CN1646663A - 从延迟焦化瓦斯油中除去颗粒物质的分离方法和设备 - Google Patents

从延迟焦化瓦斯油中除去颗粒物质的分离方法和设备 Download PDF

Info

Publication number
CN1646663A
CN1646663A CNA038079895A CN03807989A CN1646663A CN 1646663 A CN1646663 A CN 1646663A CN A038079895 A CNA038079895 A CN A038079895A CN 03807989 A CN03807989 A CN 03807989A CN 1646663 A CN1646663 A CN 1646663A
Authority
CN
China
Prior art keywords
separator
gas oil
materials flow
flash zone
zone gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CNA038079895A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1266253C (zh
Inventor
S·A·安奈斯利
G·C·休斯
J·A·桑达鲁西
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Bechtel Energy Technologies and Solutions Inc
Original Assignee
ConocoPhillips Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ConocoPhillips Co filed Critical ConocoPhillips Co
Publication of CN1646663A publication Critical patent/CN1646663A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1266253C publication Critical patent/CN1266253C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/005Separating solid material from the gas/liquid stream
    • B01J8/0055Separating solid material from the gas/liquid stream using cyclones
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10BDESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B55/00Coking mineral oils, bitumen, tar, and the like or mixtures thereof with solid carbonaceous material
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G55/00Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/04Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G55/00Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/06Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one catalytic cracking step
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/04Treatment 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 catalytic cracking in the absence of hydrogen
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/06Treatment 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/005Coking (in order to produce liquid products mainly)
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/00002Chemical plants
    • B01J2219/00004Scale aspects
    • B01J2219/00006Large-scale industrial plants

Abstract

用于从产生于延迟焦化设备中的闪蒸器瓦斯油料流中除去颗粒物质的方法和设备。本发明的方法和设备使用旋流分离从闪蒸区瓦斯油料流中除去颗粒物质。然后可将料流做进一步处理,例如,让油料流过固定床催化加氢单元后再通过流化床催化裂解单元或者其他加工设备,从而增加闪蒸区瓦斯油料流的价值。

