余物如稻草、秸秆、甘蔗渣和绿色农业废物，农产工业废物如甘蔗渣和稻壳，动物废物如牛粪和家禽垃圾，工业废物如来自造纸的黑液、污水、城市固体废物、食品加工废物或其任何混合物。
如果含烃进料包括在室温下为固体的材料，例如塑性材料、生物质、煤炭和/或橡胶，则可以经由众所周知的方法将固体材料减小到任何所需的粒度。例如，如果含烃进料包括固体材料，则可以将固体材料研磨、压碎、粉碎、以别的方式减小成具有任何所需平均粒度的颗粒。在某些实施方案中，固体物质可减小到可为亚微米或从约1μm、约10μm或约50μm到约100μm、约150μm或约200μm的平均粒度。例如，固体材料的平均粒度可以在约75μm至约475μm、约125μm至约425μm、或约175μm至约375μm的范围内。
在某些实施方案中，含烃进料可以包括一种或多种原油或其馏分和一种或多种塑性材料。在某些实施方案中，所述含烃进料可以包括石油和一种或多种塑性材料，基于所述含烃进料的总重量，所述一种或多种塑性材料按1重量％、3重量％、5重量％、7重量％、10重量％或15重量％至20重量％、25重量％、30重量％、35重量％、40重量％或45重量％的量存在。
石油，例如原油或其馏分，可以充当塑性材料的溶剂并使塑性材料的至少一部分溶解在原油或其馏分中。在某些实施方案中，与原油或其馏分混合的塑性材料的至少30重量％、至少40重量％、至少50重量％、至少60重量％、至少70重量％、至少80重量％、至少90重量％、或甚至100重量％可以溶解在原油或其馏分中。因此，在某些实施方案中，当含烃进料包括一种或多种塑性材料时，含烃进料可以呈溶液形式，其中塑性材料均匀地分散在原油或其馏分中。
术语“热解焦油”和“焦油”可互换使用，并且是指(a)具有一种或多种芳族组分的烃的混合物和非必要地，(b)非芳族和/或非烃分子，所述混合物源自于烃热解，其中所述混合物的70重量％在大气压下具有至少290℃的沸点。某些热解焦油具有至少200℃的初沸点。对于某些热解焦油，热解焦油的至少80重量％、至少85重量％或至少90重量％在大气压下具有至少290℃的沸点。所述热解焦油可以包括，例如至少50重量％、至少75重量％或至少90重量％的具有(i)一种或多种芳族组分和(ii)至少15的碳原子数的烃分子(包括其混合物和聚集体)，基于所述热解焦油的重量。热解焦油一般具有1×103ppmw或更低的金属含量，基于所述热解焦油的重量，所述金属含量是比相同平均粘度的原油(或原油组分)中存在的金属量低得多的金属量。术语“蒸汽裂化器焦油”和“SCT”是指由蒸汽裂化获得的热解焦油。术语“生物质热解焦油”是指由生物质的热裂化获得的热解焦油。术语“煤热解焦油”是指由源自煤的烃的热裂化获得的热解焦油。
将热解流出物猝灭
热解流出物和猝灭介质或第一猝灭介质可以混合、共混、组合或以别的方式彼此接触以产生经猝灭流出物或第一经猝灭流出物。在某些实施方案中，当最初与第一猝灭介质接触时，热解流出物可以处于至少750℃，例如775℃至1,100℃的温度。在某些实施方案中，第一经猝灭流出物可以经历一个或多个附加的猝灭阶段，例如间接传热，经由与一种或多种附加的猝灭介质直接接触，或其组合，以产生温度为250℃至350℃，例如300℃的经冷却或经猝灭流出物。可以将经冷却或经猝灭流出物引入一个或多个分离阶段，例如焦油分离鼓，以分离可以包含焦油的塔底料流和可以包含乙烯、丙烯、猝灭油和相对于塔底料流的其它轻质烃的塔顶料流。在某些实施方案中，合适的分离阶段可包括美国专利号8,083,931中公开的那些。
已经令人惊讶和出乎意料地发现，在离开热解反应器时，热解流出物可以与包含焦油的第一部分作为第一猝灭介质的塔底料流的第一部分接触。换言之，第一猝灭介质可以是或可以包括但不限于，从经猝灭流出物获得的塔底料流的第一部分。可以构成第一猝灭介质的至少一部分的包含在塔底料流的第一部分中的焦油可以称为原始焦油或未升级焦油，即，一旦与经猝灭热解流出物分离，未经历任何升级过程(例如加氢处理)的焦油。不希望受到理论的束缚，据信塔底料流的第一部分中的原始焦油可以用作猝灭介质，因为其一部分或馏分在与热解流出物接触时将保持液态。
在某些实施方案中，可以使包含焦油的第二部分的塔底料流的第二部分经历足以产生加氢处理产物的加氢处理条件。可以从加氢处理产物中分离或以别的方式获得加氢处理塔底料流。应当理解，包括焦油的第一部分的塔底料流的第一部分和包括焦油的第二部分的塔底料流的第二部分可以具有相同或基本上相同的组成。
在某些实施方案中，在离开热解反应器时，热解流出物可以与加氢处理塔底料流的至少一部分和包含焦油的第一部分作为第一猝灭介质的塔底料流的第一部分接触。换言之，第一猝灭介质可以是或可以包括但不限于塔底料流的第一部分，其包括焦油的第一部分或塔底料流的第一部分和加氢处理塔底料流的第一部分的混合物。
在某些实施方案中，当第一猝灭介质包含塔底料流的第一部分(其包含焦油的第一部分和加氢处理塔底料流的第一部分)时，所述第一猝灭介质可包含1重量％、5重量％、10重量％、20重量％、30重量％、40重量％或45重量％至55重量％、60重量％、70重量％、80重量％、90重量％、95重量％或99重量％的所述加氢处理塔底料流的第一部分，基于所述塔底料流的第一部分和所述加氢处理塔底料流的第一部分的总重量。在某些其它实施方案中，第一猝灭介质可包含10重量％至90重量％、20重量％至80重量％、30重量％至70重量％、40重量％至60重量％、40重量％至50重量％、45重量％至55重量％或50重量％至60重量％的加氢处理塔底料流的第一部分，基于所述塔底料流的第一部分和所述加氢处理塔底料流的第一部分的总重量。在某些实施方案中，可用于产生第一经猝灭流出物的第一猝灭介质与热解流出物的重量比可以为1:1、1.3:1、1.5:1或1.7：1至2:1、2.5:1、3:1或3.5:1。
包含焦油的第一部分的塔底料流的第一部分可以包含根据ASTM D4294-16e1测量的2重量％、2.5重量％、3重量％或3.5重量％至4重量％、5重量％、6重量％或7重量％的硫。塔底料流的第一部分可具有1g/cm3、1.05g/cm3、1.07g/cm3或1.1g/cm3至1.13g/cm3、1.15g/cm3、1.17g/cm3或1.19g/cm3的密度。密度可以根据ASTM D4052-18a测量。塔底料流的第一部分可以具有1或更低的在15.6℃的API比重。例如，塔底料流的第一部分可以具有-13、-10、-7或-5至-3、-1、0或1的在15.6℃的API比重。API比重可以根据ASTM D4052-18a测量。塔底料流的第一部分的至少75重量％可具有至少300℃、310℃、320℃、325℃、330℃、335℃或340℃的在大气压下的沸点。塔底料流的第一部分的至少25重量％可具有至少490℃、500℃、510℃、515℃、520℃、525℃或530℃的在大气压下的沸点。在某些实施方案中，塔底料流可以具有大于600℃的最终常压沸点。常压沸点可以根据ASTM D2887-18测量。
塔底料流的第一部分可以具有0.6重量％、0.8重量％、1重量％、1.5重量％、2重量％或3重量％至5重量％、6重量％、8重量％或10重量％的25/75溶解度值(25/75SBN)。根据以下程序通过重量分离测量25/75溶解度值。按重量计，将1份样品和10份溶剂混合过夜。然后过滤沉淀的沥青质，用附加的溶剂洗涤，并在120℃的真空烘箱中干燥。不溶物的重量％由干燥后固体沥青质的重量确定。溶剂是包含25重量％的庚烷和75重量％的甲苯的混合物。
塔底料流的第一部分可以具有5％、5.5％或6％至6.5％、7％或7.5％的H-NMR分析。可以根据以下程序测量H-NMR值。在密封的NMR小瓶中称量出已知量的样品，并通过NMR产生质子信号。将这种信号与一组已知的标准样品进行比较，以计算样品的氢百分比。通过提供溶剂并反算样品的氢百分比，可以将样品的粘度降低至小于25cSt。
加氢处理塔底料流可包含小于2重量％、小于1.5重量％、小于1重量％或小于0.7重量％的硫。例如，加氢处理塔底料流可包含0.1重量％、0.3重量％或0.5重量％至0.7重量％、1重量％、1.5重量％或1.7重量％的硫。加氢处理塔底料流可具有0.95g/cm3、0.98g/cm3、1g/cm3、1.05g/cm3、1.07g/cm3或1.1g/cm3的密度。加氢处理塔底料流可以具有小于3或更低的在15.6℃的API比重。例如，加氢处理塔底料流可以具有-10、-5、-3或-2至-1、0、1或2的在15.6℃的API比重。加氢处理塔底料流可具有0重量％、0.3重量％、0.5重量％或0.7重量％至1重量％、1.3重量％、1.5重量％、1.7重量％或2重量％的25/75溶解度值。加氢处理塔底料流可以具有6.5％、7％或7.5％至8％、9％或10％的H-NMR分析。加氢处理塔底料流的至少75重量％可具有至少330℃、340℃、350℃、355℃、360℃、365℃或370℃的在大气压下的沸点。加氢处理塔底料流的至少25重量％可具有至少510℃、520℃、530℃、535℃、540℃、545℃或550℃的在大气压下的沸点。
与加氢处理塔底料流相比，包含焦油的第一部分的塔底料流的第一部分可以具有更大的密度和更大的25/75溶解度值并包含更大量的硫。与加氢处理塔底料流在15.6℃下的API比重相比，塔底料流的第一部分可以具有更大的在15.6℃下的API比重。包含焦油的第一部分的塔底料流的第一部分的H-NMR分析值可小于加氢处理塔底料流的H-NMR分析值。塔底料流的第一部分对于给定比例在大气压下的沸点可以大于对于相同给定比例的加氢处理塔底料流。例如，塔底料流的第一部分的75重量％在大气压下的沸点可大于加氢处理塔底料流的75重量％的沸点。
可能期望在离开热解反应器(例如料流裂化炉的辐射段)时快速冷却热解流出物，以减少期望的产物(例如烯烃)向不太期望的产物(例如烷烃)的转化。因此，在离开热解区时，热解流出物可以与第一猝灭介质接触，例如在猝灭集管内或在进入间接换热器(例如传输管线交换器)的入口内，在100毫秒、150毫秒或200毫秒至300毫秒、500毫秒或800毫秒，例如100毫秒至200毫秒内接触，以产生经猝灭流出物或第一经猝灭流出物。在某些实施方案中，可以通过使热解流出物与第一猝灭介质接触，将热解流出物在猝灭集管内冷却到450℃至550℃的温度。在某些实施方案中，热解流出物可以在猝灭集管内在20毫秒、30毫秒或40毫秒至50毫秒、75毫秒或100毫秒，例如20毫秒至40毫秒内从至少750℃，例如775℃至1,000℃的温度冷却到450℃至550℃的温度。在某些其它实施方案中，热解流出物可以在间接换热器，例如传输管线交换器内冷却到350℃至450℃的温度。在某些实施方案中，热解流出物可以在间接换热器内在100毫秒、150毫秒或200毫秒至300毫秒、500毫秒或800毫秒，例如100毫秒至400毫秒内从至少750℃，例如775℃至1,100℃的温度冷却到450℃至550℃的温度。
在使热解流出物与第一猝灭介质接触以产生第一经猝灭流出物之后，可以通过一个或多个附加的热交换阶段进一步冷却所述第一经猝灭流出物。在某些实施方案中，第一经猝灭流出物可以通过在间接换热器(例如传输管线交换器)中将热从所述第一经猝灭流出物传递到第二猝灭介质(例如水、蒸汽或其混合物)加以冷却。在某些其它实施方案中，可以通过使第一经猝灭流出物与第三猝灭介质(例如在下游分离阶段中从热解流出物分离的猝灭油)接触来冷却所述第一经猝灭流出物。可以使用任何数量的热交换阶段(间接热交换或通过与猝灭介质接触)来产生具有250℃至350℃或275℃至325℃的温度的经猝灭流出物。
