DE60318223T2 - Verfahren zur inhibierung von steigender viskosität und von fäulnis in kohlenwasserstoffströmen mit ungesättigten verbindungen - Google Patents
Verfahren zur inhibierung von steigender viskosität und von fäulnis in kohlenwasserstoffströmen mit ungesättigten verbindungen Download PDFInfo
- Publication number
- DE60318223T2 DE60318223T2 DE60318223T DE60318223T DE60318223T2 DE 60318223 T2 DE60318223 T2 DE 60318223T2 DE 60318223 T DE60318223 T DE 60318223T DE 60318223 T DE60318223 T DE 60318223T DE 60318223 T2 DE60318223 T2 DE 60318223T2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- butyl
- quinone methide
- viscosity
- tert
- oil
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
- 0 *C=C(C=C1*)C=C(*)C1=O Chemical compound *C=C(C=C1*)C=C(*)C1=O 0.000 description 2
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
- 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
- C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
- C10G75/04—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of antifouling agents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S585/00—Chemistry of hydrocarbon compounds
- Y10S585/949—Miscellaneous considerations
- Y10S585/95—Prevention or removal of corrosion or solid deposits
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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
Description
- GEBIET DER ERFINDUNG
- Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Verhinderung von Fäulnis oder einem Anstieg der Viskosität in einem Kohlenwasserstoffstrom, einschließlich ungesättigten Monomeren. Insbesondere betrifft die Erfindung ein online-Verfahren, um im Wesentlichen Fäulnis oder Viskositätsanstieg während Ethylenherstellung zu verhindern, einschließlich der Zugabe eines Chinonmethids.
- HINTERGRUND DES STANDES DER TECHNIK
- Ethylen(Ethen)-Fabriken, die flüssige Einspeisungen cracken, erzeugen bei hohen Temperaturen gecrackte Gase, Pyrolysegasöl und schweres Pyrolysebrennstofföl. Diese Mischung passiert einen Ölquenchturm (auch bekannt als primäre Fraktioniersäule oder Benzinfraktioniersäule), in welchem Gase (C9 und leichter) gekühlt und von den Schwerölen getrennt werden. Das leichtere abgetrennte Material, reich an ungesättigten Kohlenwasserstoffen, ist als Rohbenzin oder Pygasöl bekannt. Pygasöl wird im oberen Abschnitt des Ölquenchturmes zum Rückfluss erhitzt und sein Gegenstrom kühlt die gecrackten Gase.
- Wenn das Pygasöl Wärme ausgesetzt wird, steigt es in der Viskosität an und die schwereren Bestandteile fallen auf den Bodenabschnitt des Ölquenchturms, was zu einem Anstieg in der Viskosität des im Bodenabschnitt des Turmes vorhandenen Kohlenwasserstoffes und zu Fäulnis führt. Dies ist möglicherweise ein Ergebnis von Polymerisation der ungesättigten Kohlenwasserstoffbestandteile. Viskositätsanstieg und Fäulnis ist insofern problematisch, dass es die Qualität des Endprodukts nachteilig beeinträchtigen kann.
- In einem Versuch, die Viskosität im Bodenabschnitt des Turms zu reduzieren, können leichtes Zyklusöl (light cyle oil, LCO) und/oder Pygasöl in den Turm zugegeben werden, wobei die Viskosität durch Verdünnen reduziert wird. Dieses Verfahren resultiert jedoch in beträchtlichen Kosten für die Fabrikbetreiber. Daher wurden andere Verfahren zur Verhinderung des Viskositätsanstiegs vorgeschlagen.