Description

从延迟焦化瓦斯油中除去颗粒物质的分离方法和设备
本发明涉及延迟焦化方法,更确切说是涉及从延迟焦化单元的闪蒸区瓦斯油料流中除去颗粒物质的方法和设备。
在延迟焦化的过程中,从炼焦塔顶来的蒸气通到炼焦分馏器中,在这里,炼焦塔顶馏出物被分成蒸气料流,一个或多个中间液体料流,以及闪蒸区瓦斯油(FZGO)料流。FZGO料流经常含有相当大量的不同直径的细小固体颗粒(例如焦碳粉末)以及很粘稠中间相物质。该中间相物质可以是被夹带在蒸气中离开炼焦塔的液态焦炭,并且经常包裹在焦炭颗粒上,使颗粒发粘。为了提高FZGO料流的价值,进一步加工是必要的,希望把FZGO料流通入例如固定床催化加氢单元,而后再通入流化床催化裂化单元(FCC)或者其它加工单元。然而,不幸的是,FZGO料流中夹带的固体和中间相会很快堵塞并沾污加氢单元的催化剂床。
未加氢处理的闪蒸区瓦斯油可以在流化床催化裂化单元(FCC单元)中进行加工,但是由于其高芳香族化合物含量及其它因素,未处理的FZGO料流的产率分布一般相当差。
可以用过滤介质滤除FZGO料流中的颗粒。但是,过滤过程对过滤器堵塞是很敏感的,会需要相当多的停车时间清洁或清除累积的焦油或胶质,使过滤系统再生,还会需要相当大的初始资金来装设设备。
因此,提供这样一种方法和设备将是十分有益,即其能够经济而有效的从FZGO料流中除去颗粒,从而使其后的FZGO料流的加工变得容易起来;并且能为提高FZGO料流的价值从而改进精炼经济性提供机会。
本发明提供了一种从闪蒸区瓦斯油料流中除去颗粒的方法和设备,所说的颗粒包括直径约15-25微米或者更大些的颗粒。根据本发明,将旋流分离技术用于从FZGO料流中离心除去颗粒物质,使之形成减少了颗粒的料流。而后,可将减少了颗粒的料流进一步加工,例如,先在加氢单元中加工,接着再在流化床催化裂化(FCC)单元中加工,从而提供有价值的产品。在FZGO料流进入加氢单元之前除去其中的颗粒允许在加氢处理单元催化剂床被堵塞的发生减少或消除的情况下处理料流。
本发明的一个方面是提供改良的延迟焦化方法,其中焦化塔的塔顶馏出物蒸气导入焦化器的分馏塔,这时,蒸气被分成塔顶馏出物蒸气,中间液体料流,和闪蒸区瓦斯油料流(其中含有大量直径不同的颗粒),改良的方法还包含如下步骤:
将闪蒸区瓦斯油料流提供给第一分离器:
令第一分离器运转,以便从闪蒸区瓦斯油料流中除去直径大于约500微米的颗粒,使其形成第一减少了颗粒的料流;
将该减少了颗粒的料流提供给包括有旋流分离器的第二分离器;
令第二分离器运转,以便从减少了颗粒的料流中除去直径大于约25微米的颗粒并令其形成第二减少了颗粒的料流;
将第二减少了颗粒的料流提供给加氢器。
本发明的另一方面是一种设备,该设备包括产生塔顶馏出物蒸气的焦化塔,从焦化塔接收塔顶馏出物蒸气并将其分为塔顶馏出物蒸气料流,中间液体料流和含有大量直径不同的颗粒的闪蒸区瓦斯油料流焦化器分馏器,以及位于所述分馏器下游的加氢器,改良设备还包括:
第一分离器,它位于所述分馏器下游,其设计适于接收从分馏器出来的FZGO料流并除去直径大于约500微米的颗粒以形成第一减少了颗粒的料流;和
第二分离器,它包括位于所述第一分离器下游的旋流分离器,其设计适于从第一减少了颗粒的料流中除去直径大于约25微米的颗粒以便形成第二减少了颗粒的料流。
本发明的另一个方面提供了一种设备,该设备包括两个分离器,其中至少一个分离器是具有多个旋流器的旋流分离器。
本发明的方法和设备的优点是它能连续在线运行而无需周期性的停车以对堵塞了的设备进行反冲洗,所以保养和运行经费较低。与通常的方法比较,本发明的方法和设备可以有利地用较低的初始投资来完成。本发明的方法和设备还通过使FZGO料流的进一步处理变得容易并且允许使用加氢的FZGO作为FCC单元的原料而不是作为延迟焦化器的天然回收物而提供了改善精炼经济性的机会。
附图简述
图1是延迟焦化方法的流程示意图。
图2是本发明的方法的实施方案的流程示意图。
图3是本发明的另一个实施方案的流程示意图。
图4是本发明方法的再一个的实施方案的流程示意图。
图5是优选的旋流分离器的部分剖面投影图。
图6是适合于本发明的优选的旋流分离器的部分剖面侧视图。
图7是图6所示旋流分离器的部分剖面分解投影图。
图8是可用于图6和图7的分离器中的单个旋流器的部分剖面投影图。
图1解释了基本的延迟焦化方法5。焦化方法5可以将原料转化成气态的塔顶馏出物料流,一个或多个中间液体料流和FZGO料流。在运行时,原料10通过炉子15,而后进入两个焦化塔20A或20B之一中。从焦化塔出来的塔顶馏出物蒸气25被骤冷后进入分馏器30。液体35(如重瓦斯油或循环液体)被喷雾进入分馏器30的闪蒸区,其中闪蒸区一般位于分馏器的底部到中部的区域。重瓦斯油35可以起两种作用:在蒸气进入分馏器时将其中的悬浮的颗粒带下来和/或使蒸气中的高沸点组份冷凝。湿气体塔顶馏出物料流40从分馏器30的顶部出来,同时,一个或多个中间液体料流45、50、55从分馏器30的侧面出来。产生的可能含有悬浮的焦炭颗粒FZGO料流60和粘稠的、可能包裹上述颗粒上并使其具有粘性的中间相物质(以下统称其为“颗粒物质”)从分馏器30底部附近流出。