已经令人惊讶和出乎意料地发现，当用于经由直接接触冷却热解流出物时，包括塔底料流的第一部分(其包括焦油或塔底料流的第一部分和加氢处理塔底料流的第一部分的混合物)的第一猝灭介质可以提供显著的优点。例如，当与所述热解流出物接触时，第一猝灭介质的至少一部分可以保持在液相中。在某些实施方案中，当与所述热解流出物接触时，猝灭介质的至少2重量％、至少3重量％、至少4重量％或至少5重量％至7重量％、8.5％或10重量％可以保持在液相中。不希望受到理论的束缚，据信猝灭介质的当与所述热解流出物接触时保持在液相中的所述级分或部分可以沿着所述混合物流过其中的猝灭集管、传输管线交换器、导管或其它设备的内壁的表面流动。据信，所述液体级分可以“洗涤”或以其它方式促进任何焦炭沉积物的至少一部分的去除，这可以减少、减轻、延迟或甚至防止由于焦炭沉积引起的结垢。
在某些实施方案中，第一猝灭介质和热解流出物或第一经猝灭流出物的混合物经过间接换热器(例如传输管线交换器)的流动路径可以沿向下的方向。在某些其它实施方案中，第一猝灭介质和热解流出物或第一经猝灭流出物的混合物经过间接换热器的流动路径可以是沿向上的方向。在某些其它实施方案中，第一猝灭介质和热解流出物或第一经猝灭流出物的混合物的流动路径可以沿水平方向或水平和垂直之间的任何方向流过间接换热器，如果流动路径不是水平的，则流动沿向上或向下方向行进。在某些其它实施方案中，第一猝灭介质和热解流出物或第一经猝灭流出物的混合物经过间接换热器的流动路径可以包括向上方向、向下方向和水平方向中的至少两个。
还已经发现，加氢处理塔底料流可以用作基本上非反应性溶剂和氢供体(H-供体)，其可以猝灭热解流出物和/或原始的或非加氢处理的焦油中的反应性物质并减少或防止这样的反应性物质转化成更重质结垢性物质。在某些实施方案中，加氢处理塔底料流可为至少0.3重量％、至少0.5重量％、至少0.7重量％、至少1重量％或至少1.5重量％的可供给氢，基于加氢处理塔底料流的总重量。间接换热器(例如传输管线交换器)内的结垢也可随时间增加压降，这可影响热解流出物产率。因为包含焦油的塔底料流或所述塔底料流和加氢处理塔底料流的混合物可以减少、减轻、延迟或甚至防止由于间接换热器内的焦炭沉积引起的结垢，所以还据信，与使用从初级分馏器回收的猝灭油作为直接接触猝灭介质的常规热解方法相比，优选的热解流出物产率可以保持更长的时期。
加氢处理塔底料流的样品中可供给氢的浓度可以通过以下程序测定。向手套箱中的20mL闪烁瓶中添加2,3-二氯-5,6-二氰基-1,4-苯醌(DDQ，2.7mmol)和约8mL甲苯。在快速搅拌下，将加氢处理塔底料流的样品(约100mg)添加到DDQ的溶液中。然后密封所述小瓶，并在约110℃下加热约1小时，在此期间，沉淀物形成。切断加热，打开所述小瓶，并将在～3mL甲苯中的9,10-二氢蒽(2.7mmol)添加到所述小瓶中。然后密封所述小瓶，并在约110℃下加热约2小时，在此期间，更多沉淀物形成。在2小时后，取得所述混合物的等分试样，滤过玻璃烧料以除去固体残渣，并收回滤出液。通过气相色谱质谱(GCMS)分析滤液的9,10-二氢蒽和蒽的％组成，以确定可由加氢处理塔底料流供给的氢的重量％。两个重复样品的GC分析给出了可供给氢的平均重量％，基于所述加氢处理塔底料流样品的总重量。
还令人惊讶和出乎意料地发现，通过使热解流出物与第一经猝灭流出物接触，经过间接换热器的流动路径的长度相对于常规系统得到显著延长。例如，由含重质烃的进料(例如Murban原油或Murban原油和一种或多种原油馏分的共混物)产生的热解流出物可以在与间接换热器流体连接的猝灭集管内或在进入间接换热器的入口内接触，并且与常规方法相比可以经过间接换热器流过显著更长的流动路径。例如，在由含重质烃进料(例如Murban)生产1,200KTA乙烯的常规蒸汽裂化工艺中使用的传输管线交换器通常具有10m至11.7m的穿过其中的流动路径。相对照而言，当使用如本文所述的第一猝灭介质时，可以使用具有至少10m至18.5m的流动路径的传输管线交换器。因此，与常规方法相比，传输管线交换器的长度可以显著增加，这可以允许经由传输管线交换器从热解流出物中回收更大量的热和允许热解流出物的更大程度的冷却。
通过在与常规方法相比具有这种增加的长度的传输管线交换器中间接猝灭第一经猝灭流出物，可以实现从第一经猝灭流出物传递到第二猝灭介质的热量的显著增加。例如，在首先在传输管线交换器中冷却热解流出物以产生第一经冷却流出物，然后使第一经冷却的流出物与从初级分馏器回收的猝灭油接触的常规蒸汽裂化方法中，当通过蒸汽裂化给定的含烃进料生产约1,200KTA的乙烯时，从热解流出物回收的热量通常能够经由一个或多个涡轮机产生仅至多约135MW至约140MW的功率，同时将热解流出物猝灭至仅625℃至725℃的温度。相对照而言，当使用本文所述的第一猝灭介质时，在第一经猝灭流出物的猝灭期间可回收的热量可足以经由一个或多个涡轮机产生至少150MW、至少175MW、至少200MW、至少225MW或至少240MW的功率，同时当从相同的含烃进料生产约1,200KTA的乙烯时，将热解流出物猝灭至350℃至450℃的温度。
在某些实施方案中，热解流出物可以在猝灭集管内与第一猝灭介质接触以产生第一经冷却流出物。第一经冷却流出物可以处于约475℃至550℃的温度。热可以间接地从第一经冷却流出物传递到第二猝灭介质，例如蒸汽、水或其混合物，以产生第二经猝灭流出物。所述第二经猝灭流出物可以处于约350℃至450℃的温度。在某些实施方案中，第二经猝灭流出物可以与第三猝灭介质(例如在下游加工阶段中从热解流出物分离的猝灭油)接触，以产生第三经猝灭流出物。在某些其它实施方案中，热可以间接地从第二经猝灭流出物传递到第三猝灭介质，例如蒸汽和/或水，以产生第三经猝灭流出物。第三经猝灭流出物可以处于250℃至350℃的温度。可以从第三经猝灭流出物获得塔顶料流和塔底料流。塔顶料流可包括乙烯、丙烯和猝灭油。在某些实施方案中，包含焦油的塔底料流的第一部分可作为第一猝灭介质循环。在某些其它实施方案中，可以将包含焦油的所述塔底料流的第二部分加氢处理以产生加氢处理产物，从中可以获得加氢处理塔底料流，并且还可以将所述加氢处理塔底料流的第一部分循环并构成所述第一猝灭介质的一部分。
在某些其它实施方案中，热解流出物可以在间接换热器(例如传输管线交换器)的入口内与第一猝灭介质接触，以产生第一经冷却流出物。热可以在间接换热器内从第一经冷却流出物间接传递到第二猝灭介质，例如蒸汽、水或其混合物，以产生第二经冷却流出物和经加热的第二猝灭介质。所述第二经猝灭流出物可以处于约350℃至450℃的温度。在某些实施方案中，第二经猝灭流出物可以与第三猝灭介质(例如在下游加工阶段中从热解流出物分离的猝灭油)接触，以产生第三经猝灭流出物。在某些其它实施方案中，热可以间接地从第二经猝灭流出物传递到第三猝灭介质，例如蒸汽和/或水，以产生第三经猝灭流出物。第三经猝灭流出物可以处于250℃至350℃的温度。从所述第三经猝灭流出物，可以从第三经猝灭流出物获得塔顶料流和塔底料流。塔顶料流可包括乙烯、丙烯和猝灭油。在某些实施方案中，包含焦油的塔底料流的第一部分可作为第一猝灭介质循环。在某些其它实施方案中，可以将包含焦油的所述塔底料流的第二部分加氢处理以产生加氢处理产物，从中可以获得加氢处理塔底料流，并且还可以将所述加氢处理塔底料流的第一部分循环并构成所述第一猝灭介质的一部分。
加氢处理塔底料流
塔底料流的第二部分可以经历足以产生加氢处理产物的加氢处理条件，可以从所述加氢处理产物获得加氢处理塔底料流。在某些实施方案中，加氢处理条件可以是或可以包括溶剂辅助焦油转化(“SATC”)方法。加氢处理条件可足以将塔底料流的第一部分中的焦油的至少一部分转化成类似于燃料油的较轻质产物。在某些实施方案中，可能需要进一步升级焦油以增加标准沸点在馏出物范围内的化合物的含量。溶剂辅助焦油转化方法可有效用于在50℃下将粘度从高达约500,000cSt急剧降低至约15cSt，其中硫转化率超过90％。溶剂辅助的焦油转化方法中的主要反应类型可包括但不限于，加氢裂化、加氢脱硫、加氢脱氮、热裂化、氢化、低聚反应或其任何组合。
在某些实施方案中，溶剂辅助的焦油转化方法可包括多阶段烃转化方法，其可包括但不限于，非必要地热浸泡塔底料流的第二部分，在第一加氢处理区中通过使塔底料流的第二部分与至少一种加氢处理催化剂在分子氢和非必要的应用流体存在下在催化加氢处理条件下接触来加氢处理所述塔底料流的第二部分，以将所述塔底料流的至少一部分转化为加氢处理产物。在一个或多个分离阶段中，可以从加氢处理产物中分离包含至少1重量％加氢处理产物的塔顶料流、包含至少20重量％加氢处理产物并具有根据ASTM D7500-15测得的大约120℃至大约480℃的沸点分布的中间馏分料流和包含至少20重量％加氢处理产物的塔底料流。可将所述中间馏分料流的至少一部分循环以用作第一加氢处理区中的应用流体。
在某些实施方案中，加氢处理塔底料流的第二部分可以在第二加氢处理区中如下加以加氢处理：使所述塔底料流与至少一种加氢处理催化剂在分子氢存在下在催化加氢处理条件下接触来加氢处理，以将所述加氢处理塔底料流的第二部分的至少一部分转化为第二加氢处理产物。在一个备选实例中，塔底料流的第一部分的全部可以在第一加氢处理段和第二加氢处理段两者中加以加氢处理，并且可以从中分离加氢处理塔顶馏出物、加氢处理中间馏分和加氢处理塔底料流。多阶段配置提供具有1.5重量％或更低，例如1重量％或更低或0.5重量％或更低的硫含量的第二阶段(或如果使用多于两个加氢处理段，则为最后一段)加氢处理产物，基于第二加氢处理产物的总重量。
在某些实施方案中，第一加氢处理段可包括第一组加氢处理条件。在某些实施方案中，塔底料流的第二部分可以在以下条件下加氢处理：400℃或更低的温度，基于经历第一组加氢处理条件的塔底料流的第二部分的重量，至少0.3hr-1的重时空速(WHSV)、至少6MPa的总压力和在以小于534标准立方米/立方米所述塔底料流的第二部分的速率供应的分子氢存在下。
在某些实施方案中，可使从第一加氢处理产物分离的加氢处理塔底料流的一部分或所述第一加氢处理产物经历第二组加氢处理条件。在某些实施方案中，第二组加氢处理条件可包括在至少200℃的温度，基于第一加氢处理产物或从经历第二加氢处理的所述第一加氢处理产物分离的加氢处理塔底料流的重量，至少0.3hr-1的重时空速(WHSV)、至少6MPa的总压力、和在以至少534标准立方米/立方米所述第一加氢处理产物或从经历焦油加氢处理的所述第一加氢处理产物中分离的加氢处理塔底料流的速率供应的分子氢的存在下加氢处理所述第一加氢处理产物或从所述第一加氢处理产物分离的加氢处理塔底料流。在某些实施方案中，第一加氢处理产物或从第一加氢处理产物中分离的加氢处理塔底料流所经历的WHSV可小于塔底料流的第一部分所经历的WHSV。
在某些实施方案中，第一加氢处理塔底料流的第一部分和/或第二加氢处理塔底料流的第一部分可用于构成第一猝灭介质的一部分。可用于加氢处理包含焦油的塔底料流的第二部分的说明性方法和系统可包括美国专利号9,090,836；9,637,694；和9,777,227；和国际专利申请公开号WO 2018/111574中公开的那些。
含烃进料的热解
含烃进料，例如从分离区获得的气相含烃进料，可以经历许多热解过程中的中任一个以产生热解流出物。在某些实施方案中，热解流出物可以如下制备：蒸汽裂化含烃进料；使所述含烃进料与多个经加热颗粒接触，所述多个经加热颗粒具有足够高的温度以使所述含烃进料的至少一部分能够热解；使所述含烃进料经历焦化过程；或其任何组合。可用于热解含烃进料的热解方法是本领域技术人员公知和理解的。
在某些实施方案中，蒸汽裂化可以在至少一个包括一个或多个辐射段和一个或多个对流段的蒸汽裂化炉中进行。燃烧加热器(例如燃烧器)位于辐射段中，并且来自用燃烧加热器进行的燃烧的烟道气从辐射段行进，经过对流段，然后远离蒸汽裂化炉的烟道气出口。烃进料可以通过间接暴露到对流段中的烟道气中而被预加热。可以将预热的烃进料与蒸汽组合以产生蒸汽裂化器进料。蒸汽裂化器进料可以经历在对流段中的额外预加热。可以将所述预加热的蒸汽裂化器进料转移到辐射段，其中所述蒸汽裂化器进料可以间接暴露于由燃烧器进行的燃烧中。
基于含烃进料和蒸汽的总重量，蒸汽裂化器进料可以包含10重量％至90重量％的量的蒸汽，其余部分包含含烃进料(或基本上由含烃进料组成，或由含烃进料组成)。在某些实施方案中，蒸汽与含烃进料的重量比可以是0.1:1至1:1，例如0.2:1至0.6:1的比例。