- Verschiedene Verfahren der chemischen Behandlung wurden vorgeschlagen, um den Viskositätsanstieg während der Ethylenproduktion zu verhindern. Diese beinhalten die Verwendung von Sulfonsäuren oder -salzen, wie in
US-Patent Nr. 5 824 829 von Maeda et al. („Maeda") vorgeschlagen, und die Verwendung von Phenylendiaminen. Es wurde vorgeschlagen, diese Zusammensetzungen in einen Kohlenwasserstoffstrom zuzugeben, um einen Anstieg in der Viskosität zu verhindern. Obwohl jedoch vorgeschlagen wurde, dass diese Zusammensetzungen Inhibitoren für die Polymerisation sind, werden sie allgemein in Kombination mit anderen chemischen Behandlungen oder in Kombination mit der Zugabe von Pygasöl oder LCO verwendet, um den Anstieg der Viskosität der Kohlenwasserstoffmischungen angemessen zu verhindern. - Ein weiteres Verfahren, um Fäulnis zu milder und Viskosität zu reduzieren, wird in
US-Patent Nr. 5 985 940 von Manek et al. („Manek") vorgeschlagen. Manek schlägt die Verwendung von Mono- und/oder Polyalkyl-substituierten Phenolformaldehydharzen vor. - Obwohl Polymerisation der Bestandteil in dem Ölquenchturm zum Anstieg der Viskosität im Bodenabschnitt beiträgt, verhindern Zusammensetzungen, welche die Polymerisation eines bestimmten Monomeren inhibieren, nicht notwendigerweise einen Viskositätsanstieg in einem Ölquenchturm oder während der Ethylenherstellung. Dies wird durch Beispiele von bekannten Vinylmonomer-Polymersationsinhibitoren gezeigt, die ineffektiv in Ölquenchanwendungen sind. Ein Grund für diese Beobachtung ist, dass die am Boden des Ölquenchturms vorhandenen Kohlenwasserstoffe eine Mischung aus einer Vielzahl von verschiedenen Monomeren und anderen Bestandteilen sind. Zum Beispiel beinhalten diese eine Vielzahl von Verbindungen, einschließlich einer Vielzahl von ungesättigten Verbindungen, wie zum Beispiel ungesättigte Aromaten, einschließlich, ohne Einschränkung, Styrol, Methylstyrol, Divinylbenzol und Inden.
- Daher gibt es eine Notwendigkeit für andere Verfahren zur Inhibierung von Fäulnis und/oder Viskositätsanstieg, welche angemessene Ergebnisse zur Verfügung stellen. Wünschenswerterweise kann dieses Verfahren während des Betriebs einer Ethylenfabrik verwendet werden und stellt eine kosteneffektivere Art und Weise der Verhinderung von Viskositätsanstieg und Fäulnis zur Verfügung.
- ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
- Ein Gesichtspunkt der vorliegenden Erfindung stellt ein Verfahren zur Inhibierung von Fäulnis und Viskositätsanstieg in Kohlenwasserstoffströmen, einschließlich ethylenisch ungesättigten Monomeren, zur Verfügung. Dieses Verfahren stellt angemessene Ergebnisse ohne jedes zusätzliche Verfahren für die Inhibierung von Viskositätsanstieg zur Verfügung. Dieses Verfahren beinhaltet den Schritt der Zugabe einer wirksamen Menge eines Chinonmethids der folgenden Formel zu dem Kohlenwasserstoffstrom: wobei R1, R2 und R3 unabhängig ausgewählt werden aus der Gruppe bestehend aus H, -OH, -SH, -NH2, Alkyl, Cycloalkyl, Heterocyclo und Aryl.
- Ein weiterer Gesichtspunkt der vorliegenden Erfindung stellt ein Verfahren zur Inhibierung von Fäulnis und Viskositätsanstieg eines Kohlenwasserstoffstroms, einschließlich ethylenisch ungesättigter Monomere, während der online-Herstellung von Ethylen zur Verfügung. Dieses Verfahren beinhaltet den Schritt der Zugabe einer wirksamen Menge eines Chinonmethids der folgenden Formel in den Kohlenwasserstoffstrom an oder stromaufwärts einer Stelle, an der Fäulnis oder Viskositätsanstieg auftreten kann: wobei R1, R2 und R3 unabhängig ausgewählt werden aus der Gruppe bestehend aus H, -OH, -SH, -NH2, Alkyl, Cylcloalkyl, Heterocyclo und Aryl.