按照常规的方法,一般不将FZGO料流60导入加氢器中去,因为悬浮的颗粒物质会很快污染催化剂。其结果是,FZGO料流可能不经过滤而导入FCC单元。但是,人们所不希望的是,油料流的芳香化合物含量很高,这导致产物的产率分布很差。加之FZGO料流经常含有非所希望的硫浓度,这会使从FCC单元出来的料流超过工业上规定的精炼产品汽油、煤油和瓦斯油料流的含硫量。在某些情况下,FZGO料流将被用作低价值的料流,例如用于生产高硫燃料油。
从FZGO料流中除去颗粒物质能有利地通过使油料流能被进一步加工而得到有用又有价值的产物提供高油料流的价值。特别地,减少了颗粒的油料流可以导入固定床催化加氢器而不必担心催化剂床的污染。所以,将FZGO料流60(如从图1描述的方法得到的FZGO料流60)导入分离过程中去是我们所希望的,因为它可以在如FCC单元中进一步加工而产生有价值的产品。
本发明提供一种用至少一个旋流分离单元或分离器从闪蒸区油料流中分离出悬浮在油料流中的颗粒的改良的方法和设备。在优选的方案中,第二分离器是包括多个在一个多支管中的旋流器的旋流设备。这个分离器用于去除最终将输入催化裂化单元的油料流中的直径大于约15微米的颗粒物质。位于旋流分离器的上游的分离器用于除去直径大于约75微米的颗粒物质,以防止旋流分离器堵塞。
下面参看图2。图2显示了本发明的一个实施方案,包括分离器65及紧随其后的旋流分离器80。分离器65优选地从FZGO料流中除去较大的颗粒,如直径大于约500微米的颗粒。旋流分离器80基本分离和去除较小的颗粒,如直径大于约25微米的颗粒。如果希望得到“更清洁的”油料流,分离器65可以被配置为能分离直径大于约100微米的颗粒;优选能去除直径大于约75微米的颗粒。类似地,为了得到“更清洁的”油料流,旋流分离器80除去直径大于约15微米的颗粒物质。
在优选的运行中,分离器65至少分离80%的直径大于约500微米的颗粒,更优选分离器65至少去除约90%的直径大于500微米的颗粒。对于直径大于约100微米以及直径大于约75微米的颗粒物质,也希望得到相似的分离效率。
分离器65可以是能从流体料流中对颗粒物质(例如固体或其他非流体)进行分离、置换、除去、剥离、过滤或其组合的任何设备。适合用作分离器65的设备包括例如滤网、筛子、过滤器,旋流分离器或其组合。在本发明的一个方面中,分离器65是篮式滤网。这个滤网可包括约75到100微米的金属丝网。其它适合的设计包括例如双滤网或单滤网。在本发明的另一方面,分离器65由旋流分离器构成。这将在以下关于图3的讨论中详细叙述。
以下继续论述图2所描述的方法。减少了颗粒的油料流70从分离器65出来,接着向下游输入旋流分离器80。在一优选的方面,旋流分离器80包括多个单独的、优选尺寸小的、装在一个外壳或容器中的、在一个多支管中的多个旋流分离器。优选的旋流分离器如图5所示,其内部的详细讨论见下。根据优选的运行方式中,旋流分离器80至少分离出约80%的直径大于约25微米的颗粒。更优选地,单元80被配置成至少分离出约90%的直径大于约25微米的颗粒。对于直径大于约15微米的颗粒,也希望达到类似的分离效率。
从分离器80来的颗粒含量减小了的溢流料流90可被输入到加氢单元95,并在此被处理至适合于在催化裂化单元100(如流化床催化裂化器)中进行进一步加工。下溢流料流85从旋流分离器80的下部出来,带走从油料流70中替换出的颗粒物质。加氢器95可以是加氢器、氢化裂化单元或加氢脱硫器,并且一般包括固定床催化剂。
如图2中还显示出的,可选择的重瓦斯油料流55可以作为进料料流55A直接输入分离器65中去用作稀释剂,这会使油料流粘度变小。当油料流被带回到旋流分离器80时,这会帮助防止管道堵塞。
任选地,可以将重焦化瓦斯油(“HCGO”)混入从分离器离开的下溢流料流之中以防止下溢流料流管道堵塞。HCGO可以是冲洗油或者用于稀释料流中的焦炭颗粒的馏出物再生物。HCGO料流的应用也增加加工过程中的总的液体体积并帮助保持工艺管道中的必要的流速。