蒸汽裂化条件可以包括例如，将含烃进料和蒸汽的混合物暴露于至少400℃的温度(在辐射段中的热解流出物出口处测量)，例如在400℃至900℃的温度和至少0.1巴的压力下，蒸汽裂化停留时间为0.01秒至约5.0秒。在某些实施方案中，含烃进料和蒸汽的混合物可以暴露于足以产生具有至少750℃、至少775℃、至少800℃或至少825℃至850℃、875℃或900℃的温度的热解流出物的温度。在某些其它实施方案中，含烃进料和蒸汽的混合物可以暴露于足以产生具有至少760℃、至少800℃、至少850℃或至少900℃至950℃、1,000℃或1,100℃的温度的热解流出物的温度。
在某些实施方案中，蒸汽裂化方法还可以包括分离区，例如K罐，其可以将加热的含烃进料分离成液相含烃料流和气相含烃料流，其中使所述气相含烃料流经历足以产生热解流出物的热解条件。还已经发现，包括塔底料流的第一部分(其包括焦油的第一部分和/或塔底料流的第一部分和加氢处理塔底料流的第一部分的混合物)的第一猝灭介质可以允许分离区在提高的分馏点温度下操作，这可以实现降低的含烃进料速率，同时仍然产生相同量的所需最终产物，例如乙烯和/或丙烯。因此，猝灭介质可以使增加量的给定含烃进料转化为有价值的产物，例如乙烯和丙烯。在某些实施方案中，含烃进料(例如，ArabianLight)的量可以从常规蒸汽裂化方法中的65重量％增加到至少68重量％、至少70重量％、至少71重量％、至少73重量％、至少75重量％或至少77重量％。在某些实施方案中，蒸汽裂化热解方法中的分离区可以在至少350℃、至少400℃、至少450℃、至少475℃、至少500℃、至少515℃、至少530℃或至少550℃的分馏点温度下操作。在某些实施方案中，合适的蒸汽裂化方法可以包括美国专利号6,419,885；6,632,351；7,090,765；7,097,758；7,138,047；7,220,887；7,235,705；7,244,871；7,247,765；7,297,833；7,311,746；7,312,371；7,351,872；7,488,459；7,578,929；和7,820,035；7,993,435；9,637,694；和9,777,227；和美国专利申请公开号2015/0315494中描述的那些。
在某些其它实施方案中，热解流出物可以通过使含烃进料与多个加热的颗粒接触来产生，所述经加热颗粒具有足够高的温度以使得所述含烃进料的至少一部分能够热解。在某些实施方案中，在将含烃进料进料到热解区之前，可以将所述含烃进料加热，例如经由与加热介质的间接热交换，加热到100℃、150℃、或200℃至300℃、350℃或400℃，例如250℃至300℃的温度。还可以将多个流化颗粒引入、供给或以别的方式进料到热解区中。当进料到热解区中时，多个流化颗粒可以具有第一温度。第一温度可以足够高以使得所述含烃进料的至少一部分在与热解区内的颗粒接触时能够热解。可以从热解区回收热解流出物，并且可以例如经由旋风分离器从其中分离颗粒，并且可以使热解流出物与第一猝灭介质接触以产生第一经猝灭流出物。
在某些其它实施方案中，多个流化颗粒可包括能够在第一温度下氧化分子氢(H2)的过渡金属元素的氧化物。在这一实施例中，使含烃进料的至少一部分与所述颗粒在热解反应区中接触以实现所述含烃进料的至少一部分的热解可以产生可以包括烯烃、氢气和颗粒的热解流出物，其中所述热解流出物中的颗粒中的至少一部分过渡金属元素与进料到热解反应区中的颗粒中的过渡金属元素相比处于还原状态。可以将颗粒与热解流出物分离，在燃烧区中加热和氧化，使得颗粒中的至少一部分过渡金属元素被氧化成与热解流出物中的颗粒中的过渡金属元素相比更高的氧化态，并循环到热解区。利用加热的颗粒热解含烃进料的合适的热解方法可以包括美国专利号3,163,496；4,323,446；4,828,681；5,952,539；6,179,993；和8,361,311；和美国专利申请公开号2012/012581中描述的那些。
焦化过程通常可以分类为延迟焦化或流化床焦化。流化床焦化是一种石油精炼工艺，其中含烃进料通过在升高的反应温度(通常为约480℃至590℃，并且在大多数情况下为500℃至550℃)下的热分解(焦化)而转化为更轻、更有用的产物。流化焦化可以在具有含有热焦炭颗粒的大反应器的单元中进行，所述热焦炭颗粒在所需反应温度下保持在流化条件下，其中在容器塔底注入蒸汽，其中焦炭颗粒的平均移动方向是向下通过所述床。可以将含烃进料加热至可泵送的温度，通常在350℃至400℃的范围内，与雾化蒸汽混合，并经过布置在反应器中的几个连续水平处的多个进料喷嘴进料。可以将蒸汽注入反应器塔底的汽提段中，并且可以向上经过焦炭颗粒，焦炭颗粒下降经过汽提段上方的反应器主体部分中的流化床的致密相。部分进料液体涂覆流化床中的焦炭颗粒，随后裂化成固体焦炭层和作为气体或蒸发液体析出的较轻质产物。反应器压力可以相对较低，以有利于烃蒸气的蒸发，所述烃蒸气从焦化区中的流化床的致密相向上进入稀相，并进入焦化区顶部的旋风分离器，其中大部分夹带的固体在一个或多个旋风分离器中通过离心力与气相分离，并在重力作用下经过旋风分离器浸入管返回到致密流化床。来自反应器的蒸汽和烃蒸气的混合物(热解流出物)随后从旋风分离器气体出口排放到位于焦化区上方的增压室中的洗涤器段中，并通过隔板与其分离。其可以在洗涤器段中通过与在梭道上下降的第一猝灭介质接触而猝灭。泵循环回路可以将冷凝的液体循环到外部冷却器并返回到洗涤器段的顶部梭口行(topshed row)，以提供对猝灭介质的冷却和液体产物的最重级分的冷凝。这种重质级分通常通过进料回到反应器中的焦化区而循环至消失。
在焦化区中形成的焦炭颗粒在反应器中向下通过并经过汽提器段离开反应器容器的塔底，在汽提器段中它们暴露于蒸汽中以除去吸留的烃。来自反应器的固体焦炭(主要由碳与较少量的氢、硫、氮和痕量的钒、镍、铁和源自进料的其它元素组成)穿过汽提器并从反应器容器出来到燃烧器或加热器，其中它在流化床中与空气部分燃烧以将其温度从约480℃升高到700℃以供应吸热焦化反应所需的热量，之后，将热焦炭颗粒的一部分循环到流化床反应区以将热量传递到反应器并充当焦炭形成的核。余量作为焦炭产物取出。净焦炭产率仅为延迟焦化产生的焦炭产率的约65％。
由Exxon Research and Engineering Company开发的FlexicokingTM工艺是流化焦化工艺的变体，其在包括反应器和加热器的单元中操作，但还包括用于通过与空气/蒸汽混合物反应来气化焦炭产物以形成低热值燃料气的气化器。焦炭流从加热器流到气化器，其中通过在缺氧环境中在流化床中添加蒸汽和空气，将除了一小部分焦炭之外的所有焦炭流气化为低BTU气体(～120BTU/标准立方英尺)，以形成包含一氧化碳和氢气的燃料气。在常规的FlexicokingTM配置中，将来自气化器的含有夹带的焦炭颗粒的燃料气体产物送回到加热器，以提供反应器中热裂化所需的大部分热量，同时平衡由加热器中的燃烧提供的反应器热量需求。从加热器中取出少量净焦炭(进料的约1％)以清除系统中的金属和灰分。液体产率和性质与来自流化焦化的那些相当。燃料气体产物在内部旋风分离器中分离后从加热器中取出，所述内部旋风分离器将焦炭颗粒经过其浸入管送回。
FlexicokingTM方法描述于Exxon Research and Engineering Company的专利中，包括例如美国专利号3,661,543；3,759,676；3,816,084；3,702,516；和4,269,696。在美国专利号4,213,848中描述了一种变体，其中通过将来自产物分馏器的轻质烃料流而不是来自加热器的热焦炭颗粒流引入反应器中来满足反应器焦化区的热量需求。另一种变体描述于美国专利号5,472,596中，其使用注入到热焦炭返回管线中的轻质链烷烃料流来产生烯烃。早期的工作提出了具有堆叠配置的单元，但是后面的单元已经迁移到并排布置。在某些实施方案中，另外的焦化工艺可以包括但不限于美国专利号6,860,985；7,914,668；8,101,066；8,147,676；8,496,805；9,139,781；9,670,417；10,400,177；和10,421,915中描述的焦化工艺。
图1描绘了根据一个或多个实施方案的说明性系统100，其用于通过热解将管线101中的含烃进料转化并经由第一猝灭配置将管线125中的热解流出物猝灭。系统100可以包括但不限于，一个或多个热解反应器，例如蒸汽裂化器110，一个或多个分离段(示出四个)120、140、150和180，一个或多个预猝灭段130，一个或多个热交换段(示出两个)135和145，和一个或多个加氢处理段170。
在某些实施方案中，管线101中的含烃进料和经由管线102的蒸汽可以混合、共混、组合或以别的方式接触以产生经由管线103的混合物，其可以在热解反应器110的对流段104内加热以产生经由管线106的经加热混合物。在某些实施方案中，管线101中的含烃进料可以在对流区段104内加热以产生经加热的含烃进料，并且管线102中的蒸汽可以与预加热的含烃进料混合、共混、组合或以别的方式接触以产生其混合物。在某些实施方案中，基于含烃进料和水和/或蒸汽的总重量，管线103中的混合物可以包括约10重量％至约95重量％的水和/或蒸汽。在某些实施方案中，管线106中的经加热混合物可以处于200℃至585℃的温度。经由管线106的经加热混合物可以被引入到第一分离段120中。在某些实施方案中，管线106中的经加热混合物可如美国专利申请公开号2015/0315494中所公开那样制备。
经由管线121的气相料流或“第一气相料流”和经由管线123的液相料流或“第一液相料流”可以从第一分离段120获得。在某些实施方案中，第一分离段120可以在至少350℃、至少400℃、至少450℃、至少475℃、至少500℃、至少515℃、至少530℃或至少550℃的分馏点温度下操作。在某些实施方案中，基于含烃进料的总重量，气相料流可包括管线101中的含烃进料中的烃总量的至少67重量％、至少70重量％、至少73重量％、至少75重量％、至少77重量％、至少80重量％、至少83重量％、至少85重量％、至少87重量％或至少90重量％。在某些实施方案中，第一分离段120可以是或可以包括美国专利号7,138,047；7,090,765；7,097,758；7,820,035；7,311,746；7,220,887；7,244,871；7,247,765；7,351,872；7,297,833；7,488,459；7,312,371；6,632,351；7,578,929；和7,235,705中公开的分离器和/或其它设备。
可以在对流段104中将管线121中的第一气相料流加热至至少400℃的温度，例如约425℃至约825℃的温度，并且可以将经由管线124的经加热混合物引入蒸汽裂化器110的辐射段108以经由管线125产生热解流出物。在某些实施方案中，在将气相料流引入蒸汽裂化器110的辐射段108之前，可以将额外的水和/或蒸汽与管线121中的第一气相料流混合、共混、组合或以别的方式接触。管线125中的热解流出物可以处于至少750℃，例如775℃至1,100℃的温度。在某些实施方案中，管线121中的第一气相料流可根据美国专利第6,419,885号；7,993,435；9,637,694；和9,777,227；和WO公开号WO 2018/111574中公开的方法和系统经历蒸汽裂化。