- EINGEHENDE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
-
- Die Bezeichnung „Alkyl" ist so gemeint, dass sie wahlweise substituierte, geradkettige und verzweigtkettige gesättigte Kohlenwasserstoffgruppen beinhaltet, wünschenswerterweise mit 1 bis 10 Kohlenstoffen oder stärker erwünscht 1 bis 4 Kohlenstoffen in der Hauptkette. Beispiele für unsubstituierte Gruppen beinhalten Methyl, Ethyl, Propyl, Isopropyl, n-Butyl, t-Butyl, Isobutyl, Pentyl, Hexyl, Isohexyl, Heptyl, 4,4-Dimethylpentyl, Octyl, 2,2,4-Trimethylpentyl, Nonyl, Decyl, Undecyl, Dodecyl und Ähnliches. Substituenten können Halogen-Hydroxy- oder Arylgruppen beinhalten.
- Die Bezeichnung „Heterocyclo" oder „heterocyclisch" ist so gemeint, dass sie wahlweise substituierte, vollständig gesättigte oder ungesättigte, aromatische oder nicht-aromatische cyclische Gruppen beinhaltet, die zumindest ein Heteroatom (wie zum Beispiel N, O und S) in zumindest einem Ring haben, wünschenswerterweise monocyclische oder bicyclische Gruppen mit 5 oder 6 Atomen in jedem Ring. Die Heterocyclo-Gruppe kann über jedes Kohlenstoff- oder Heteroatom an das Ringsystem gebunden sein. Beispiele für heterocyclische Gruppen beinhalten, ohne Einschränkung, Thienyl, Furyl, Pyrrolyl, Pyridyl, Imidazolyl, Pyrrolidinyl, Piperidinyl, Azepinyl, Indolyl, Isoindolyl, Chinolinyl, Isochinolinyl, Benzothiazolyl, Benzoxazolyl, Benzimidazolyl, Benzoxadiazolyl und Benzofurazanyl. Diese können Substituenten wie oben beschrieben enthalten.
- Die Bezeichnung „Aryl" ist so gemeint, dass sie wahlweise substituierte homocyclische aromatische Gruppen enthält, vorzugsweise enthaltend ein oder zwei Ringe und 6 bis 12 Ringkohlenstoffe. Beispiele für solche Gruppen beinhalten Phenyl, Biphenyl und Naphthyl. Substituenten können solche wie oben beschrieben beinhalten, sowie Nitrogruppen.
- Beispiele für spezifische Chinonmethide beinhalten 2,6-Di-tert-butyl-4-(3,5-di-tert-butyl-4-hydroxybenzyliden)-cyclohexa-2,5-dienon, auch bekannt als Galvinol, Formel (II), und 4-Benzyliden-2,6-di-tert-butylcyclohexa-2,5-dienon, Formel (III).
- In der vorliegenden Erfindung kann ein einzelnes Chinonmethid verwendet werden, oder es kann in Kombination mit anderen Chinonmethiden verwendet werden. Die Chinonmethid-Zusammensetzung kann an oder stromaufwärts von jedem Punkt zugegeben werden, an welchem Viskositätsanstieg oder Fäulnis auftreten kann. Dies beinhaltet sowohl den Ölquenchturm, insbesondere den oberen Abschnitt und Bodenabschnitt des Ölquenchturms, als auch jeden Punkt stromaufwärts des Ölquenchturms. Wünschenswerterweise wird die Zusammensetzung währen der Ethylenherstellung zugegeben.
- Die erfindungsgemäße Zusammensetzung kann in einer Vielzahl von verschiedenen Konzentrationen zugegeben werden. Basierend auf dem vorhandenen Kohlenwasserstoff kann die Konzentration von 1 ppm bis 10.000 ppm sein.
- Die Zugabe einer Chinonmethid-Zusammensetzung wie oben beschrieben bewirkt eine Verringerung von Viskosität und Fäulnis, verglichen mit vorhergehenden Verfahren, wie zum Beispiel der Zugabe von LCO und Pygasöl. Die Zugabe von Chinonmethid kann jedoch in Kombination mit der Zugabe von LCO oder Pygasöl erfolgen, oder zusätzlich zu der Verwendung von Chemikalien, wie zum Beispiel Phenylendiaminen und Dispergentien.
- Die Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden vollständiger durch die folgenden Beispiele gezeigt, die zum Zweck der Veranschaulichung zur Verfügung gestellt werden und nicht dazu gedacht sind, die Erfindung in irgendeiner Art und Weise einzuschränken.
- BEISPIELE
- Jedes der Beispiele unten wird unter Verwendung einer Pygasölprobe, die aus verschiedenen Ethylenfabriken erhalten wurde, ausgeführt. Die Proben werden in ein Druckgefäß unter einer Inertatmosphäre (100 psi Stickstoff) gebracht und für vorgegebene Zeiträume auf etwa 150°C erwärmt. Die Druckgefäße werden dann auf Raumtemperatur abkühlen lassen, bei welcher der Polymergehalt (Methanolfällung) und Viskositäten (unter Verwendung von Cannon-Fenske-Viskosimetern) der Proben gemessen werden.
- BEISPIEL 1
- Pygasöl-Viskosität wird bei 20°C gemessen, nachdem für 7,5 Stunden auf 150°C erwärmt wurde. Drei Versuche werden ausgeführt; eine Blindprobe, der zweite mit 1000 ppm Phenylendiamin und der dritte gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren, einschließlich 1000 ppm des Chinonmethids aus Formel (II) oben. Tabelle 1 unten zeigt, dass die Viskosität des Pygasöls nach Behandeln mit dem erfindungsgemäßen Chinonmethid 43,6% geringer ist als nach der Behandlung mit Phenylendiamin alleine und 55,1% weniger als bei der Blindprobe, nachdem das Pygasöl Bedingungen unterzogen wurde, die jene in einem Ölquenchturm simulieren.
TABELLE 1 Name des Behandlungsmittels Viskosität (cst) Blindprobe 4,9 PDA (44 PD1) 3,9 Chinonmethid (II) 2,2 1N,N'-Di-sec-butyl-p-phenylendiam in, erhältlich von Flexsys - BEISPIEL 2
- Pygasöl-Viskosität wird bei 23°C gemessen, nachdem es für 6 Stunden mit den in Tabelle 2 angegebenen Mengen an Behandlungsmitteln auf 144°C erwärmt wurde. Dies zeigt, dass bis zu einer Konzentration von 2000 ppm eine größere Konzentration des erfindungsgemäßen Chinonmethid-Behandlungsmittels eine erhöhte Inhibierung des Viskositätsanstiegs zur Verfügung stellt.
TABELLE 2 Chinonmethid(II)-Behandlungsmittel (ppm) Viskosität (cst) 0 1,63 500 1,39 1000 1,20 2000 1,13 - BEISPIEL 3
- Der Polymergehalt in Pygasölproben wird durch Methanolfällung nach Erwärmen für 7,5 Stunden auf 150°C gemessen. Drei Proben werden ausgeführt; eine Blindprobe, die zweite mit 1000 ppm Phenylendiamin und die dritte gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren, einschließlich 1000 ppm des Chinonmethids der Formel (II) oben. Die Ergebnisse in Tabelle 3 zeigen, dass der Polymergehalt der Pygasölproben nach Behandlung mit dem erfindungsgemäßen Chinonmethid 32,3% geringer ist als nach Behandlung mit Phenylendiamin alleine und 40,0% geringer als die Blindprobe, nachdem das Pygasöl Bedingungen unterzogen wurde, die jene in einem Ölquenchturm simulieren.
TABELLE 3 Name des Behandlungsmittelmittels Polymergehalt (%) Blindprobe 4,0 PDA (44 PD1) 3,1 Chinomethid (II) 2,4 1N,N'-Di-sec-butyl-p-phenylendiamin, erhältlich von Flexsys - BEISPIEL 4
- Der Polymergehalt in Pygasölproben wird durch Methanolfällung gemessen, nachdem für 6 Stunden mit den in Tabelle 4 angegebenen Mengen an Behandlungsmittel auf 144°C erwärmt wurde. Dies zeigt, dass bis zu einer Konzentration von 2000 ppm eine größere Konzentration des erfindungsgemäßen Chinonmethid-Behandlungsmittels eine erhöhte Inhibierung der Polymerisation des im Pygasöl vorhandenen Kohlenwasserstoffes unter Bedingungen zur Verfügung stellt, welche jene eines Ölquenchturms simulieren.
TABELLE 4 Chinonmethid(II)-Behandlungsmittel (ppm) Polymergehalt (%) 0 2,82 500 2,35 1000 1,66 2000 0,75 - BEISPIEL 5
- Der Polymergehalt in Pygasölproben wird durch Methanolfällung nach Erwärmen für 8,0 Stunden auf 150°C gemessen. Eine Blindprobe und Proben, einschließlich 1000 ppm des in Tabelle 5 angegebenen Behandlungsmittels, werden untersucht. Tabelle 5 unten zeigt, dass der Polymergehalt der Proben, die mit den erfindungsgemäßen Chinonmethiden der Formeln (II) und (III) behandelt wurden, signifikant geringer ist als jener der Proben, die mit Phenylendiaminen behandelt wurden.
TABELLE 5 Name des Behandlungsmittelmittels Polymergehalt (%) Blindprobe 2,19 OH-Tempo1 2,18 PDA(7 PPD2) 1,75 PDA(44 PD3) 1,13 Chinonmethid (III) 0,68 Chinonmethid (II) 0,66 14-Hydroxy-2,2,6,6-tetramethyl-1-piperidinyloxy, freies Radikal 2N-(1,4-Dimethylpentyl)-N'-phenyl-p-phenyldiamin, erhältlich von Flexsys 3N,N'-Di-sec-butyl-p-phenylendiamin, erhältlich von Flexsys - Während hier beschrieben wurde, wovon derzeit angenommen wird, dass es die bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung sind, wird der Fachmann erkennen, dass Veränderungen und Modifikationen daran vorgenommen werden können, ohne vom Geist der Erfindung abzuweichen, und es ist beabsichtigt, alle solche Veränderungen und Modifikationen einzuschließen, sofern sie innerhalb des wahren Umfangs der Erfindung fallen.
Claims (10)
- Verfahren zur Inhibierung von Fäulnis und steigender Viskosität in Kohlenwasserstoffströmen, die ethylenisch ungesättigte Monomere einschließen, bei welchem Verfahren man dem Kohlenwasserstoffstrom eine wirksame Menge eines oder mehrerer Chinonmethide der Formel: zufügt, wobei R1, R2 und R3 unabhängig ausgewählt sind aus der Gruppe bestehend aus H, -OH, -SH, -NH2, Alkyl, Cycloalkyl, Heterocyclo und Aryl.
- Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Chinonmethid dem Kohlenwasserstoffstrom während einer Ethylenherstellung zugefügt wird.
- Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Chinonmethid dem Kohlenwasserstoffstrom bei einem Ort oder stromaufwärts eines Ortes zugefügt wird, an welchem Fäulnis oder der Viskositätsanstieg vorkommen können.
- Verfahren nach Anspruch 3, wobei der Ort ein Ölquenchturm ist.
- Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Chinonmethid in einer Menge von 1 ppm bis 10 000 ppm zugefügt wird, bezogen auf den Kohlenwasserstoff.
- Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Chinonmethid ein Mitglied ist, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus 2,6-Di-tert-butyl-4-((3,5-di-tert-butyl-4-hydroxybenzyliden)-cyclohexa-2,5-dienon, 4-Benzyliden-2,6-di-tert-butyl-cyclohexa-2,5-dienon und Kombinationen davon.
- Verfahren nach Anspruch 1 zum Inhibieren von Fäulnis und steigender Viskosität bei einem Kohlenwasserstoffstrom, der ehtylenisch ungesättigte Monomere einschließt, während der Onlineherstellung von Ethylen, bei welchem Verfahren man dem Kohlenwasserstoffstrom bei einem Ort oder stromaufwärts eines Ortes, wo die Fäulnis oder der Viskositätsanstieg vorkommen können, eine wirksame Menge eines Chinonmethids der folgenden Formel: zufügt, worin R1, R2 und R3 unabhängig ausgewählt sind aus der Gruppe bestehend aus H, -OH, -SH, -NH2, Alkyl, Cycloalkyl, Heterocyclo und Aryl.
- Verfahren nach Anspruch 7, wobei der Ort ein Ölquenchturm ist.
- Verfahren nach Anspruch 7, wobei der Ort der Bodenteil eines Ölquenchturms ist.
- Verfahren nach Anspruch 7, wobei das Chinonmethid ein Mitglied ist, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus 2,6-di-tert-butyl-4-((3,5-di-tert-butyl-4-hydroxybenzyliden)-cyclohexa-2,5-dienon, 4-Benzyliden-2,6-di-tert-butyl-cyclohexa-2,5-dienon und Kombinationen davon.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US251564 | 1981-04-06 | ||
US10/251,564 US6926820B2 (en) | 2002-09-20 | 2002-09-20 | Inhibition of viscosity increase and fouling in hydrocarbon streams including unsaturation |
PCT/US2003/023593 WO2004026995A1 (en) | 2002-09-20 | 2003-07-28 | Inhibition of viscosity increase and fouling n hydrocarbon streams including unsaturation |
EP03748986.1A EP1543092B2 (de) | 2002-09-20 | 2003-07-28 | Verfahren zur inhibierung von steigender viskosität und von fäulnis in kohlenwasserstoffströmen mit ungesättigten verbindungen |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE60318223D1 DE60318223D1 (de) | 2008-01-31 |
DE60318223T2 true DE60318223T2 (de) | 2008-12-04 |
DE60318223T3 DE60318223T3 (de) | 2014-04-03 |
Family
ID=31992769
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE60318223.2T Expired - Lifetime DE60318223T3 (de) | 2002-09-20 | 2003-07-28 | Verfahren zur inhibierung von steigender viskosität und von fäulnis in kohlenwasserstoffströmen mit ungesättigten verbindungen |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6926820B2 (de) |
EP (1) | EP1543092B2 (de) |
JP (1) | JP5166676B2 (de) |
KR (1) | KR101097668B1 (de) |
CN (1) | CN1304534C (de) |
AT (1) | ATE381603T1 (de) |
AU (1) | AU2003268035A1 (de) |
DE (1) | DE60318223T3 (de) |
ES (1) | ES2297192T5 (de) |
MY (1) | MY129620A (de) |
TW (1) | TWI282362B (de) |
WO (1) | WO2004026995A1 (de) |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7128826B2 (en) * | 2003-07-31 | 2006-10-31 | General Electric Company | Polymerization inhibitor for styrene dehydrogenation units |
DE602005015613D1 (de) * | 2004-11-16 | 2009-09-03 | Dow Global Technologies Inc | Elastomere zusammensetzungen mit erhöhter einschnürungsresistenz für hochgeschwindigkeits-blechextrudierungsanwendungen |
EP1871829B1 (de) * | 2005-04-21 | 2009-12-02 | Basf Se | In-can -stabilisatormischung |
US8187346B2 (en) * | 2008-12-29 | 2012-05-29 | Fina Technology, Inc. | Stabilization of pygas for storage |
US8298440B2 (en) | 2010-06-03 | 2012-10-30 | General Electric Company | Methods and compositions for inhibiting vinyl aromatic monomer polymerization |
CN102254688B (zh) * | 2011-04-13 | 2012-12-26 | 清华大学 | 一种吡啶离子液体电解质及其制备方法和应用 |
US8884038B2 (en) | 2011-06-13 | 2014-11-11 | Nalco Company | Synthesis of 7-acetyleno quinone methide derivatives and their application as vinylic polymerization retarders |
US9090526B2 (en) | 2011-06-13 | 2015-07-28 | Nalco Company | Synergistic combination for inhibiting polymerization of vinyl monomers |
US9206268B2 (en) | 2011-09-16 | 2015-12-08 | General Electric Company | Methods and compositions for inhibiting polystyrene formation during styrene production |
US8901362B2 (en) | 2012-02-02 | 2014-12-02 | General Electric Company | Methods and compositions for styrene inhibition via in situ generation of quinone methides |
US9944577B2 (en) | 2012-10-25 | 2018-04-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Hydroquinone compounds for inhibiting monomer polymerization |
US9611336B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Quinone compounds for inhibiting monomer polymerization |
DE102013204950A1 (de) | 2013-03-20 | 2014-09-25 | Evonik Industries Ag | Verfahren und Zusammensetzung zur Inhibierung der Polymerisation von Cyclopentadienverbindungen |
US10869444B2 (en) | 2018-07-13 | 2020-12-22 | Ecolab Usa Inc. | Compositions of oxygenated amines and quinone methides as antifoulants for vinylic monomers |
TW202005938A (zh) | 2018-07-13 | 2020-02-01 | 美商藝康美國公司 | 具有胺穩定劑之聚合抑制劑及阻滯劑組合物 |
WO2022182612A1 (en) * | 2021-02-26 | 2022-09-01 | Bl Technologies, Inc. | Composition and method for inhibiting the formation and growth of popcorn polymers |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4040911A (en) * | 1976-01-02 | 1977-08-09 | Gulf Research & Development Company | Process for inhibiting the polymerization of styrene |
US4003800A (en) * | 1976-01-02 | 1977-01-18 | Gulf Research & Development Company | Styrene purification process |
AU536979B2 (en) | 1982-04-26 | 1984-05-31 | Ppg Industries, Inc. | Polyol(allyl carbonate) composition |
US4670131A (en) † | 1986-01-13 | 1987-06-02 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method for controlling fouling of hydrocarbon compositions containing olefinic compounds |
US4927519A (en) * | 1988-04-04 | 1990-05-22 | Betz Laboratories, Inc. | Method for controlling fouling deposit formation in a liquid hydrocarbonaceous medium using multifunctional antifoulant compositions |
KR920001325B1 (ko) * | 1989-06-10 | 1992-02-10 | 삼성전자 주식회사 | 메모리 소자내의 센스 앰프 드라이버 |
US5824829A (en) * | 1993-12-16 | 1998-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon viscosity inhibitor and inhibiting method |
JP3545440B2 (ja) * | 1993-12-16 | 2004-07-21 | 伯東株式会社 | 芳香族不飽和化合物の粘度上昇抑制剤およびその方法 |
US5616774A (en) * | 1995-04-14 | 1997-04-01 | Ciba-Geigy Corporation | Inhibition of unsaturated monomers with 7-aryl quinone methides |
US5583247A (en) * | 1995-04-14 | 1996-12-10 | Ciba-Geigy Corporation | 7-substituted quinone methides as inhibitors for unsaturated monomers |
CN1064392C (zh) * | 1997-11-19 | 2001-04-11 | 中国石油化工总公司 | 石油加工过程中的防垢剂 |
US5985940A (en) * | 1998-02-17 | 1999-11-16 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method of mitigating fouling and reducing viscosity in primary fractionators and quench sections of ethylene plants |
US6024894A (en) * | 1998-03-25 | 2000-02-15 | Betzdearborn Inc. | Compositions and methods for inhibiting vinyl aromatic monomer polymerization |
CA2422655A1 (en) * | 2000-10-16 | 2002-04-25 | Uniroyal Chemical Company, Inc. | Blends of quinone alkide and nitroxyl compounds as polymerization inhibitors |
-
2002
- 2002-09-20 US US10/251,564 patent/US6926820B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-07-28 ES ES03748986.1T patent/ES2297192T5/es not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-28 AT AT03748986T patent/ATE381603T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-07-28 DE DE60318223.2T patent/DE60318223T3/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-28 WO PCT/US2003/023593 patent/WO2004026995A1/en active IP Right Grant
- 2003-07-28 AU AU2003268035A patent/AU2003268035A1/en not_active Abandoned
- 2003-07-28 JP JP2004537632A patent/JP5166676B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-28 EP EP03748986.1A patent/EP1543092B2/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-28 CN CNB038247402A patent/CN1304534C/zh not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-28 KR KR1020057004720A patent/KR101097668B1/ko active IP Right Grant
- 2003-09-10 TW TW092125048A patent/TWI282362B/zh not_active IP Right Cessation
- 2003-09-19 MY MYPI20033599A patent/MY129620A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ATE381603T1 (de) | 2008-01-15 |
ES2297192T3 (es) | 2008-05-01 |
EP1543092A1 (de) | 2005-06-22 |
KR101097668B1 (ko) | 2011-12-22 |
TW200407418A (en) | 2004-05-16 |
EP1543092B1 (de) | 2007-12-19 |
EP1543092B2 (de) | 2013-11-06 |
ES2297192T5 (es) | 2014-01-14 |
DE60318223T3 (de) | 2014-04-03 |
DE60318223D1 (de) | 2008-01-31 |
AU2003268035A1 (en) | 2004-04-08 |
US6926820B2 (en) | 2005-08-09 |
JP2006500439A (ja) | 2006-01-05 |
TWI282362B (en) | 2007-06-11 |
MY129620A (en) | 2007-04-30 |
KR20050057467A (ko) | 2005-06-16 |
JP5166676B2 (ja) | 2013-03-21 |
CN1694944A (zh) | 2005-11-09 |
WO2004026995A1 (en) | 2004-04-01 |
CN1304534C (zh) | 2007-03-14 |
US20040055932A1 (en) | 2004-03-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60318223T2 (de) | Verfahren zur inhibierung von steigender viskosität und von fäulnis in kohlenwasserstoffströmen mit ungesättigten verbindungen | |
DE1645785C3 (de) | Wachshaltige Rückstandsbestandsteile enthaltendes Heizölgemisch mit herabgesetztem Fließpunkt | |
DE2721493A1 (de) | Verbessertes verfahren zur einschraenkung der korrosion in chemischen aufarbeitungsanlagen unter verwendung von methoxypropylamin (mopa) | |
DE1162630B (de) | Erdoeldestillat-Treib- und -Brennstoff von einem Siedebereich zwischen 120 und 400íÒC | |
DE2264034C3 (de) | Verfahren zur Gewinnung von für Nadelkoks geeigneten Pechfraktionen und thermisch stabilisierten Ölfraktionen | |
DE3921279A1 (de) | Verfahren zur verbesserung der fliessfaehigkeit von mineraloelen und mineraloeldestillaten | |
DE69819565T2 (de) | Verminderung von ablagerungen und verringerung der viskosität | |
DE2531234B2 (de) | Verwendung von Copolymerisaten als Stabilisatoren für Mineralöle und Raffinerieprodukte | |
DE2145290A1 (de) | Gemische zur Verschmutzungsverhinde rung in petrochemischen und Raffinerie anlagen | |
DE1800712A1 (de) | Mischpolymerisatester,Verfahren zu deren Herstellung und fluessige Kohlenwasserstoffmassen,die diese enthaelt | |
DE917027C (de) | Rostverhindernde Kohlenwasserstoff-Gemische | |
DE3700518A1 (de) | Makromolekulare n-substituierte polyamid-verbindungen, additiv-konzentrat fuer rohoel sowie roh-erdoelzusammensetzung | |
DE1545337C (de) | Die Verwendung neuer Stabilisatoren fur die Stabilisierung von Brenn und Kraftstoffen | |
US3881940A (en) | Composition for treating wood | |
DE1470543A1 (de) | Erdoelrueckstandsoel mit verbesserten Fliesseigenschaften | |
DE3230718A1 (de) | N,n'-diphenyl-p-phenylendiamine, verfahren zu ihrer herstellung und ihre verwendung als stabilisatoren fuer organische materialien | |
DE1770011C3 (de) | ||
DE1942367A1 (de) | Verfahren zur Extraktion von aromatischen Verbindungen | |
DE874823C (de) | Verfahren zur Herstellung bestaendiger synthetischer Schmieroele | |
DE2751636C2 (de) | Verfahren zur Einschränkung der Korrosion in Trennanlagen für Erdöl- und petrochemische Kohlenwasserstoffverarbeitssysteme mit maximal 1Gew.-% Wasser im Obendestillat | |
DE1290280B (de) | Korrosionsinhibitor fuer Raffinationsverfahren von Erdoelkohlenwasserstoffzwischenprodukten | |
DE1570528A1 (de) | Verfahren zur Herstellung von Stockpunktsdepressoren | |
DE2030721A1 (de) | Verfahren zur Herstellung eines Korrosionsinhibitors | |
DE912383C (de) | Verfahren zur Erhoehung der Klopffestigkeit von Benzinen | |
DE1545337B (de) | Die Verwendung neuer Stabilisatoren für die Stabilisierung von Brenn- und Kraftstoffen |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8363 | Opposition against the patent |