图3提供了本发明的另一个实施方案,其中,应用了一系列旋流分离器来实现FZGO料流中颗粒的分离。此处,分离器65是优选设计和构造都足够大以便在工业规模的焦化流动速度、温度和分离效率下运行的旋流分离器单元。作为两段式旋流分离方法,单元65的运行是为了基本去除直径大于约500微米的较大颗粒物质,同时,下游的旋流分离器80去除较小颗粒。分离器65优选除去直径大于约100微米的颗粒,更优选地除去直径大于约75微米的颗粒。有利地,通过从FZGO料流中除去大多数较大尺寸的颗粒之后,旋流分离器80能更有效地运行,即使不能消除堵塞也会使堵塞的可能或频率降至最低。分离器65优选在分离效率(去除的百分率)近于图2所述的效率的下运行。为了维持总的商业焦化工艺参数,旋流分离器65的标称直径优选在四到十英寸之间。但是,根据容器的长度、所希望的生产能力、和/或可能影响分离过程的其它的工艺参数的不同,这一参数可以改变。
如图3所示,FZGO料流进入分离器65并在这里从FZGO料流除去较大颗粒。具有降低了的颗粒材料含量的溢流料流70从分离器65出来,下溢流料流110从分离器65下部出来。下溢流料流110包含着从FZGO料流60中离心移动出的颗粒。
在本发明的实施中,可能存在所希望的能使工艺的效率和生产力达到最高的速度、体积和体积流速。在本发明的一个以工业上值得的时间内加工工业量的产品的方面中,分离器例如65或80运行在足以维持通过工艺的体积和流速的压力降下。另外,已经发现,足够的压力降能保持分离器的有效的,无阻碍的运转。例如,当分离器65是如图3所示的旋流容器时,该单元优选运转于压力降至少是10psig下、更优选地,该单元运转于压力降至少是20psig下。在一个优选的方面,旋流分离器80运转于压力降至少是25psig下,更优选至少50psig。
任选地,分馏器30产生的重粗瓦斯油料流55A和55B可分别输入单元65和80,如图3所示。当重粗瓦斯油料流中含有大量的大颗粒时,将料流55A输入分离器65可能是有益的。如果只有很少的大颗粒,则优选将料流55B输入分离器单元80以减少所需要的泵压。还有,馏出物冲洗油可以与下溢流料流110混合以防止下溢流料流管道堵塞。
本发明的另一实施方案至少包括三个分离器(见图4)。第3个分离器105优选置于分离器65的下游和分离器80的上游。分离器105可以是另一个旋流分离器、滤网、过滤器或任何其他固体去除装置。单元105中的分离设备优选设计为能够用于从油料流中去除颗粒物质的,因此,可以在单元65无法操作或停车时作后备使用,或者作为油料流进入旋流分离器80之前起除去大颗粒的第二保证手段。
任选地,源于旋流分离器80的下溢流料流85可与从分离器65出来的下溢流料流110结合成混合下溢流料流(图中未画出),该料流可以作为自然循环物回到焦化器分馏器30。优选采用中等量的混合料流。由此,两个混合下溢流料流的体积(不包括与其混合的馏出物冲洗油)的体积优选小于总FZGO料流的约5%,但可以低到总FZGO料流的约1.5%。
工艺中各种料流的流速可以用本领域中已知的各种仪器和设备来控制。由此,虽然在图1-4的流程图中没有画出来,但其他设备和装置(例如阀门、控制器、流量计、指示器等)均可加入流程中。另外,可以将重粗瓦斯油作为冲洗油加入以缓和工艺中可能的堵塞。
适于本发明的方法使用的旋流分离器是模仿旋流的分离器,此处拉长的容器被设计为带有沿容器体切线方向的入口,从而在流体流入该容器时产生旋涡。由于离心力,密度较大的物质(例如固体或颗粒物质)从FCGO流中被移动和分离。适合于本发明使用的旋流分离器的尺寸(如标称直径)从约0.5英寸到约15英寸。尺寸(如除去大颗粒用的单个旋流器的直径或在多旋流器单元中的旋流器的数目)可以改变,因为尺寸是由设计的流体通量(体积)来决定的。
对于本发明的延迟焦化过程中的旋流分离器的令人满意的运转,几个因素能决定旋流分离单元的设计和构成(如尺寸、直径、长度)。这些因素包括例如所希望的液体通量、欲除去的颗粒的尺寸和工艺的效率。一般而言,决定旋流器的尺寸是第一个步骤;通过设备的流速可在此尺寸的基础上决定。对于多旋流器单元(如旋流器的多支管),达到所希望的工艺效率所需的旋流器数目可由所希望的体系的总流速除以每个旋流器的流速来决定。
旋流器从液体中分离颗粒的能力基于多种因素。这些因素包括液体比重与颗粒比重的差别,以及旋液分离器中的离心力。旋流器中的离心力取决于液体的粘度及穿过旋流分离器的压力降。在本发明中,液体通常是FZGO料流,这是一种重油馏分。这种类型的料流在常温下可以是胶体。但是,当FZGO料流离开分馏器时,其温度一般在600°F到约800°F(315.6℃到426.7℃)之间(取决于焦化塔循环)。FZGO料流的比重和粘度依据其温度而改变。所以,工艺所用的旋流分离器和本发明的设备优选运行在600°F到约800°F(315.6℃到426.7℃)的温度下以便保证达到可以接受的运行效率。
图5显示了一个适合于本发明的旋流分离器,其中包括有多个旋流分离单元134,每个单元点都被配置为离心去除小颗粒物质。优选各旋流器134相邻排列、相互平行地安装在容器136的内部并工地在适当的位置以提供旋流器的多支管。通过使用多个单独的单元,旋流分离器80作为一个整体可以加工商业或工业规模的流体。