管线125中的热解流出物可以与管线161中的猝灭介质或第一猝灭介质混合、共混、组合或以别的方式接触，以产生管线131中的经冷却或第一经猝灭流出物。例如，管线125中的热解流出物可以在预猝灭段130内与管线161中的猝灭介质接触，并且可以由其获得经由管线131的经预冷却或第一经猝灭流出物。在某些实施方案中，当最初与管线161中的猝灭介质接触时，管线125中的热解流出物可以处于至少750℃、至少775℃或至少800℃至815℃、825℃或1,100℃的温度。在某些实施方案中，管线131中的第一经猝灭流出物可处于450℃、475℃或500℃至525℃、550℃或575℃的温度。管线125中的热解流出物在离开热解反应器110后可与管线161中的第一猝灭介质在100毫秒、150毫秒或200毫秒至300毫秒、500毫秒或800毫秒，例如100毫秒至200毫秒内接触，以产生管线131中的经预猝灭流出物。在一些实施方案中，预猝灭段130可以是或可以包括猝灭集管，例如美国专利号7,780,843；和8,177,200中公开的那些。在某些实施方案中，管线131中的第一经猝灭流出物中的第一猝灭介质与热解流出物的重量比可以为约1:1、1.3:1、1.5:1或1.7：1至2:1、2.5:1、3:1或3.5:1。
如上所述，管线161中的第一猝灭介质可提供若干令人惊讶的意想不到的益处。例如，猝灭介质的至少3重量％，例如5重量％至7重量％，或10重量％可以保持在液相中并且可以沿着导管、换热器等的内表面流动以除去可以沉积在其上的焦炭，从而显著减少或防止热解流出物或其馏分流过的设备和/或热解流出物或其馏分在其内流过的设备内的结垢。管线161中的猝灭介质还可以允许更长的换热器，例如与常规传输管线交换器相比具有延长的长度的传输管线交换器，与使用猝灭油或其它常规猝灭介质的常规系统相比，其可以允许热解流出物的进一步猝灭和额外热量的回收。管线161中的猝灭介质还可允许分离段120在升高的分馏点温度下操作，这可显著增加管线101中可经由管线121中的气相料流引入蒸汽裂化器110中的含烃进料的量。
可以将经由管线131的第一经猝灭流出物引入到热交换段135中。如所示，可以将经由管线131的第一经猝灭流出物引入到间接换热器，例如传输管线交换器135中。在间接换热器135内，热可以间接地从第一经猝灭流出物传递到第二猝灭介质，例如水、蒸汽或其混合物，其经由管线134引入到间接换热段135以产生经由管线137的第二经猝灭流出物和经由管线138的经加热的第二猝灭介质。
间接换热段135的尺寸可以使得可以从第一经猝灭流出物传递足够的热量以在管线137中产生具有450℃或更低的温度的第二经猝灭流出物。例如，管线137中的第二经猝灭流出物可以处于350℃、360℃或370℃至400℃、425℃或450℃的温度。在某些实施方案中，当由含烃进料生产约1,200KTA的乙烯时，从第一经猝灭流出物传递到第二猝灭介质的热量可足以经由一个或多个涡轮机产生至少150MW、至少175MW、至少200MW、至少225MW或至少240MW的功率，同时将所述第一经猝灭流出物猝灭至350℃至450℃的温度。应当理解，可以从管线138中的经加热的第二猝灭介质产生的功率量可以基于正被处理的含烃进料的量而减少或增加。然而，可由管线138中的第二猝灭介质产生的功率量可显著大于常规蒸汽裂化工艺中的经加热的第二猝灭介质。
在某些实施方案中，当热交换段135包括传输管线交换器时，传输管线交换器可以具有比常规传输管线交换器显著更长的长度。在某些实施方案中，传输管线交换器的长度，即，第一经猝灭流出物穿过传输管线交换器的流动路径的长度，可以是至少10m、至少12m、至少14m、至少16m或至少18m。相对照而言，常规的传输管线交换器通常具有仅10m至11.7m的长度。
可以将管线137中的第二经猝灭流出物和经由管线158的第三猝灭介质(例如猝灭油)混合、共混或以别的方式组合以产生经由管线139的第三经猝灭流出物。管线139中的第三经猝灭流出物可具有250℃至350℃，例如300℃的温度。在某些实施方案中，管线139中的第三经猝灭流出物中的第三猝灭介质与第二经猝灭流出物的重量比可以为0.5:1、0.71或1:1至1.4:1、1.7:1或2:1。
可以将经由管线139的第三经猝灭流出物引入到第二分离段，例如气-液分离器140中。经由管线141的塔底料流或焦油产物和经由管线142的塔顶料流或气相料流可以从第二分离段140排出或以别的方式获得。可以将经由管线142的塔顶馏出物引入到第三热交换段，例如一个或多个间接换热器145中，以产生经冷却的塔顶馏出物，所述冷却的塔顶馏出物可以经由管线146从第三热交换段145排出或以别的方式获得。在某些实施方案中，冷却的塔顶馏出物可以处于150℃、165℃、195℃或220℃至230℃、250℃、270℃、285℃、300℃、315℃、325℃、335℃或350℃的温度。
经由管线147的经冷却的塔顶馏出物可以被引入到第四分离段，例如气-液分离器，如初级分馏器150中。多种产物可以从经冷却的塔顶馏出物中分离并从第四分离段150排出或以别的方式获得。可以在第四分离段190内在管线147中与经冷却的塔顶馏出物分离并从其排出或以别的方式获得的说明性产物可以包括但不限于，经由管线151的猝灭油、经由管线152的瓦斯油、经由管线153的石脑油和经由管线154的塔顶馏出物。可以将塔顶馏出物经由管线154引入到第五分离段中，例如冷却设备组(未示出)，并且可以从中分离各种轻质产物，例如分子氢、乙烯和丙烯。其它产物可包括但不限于，甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等。如上所述，在某些实施方案中，管线151中的至少一部分猝灭油可经由管线158与管线137中的第二经猝灭流出物合并以产生管线139中的第三经猝灭流出物。在某些实施方案中，管线151中的至少一部分猝灭油可以经由管线156从系统100中除去。
返回到管线141中的塔底料流、管线141中的塔底料流的第一部分可以经由管线161作为第一猝灭介质引入至猝灭集管130，并且可以与其中的热解流出物接触以经由管线131产生第一经猝灭流出物。在某些实施方案中，可以经由管线162引入管线141中的塔底料流的第二部分，并且可以经由管线163将分子氢引入到加氢处理段170中。经由管线175的加氢处理产物可以从加氢处理段170排出或以别的方式获得。塔底料流的第二部分可以在加氢处理段170内经历上文讨论的加氢处理条件以经由管线175产生加氢处理产物。
可以将经由管线175的加氢处理产物引入到第四分离段，例如气-液分离器180中。在某些实施方案中，经由管线181的加氢处理塔底料流、经由管线182的中间馏分溶剂和经由管线183的塔顶馏出物(例如分子氢)可以从第四分离段180排出或以别的方式获得。在某些实施方案中，经由管线182的至少一部分中间馏分溶剂可以作为如上所述的应用流体循环至加氢处理单元170。在某些实施方案中，管线181中的加氢处理塔底料流的第一部分可经由管线186引入并与管线161中的塔底料流的第一部分混合以产生所述第一猝灭介质。在某些实施方案中，管线181中的加氢处理塔底料流的第二部分可以从系统100中除去和/或经由管线188引入到一个或多个升级段，例如第二加氢处理段中。
在某些实施方案中，管线123中的塔底料流的至少一部分也可与管线162中的塔底料流的第二部分一起引入到加氢处理段170中以产生管线175中的加氢处理产物。在某些实施方案中，管线123中的塔底料流的至少一部分可从系统100中除去，经由一个或多个另外的工艺升级，或其组合。
图2描绘了根据所述一个或多个实施方案的另一个说明性系统200，其用于通过热解使含烃进料101转化以产生热解流出物125并经由第二猝灭配置将热解流出物猝灭。系统200可以类似于系统100，但是可以包括如所示的第二猝灭配置。更特别地，可以将经由管线125的热解流出物和经由管线161的第一猝灭介质直接引入到第一间接换热器(例如，第一传输管线交换器)的入口中，并且可以将经由管线231的第一经猝灭流出物从其排出或以别的方式获得。虽然未示出，但应当理解，可以将经由管线125的热解流出物和经由管线161的第一猝灭介质引入到如上文参考图1所述的猝灭集管131中。可以将经由管线231的第一经猝灭流出物引入到第二间接换热段，例如第二传输管线交换器235中，并且可以将经由管线237的第二经猝灭流出物从其排出或以别的方式获得。热可以间接地从第一经猝灭流出物传递到经由管线234引入的另一种猝灭介质，以经由管线238产生另一种经加热的猝灭介质。
在某些实施方案中，第一热交换段135和第二热交换段235可以是常规的传输管线换热器。热解流出物和第一猝灭介质的混合物可以经由管线237连续流过第一和第二热交换段135、235以产生第二经猝灭流出物。如所示，热解流出物和第一猝灭介质的混合物可以沿向上方向流过第一热交换段135，并且可以沿向下方向流过第二热交换段235。在某些其它实施方案中，热解流出物和第一猝灭介质的混合物可以沿向下方向流过第一热交换段135，并且可以沿向上方向流过第二热交换段235。在某些其它实施方案中，热解流出物和第一猝灭介质的混合物可以沿向上或向下方向流过第一热交换段和第二热交换段。管线237中的第二经猝灭流出物可以如参考图1所述那样进一步加工。
图3描绘了根据一个或多个实施方案的另一个说明性系统300，其用于通过热解使管线101中的含烃进料转化以产生管线125中的热解流出物并经由第三猝灭配置将所述热解流出物猝灭。系统300可以类似于系统100，但是可以包括如所示的第三猝灭配置。更具体地，不是使管线137中的第二经猝灭流出物与管线158中的猝灭油接触，而是可以将经由管线137的第二经猝灭流出物引入到间接换热段310中以产生经由管线339的第三经猝灭流出物。管线339中的第三经猝灭流出物可以如参考图1所述那样进一步加工。
图4描绘了根据一个或多个实施方案的另一个说明性系统400，其用于通过热解使管线101中的含烃进料转化以产生经由管线125的热解流出物并经由第四猝灭配置将所述热解流出物猝灭。系统400可以类似于系统100，但是可以包括如所示的第四猝灭配置。更具体地，第一热交换段135可以经取向使得经由管线131引入其中的第一经猝灭流出物沿向下方向流过第一热交换段135。系统300还可以包括上文参考图3所述的间接换热段310，其可以冷却管线137中的第二经猝灭流出物以经由管线439产生第三经猝灭流出物。然而，在某些其它实施方案中，可以使经由图1中所述的管线158的第三猝灭介质与第二经猝灭流出物接触以经由管线139产生第三经猝灭流出物。管线439或139中的第三经猝灭流出物可以如上文参考图1所述那样进一步加工。
实施方案的列表
本公开内容可以进一步包括以下非限制性实施方案。
A1.流出物的猝灭方法，包括：(I)使热解流出物和第一猝灭介质接触以产生第一经猝灭流出物；和(II)从所述第一经猝灭流出物获得包含焦油的塔底料流和包含乙烯和丙烯的塔顶料流，其中所述第一猝灭介质包含所述塔底料流的第一部分，所述塔底料流的第一部分包含所述焦油的第一部分。
A2.A1的方法，还包括：(III)加氢处理包含所述焦油的第二部分的塔底料流的第二部分以产生加氢处理产物；(IV)从所述加氢处理产物获得加氢处理塔底料流；和(IV)使所述加氢处理塔底料流的至少一部分与塔底料流的第一部分接触以产生所述第一猝灭介质。
A3.A1或A2的方法，其中当与所述热解流出物混合时，所述第一猝灭介质的至少3重量％保持在液相中。
A4.A1-A3中任一个的方法，其中所述热解流出物和所述第一猝灭介质流过间接换热器，和其中所述液相中的所述第一猝灭介质沿着所述间接换热器的内壁的表面流动。
A5.A4的方法，其中所述间接换热器包括传输管线交换器。
A6.A4或A5的方法，其中所述热解流出物和所述第一猝灭介质沿向下方向流过间接换热器。
A7.A4或A5的方法，其中所述热解流出物和所述第一猝灭介质沿向上方向流过间接换热器。
A8.A2至A7中任一个的方法，其中所述第一猝灭介质包含约10重量％至约90重量％的所述加氢处理塔底料流，基于所述加氢处理塔底料流和所述塔底料流的第一部分的总重量。
A9.A2至A8中任一个的方法，其中所述第一猝灭介质包含约40重量％至约60重量％的所述加氢处理塔底料流，基于所述加氢处理塔底料流和所述塔底料流的第一部分的总重量。
A10.A1至A9中任一个的方法，其中：使所述热解流出物和所述第一猝灭介质在猝灭集管内或在间接换热器的入口内接触，所述热解流出物具有至少750℃的温度，当与所述热解流出物接触时，所述第一猝灭介质的至少3重量％保持在液相中，和在液相中的所述第一猝灭介质的至少一部分沿着所述猝灭集管的内壁的表面或沿着所述间接换热器的内壁的表面流动。
A11.A1至A10中任一个的方法，其中步骤(I)进一步包括将热从所述第一经猝灭流出物间接传递到第二猝灭介质以产生第二经猝灭流出物和经加热的第二猝灭介质，其中所述塔底料流从所述第二经猝灭流出物获得。
A12.A11的方法，其中：所述热解流出物具有至少750℃的温度，所述第一经猝灭流出物具有475℃至550℃的温度，和所述第二经猝灭流出物具有小于450℃的温度。
A13.A11或A12的方法，其中传递至所述第二猝灭介质的热量足以经由涡轮机产生至少150MW的功率。
A14.A11至A13中任一个的方法，其中步骤(I)进一步包括使所述第二经猝灭流出物与第三猝灭介质接触以产生第三经猝灭流出物，其中所述塔底料流从所述第三经猝灭流出物获得。
A15.A14的方法，其中：所述热解流出物具有至少750℃的温度，所述第一经猝灭流出物具有475℃至550℃的温度，所述第二经猝灭流出物具有350℃至450℃的温度，和所述第三经猝灭流出物具有250℃至350℃的温度。
A16.A15的方法，其中所述塔顶料流还包含猝灭油，其中步骤(II)还包括获得包含所述乙烯和所述丙烯的加工气体料流和包含所述猝灭油的猝灭油料流，和其中所述第三猝灭介质包含所述猝灭油料流的至少一部分。
A17.A2至A16中任一个的方法，其中步骤(III)中的加氢处理包括：如下在第一加氢处理区中加氢处理所述塔底料流的第二部分：在第一催化加氢处理条件下使塔底料流的第二部分与至少一种第一加氢处理催化剂和分子氢接触以将所述塔底料流的第二部分转化为加氢处理产物；从所述第一加氢处理产物获得：(i)包含至少1重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理塔顶料流；(ii)包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理中间馏分料流；和(iii)加氢处理塔底料流，其中所述加氢处理塔底料流包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物，其中使所述加氢处理塔底料流的第一部分与所述塔底料流的第一部分接触以产生所述第一猝灭介质。
A18.A17的方法，还包括在第二加氢处理区中如下加氢处理所述加氢处理塔底料流的第二部分：使所述加氢处理塔底料流的第二部分与至少一种第二加氢处理催化剂在分子氢存在下在第二催化加氢处理条件下接触，以将所述加氢处理塔底料流的第二部分的至少一部分转化为第二加氢处理产物，其中所述第二加氢处理产物包含少于5,000wppm的硫。
A19.A17或A18的方法，其中所述加氢处理塔底料流包含至少0.5重量％的可供给氢，基于所述加氢处理塔底料流的总重量。
A20.A17至A19中任一个的方法，其中所述加氢处理塔底料流的至少75重量％具有至少350℃的在大气压下的沸点，和所述加氢处理塔底料流的至少25重量％具有至少530℃的在大气压下的沸点。
A21.A2至A20中任一个的方法，其中所述加氢处理塔底料流包含小于1.5重量％的硫，和具有至少1g/cm3的密度、15.6℃下小于5的API比重和0重量％至2重量％的25/75溶解度值。
A22.A1至A21中任一个的方法，其中包含所述焦油的第一部分的所述塔底料流的第一部分包含至少2.5重量％的硫，具有至少1.05g/cm3的密度，15.6℃下小于0的API比重，和0.8重量％至10重量％的25/75溶解度值。
A23.A2至A22中任一个的方法，其中与所述加氢处理塔底料流相比，包含所述焦油的第一部分的所述塔底料流的第一部分具有更大的密度和更大的25/75溶解度值并含有更大量的硫。
A24.A2至A23中任一个的方法，其中与加氢处理塔底料流相比，包含所述焦油的第一部分的所述塔底料流的第一部分在15.6℃下的API比重大于在15.6℃下的API比重。
A25.A1至A24中任一个的方法，其中所述热解流出物如下制备：(a)将含烃进料蒸汽裂化，(b)使含烃进料与多个经加热颗粒接触，所述多个经加热颗粒具有足够高的温度以使得所述含烃进料的至少一部分能够热解；(c)使含烃进料经历焦化过程；或(d)它们的组合。
A26.A1至A25中任一个的方法，其中所述含烃进料包含残油。
A27.A1至A26中任一个的方法，其中所述烃进料包含一种或多种塑性材料。
A28.A1至A27中任一个的方法，其中所述烃进料包含原油或其馏分。
B1.流出物的猝灭方法，包括：(I)从包含蒸汽和含烃进料的经加热混合物获得气相产物和液相产物；(II)蒸汽裂化所述气相产物以产生热解流出物；(III)使具有第一温度的所述热解流出物与第一猝灭介质接触以产生具有第二温度的第一经猝灭流出物；(IV)将热从所述第一经猝灭流出物间接传递到第二猝灭介质，以产生具有第三温度的第二经猝灭流出物和经加热的第二猝灭介质；(V)将热从所述第二经猝灭流出物间接传递到第三猝灭介质或使所述第二经猝灭流出物与第三猝灭介质接触以产生具有第四温度的第三经猝灭流出物；(VI)从所述第三经猝灭流出物获得包含焦油的塔底料流和包含乙烯、丙烯和猝灭油的塔顶料流；和(VI)将包含焦油的所述塔底料流的第一部分循环为第一猝灭介质。
B2.B1的方法，还包括：(VII)加氢处理包含所述焦油的第二部分的塔底料流的第二部分以产生加氢处理产物；和(VIII)将所述加氢处理产物的第一部分循环以提供所述第一猝灭介质的一部分。
B3.B2的方法，其中在接触所述热解流出物之前，使所述塔底料流的第一部分和所述加氢处理产物的第一部分彼此接触以产生混合物。
B4.B2或B3的方法，其中所述第一猝灭介质包含约10重量％至约90重量％的所述加氢处理产物的第一部分，基于所述塔底料流的第一部分和所述加氢处理产物的第一部分的总重量。
B5.B2至B4中任一个的方法，其中步骤(VII)中的加氢处理包括：如下在第一加氢处理区中加氢处理所述塔底料流的第二部分：在第一催化加氢处理条件下使塔底料流的第二部分与至少一种第一加氢处理催化剂和分子氢接触以将所述塔底料流的第二部分转化为加氢处理产物；从所述第一加氢处理产物获得：(i)包含至少1重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理塔顶料流；(ii)包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理中间馏分料流；和(iii)加氢处理塔底料流，其中所述加氢处理塔底料流包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物，其中循环作为所述第一猝灭介质的所述加氢处理产物的第一部分包含所述加氢处理塔底料流的第一部分。
B6.B1至B5中任一个的方法，其中传递至所述第二猝灭介质的热量足以经由一个或多个涡轮机产生至少150MW的功率。
B7.B1至B6中任一个的方法，还包括：(IX)从所述塔顶料流获得包含所述乙烯和所述丙烯的加工气体料流和包含所述猝灭油的猝灭油料流，其中使所述第二经猝灭流出物与第三猝灭介质接触以产生第三经猝灭流出物，和其中所述第三猝灭介质包含所述猝灭油料流的至少一部分。
B8.B1至B7中任一个的方法，其中当与所述热解流出物接触时，所述第一猝灭介质的至少3重量％保持在液相中。
B9.B8的方法，其中在步骤(IV)中，第一经猝灭流出物流过间接换热器以间接地从其传递热，和其中所述液相中的所述第一猝灭介质沿着间接换热器的内壁的表面流动。
B10.B9的方法，其中所述间接换热器包括传输管线交换器。
B11.B9或B10的方法，其中所述第一经猝灭流出物沿向下方向流过间接换热器。
B12.B9或B10的方法，其中所述第一经猝灭流出物沿向上方向流过间接换热器。
B13.B2至B12中任一个的方法，其中所述第一猝灭介质包含约40重量％至约60重量％的所述加氢处理产物，基于所述加氢处理产物和所述塔底料流的总重量。
B14.B1至B13中任一个的方法，其中所述含烃进料包含残油。
B15.B1至B14中任一个的方法，其中所述烃进料包含一种或多种塑性材料。
B16.B1至B15中任一个的方法，其中所述烃进料包含原油或其馏分。
B17.B2至B16中任一个的方法，其中所述加氢处理塔底料流包含小于1.5重量％的硫，和具有至少1g/cm3的密度、15.6℃下小于5的API比重和0重量％至2重量％的25/75溶解度值。
B18.B1至B17中任一个的方法，其中包含所述焦油的第一部分的所述塔底料流的第一部分包含至少2.5重量％的硫，具有至少1.05g/cm3的密度，15.6℃下小于0的API比重，和0.8重量％至10重量％的25/75溶解度值。
C1.通过热解将含烃进料转化的系统，包括：(i)第一气-液分离器，其适应于接收含烃进料，将所述含烃进料分离成第一气相烃料流和第一液相烃料流，排出所述第一气相烃料流，和排出所述第一液相烃料流；(ii)热解反应器，其适应于接收所述第一气相烃料流，加热所述第一气相烃料流以实现所述第一气相烃料流的至少一部分的热解，和排出热解流出物料流；(iii)猝灭段，其适应于接收所述热解流出物料流，猝灭所述热解流出物料流，和排出经猝灭热解流出物料流；(iv)第二气-液分离器，其适应于接收所述经猝灭热解流出物料流，分离所述经猝灭热解流出物料流以获得包含烯烃的第二气相烃料流和包含焦油的第二液相烃料流，排出所述第二气相烃料流，和排出所述第二液相烃料流；和(v)第一导管，其适应于将包含焦油的第一部分的所述第二液相烃料流的第一部分输送到所述猝灭段，使得所述第二液相烃料流的第一部分与所述热解流出物接触以产生包含所述第二液相烃料流的第一部分和所述热解流出物的混合物。
C2.C1的系统，还包括：(vi)加氢处理单元，其适应于接收包含焦油的第二部分的所述第二液相烃料流的第二部分和非必要地，所述第一液相烃料流的至少一部分，在加氢处理条件下加氢处理所述第二液相烃料流的第二部分和非必要地，所述第一液相烃料流的至少一部分以产生加氢处理产物，和排出所述加氢处理产物；(vii)分离器，其适应于分离包含至少1重量％所述加氢处理产物的加氢处理塔顶料流、包含至少20重量％所述加氢处理产物的加氢处理中间馏分料流；和包含至少20重量％所述加氢处理产物的加氢处理塔底料流；(viii)第二导管，其适应于将所述加氢处理塔底料流的至少一部分从所述分离器转移到所述猝灭段，使得所述加氢处理塔底料流与所述热解流出物接触以产生包含所述第二液相烃料流的第一部分、所述热解流出物和所述加氢处理塔底料流的混合物。
C3.C2的系统，其中所述第一导管和所述第二导管流体连通，使得包含含有所述焦油的第一部分的所述塔底料流的第一部分和所述加氢处理塔底料流的至少一部分的混合物在接触所述热解流出物之前接触，以产生包含所述第二液相烃料流的第一部分、所述热解流出物和所述加氢处理塔底料流的混合物。
C4.C1至C3中任一个的系统，其中所述猝灭段包括传输管线交换器，和其中所述传输管线交换器适应于将热从所述热解流出物料流传递到猝灭介质，所述热量足以经由一个或多个涡轮机产生至少150MW的功率。
C5.C1至C4中任一个的系统，其中所述加氢处理单元适应于在足以产生第一加氢处理产物的加氢处理条件下操作，和其中所述第一加氢处理产物具有至少0.5重量％的可供给氢浓度，基于所述加氢处理产物的总重量。
C6.C1至C5中任一个的系统，其中所述猝灭段包括间接换热器，所述间接换热器具有穿过其中的流动路径，使得包含所述第二液相烃料流的第一部分和所述热解流出物的混合物或包含所述第二液相烃料流的第一部分、所述热解流出物和所述加氢处理塔底料流的混合物向下流过所述间接换热器。
上面已经定义了各种术语。如果权利要求中使用的术语没有在上面限定，则应该为它赋予最宽的定义，因为相关领域人员已经知道所述术语反映在至少一篇印刷的出版物或发布的专利中。另外，本申请中引用的所有专利、试验程序和其它文献在此公开物与本发明一致并且针对允许这种引入的所有权限的程度上充分引入供参考。