在优选的实施方案中,单元80包含直径为约0.5到约4英寸的单个旋流器134;更优选的标称直径为约0.5到约2英寸之间。单元80的配置优选使其在每个旋流器每分钟至少5.5加仑(每秒3.5升)的流速下运行。更优选地,旋流分离器80包含能加工至少约每分7.5加仑(0.47升/秒)的旋流器。希望的通过一个旋流器的流速可以帮助决定用在多支管135中的单个旋流器的数目。由此,在本发明的某些实施方案中(其中流速是至少每旋流器每分钟约5.5加仑),单个旋流器的数目可以是约7个和60个。但是,旋流器的个数可以根据工艺中预期的流速及颗粒物质去除效率而改变。例如,流速比较大时所需要在多支管中具有更多个单个旋流器。
在优选的装置中,多支管135中具有约20个开口或长孔以将单个旋流分离器固定在容器壳体136上。取决于多支管中要使用多少个旋流器,不用的开口可以用空白填补或者盖起来。
参看图6,分离器80有一入口138和溢流出口140。如图所示,旋流器134的长度可以从容器进口134下面延伸到邻近溢流出口140的区域。旋流器134可以牢固固定在上板142和下板144上。优选地,每个旋流器134都与上板142连接并形成密封,以尽可能减小进入口138的入口料流(颗粒减少了的料流)向离开口140的溢流料流中的泄漏。
把单个旋流器固定一起成为多支管的密封装置使整个体系足够牢固以经得起热效应(如收缩和膨胀)并防止颗粒减少了的溢流料流进入此后的颗粒减少了的料流或者互相混合。但是,这种密封可受到极端的温度波动的影响。在运行中,闪蒸区瓦斯油料流可以在约600°F(315.6℃)到约800°F(426.7℃)下输入旋流分离器。但是,在停车期间,旋流分离设备可能处在低得多的约50°F(10℃)到60°F(15.6℃)甚至更低的常温下(取决于气候)。众所周知,由于极端温度波动,运行的停止和开始会对设备提出挑战,特别是连接、密封等。由此,本发明已通过实现了一种能即使在宽温度范围内多次循环(如从常温到800°F(426.7℃),再回到常温)后仍保持其密封能力和完整性密封应对了这些挑战。
已经发现,使用衬套、垫圈和衬垫结构能在各个旋流器和下板144及上板142之间产生充分的密封。优选的密封组件见图7所示。其中容器体136内部,每个旋流器134优选用衬垫156与下板接触,并用衬套158、垫圈160、衬垫162和弹性垫圈164与上板142接触。优选的组件包括至少两个弹性垫圈。优选的弹性垫圈是Bellville或盘式垫圈。用于衬垫156和162的适当的材料是在高温(如600°F(315.6℃)以上)下仍保持柔性的材料。一种优选材料是柔性石墨。
图7还显示旋流器134将FZGO料流分成两个料流,一个是溢流料流,它可以通过溢流料流口140(图中未画出,但其优选位于上板142和容器盖148之间,如图6所示。),另一个是下溢流料流(含有被置换出来的颗粒),它可以通过容器136的底部的顶端146离开。顶端146可以用可调夹具166、中心圈168及衬垫170固定到容器136上。在优选的组件上,顶端146是可取下的。另外的方案是,顶端146不能取下,并且使用法兰盘连接连接到容器体136上。
旋流器的多支管可包含有拉长的棒,它分别连接顶板142和底板144上,从而给多支管提供加强支持。棒使运行过程中的温度改变导致的可能的容器板的活动最小化。另外,任选地,还可安装观察/排放导管以便排出流体。这在设备必须停车进行维修时是特别重要的。
图8显示了一个单个适合用于构成旋流分离器80的旋流器134。该图是仅为解释在旋流器中流体的流动而绘制的,其中FZGO料流172(图中以虚线代表)被分成下溢流料流174(含置换出来的颗粒)和减少了颗粒的溢流料流176(该流基本上去除了颗粒物质)。FZGO料流通过导管或喷嘴178沿切线注入旋流器134并形成旋涡或涡流效应。颗粒状固体(图中未画出)一般比使其悬浮于其中的FZGO料流的比重大(即比较重),所以被离心力抛离涡流中心。当颗粒固体物质到达旋流器的内表面182时,它的运动更慢并因重力而降落到旋流器的底部,并由此处脱离旋流器134进入下溢流料流174。已基本除去了颗粒物质的FZGO的其余部分从旋流器的顶部作为溢流料流176而流出。
在对本发明的方法和设备的几个特定的实施方案进行了描述和解释之后,很明显,可以在不脱离本发明精神及范围的情况下进行各种更改。而且,对建造原材料、具体尺寸及应用或用途的描述并非旨在进行任何方式的限制,并且可以在本发明的精神和范围内改变其他材料、尺寸及应用或用途。因此,本发明的方法和设备除所附权利要求书的限制之外不受限制,其他实施方案也被包括在所附权利要求书的范围。