虽然上述内容涉及本发明的实施方案，但是可以在不脱离本发明基本范围的情况下设计本发明的其它和另外的实施方案，并且本发明的范围由随后的权利要求确定。
Claims (27)
1.流出物的猝灭方法，包括：
(I)使热解流出物和第一猝灭介质接触以产生第一经猝灭流出物；和
(II)从所述第一经猝灭流出物获得包含焦油的塔底料流和包含乙烯和丙烯的塔顶料流，其中所述第一猝灭介质包含所述塔底料流的第一部分，所述塔底料流的第一部分包含所述焦油的第一部分。
2.权利要求1的方法，还包括：
(III)加氢处理包含所述焦油的第二部分的塔底料流的第二部分以产生加氢处理产物；
(IV)从所述加氢处理产物获得加氢处理塔底料流；和
(IV)使所述加氢处理塔底料流的至少一部分与所述塔底料流的第一部分接触以产生所述第一猝灭介质。
3.权利要求1或2的方法，其中当与所述热解流出物混合时，所述第一猝灭介质的至少3重量％保持在液相中。
4.权利要求1至3中任一项的方法，其中所述热解流出物和所述第一猝灭介质流过间接换热器，和其中所述液相中的所述第一猝灭介质沿着所述间接换热器的内壁的表面流动。
5.权利要求4的方法，其中所述间接换热器包括传输管线交换器，和其中所述热解流出物和所述第一猝灭介质沿向下方向、向上方向或这两者流过所述间接换热器。
6.权利要求2至5中任一项的方法，其中所述第一猝灭介质包含约10重量％至约90重量％的所述加氢处理塔底料流，基于所述加氢处理塔底料流和所述塔底料流的第一部分的总重量。
7.权利要求1至6中任一项的方法，其中：
使所述热解流出物和所述第一猝灭介质在猝灭集管内或在间接换热器的入口内接触，
所述热解流出物具有至少750℃的温度，
当与所述热解流出物接触时，所述第一猝灭介质的至少3重量％保持在液相中，和
在液相中的所述第一猝灭介质的至少一部分沿着所述猝灭集管的内壁的表面或沿着所述间接换热器的内壁的表面流动。
8.权利要求1至7中任一项的方法，其中步骤(I)进一步包括将热从所述第一经猝灭流出物间接传递到第二猝灭介质以产生第二经猝灭流出物和经加热的第二猝灭介质，其中所述塔底料流从所述第二经猝灭流出物获得。
9.权利要求8的方法，其中：
所述热解流出物具有至少750℃的温度，
所述第一经猝灭流出物具有475℃至550℃的温度，和
所述第二经猝灭流出物具有小于450℃的温度。
10.权利要求8或9的方法，其中传递至所述第二猝灭介质的热量足以经由涡轮机产生至少150MW的功率。
11.权利要求9或10的方法，其中步骤(I)进一步包括使所述第二经猝灭流出物与第三猝灭介质接触以产生第三经猝灭流出物，其中所述塔底料流从所述第三经猝灭流出物获得。
12.权利要求11的方法，其中：
所述热解流出物具有至少750℃的温度，
所述第一经猝灭流出物具有475℃至550℃的温度，
所述第二经猝灭流出物具有350℃至450℃的温度，和
所述第三经猝灭流出物具有250℃至350℃的温度。
13.权利要求12的方法，其中所述塔顶料流还包含猝灭油，其中步骤(II)还包括获得包含所述乙烯和所述丙烯的加工气体料流和包含所述猝灭油的猝灭油料流，和其中所述第三猝灭介质包含所述猝灭油料流的至少一部分。
14.权利要求2至13中任一项的方法，其中步骤(III)中的加氢处理包括：
如下在第一加氢处理区中加氢处理所述塔底料流的第二部分：在第一催化加氢处理条件下使塔底料流的第二部分与至少一种第一加氢处理催化剂和分子氢接触以将所述塔底料流的第二部分转化为加氢处理产物；
从第一加氢处理产物获得：
(i)包含至少1重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理塔顶料流；
(ii)包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理中间馏分料流；和
(iii)加氢处理塔底料流，其中所述加氢处理塔底料流包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物，其中使所述加氢处理塔底料流的第一部分与所述塔底料流的第一部分接触以产生所述第一猝灭介质。
15.权利要求14的方法，其中所述加氢处理塔底料流包含至少0.5重量％的可供给氢，基于所述加氢处理塔底料流的总重量。
16.权利要求2至15中任一项的方法，其中包含所述焦油的第一部分的所述塔底料流的第一部分包含至少2.5重量％的硫，具有至少1.05g/cm3的密度、15.6℃下小于0的API比重和0.8重量％至10重量％的25/75溶解度值，和其中所述加氢处理塔底料流包含小于1.5重量％的硫，和具有至少1g/cm3的密度、15.6℃下小于5的API比重，和0重量％至2重量％的25/75溶解度值。
17.权利要求1至16中任一项的方法，其中所述热解流出物如下制备：
(a)将含烃进料蒸汽裂化，
(b)使含烃进料与多个经加热颗粒接触，所述多个经加热颗粒具有足够高的温度以使得所述含烃进料的至少一部分能够热解；
(c)使含烃进料经历焦化过程；
(d)它们的组合。
18.流出物的猝灭方法，包括：
(I)从包含蒸汽和含烃进料的经加热混合物获得气相产物和液相产物；
(II)蒸汽裂化所述气相产物以产生热解流出物；
(III)使具有第一温度的所述热解流出物与第一猝灭介质接触以产生具有第二温度的第一经猝灭流出物；
(IV)将热从所述第一经猝灭流出物间接传递到第二猝灭介质，以产生具有第三温度的第二经猝灭流出物和经加热的第二猝灭介质；
(V)将热从所述第二经猝灭流出物间接传递到第三猝灭介质或使所述第二经猝灭流出物与第三猝灭介质接触以产生具有第四温度的第三经猝灭流出物；
(VI)从所述第三经猝灭流出物获得包含焦油的塔底料流和包含乙烯、丙烯和猝灭油的塔顶料流；和
(VI)将包含焦油的所述塔底料流的第一部分循环为第一猝灭介质。
19.权利要求18的方法，还包括：
(VII)加氢处理包含所述焦油的第二部分的塔底料流的第二部分以产生加氢处理产物；和
(VIII)将所述加氢处理产物的第一部分循环以提供所述第一猝灭介质的一部分。
20.权利要求19的方法，其中在接触所述热解流出物之前，使所述塔底料流的第一部分和所述加氢处理产物的第一部分彼此接触以产生混合物。
21.权利要求19或20的方法，其中所述第一猝灭介质包含约10重量％至约90重量％的所述加氢处理产物的第一部分，基于所述塔底料流的第一部分和所述加氢处理产物的第一部分的总重量。
22.权利要求19至21中任一项的方法，其中步骤(VII)中的加氢处理包括：
如下在第一加氢处理区中加氢处理所述塔底料流的第二部分：在第一催化加氢处理条件下使塔底料流的第二部分与至少一种第一加氢处理催化剂和分子氢接触以将所述塔底料流的第二部分转化为加氢处理产物；
从所述第一加氢处理产物获得：
(i)包含至少1重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理塔顶料流；
(ii)包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物的加氢处理中间馏分料流；和
(iii)加氢处理塔底料流，其中所述加氢处理塔底料流包含至少20重量％的所述第一加氢处理产物，其中循环作为所述第一猝灭介质的所述加氢处理产物的第一部分包含所述加氢处理塔底料流的第一部分。
23.权利要求18至22中任一项的方法，其中当与所述热解流出物接触时，所述第一猝灭介质的至少3重量％保持在液相中。
24.权利要求23的方法，其中在步骤(IV)中，所述第一经猝灭流出物流过间接换热器以间接地从其传递热，和其中所述液相中的所述第一猝灭介质沿着所述间接换热器的内壁的表面流动，和其中所述第一经猝灭流出物沿向下方向、向上方向或这两者流过所述间接换热器。
25.权利要求18至24中任一项的方法，其中所述第一猝灭介质包含约40重量％至约60重量％的所述加氢处理产物，基于所述加氢处理产物和所述塔底料流的总重量。
26.通过热解将含烃进料转化的系统，包括：
(i)第一气-液分离器，其适应于接收含烃进料，将所述含烃进料分离成第一气相烃料流和第一液相烃料流，排出所述第一气相烃料流，和排出所述第一液相烃料流；
(ii)热解反应器，其适应于接收所述第一气相烃料流，加热所述第一气相烃料流以实现所述第一气相烃料流的至少一部分的热解，和排出热解流出物料流；
(iii)猝灭段，其适应于接收所述热解流出物料流，猝灭所述热解流出物料流，和排出经猝灭热解流出物料流；
(iv)第二气-液分离器，其适应于接收所述经猝灭热解流出物料流，分离所述经猝灭热解流出物料流以获得包含烯烃的第二气相烃料流和包含焦油的第二液相烃料流，排出所述第二气相烃料流，和排出所述第二液相烃料流；和
(v)第一导管，其适应于将包含焦油的第一部分的所述第二液相烃料流的第一部分输送到所述猝灭段，使得所述第二液相烃料流的第一部分与所述热解流出物接触以产生包含所述第二液相烃料流的第一部分和所述热解流出物的混合物。
27.权利要求26的系统，还包括：
(vi)加氢处理单元，其适应于接收包含焦油的第二部分的所述第二液相烃料流的第二部分和非必要地，所述第一液相烃料流的至少一部分，在加氢处理条件下加氢处理所述第二液相烃料流的第二部分和非必要地，所述第一液相烃料流的至少一部分以产生加氢处理产物，和排出所述加氢处理产物；
(vii)分离器，其适应于分离包含至少1重量％所述加氢处理产物的加氢处理塔顶料流、包含至少20重量％所述加氢处理产物的加氢处理中间馏分料流；和包含至少20重量％所述加氢处理产物的加氢处理塔底料流；
(viii)第二导管，其适应于将所述加氢处理塔底料流的至少一部分从所述分离器转移到所述猝灭段，使得所述加氢处理塔底料流与所述热解流出物接触以产生包含所述第二液相烃料流的第一部分、所述热解流出物和所述加氢处理塔底料流的混合物。
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201962929326P | 2019-11-01 | 2019-11-01 | |
| US62/929,326 | 2019-11-01 | ||
| EP20151752.1 | 2020-01-14 | ||
| EP20151752 | 2020-01-14 | ||
| PCT/US2020/051090 WO2021086509A1 (en) | 2019-11-01 | 2020-09-16 | Processes and systems for quenching pyrolysis effluents |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114929840A true CN114929840A (zh) | 2022-08-19 |
Family
ID=72717911
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202080083256.7A Pending CN114929840A (zh) | 2019-11-01 | 2020-09-16 | 猝灭热解流出物的方法和系统 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20240110110A1 (zh) |
| CN (1) | CN114929840A (zh) |
| TW (1) | TW202134417A (zh) |