Claims (47)

1、延迟焦化方法,其中将焦化塔塔顶蒸气输入焦化器分馏器中,在此上述蒸气分成塔顶蒸气料流,中间液体料流和含大量直径不同的颗粒物质的闪蒸区瓦斯油料流,其改进包括:
将上述闪蒸区瓦斯油供给第一分离器;
操作上述第一分离器以从上述闪蒸区瓦斯油料流中除去直径大于约500微米的颗粒并生成第一减少了颗粒的料流;
将上述第一减少了颗粒的料流供给包括旋流分离器的第二分离器;
操作上述第二分离器以从上述第一减少了颗粒的料流中除去直径大于约25微米的颗粒并生成第二减少了的颗粒的料流;
将上述第二减少了颗粒的料流供给加氢器。
2、权利要求1的方法,其中包括使所述第一分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约80%的直径大于约500微米的颗粒。
3、权利要求1的方法,包括使所述第一分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约90%的直径大于约500微米的颗粒。
4、权利要求1的方法,包括使所述第一分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约80%的直径大于约100微米的颗粒。
5、权利要求1的方法,包括使所述第一分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约90%的直径大于约100微米的颗粒。
6、权利要求1的方法,包括使所述第一分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约80%的直径大于约75微米的颗粒。
7、权利要求1的方法,包括使所述第一分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约90%的直径大于约75微米的颗粒。
8、权利要求1的方法,包括使所述第二分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约80%的直径大于约25微米的颗粒。
9、权利要求1的方法,包括使所述第二分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约90%的直径大于约25微米的颗粒。
10、权利要求1的方法,包括使所述第二分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约80%的直径大于约15微米的颗粒。
11、权利要求1的方法,包括使所述第二分离器运行以便从所述闪蒸区瓦斯油料流中除去至少约90%的直径大于约15微米的颗粒。
12、权利要求1的方法,包括所述第二分离器在压力降至少是25psig(241.32KPa)的条件下运行。
13、权利要求1的方法,包括所述第二分离器在压力降至少是50psig(344.74KPa)的条件下运行。
14、权利要求1的方法,其中所属第一分离器包括滤网。
15、权利要求14的方法,其中所述滤网的筛孔尺寸为约75微米到500微米。
16、权利要求14的方法,其中所述滤网包括篮式滤网。
17、权利要求1的方法,其中所述第一分离器包括旋流分离器。
18、权利要求17的方法,其中所述第一分离器在压力降至少是约10psig(68.95KPa)的条件下运行。
19、权利要求17的方法,其中所述第一分离器在压力降至少是20psig(137.90KPa)的条件下运行。
20、权利要求1的方法,包括在约650°F(343.3℃)到约800°F(426.7℃)的条件下将所述闪蒸区瓦斯油料流供给所述第一分离器。
21、权利要求1的方法,其中所述第二分离器包括通过密封装置接触分支管的多个旋流器。
22、权利要求21的方法,其中所述密封装置被维持在常温到约800°F(426.7℃)的温度下。
23、权利要求21的方法,其中所述第二分离器包括至少7个旋流器,每个旋流器直径为约1.27cm到约10.2cm(约0.5英寸到约4英寸)。
24、权利要求21的方法,其中所述多个旋流器的每个旋流器的直径为约2.54到约5.08cm(约1到2英寸)。
25、权利要求21的方法,其中所述多个旋流器的每个旋流器的直径为约2.54cm(1英寸)。
26、权利要求1的方法,其中还包括将所述第一减少了颗粒的料流提供给所述第二分离器之前将所述料流提供给第三分离器。
27、权利要求26的方法,其中所述第三分离器包括滤网。
28、权利要求27的方法,其中所述滤网的筛孔尺寸为约75到500微米。
29、权利要求26的方法,其中所述第三分离器包括旋流分离器。
30、权利要求29的方法,其中所述第三分离器在压力降至少是约10psig(68.95KPa)的条件下运行。
31、权利要求29的方法,其中所述第三分离器在压力降至少是约20psig(137.90KPa)的条件下运行。
32、权利要求1的方法,其中中间液体料流之一包含重焦化器瓦斯油,该方法还包括将所述闪蒸区瓦斯油料流提供给所述第一分离器前将所述重焦化器瓦斯油与所述闪蒸区瓦斯油料流混合。
33、权利要求26的方法,其中中间液体料流之一包含重焦化器瓦斯油,该方法还包括在将所述第一次减少了颗粒的料流提供给所述第三分离器前将所述重焦化器瓦斯油与所述第一次减少了颗粒的料流混合起来。
34、延迟焦化设备,该设备包括产生塔顶蒸气的焦化塔、接受源自焦化塔的塔顶蒸气并将其分成塔顶蒸气料流、中间液体料流和含有大量直径不同的颗粒的闪蒸区瓦斯油的焦化器分馏器,以及位于所述分馏器下游的加氢器的中,其改进包括:
位于所述分馏器的下游的第一分离器,该分离器的设计适于从分馏器接受闪蒸区瓦斯油并从闪蒸区瓦斯油中除去直径大于约500微米的颗粒物质,从而形成第一减少了颗粒的料流;
包括旋流分离器并位于第一分离器的下游的第二分离器,该分离器的设计适于从第一减少了微颗的料流中除去直径大于约25微米的颗粒,从而形成第二减少了颗粒的料流;
35、权利要求34的设备,其中第一分离器包括滤网。
36、权利要求35的设备,其中滤网是篮式滤网。
37、权利要求35的设备,其中滤网的筛孔尺寸为约75微米到500微米。
38、权利要求34的设备,其中所述第一分离器包括旋流分离器。
39、权利要求34的设备,其中所述第二分离器包括通过密封装置接触多支管的多个旋流器。
40、权利要求39的设备,其中所述第二分离器包括至少7个旋流器,每个旋流器的直径约为1.27cm到10.2cm(约0.5英寸到4英寸)。
41、权利要求39的设备,其中所述多个旋流器的多支管的每个旋流器的直径为约2.54到约5.08cm(约1到约2英寸)。
42、权利要求39的设备,其中所述多个旋流器的直径为约2.54cm(1英寸)。
43、权利要求39的设备,其中所述密封装置维持在约常温到约800°F(426.7℃)的条件下。
44、权利要求34的设备,其中还包括位于所述第一分离器下游和所述第二分离器上游的第三分离器。
45、权利要求44的设备,其中所述第三分离器包括滤网。
46、权利要求45的设备,其中所述滤网的筛孔尺寸为约75到约500微米。
47、权利要求44的设备,其中所述第三分离器包括旋流分离器。
CNB038079895A 2002-04-11 2003-04-10 从延迟焦化瓦斯油中除去颗粒物质的分离方法和设备 Expired - Fee Related CN1266253C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/121,897 2002-04-11
US10/121,897 US6919017B2 (en) 2002-04-11 2002-04-11 Separation process and apparatus for removal of particulate material from flash zone gas oil

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1646663A true CN1646663A (zh) 2005-07-27
CN1266253C CN1266253C (zh) 2006-07-26

Family

ID=28790434

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB038079895A Expired - Fee Related CN1266253C (zh) 2002-04-11 2003-04-10 从延迟焦化瓦斯油中除去颗粒物质的分离方法和设备

Country Status (18)

Country Link
US (2) US6919017B2 (zh)
EP (2) EP1970426A1 (zh)
JP (1) JP4417726B2 (zh)
KR (1) KR100964418B1 (zh)
CN (1) CN1266253C (zh)
AR (1) AR039407A1 (zh)
AU (1) AU2003234719B2 (zh)
BR (3) BR0308822A (zh)
CA (1) CA2479092C (zh)
EA (1) EA006143B1 (zh)
EG (1) EG23435A (zh)
MX (1) MXPA04009812A (zh)
MY (1) MY132765A (zh)
NO (1) NO342768B1 (zh)
TW (1) TWI256972B (zh)
UA (1) UA78778C2 (zh)
WO (1) WO2003087267A1 (zh)
ZA (1) ZA200407504B (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105143152A (zh) * 2013-03-15 2015-12-09 贝克特尔碳氢技术解决方案股份有限公司 用于外部加工来自延迟焦化工艺的闪蒸区柴油的系统和方法

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7720641B2 (en) * 2006-04-21 2010-05-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Application of abnormal event detection technology to delayed coking unit
US7875103B2 (en) * 2006-04-26 2011-01-25 Mueller Environmental Designs, Inc. Sub-micron viscous impingement particle collection and hydraulic removal system
US20080120060A1 (en) * 2006-09-29 2008-05-22 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Detection of catalyst losses in a fluid catalytic cracker for use in abnormal situation prevention
US9222044B2 (en) 2010-07-26 2015-12-29 Uop Llc Methods for producing low oxygen biomass-derived pyrolysis oils
US8940067B2 (en) 2011-09-30 2015-01-27 Mueller Environmental Designs, Inc. Swirl helical elements for a viscous impingement particle collection and hydraulic removal system
US9187696B2 (en) * 2013-03-14 2015-11-17 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. Delayed coking drum quench overflow systems and methods
WO2015041935A1 (en) * 2013-09-18 2015-03-26 Shell Oil Company Methods and systems for supplying hydrogen to a hydrocatalytic reaction
CN105828929B (zh) * 2013-12-20 2020-06-16 国际壳牌研究有限公司 用于加工纤维素类生物质材料的反应产物混合物的方法和系统
BR112018005408B8 (pt) 2015-09-21 2022-08-02 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions Inc Sistema e método para reduzir emissões atmosféricas de vapores de hidrocarboneto
CN105233602B (zh) * 2015-10-12 2017-09-22 西安交通大学 用于粉煤低温干馏中高温焦油气与细粉尘颗粒分离的系统
US10711589B2 (en) 2018-08-08 2020-07-14 A.S.A.P. Industries Manufacturing, Inc. Sand separator
CN109628135B (zh) * 2018-12-10 2024-01-30 西北大学 一种生焦装置及使用方法
WO2020168062A1 (en) * 2019-02-15 2020-08-20 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Coke and tar removal from a furnace effluent
US11852258B2 (en) * 2020-12-31 2023-12-26 Tapcoenpro, Llc Systems and methods for purging an isolation valve with a liquid purge medium

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2622880C3 (de) * 1976-05-21 1981-05-14 Amberger Kaolinwerke Gmbh, 8452 Hirschau Verfahren zum fraktionierten von suspendierten Feststoffen mittels Hydrozyklonen, sowie Anordnung zur Durchführung des Verfahrens
US4354920A (en) * 1976-12-27 1982-10-19 Chevron Research Company Coal liquefaction process
SE403441B (sv) * 1977-01-05 1978-08-21 Skardal Karl Arvid Virvelrenare med i dess avsmalnande del axiellt anordnade och i direkt forbindelse med varandra staende kammaravsnitt
US4208270A (en) 1978-03-27 1980-06-17 Krebs Engineers Hydrocyclone assembly
CA1246481A (en) * 1984-03-20 1988-12-13 Frank Souhrada Coking residuum in the presence of hydrogen donor
DE3609988C2 (de) * 1986-03-25 1994-08-04 Metallgesellschaft Ag Kombiniertes Verfahren zum Abtrennen und Behandeln von Asphaltenen mit hoher Erweichungstemperatur
US4882036A (en) 1987-09-16 1989-11-21 Exxon Research And Engineering Company Combination coking and hydroconversion process
CA1312033C (en) * 1987-09-16 1992-12-29 Clarence M. Eidt, Jr. Combination coking and hydroconversion process
US5059301A (en) * 1988-11-29 1991-10-22 Conoco Process for the preparation of recarburizer coke
FR2716458B1 (fr) 1994-02-22 1996-04-12 Inst Francais Du Petrole Procédé et dispositif de décokage.
US5645711A (en) 1996-01-05 1997-07-08 Conoco Inc. Process for upgrading the flash zone gas oil stream from a delayed coker
US5645712A (en) * 1996-03-20 1997-07-08 Conoco Inc. Method for increasing yield of liquid products in a delayed coking process
US6129217A (en) 1996-03-29 2000-10-10 Corn Products International, Inc. Hydrocyclone and separator assemblies utilizing hydrocyclones
US5824194A (en) 1997-01-07 1998-10-20 Bechtel Corporation Fractionator system for delayed coking process
US5954949A (en) * 1998-03-25 1999-09-21 Unipure Corporation Conversion of heavy petroleum oils to coke with a molten alkali metal hydroxide

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105143152A (zh) * 2013-03-15 2015-12-09 贝克特尔碳氢技术解决方案股份有限公司 用于外部加工来自延迟焦化工艺的闪蒸区柴油的系统和方法

Also Published As

Publication number Publication date
AR039407A1 (es) 2005-02-16
CA2479092C (en) 2010-04-20
EA006143B1 (ru) 2005-10-27
EP1495089A1 (en) 2005-01-12
EP1970426A1 (en) 2008-09-17
BRPI0308822C8 (pt) 2019-06-25
AU2003234719B2 (en) 2008-10-23
BR0308822A (pt) 2005-01-04
NO342768B1 (no) 2018-08-06
US7476295B2 (en) 2009-01-13
MY132765A (en) 2007-10-31
TW200307035A (en) 2003-12-01
NO20044443L (no) 2004-10-19
CA2479092A1 (en) 2003-10-23
CN1266253C (zh) 2006-07-26
AU2003234719A1 (en) 2003-10-27
US20030192810A1 (en) 2003-10-16
WO2003087267A1 (en) 2003-10-23
BR122012025977B1 (pt) 2015-08-04
MXPA04009812A (es) 2004-12-13
KR100964418B1 (ko) 2010-06-16
BRPI0308822B1 (pt) 2019-05-07
JP4417726B2 (ja) 2010-02-17
BRPI0308822B8 (pt) 2019-05-28
EA200401351A1 (ru) 2005-04-28
ZA200407504B (en) 2005-12-28
US6919017B2 (en) 2005-07-19
US20050194290A1 (en) 2005-09-08
KR20040106304A (ko) 2004-12-17
UA78778C2 (en) 2007-04-25
TWI256972B (en) 2006-06-21
EG23435A (en) 2005-08-22
JP2005532420A (ja) 2005-10-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1266253C (zh) 从延迟焦化瓦斯油中除去颗粒物质的分离方法和设备
CN1061081C (zh) 分离催化剂颗粒悬浮物和碳氢化合物反应混合物的系统及催化裂化方法
US4310489A (en) Apparatus for the catalytic cracking of hydrocarbons
RU2423167C2 (ru) Многоступенчатая сепараторная емкость
CN1496970A (zh) 带有中央井的催化剂再生器
CN1497040A (zh) 从轻质烯烃的流化床催化裂化流出物中回收催化剂
CN101732968B (zh) 催化裂化烟气洗涤脱硫工艺中微旋流脱固方法与装置
HU218365B (hu) Eljárás és berendezés fluidizált szilárd anyagok sztrippelésére
US20040071608A1 (en) Closed cyclone system having a flow rate distributor and use of same
RU2702597C2 (ru) Фильтрующая тарелка для каталитического химического реактора
CA2379369C (en) Fouling tolerant fixed bed reactor
US6692705B2 (en) Fouling tolerant fixed bed reactor with multi-tier bypass device
CN109423330B (zh) 一种催化裂化油浆的处理方法
CN1136295C (zh) 一种烃类催化转化催化剂的汽提方法和汽提设备
US4213856A (en) Method and apparatus for classifying solids and transporting solids-laden fluid
CN111068593A (zh) 流化床反应器及其应用方法以及烃油脱硫方法
RU2816824C2 (ru) Каталитический реактор с плавающим улавливателем частиц
CN206438079U (zh) 错流过滤器及油浆固液分离系统
RU2033421C1 (ru) Способ получения светлых нефтепродуктов
CN117089364A (zh) 一种超重力油固分离装置及分离方法

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
ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: BECHTEL HYDROCARBON TECHNOLOGY SOLUTIONS, INC.

Free format text: FORMER OWNER: CONOCOPHILLIPS COMPANY

Effective date: 20120810

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20120810

Address after: American Texas

Patentee after: Bechtel hydrocarbon technology solutions company

Address before: American Texas

Patentee before: ConocoPhillips Company

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

Granted publication date: 20060726

Termination date: 20210410