| WO (1) | WO2021086509A1 (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023114633A1 (en) * | 2021-12-16 | 2023-06-22 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Steam cracking furnace and process |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5215649A (en) * | 1990-05-02 | 1993-06-01 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method for upgrading steam cracker tars |
| US20140061100A1 (en) * | 2012-08-31 | 2014-03-06 | James R. Lattner | Process for Reducing the Asphaltene Yield and Recovering Waste Heat in a Pyrolysis Process by Quenching with a Hydroprocessed Product |
| WO2019164673A1 (en) * | 2018-02-23 | 2019-08-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon pyrolysis processes |
Family Cites Families (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3163496A (en) | 1961-03-08 | 1964-12-29 | Exxon Research Engineering Co | Hydrocarbon conversion process |
| US3661543A (en) | 1969-11-26 | 1972-05-09 | Exxon Research Engineering Co | Fluid coking process incorporating gasification of product ore |
| US3702516A (en) | 1970-03-09 | 1972-11-14 | Exxon Research Engineering Co | Gaseous products of gasifier used to convey coke to heater |
| US3816084A (en) | 1970-04-16 | 1974-06-11 | Exxon Research Engineering Co | Cokeless coker with recycle of coke from gasifier to heater |
| US3759676A (en) | 1971-01-22 | 1973-09-18 | Exxon Research Engineering Co | Integrated fluid coking gasification process |
| US4213848A (en) | 1978-07-27 | 1980-07-22 | Exxon Research & Engineering Co. | Fluid coking and gasification process |
| US4323446A (en) | 1979-08-30 | 1982-04-06 | Hydrocarbon Research, Inc. | Multi-zone coal conversion process using particulate carrier material |
| US4269696A (en) | 1979-11-08 | 1981-05-26 | Exxon Research & Engineering Company | Fluid coking and gasification process with the addition of cracking catalysts |
| US4828681A (en) | 1984-12-24 | 1989-05-09 | Exxon Research & Engineering Company | Process of thermally cracking hydrocarbons using particulate solids as heat carrier |
| US5472596A (en) | 1994-02-10 | 1995-12-05 | Exxon Research And Engineering Company | Integrated fluid coking paraffin dehydrogenation process |
| CN1214076A (zh) | 1996-02-22 | 1999-04-14 | 埃克森化学专利公司 | 从残油或其它重油中获得烯烃的方法 |
| EP1136541B1 (en) | 1997-06-10 | 2004-08-04 | ExxonMobil Chemical Patents Inc. | Internally finned U-shaped radiant coil |
| 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 |
| US8147676B2 (en) | 2001-12-04 | 2012-04-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Delayed coking process |
| US6860985B2 (en) | 2001-12-12 | 2005-03-01 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for increasing yield in coking processes |
| US7138047B2 (en) | 2002-07-03 | 2006-11-21 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks |
| US7090765B2 (en) | 2002-07-03 | 2006-08-15 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for cracking hydrocarbon feed with water substitution |
| US7097758B2 (en) | 2002-07-03 | 2006-08-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Converting mist flow to annular flow in thermal cracking application |
| EP1727877B1 (en) | 2004-03-22 | 2012-04-04 | ExxonMobil Chemical Patents Inc. | Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks |
| US7488459B2 (en) | 2004-05-21 | 2009-02-10 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Apparatus and process for controlling temperature of heated feed directed to a flash drum whose overhead provides feed for cracking |
| 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 |
| US7247765B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-07-24 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Cracking hydrocarbon feedstock containing resid utilizing partial condensation of vapor phase from vapor/liquid separation to mitigate fouling in a flash/separation vessel |
| US7220887B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-05-22 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process and apparatus for cracking hydrocarbon feedstock containing resid |
| US7311746B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-12-25 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Vapor/liquid separation apparatus for use in cracking hydrocarbon feedstock containing resid |
| US7297833B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-11-20 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Steam cracking of light hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors |
| US7312371B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-12-25 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors |
| US7351872B2 (en) | 2004-05-21 | 2008-04-01 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process and draft control system for use in cracking a heavy hydrocarbon feedstock in a pyrolysis furnace |
| US7235705B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-06-26 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for reducing vapor condensation in flash/separation apparatus overhead during steam cracking of hydrocarbon feedstocks |
| US7780843B2 (en) | 2005-07-08 | 2010-08-24 | ExxonMobil Chemical Company Patents Inc. | Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent |
| US7914668B2 (en) | 2005-11-14 | 2011-03-29 | Exxonmobil Research & Engineering Company | Continuous coking process |
| US8083931B2 (en) | 2006-08-31 | 2011-12-27 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Upgrading of tar using POX/coker |
| EP2087069B1 (en) | 2006-12-01 | 2018-05-02 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Improved fluidized coking process |
| US8074973B2 (en) | 2007-10-02 | 2011-12-13 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method and apparatus for cooling pyrolysis effluent |
| US9139781B2 (en) | 2009-07-10 | 2015-09-22 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Delayed coking process |
| US8496805B2 (en) | 2009-07-10 | 2013-07-30 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Delayed coking process |
| US8361311B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-01-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Integrated vacuum resid to chemicals conversion process |
| US20120012581A1 (en) | 2010-07-19 | 2012-01-19 | Meadwestvaco Packaging Systems, Llc | Carton and Carton Blank |
| EP2751232B1 (en) | 2011-08-31 | 2016-11-16 | ExxonMobil Chemical Patents Inc. | Upgrading hydrocarbon pyrolysis products |
| US9670417B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-06-06 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Fluid bed coking process with decoupled coking zone and stripping zone |
| US9777227B2 (en) | 2014-04-30 | 2017-10-03 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Upgrading hydrocarbon pyrolysis products |
| US20150315494A1 (en) | 2014-05-01 | 2015-11-05 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Methods and systems for improving the properties of products of a heavy feed steam cracker |
| WO2016069057A1 (en) | 2014-10-29 | 2016-05-06 | Exonmobil Chemical Patents Inc. | Upgrading hydrocarbon pyrolysis products |
| US10421915B2 (en) | 2015-12-04 | 2019-09-24 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Crude bio oil pretreatment and upgrading |
| WO2018111574A1 (en) | 2016-12-16 | 2018-06-21 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Pyrolysis tar pretreatment |
| US10400177B2 (en) | 2017-11-14 | 2019-09-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Fluidized coking with increased production of liquids |
-
2020
- 2020-09-16 US US17/768,663 patent/US20240110110A1/en active Pending
- 2020-09-16 CN CN202080083256.7A patent/CN114929840A/zh active Pending
- 2020-09-16 WO PCT/US2020/051090 patent/WO2021086509A1/en active Application Filing
- 2020-09-25 TW TW109133291A patent/TW202134417A/zh unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5215649A (en) * | 1990-05-02 | 1993-06-01 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method for upgrading steam cracker tars |
| US20140061100A1 (en) * | 2012-08-31 | 2014-03-06 | James R. Lattner | Process for Reducing the Asphaltene Yield and Recovering Waste Heat in a Pyrolysis Process by Quenching with a Hydroprocessed Product |
| WO2019164673A1 (en) * | 2018-02-23 | 2019-08-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon pyrolysis processes |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2021086509A1 (en) | 2021-05-06 |
| TW202134417A (zh) | 2021-09-16 |
| US20240110110A1 (en) | 2024-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR102613605B1 (ko) | 원유의 변환을 위한 시스템 및 공정 | |
| CN103003394B (zh) | 集成的减压渣油至化学品的转化方法 | |
| US7270743B2 (en) | Products produced form rapid thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks | |
| CA2624746C (en) | Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from heavy hydrocarbon feedstocks | |
| US9327260B2 (en) | Integrated process for steam cracking | |
| US9005428B2 (en) | Products produced from rapid thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks | |
| EP1934307B1 (en) | Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent | |
| US20110005970A1 (en) | Process and Apparatus for Upgrading Steam Cracker Tar Using Hydrogen Donor Compounds | |
| TWI415931B (zh) | 裂解含有合成原油的原料之方法 | |
| US10421915B2 (en) | Crude bio oil pretreatment and upgrading | |
| US20220372375A1 (en) | Co-processing of waste plastic in cokers | |
| US11352567B2 (en) | Processes for converting organic material-containing feeds via pyrolysis | |
| US11597882B2 (en) | Co-processing of biomass oil in coker | |
| US20240110110A1 (en) | Processes and Systems for Quenching Pyrolysis Effluents | |
| WO2012005861A1 (en) | Integrated process for steam cracking | |
| US11292973B2 (en) | Process and system for upgrading a hydrocarbon feed | |
| WO2022020152A1 (en) | Methods for plastic waste recycle using slurry | |
| US20200063038A1 (en) | Waste upgrading and related systems | |
| US20190352572A1 (en) | Fluidized coking with reduced coking via light hydrocarbon addition | |
| US20220275283A1 (en) | Processes and Systems for Upgrading a Hydrocarbon-Containing Feed | |
| WO2023249798A1 (en) | Processes and systems for fractionating a pyrolysis effluent | |
| WO2023215703A1 (en) | Co-processing plastic waste in cokers for jet fuel production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |