JP5229986B2 - 重質炭化水素原料の水蒸気分解方法 - Google Patents

重質炭化水素原料の水蒸気分解方法 Download PDF

Info

Publication number
JP5229986B2
JP5229986B2 JP2007504972A JP2007504972A JP5229986B2 JP 5229986 B2 JP5229986 B2 JP 5229986B2 JP 2007504972 A JP2007504972 A JP 2007504972A JP 2007504972 A JP2007504972 A JP 2007504972A JP 5229986 B2 JP5229986 B2 JP 5229986B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
stream
steam
oil
convection
temperature
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 - Fee Related
Application number
JP2007504972A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2007530729A (ja
Inventor
マッコイ、ジェイムス・エヌ
スパイサー、デイビッド・ビー
ステル、リチャード・シー
Original Assignee
エクソンモービル・ケミカル・パテンツ・インク
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 エクソンモービル・ケミカル・パテンツ・インク filed Critical エクソンモービル・ケミカル・パテンツ・インク
Publication of JP2007530729A publication Critical patent/JP2007530729A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5229986B2 publication Critical patent/JP5229986B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/14Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils in pipes or coils with or without auxiliary means, e.g. digesters, soaking drums, expansion means
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/14Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils in pipes or coils with or without auxiliary means, e.g. digesters, soaking drums, expansion means
    • C10G9/18Apparatus
    • C10G9/20Tube furnaces
    • 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
    • C10G9/34Thermal 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
    • C10G9/36Thermal 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1022Fischer-Tropsch products
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1033Oil well production fluids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/104Light gasoline having a boiling range of about 20 - 100 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1051Kerosene having a boiling range of about 180 - 230 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1055Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1059Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/107Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1074Vacuum distillates
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1077Vacuum residues
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80Additives
    • C10G2300/805Water
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20C2-C4 olefins

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Description

本発明は、相対的に非揮発性の炭化水素と他の汚染物質とを含む炭化水素の分解に関する。
熱分解とも称される水蒸気分解は、種々の炭化水素原料を、オレフィン(好ましくはエチレン、プロピレン及びブテンのような軽質オレフィン)に分解するために長年に亘って用いられてきた。従来の水蒸気分解は、二つの主要な区画、即ち対流区画及び輻射区画を有する熱分解炉を用いる。炭化水素原料は、通常は液体として炉の対流区画に流入し(蒸気として流入する軽質原料を除く)、その対流区画において、通常は輻射区画からの高温の排ガスとの間接接触及び水蒸気との直接接触によって加熱されて蒸気化される。蒸気化された原料と水蒸気との混合物は、次いで輻射区画に導入され、そこで分解がなされる。オレフィンを含んで結果的に得られる生成物は熱分解炉から流出して、更に下流側のクエンチングを含む処理を受ける。
熱分解は、大型分子の熱的分解が生じるに充分な原料の加熱を含んでいる。しかし、熱分解処理は、結合してタールとして知られる高分子量材料を形成する傾向がある分子を生成する。タールは、高沸点であり、粘性で、反応性に富む材料であり、特定の条件の下では機器を汚染するおそれがある。一般的に、高沸点材料を含有する原料は大量のタールを生成する傾向がある。
熱分解流出物の水蒸気分解炉流出後のタールの形成は、熱分解装置から流出する流出物の温度を、タール形成反応が大きく減速されるレベルの温度にまで急速に低下させることによって最少化することができる。この冷却は、少なくとも一つの段階において且つ少なくとも一つの方法を用いて実行することができ、これがクエンチングと称される。
従来の水蒸気分解システムは、ガスオイル及びナフサのような軽質の揮発性炭化水素の留分を多く含む高品質原料の分解に効果的であった。しかしながら、水蒸気分解の経済性は、例えば非限定的な例として原油及び常圧残留油のような低コストの重質原料の分解に有利なこともある。原油及び常圧残留油は、多くの場合、1100°F(590℃)を越える沸点を有する高分子量の非揮発性成分を含有している。これらの原料の非揮発性成分は、従来の熱分解炉では対流区画にコークとして堆積している。より軽質の成分が完全に蒸気化された点より下流側の対流区画では、ごく僅かな量の非揮発性成分しか許容することができない。
殆どの商用のナフサ及びガスオイルの分解装置においては、分解炉からの流出物の冷却は、標準的には、移送ラインの熱交換器、一次精留装置、及び水クエンチ塔又は間接コンデンサーのシステムを用いて行われる。移送ラインの熱交換器内で生成される水蒸気は、エチレン製造装置の他の場所で用いられる大型コンプレッサーに動力供給する大型蒸気タービンの駆動用として使用することができる。蒸気タービンにおいて高いエネルギー効率と動力の発生量を得るためには、移送ラインの熱交換器内で生成される水蒸気を過熱する必要がある。
従来型の水蒸気分解炉(例えばナフサ原料分解用)において、移送ラインの熱交換器を対応する高圧水蒸気過熱器と統合する方式が、AIChEの1988年春季国内会議(1988 AIChE Spring National Meeting)に提出されたM.W.ケロッグ社(M.W.Kellogg Company)のT.A.Wellsの論文“専用炉の設計:水蒸気改質装置及び水蒸気分解装置(Specialty Furnace Design:Steam Reformers and Steam Crackers)”の図7に示されている。
灯油及びガスオイルなどのより重質の原料を分解すると、大量のタールが生成され、これが、炉の輻射区画における急速なコーキングと、より軽質の液体原料の分解用途に好ましい移送ラインの熱交換器内の汚染とをもたらす。
更に、或るナフサは、輸送中に、非揮発性の成分を含有する重質原油によって汚染される。従来の熱分解炉は、残留油、原油、或いは非揮発性成分で汚染された多くの残留油又は原油汚染のガスオイルもしくはナフサを処理する柔軟性を有していない。
コーキング問題に対処するため、米国特許第3,617,493号(参照によって本明細書に含まれる)は、原油原料用の外部の蒸気化ドラムを使用すること、及び、ナフサを蒸気として取り出す第1フラッシングと、450°Fと1100°Fとの間(230℃と590℃との間)の沸点を有する蒸気を取り出す第2フラッシングとを使用することを開示している。蒸気は熱分解炉の中でオレフィンに分解され、2つのフラッシュタンクから分離される液体は取り出され、水蒸気でストリッピングされ、燃料として用いられる。
米国特許第3,718,709号(参照によって本明細書に含まれる)は、コークの堆積を最少化する方法を開示している。この特許は、重質原料を熱分解炉の内部又は外部で予備加熱して、過熱蒸気で重質原料の約50%を蒸気化し、残留する分離液体を取り出す方法を説明している。殆ど軽質の揮発性炭化水素を含む蒸気化された炭化水素を分解処理する。
米国特許第5,190,634号(参照によって本明細書に含まれる)は、対流区画において少量の限界量の水素の存在の下で原料を予備加熱することによって、炉内におけるコークの形成を抑制する方法を開示している。対流区画に水素が存在することによって、炭化水素の重合反応が抑制され、それによってコークの形成が抑制される。
米国特許第5,580,443号(参照によって本明細書に含まれる)は、原料を最初に予備加熱し、続いて熱分解炉の対流区画内の予備加熱器から抜き出す方法を開示している。次に、予備加熱されたこの原料を、所定量の水蒸気(希釈水蒸気)と混合し、続いて気液分離器に導入して気液分離し、非揮発性物質の所要比率分を液体として分離器から取り出す。気液分離器からの分離蒸気は加熱及び分解のために熱分解炉に還流される。
重質の液体炭化水素留分を、熱分解炉において処理可能なより軽質の留分から分離するためにフラッシングを用いる場合には、殆どの非揮発性成分が液相に留まるように、分離を効果的になすことが重要である。さもなければ、蒸気中のコークを形成する重質の非揮発性成分が炉に搬送されて、コーキング問題を惹起する。
フラッシュから流出する蒸気対液体比を制御することは、フラッシュに流入するストリームの温度を含む多くの変数が関係するので、困難であることが判明している。フラッシュに流入するストリームの温度は、炉の負荷の変化に伴って変化する。炉が全負荷になると温度は高くなり、炉が部分負荷の時は低下する。フラッシュに流入するストリームの温度は、また、原料を加熱する炉内の排ガスの温度によっても変化する。次に排ガスの温度は、炉内に発生したコーキングの程度によって変化する。炉が清浄であるか或いはコーキングが非常に軽微であれば、排ガス温度は、炉が大量にコーキングされた場合よりも低くなる。排ガス温度は、また、炉のバーナに対して実施される燃焼制御の関数でもある。排ガス中の過剰酸素が低レベルの状態で炉が運転される時は、対流区画の中央から上部ゾーンにかけての排ガス温度は、排ガス中の過剰酸素のレベルが高い状態で炉が運転される時よりも低くなるであろう。
2002年7月3日出願の係属中の米国特許出願番号第10/188,461号、(参照により本明細書に含まれる)は、重質の炭化水素原料に含まれる揮発性炭化水素の分解を最適化してコーキング問題を低減し、且つ回避するように、有利に制御される方法を説明している。この特許出願は、フラッシュに流入するストリームの温度を相対的に一定温度に維持することによって、フラッシュから流出する蒸気対液体比を相対的に一定に維持する方法を提供する。更に詳しく言えば、フラッシュストリームの温度を、フラッシング前の重質炭化水素原料と混合する流体ストリームの量を自動調節することによって一定に維持するのである。この流体は水とすることができる。
対流区画の予備加熱の第1段におけるコークの堆積(並びに輻射区画及びクエンチ装置における過剰コーキング)を避けるために、通常は、混合され且つ部分的に蒸気化された原料及び希釈水蒸気のストリームを、原料が完全に蒸気化される前、及び対流区画の管に過大な膜温度が生じる前に対流区画から引き抜く。原料によって約950°F(510℃)より上〜約1150°F(620℃)を越えるような過大な膜温度は、重質炭化水素原料ストリームの高沸点留分から過剰なコークの形成をもたらすものと理論づけられている。
本発明は、重質の炭化水素原料にも拘らず、より効率的なクエンチ操作を可能にするために、移送ラインの熱交換器を米国特許出願番号第10/188,461号の発明と関連させて用いる方法を提供する。本発明は、更に、移送ラインの熱交換器において生成される水蒸気を過熱することによる最適化であって、その過熱が、炉の対流区画におけるコーキングを低減するためにフラッシュ上流側の膜温度を制御するようになされる方法を与える。
本発明は、重質の炭化水素原料を分解する方法であって、重質の炭化水素原料を加熱する段階と、この重質炭化水素原料を流体と混合して混合物のストリームを形成する段階と、この混合物のストリームをフラッシング(flashing)して蒸気相及び液相を形成する段階と、液相を取り出す段階と、蒸気相を熱分解炉の輻射区画において分解してオレフィンを含む流出物を生成する段階と、この流出物を移送ラインの熱交換器を用いてクエンチング(quenching)する段階とを含む方法を提供する。この方法においては、重質炭化水素原料と混合する流体の量を、この方法の少なくとも一つの選択された操作パラメータに従って変化させる。この流体は、炭化水素又は水、好ましくは水とすることができる。
本発明の方法において制御する操作パラメータの幾つかの例は、混合物のストリームをフラッシングする前の混合物ストリームの温度、フラッシュ圧力、フラッシュ温度、混合物ストリームの流量、及び/又は炉の排ガスの過剰酸素であるが、これらに限定されるものではない。
本発明に用いる重質炭化水素原料は、水蒸気分解したガスオイル及び残留油、ガスオイル、暖房油、ジェット燃料、ディーゼル燃料、灯油、ガソリン、コーカーナフサ、水蒸気分解ナフサ、接触分解ナフサ、水素化分解油、改質油、ラフィネート改質油、フィッシャー−トロプシュ液体、フィッシャー−トロプシュガス、天然ガソリン、留出油、バージンナフサ、原油、常圧パイプスチルボトム油、ボトム油を含む減圧パイプスチルのストリーム、ナフサからガスオイルまで広範囲沸点凝縮油、製油所からの非バージン重質炭化水素ストリーム、減圧ガスオイル、重質ガスオイル、原油汚染ナフサ、常圧残留油、重質残留油、C/残留油混合物、ナフサ/残留油混合物、ガスオイル/残留油混合物、及び原油の一つ以上を含むことができる。重質炭化水素原料は、少なくとも600°F(310℃)の最終公称沸点を有することが望ましい。
本発明を適用する場合は、重質の炭化水素原料を、流体と混合する前に、熱分解炉の第1対流区画管群において排ガスと間接接触させて加熱することができる。流体と混合する前の重質炭化水素原料の温度は、300乃至500°F(150乃至260℃)であることが望ましい。
段階(b)に続いて、混合物ストリームを、フラッシングする前に、熱分解炉の第1対流区画において排ガスと間接接触させて加熱することができる。第1対流区画は、その対流区画の行路間において、流体を添加するように且つ選択的に一次希釈水蒸気を添加するように構成して、重質炭化水素原料を流体と混合する前に加熱し得ると共に、混合物ストリームをフラッシングする前に更に加熱し得るようにすることが好ましい。
第1対流区画管群に流入する排ガスの温度は、通常は約1500°F(750℃)未満、例えば約1300°F(670℃)未満、更に例えば約1150°F(595℃)未満、好ましくは約1000°F(500℃)未満である。
希釈水蒸気は方法の任意の点において添加することができる。例えば、加熱前後の重質炭化水素原料、混合物ストリーム、及び/又は蒸気相に加えることができる。何れの希釈水蒸気ストリームも酸性(sour)の水蒸気を含むことができる。また、何れの希釈水蒸気ストリームも、炉の対流区画の範囲内の任意の位置に配置される対流区画管群、好ましくは第1又は第2管群において加熱又は過熱することができる。
混合物ストリームは、段階(c)においてフラッシングする前に、約600乃至約1000°F(315乃至540℃)としておくことがよく、また、フラッシュ圧力は約40乃至約200psiaとするのがよい。フラッシング後は、混合物ストリームの50乃至98%が蒸気相になる可能性がある。蒸気相から微小量の液体を除去するために、遠心分離機のような付加的な分離機を使用することができる。蒸気相は、炉の輻射区画に流入する前に、フラッシュ温度より上の温度、例えば約800乃至1300°F(425乃至705℃)に加熱するとよい。この加熱は、対流区画の管群、好ましくは炉の輻射区画に最も近い管群において行うことができる。
移送ラインの熱交換器を、高圧の水蒸気を生成するために使用することができる。この水蒸気は、続いて熱分解炉の対流区画の管群において、一般に約1100°F(590℃)未満の温度、例えば約850乃至約950°F(455乃至510℃)に過熱することが好ましい。この過熱は、排ガスが重質炭化水素原料及び/又は混合物のストリーム加熱に用いられる対流区画の管群に流入する前に、排ガスとの間接接触によってなされる。高圧の水蒸気の温度を制御するために中間の減温器を使用することができる。高圧の水蒸気は600psigより上の圧力であることが好ましく、約1500乃至約2000psigの圧力を有するようにするとよい。高圧水蒸気過熱器の管群は、第1対流区画管群と蒸気相加熱用の管群との間に配置することが好ましい。
代替的な方式として、本方法は、重質の炭化水素原料を加熱する段階と、この重質炭化水素原料を流体と混合して混合物ストリームを形成する段階と、この混合物ストリームをフラッシングして蒸気相及び液相を形成する段階と、液相を取り出す段階と、蒸気相を熱分解炉の輻射区画において分解してオレフィンを含む流出物を生成する段階と、この流出物を移送ラインの熱交換器を用いてクエンチングする段階とを含むことができ、この場合には、移送ラインの熱交換器を高圧の水蒸気を生成するために使用する。この水蒸気は対流区画の管群において過熱されるが、この過熱用の管群は、排ガスが、重質炭化水素原料及び/又は混合物のストリームを含む管群と接触する前に高圧水蒸気を加熱するように配置される。重質炭化水素原料、流体、選択的に導入する水蒸気のストリーム、圧力、及び温度については、全て上述のとおりである。
特に断らない限り、すべての百分率、割合、比等は重量による。また、特に断らない限り、化合物又は構成成分への言及は、化合物又は構成成分それ自体と共に、他の化合物又は構成成分と組み合わせたもの、例えば化合物の混合物をも含む。
更に、量、濃度、或いは他の値又はパラメータを好ましい上位値及び好ましい下位値として列挙して提示する場合は、これは、範囲が個別に開示されているか否かには関係なく、好ましい上位値及び好ましい下位値の任意の組から構成されるすべての範囲を特定的に開示していると理解されたい。
本明細書において用いる非揮発性成分は、ASTM D−6352−98又はD−2887によって測定した公称沸点が約1100°F(590℃)より上の炭化水素原料の留分である。本発明は、約1400°F(760℃)より上の公称沸点を有する非揮発性物質の場合に特にその能力をよく発揮する。炭化水素原料の沸点分布は、ASTM D−6352−98又はD−2887の方法に従ってガスクロマトグラフ蒸留(GCD)によって測定され、700℃(1292°F)より上の沸点の材料には外挿法によって拡張される。非揮発性成分は、多環式の芳香族化合物のような中程度に重質の分子及び/又は反応性の分子であるコーク前駆体を含むことがある。この前駆体物質は、蒸気相から凝縮し、続いて、本発明の方法において出現する操作条件の下でコークを形成する可能性がある。最終公称沸点は、特定サンプルの99.5重量パーセントがその沸点に達した温度を意味するものとする。
本発明は、重質炭化水素原料を加熱し、水蒸気分解する方法に関する。この方法は、重質の炭化水素原料を加熱する段階と、この重質炭化水素原料を流体と混合して混合物を形成する段階と、この混合物をフラッシングして蒸気相及び液相を形成する段階と、好ましくは、重質炭化水素原料と混合される流体の量を方法の少なくとも一つの選択された操作パラメータに従って変化させる段階と、蒸気相を熱分解炉の輻射区画に供給する段階と、続いて、この反応物を移送ラインの熱交換器を用いてクエンチングする段階とを含む。
重質炭化水素原料は、その大きな部分、例えば約5乃至約50%が重質の非揮発性成分であるものとすることができる。このような原料は、非限定的な例として、水蒸気分解したガスオイル及び残留油、ガスオイル、暖房油、ジェット燃料、ディーゼル燃料、灯油、ガソリン、コーカーナフサ、水蒸気分解ナフサ、接触分解ナフサ、水素化分解油、改質油、ラフィネート改質油、フィッシャー−トロプシュ液体、フィッシャー−トロプシュガス、天然ガソリン、留出油、バージンナフサ、原油、常圧パイプスチルボトム油、ボトム油を含む減圧パイプスチルのストリーム、ナフサからガスオイルまでの広範囲沸点凝縮油、製油所からの非バージン重質炭化水素ストリーム、減圧ガスオイル、重質ガスオイル、原油汚染ナフサ、常圧残留油、重質残留油、C/残留油混合物、ナフサ/残留油混合物、ガスオイル/残留油混合物、及び原油の一つ以上を含むことができる。
重質炭化水素原料は、少なくとも約600°F(315℃)の最終公称沸点、一般的には約950°F(510℃)より上、典型的には約1100°F(590℃)より上、例えば約1400°F(760℃)より上の最終公称沸点を有することができる。経済的に好ましい原料は、一般的に低硫黄のワックス質残留油、常圧残留油、原油汚染ナフサ及び各種の残留油混合物である。
重質炭化水素原料の加熱は、当分野の当業者に知られる任意の形態で実施することができる。しかし、この加熱は、炉1の上部の(輻射区画から最も離れた)対流区画の管群2における、重質炭化水素原料と炉の輻射区画からの高温排ガスとの間接接触を含むことが好ましい。これは、非限定的な例として、重質炭化水素原料を、炉1の対流区画3の範囲内に配置される熱交換管2に通すことによって実現することができる。加熱された重質炭化水素原料は、一般に約300°Fと約500°Fとの間(150℃と260℃との間)の温度、例えば約325乃至約450°F(160乃至230℃)の温度、更に例えば約340乃至約425°F(170乃至220℃)の温度を有する。
加熱された重質炭化水素原料を流体と混合する。この流体は、炭化水素、水、水蒸気、あるいはこれらの混合物とすることができる。この炭化水素は液体が好ましいが、場合によっては蒸気であってもよい。但し、好ましい流体は水である。流体源は低圧のボイラ給水とすることができる。流体の温度は、加熱された原料の温度未満、同温度、或るいはそれより上の温度とすることができる。
加熱された重質炭化水素原料と流体との混合は、熱分解炉1の内部又は外部でなすことができるが、炉の外部でなす方が望ましい。混合は、当分野で知られる任意の混合装置を用いて実施することができる。例えば、複式の多孔分散管組立体9の第1の多孔分散管4を混合用として用いることが可能である。第1の多孔分散管4は、加熱された重質炭化水素原料に流体を導入する際の、流体の突然の気化によって生じるハンマリング現象を回避するか低減することができる。
本発明は方法の異なる部分において選択的に水蒸気のストリームを使用する。一次希釈水蒸気のストリーム17は、以下に述べるように、加熱された重質炭化水素原料と混合することができる。別の実施形態においては、二次希釈水蒸気のストリーム18を、対流区画において加熱して、フラッシング前の加熱された混合物のストリームと混合することができる。二次希釈水蒸気源は、場合によっては熱分解炉の対流区画において過熱された一次希釈水蒸気とすることができる。一次及び二次希釈水蒸気のストリームの何れか又は両方は酸性の水蒸気を含むものがよい。酸性の希釈水蒸気を過熱することによって、酸性の水蒸気の凝縮から生じる可能性がある腐食のリスクが最小化される。
本発明の一つの実施形態においては、加熱された重質原料と混合される流体に加えて、一次希釈水蒸気のストリーム17も原料と混合される。一次希釈水蒸気のストリームは、好ましくは第2の多孔分散管8に注入することができる。一次希釈水蒸気のストリームは、結果として得られるストリームの混合物が選択的に11において対流区画に流入する前に、重質炭化水素流体混合物に注入することが望ましい。これは、結果として得られるストリームの混合物を、一般的には重質炭化水素原料加熱用に用いたのと同じ管群の範囲内で、排ガスによって付加的に加熱するためである。
一次希釈水蒸気の温度は、重質炭化水素原料流体混合物より高い温度か、それより低い温度か、或るいはそれとほぼ同じ温度にすることができるが、混合物より高い温度にして、原料/流体混合物を部分的に蒸気化する役割を果たすことが好ましい。一次希釈水蒸気は、第2の多孔分散管8に注入する前に過熱することができる。
加熱された重質炭化水素原料、流体、及び選択的に用いられる第2多孔分散管8からの一次希釈水蒸気のストリームを含む混合物のストリームは、選択的に、フラッシング前に、熱分解炉3の対流区画において再度加熱される。この加熱は、例えば非限定的な例として、対流区画の範囲内に配置される熱交換管群6に混合物のストリームを通すことによってなすことができる。この熱交換管群6は、通常、炉の第1対流区画管群の一部として設けられ、従って、炉の輻射区画からの高温排ガスによって加熱される。このようにして加熱された混合物ストリームは、混合物ストリーム12として対流区画から流出し、選択的に更に追加的な水蒸気のストリームと混合される。
場合によっては、二次希釈水蒸気のストリーム18を、更に、フラッシング前に重質炭化水素混合物のストリーム12と混合されるフラッシュ水蒸気のストリーム19と、重質炭化水素混合物のフラッシュをバイパスするバイパス水蒸気のストリーム21とに分割することができる。このバイパス水蒸気のストリーム21は、代わりに、フラッシュからの蒸気相が炉の輻射区画において分解される前にその蒸気相と混合される。本発明においては、二次希釈水蒸気のストリーム18の全量を、バイパス水蒸気のストリーム21なしで、フラッシュ水蒸気のストリーム19として使用する運転が可能であり、またこの代わりに、二次希釈水蒸気のストリーム18を、フラッシュ水蒸気のストリーム19なしに、バイパス水蒸気のストリーム21に導くことも可能である。本発明による好ましい実施形態においては、フラッシュ水蒸気のストリーム19対バイパス水蒸気のストリーム21の比率は、好ましくは1:20乃至20:1、更に好ましくは1:2乃至2:1とするべきである。この実施形態においては、フラッシュ水蒸気のストリーム19を、フラッシュ/分離槽5においてフラッシングする前に重質炭化水素混合物のストリーム12と混合してフラッシュストリーム20を形成する。二次希釈水蒸気のストリームは、分割して重質炭化水素混合物と混合する前に、炉の対流区画の過熱部16において過熱することが好ましい。重質炭化水素混合物のストリーム12にフラッシュ水蒸気のストリーム19を加えることによって、フラッシュストリーム20がフラッシュ/分離槽5に流入する前に、混合物の最も揮発性の高い成分の蒸気化が促進される。
続いて、混合物のストリーム12又はフラッシュストリーム20を、2相に分離するため例えばフラッシュ/分離槽5においてフラッシングする。この2相は、即ち、主として揮発性の炭化水素及び水蒸気を含む蒸気相と、主として非揮発性の炭化水素を含む液相とである。蒸気相は、オーバーヘッドの蒸気ストリーム13としてフラッシュ/分離槽5から取り出すことが望ましい。蒸気相は、場合によって行われる加熱のために、好ましくは炉の輻射区画に最も近い位置に配置される炉の対流区画の管群23に還流し、更に、渡り管24を通して、分解のために熱分解炉の輻射区画40に還流することが望ましい。フラッシングされた混合物のストリームの液相は、ボトムストリーム27としてフラッシュ/分離槽5から取り出される。
フラッシュ/分離槽5においては、蒸気対液体比を所定の一定値に維持することが望ましいが、このような比率の測定及び制御は困難である。代替案として、フラッシュ/分離槽5流入前の混合物のストリーム12の温度を、フラッシュ/分離槽5における蒸気対液体比をほぼ一定に測定し、制御し、維持するための間接的なパラメータとして使用することができる。理想的には、混合物のストリームの温度が高くなると、より多くの分解用の揮発性炭化水素が蒸気化し、蒸気相として利用し得るようになるであろう。しかし、混合物のストリームの温度が高過ぎると、より多くの重質炭化水素が、蒸気相に存在し、炉の対流区画の管に同伴輸送されて、結果的に管をコーキングするであろう。混合物のストリーム12の温度が低過ぎると、フラッシュ/分離槽5内の蒸気対液体比が低下する結果を招き、より多くの揮発性炭化水素が液相に残留して、分解に利用できなくなるであろう。
原料の揮発性物質の回収/蒸気化を最大化し、一方では、炉の管における過度のコーキング又はフラッシュ/分離槽から炉3へ混合物を輸送する配管及び槽におけるコーキングを回避するために、混合物のストリームの温度を最適に制御する。混合物を下部対流区画23及び渡り配管24に輸送する配管及び槽における圧力低下と、下部対流区画23における温度上昇とを、コーキング問題の発現を検知するために監視することができる。例えば、渡り部の圧力と下部対流区画23への流入圧力とが、コーキングによって急速に増大し始めると、フラッシュ/分離槽5内の温度及び混合物のストリーム12の温度を下げなければならない。下部対流区画にコーキングが発生すると、過熱区画16への排ガスの温度が上昇し、更に多くの減温水26が必要になる。
混合物のストリーム12の温度の選定は、原料材料の組成によっても決定される。原料が軽質の炭化水素を大量に含有する場合は、混合物ストリーム12の温度はより低く設定することができる。その結果、第1多孔分散管4において使用する流体の量が増大し、及び/又は、第2多孔分散管8において使用する一次希釈水蒸気の量が減少するであろう。それは、これらの量が混合物ストリーム12の温度に直接影響を及ぼすからである。原料が非揮発性の炭化水素を大量に含有する場合は、混合物ストリーム12の温度をより高く設定しなければならない。その結果、第1多孔分散管4において使用する流体の量は低下し、一方、第2多孔分散管8において使用する一次希釈水蒸気の量は増大するであろう。混合物ストリームの温度を注意深く選定することによって、本発明は、多様な原料材料における用途を見出すことができる。
混合物のストリーム12の温度は、一般に約600°Fと約1000°Fとの間(315℃と540℃との間)、例えば約700°Fと約950°Fとの間(370℃と510℃との間)、更に例えば約750°Fと約900°Fとの間(400℃と480℃との間)の間、多くの場合約810°Fと約890°Fとの間(430℃と475℃との間)に設定及び制御することができる。これらの値は、上記のように、原料における揮発性物質の濃度によって変化するであろう。
温度の決定に考慮すべき事柄には、液相を、熱交換器の管壁上及びフラッシュ/分離槽内におけるコーク形成の可能性を低減するように維持するという要求が含まれる。
混合物のストリーム12の温度は、少なくとも温度センサーとコンピュータ応用のような任意の周知の制御装置とを含む制御システム7によって制御することができる。温度センサーは熱電対が好ましい。制御システム7は、2つの多孔分散管に流入する流体及び一次希釈水蒸気の量を制御し得るように、流体弁14及び一次希釈水蒸気弁15と連絡している。
フラッシュ水蒸気のストリーム19と混合してフラッシュ/分離槽5に流入する混合物のストリーム12の温度を一定に維持して、フラッシュ/分離槽5内における一定の蒸気対液体比を実現すると共に、温度及びフラッシュの蒸気対液体比の実質的な変動を回避するため、本発明においては次のように操作される。すなわち、フラッシュ/分離槽5前の混合物ストリーム12の温度が設定されると、制御システム7が、2つの多孔分散管に通じる流体弁14及び一次希釈水蒸気弁15を自動的に制御する。制御システム7が混合物ストリームの温度の低下を検知すると、それによって、流体弁14が第1多孔分散管4への流体の注入を低減することになろう。混合物ストリームの温度が上昇し始めると、流体弁がより広く開かれ、第1多孔分散管4への流体の注入が増加することになる。一つの可能な実施形態においては、流体の蒸気化の潜熱が混合物ストリームの温度を制御する。
一次希釈水蒸気のストリーム17が第2多孔分散管8に注入される場合は、制御システム7を、第2多孔分散管8に注入される一次希釈水蒸気のストリーム量調節用として一次希釈水蒸気弁15を制御するためにも用いることができる。これは、フラッシュ/分離槽5における温度変化の急激な変動を更に低減する。制御システム7が混合物ストリーム12の温度の低下を検知すると、制御システム7は、一次希釈水蒸気弁15に指令して、第2多孔分散管8への一次希釈水蒸気のストリームの注入を増大し、一方、流体弁14は更に閉じられる。温度が上昇し始めると、一次希釈水蒸気弁が自動的に更に閉じて、第2多孔分散管8に注入される一次希釈水蒸気のストリームを低下させ、一方では流体弁14が更に開かれる。
本発明の一つの実施形態においては、制御システム7を、2つの多孔分散管に注入するべき流体の量と一次希釈水蒸気のストリームの量との両方を制御するために用いることができる。
流体が水である実施例においては、制御器は、水及び一次希釈水蒸気の量を変化させて、混合物11における水対原料比を一定に保持しながら、混合物ストリーム12の温度を一定に維持する。本発明は、更にフラッシュ温度の急激な変動を避けるために、炉内の二次希釈水蒸気過熱区画に中間減温器25を好適に活用している。これによって、過熱器16出口の温度を、炉の負荷の変化、コーキング程度の変化、過剰酸素レベルの変化及び他の変数とは無関係に一定値に制御することが可能になる。標準的には、この減温器25は、二次希釈水蒸気の温度を、約800°Fと約1100°Fとの間(425℃と590℃との間)、例えば約850°Fと約1000°Fとの間(455℃と540℃との間)、更に例えば約850°Fと約950°Fとの間(455℃と510℃との間)、典型的には約875°Fと約925°Fとの間(470℃と495℃との間)に維持する。減温器は制御弁及び水噴霧ノズルとすることができる。二次希釈水蒸気は部分的に予熱された後対流区画を出て、それに減温水26の微細噴霧粒子を添加することができる。この微細噴霧粒子は急速に蒸気化して温度を下げる。続いて、水蒸気を対流区画において再度加熱することが望ましい。過熱器に添加される水の量が、混合物ストリーム12と選択的に混合される水蒸気の温度を制御することができる。
上述の説明は、二つの多孔分散管4及び8において重質炭化水素原料に注入される流体と一次希釈水蒸気のストリームとの量を、フラッシュ/分離槽5の前の混合物ストリーム12の所定の温度に従って調節することに基づいているが、同じ調節機構を、他の位置点における他のパラメータに適用することができる。例えば、フラッシュ圧力と、フラッシュ水蒸気のストリーム19の温度と流量とを変化させて、フラッシングにおける蒸気対液体比を効果的に変化させることができる。また、排ガス中の過剰酸素を、緩慢ではあるが制御変数とすることも可能である。
フラッシュ/分離槽において蒸気対液体比を一定に維持するためには、フラッシュ/分離槽に流入する混合物ストリーム12の温度を一定に維持することに加えて、一般的に、フラッシュストリーム20の炭化水素分圧を一定に維持することも望ましい。この炭化水素の分圧は、例えば、蒸気相ライン13の制御弁36を用いてフラッシュ/分離槽の圧力を一定に維持すること、及び、ストリーム20における水蒸気対炭化水素原料比を制御することによって、一定に維持することができる。
本発明におけるフラッシュストリームの炭化水素分圧は、一般に約4psiaと約25psiaとの間(25kPaと175kPaとの間)、例えば約5psiaと約15psiaとの間(35kPaと100kPaとの間)、更に例えば約6psiaと約11psiaとの間(40kPaと75kPaとの間)に設定され、制御される。
一つの実施形態においては、フラッシングを少なくとも一つのフラッシュ/分離槽において実施する。一般に、このフラッシュは、還流を伴うあるいは伴わない単段の処理である。フラッシュ/分離槽5は標準的には約40乃至約200psia(275乃至1400kPa)の圧力で運転され、その温度は、通常、フラッシュ/分離槽5に流入する前のフラッシュストリーム20の温度と同じであるか、或いはそれより僅かに低い。一般に、フラッシュ/分離槽の操作圧力は約40〜約200psia(275乃至1400kPa)であり、温度は約600乃至約1000°F(310乃至540℃)である。例えば、フラッシュ圧力を約85乃至約155psia(600乃至1100kPa)とし、温度を約700乃至約920°F(370乃至490℃)とすることができる。更なる例として、フラッシュ圧力を約105乃至約145psia(700乃至1000kPa)、温度を約750乃至約900°F(400乃至480℃)とすることができる。更に別の例では、フラッシュ/分離槽の圧力を約105乃至約125psia(700乃至760kPa)とし、温度を約810乃至約890°F(430乃至475℃)とすることができる。混合物ストリーム12の温度に応じて、一般的に、フラッシングされる混合物ストリームの約50乃至約98%、例えば約60乃至約95%、更に例えば約65乃至約90%が蒸気相にある。
フラッシュ/分離槽5は、一つの態様においては、一般的に、槽のボトムにおける液相の温度を最小化するように運転される。それは、熱が多すぎると液相における非揮発性物質のコーキングが惹起され得るからである。フラッシュ/分離槽に流入するフラッシュストリームに二次希釈水蒸気のストリーム18を使用すると、それが炭化水素の分圧を低下させ(即ち蒸気の大きい方のモル分率が水蒸気になる)、従って必要な液相温度を低下させるので、蒸気化温度が低下する。フラッシュ/分離槽のボトムにおいて新たに分離された液相の冷却を助けるために、外部冷却されるフラッシュ/分離槽のボトム液体の一部分30をフラッシュ/分離槽に再循環することも有用となることがある。フラッシュ/分離槽5のボトムから冷却器28に、ポンプ37によってストリーム27を輸送することができる。続いて、冷却されたストリーム29を再循環ストリーム30と外部送り出しストリーム22とに分割することができる。再循環されるストリームの温度は、一般に約500乃至約600°F(260乃至315℃)、例えば約520乃至約550°F(270乃至290℃)になるであろう。再循環されるストリームの量は、フラッシュ/分離槽の内部で新しく分離されるボトム液体の量の約80乃至約250%、例えば約90乃至約225%、更に例えば約100乃至約200%とすることができる。
別の態様においては、フラッシュを、一般的に、フラッシュ槽における液体の滞留/保持時間を最小化するようにも運転する。一つの実施例においては、液相を、フラッシュ/分離槽底部の径が小さい“ブーツ”又は円筒部35を通して槽から排出する。一般に、液相のドラム内における滞留時間は、約75秒未満、例えば約60秒未満、更に例えば約30秒未満、多くの場合約15秒未満である。フラッシュ/分離槽における液相の滞留/保持時間が短いほど、フラッシュ/分離槽底部におけるコーキングの発生も少ない。
蒸気相は、例えば、約55乃至約70%の炭化水素及び約30乃至約45%の水蒸気を含む場合がある。蒸気相の最終沸点は、標準的には約1400°F(760℃)未満、例えば約1100°F(590℃)未満、更に例えば約1050°F(565℃)未満、多くの場合1000°F(540℃)未満である。蒸気相はオーバーヘッド配管を通してフラッシュ/分離槽5から連続的に取り出される。このオーバーヘッド配管は、蒸気を、微少量の同伴液体及び/又は凝縮液体除去用の遠心分離機38に選択的に送り込む。続いて、蒸気は、一般に、流れを炉の対流区画に分配する多岐管に流入する。
フラッシュ/分離槽から連続的に取り出される蒸気相のストリーム13を、熱分解炉の下部対流区画23において、炉の輻射区画からの排ガスによって、例えば約800乃至約1300°F(425乃至705℃)の温度に過熱することが望ましい。蒸気相は、その後熱分解炉の輻射区画に導入されて分解される。
フラッシュ/分離槽から取り出される蒸気相のストリーム13は、炉の下部対流区画23に導入する前に、バイパス水蒸気のストリーム21と選択的に混合することができる。
バイパス水蒸気ストリーム21は、二次希釈水蒸気のストリーム18から分割された水蒸気のストリームである。二次希釈水蒸気は、分割して、フラッシュ/分離槽5から取り出される蒸気相のストリームと混合する前に、熱分解炉3の対流区画において最初に加熱することが望ましい。いくつかの応用例においては、バイパス水蒸気を、二次希釈水蒸気からの分割後ではあるが蒸気相と混合する前に、再度過熱し得る場合もある。バイパス水蒸気のストリーム21を蒸気相のストリーム13と混合した後に過熱すると、混合物の最重質成分を除く全成分が、輻射区画に流入する前に、炉のこの加熱区画において確実に蒸気化される。蒸気相の温度を下部対流区画23において800乃至1300°F(425乃至705℃)に高めることは、輻射区画の管の金属温度を低下させ得るので、輻射区画における操作を助けることにもなる。これは、輻射区画におけるコーキングの可能性が低下する結果をもたらす。加熱された蒸気は、続いて熱分解炉の輻射区画において分解される。
混合物のストリームの制御されたフラッシングによって、コーク及びタールを生成するより重質の炭化水素の化学種が結果的に大幅に除去される(液相に)ので、熱分解炉の輻射区画からの流出物をクエンチするのに、移送ラインの熱交換器を利用することが可能になる。多くの利点の中で、とりわけこの点が、当初は例えばナフサあるいは一般的に約600°F(315℃)未満の最終沸点を有する他の液体原料のようなより軽質の原料用として設計された分解装置の、費用的により効率的な改造を可能にするであろう。このような分解装置は、移送ラインの熱交換器のクエンチ装置をすでに所定位置に保有しているからである。
要求される高圧水蒸気の過熱器を重質原料炉の対流区画に一体的に組み込むことによって、効率的なタービン運転用の所要の過熱度を供給し、且つフラッシュ/分離槽の上流側の対流区画の管内のコーク形成を大幅に低減し得ることが判明している。高圧水蒸気の過熱器を対流区画に適切に配置することによって、重質炭化水素原料のコーク生成傾向を低下させることができる。特に、高圧水蒸気過熱器を、炉の対流区画に、フラッシュ/分離槽のオーバーヘッドの蒸気を過熱するゾーンの下流側(炉の対流区画を通過する排ガスの流れに関して)であるが、混合ストリーム及び/又は重質炭化水素原料を加熱するゾーンの上流側に位置するように配置することができる。この方式において、高圧水蒸気過熱器が熱を吸収することによって、混合物ストリーム加熱ゾーンに流入する排ガスが確実に充分冷却され、膜温度が、重質炭化水素原料の組成に応じて一般に約950乃至約1150°F(510乃至620℃)のコーキング発生レベルの温度に達しなくなる。かくして、フラッシュ/分離槽の上流側の管内におけるコーク形成の危険性が大幅に低減される。炉の輻射区画及びクエンチ装置におけるコーキングを加速する重質炭化水素留分は、フラッシュ/分離槽ボトムの形で取り出される液相ストリームとして炉から除去される。
図1に示す炉においては、重質炭化水素原料及び/又は混合物ストリームを加熱する対流ゾーンの第1管群におけるコーキング問題が回避される。それは、原料が完全には蒸気化されず、且つ、排ガスが高圧水蒸気過熱器によって充分に予備冷却されて、第1管群における膜温度が、重質炭化水素原料に応じて一般的に約950°Fと約1150°Fとの間(510℃と620℃との間)のコーキング温度に達することが防止されるからである。
フラッシュ/分離槽からのオーバーヘッド蒸気は、熱分解炉の輻射(分解)ゾーンに送り込むために選択的により高温に加熱される。輻射ゾーンにおいて、原料は熱分解され、エチレン及び他の所要の軽質オレフィンを含有するオレフィンと、副生物質とを含む流出物が生成される。
殆どの商用の液体分解装置においては、分解炉からの流出物の冷却は、標準的には、移送ラインの熱交換器、一次精留装置、及び水クエンチ塔又は間接コンデンサーのシステムを用いて行われる。典型的なナフサ原料の場合は、移送ラインの熱交換器がプロセスのストリームを約700°F(370℃)に冷却し、プロセスの他の場所で続いて使用することができる高圧水蒸気を効率的に発生する。高圧水蒸気とは、ほぼ550psig以上の公称圧力、多くの場合約1200乃至約2000psig、例えば約1500乃至約2000psigの公称圧力を有する水蒸気を意味するものとする。本発明における重質炭化水素原料の分解から得られる輻射区画の流出物は、移送ラインの熱交換器42において急冷することが可能であり、水蒸気ドラム47を有するサーモサイホン構成において高圧水蒸気48を発生する。
移送ラインの熱交換器において生成された水蒸気は、エチレン製造装置の他の場所で用いられる大型コンプレッサーに動力供給する大型蒸気タービンの駆動用として使用することができる。蒸気タービンにおいて高いエネルギー効率と動力の発生量を得るためには、移送ラインの熱交換器内で生成される水蒸気を過熱する必要がある。例えば、水蒸気を、公称圧力1500psigの水蒸気装置においてほぼ600°F(315℃)で発生させ、それを、蒸気タービンにおいて消費する前に炉の対流区画において約800乃至約1100°F(425乃至590℃)、例えば約850乃至約950°F(455乃至510℃)に過熱することになろう。
ドラムから取り出される飽和水蒸気48を高圧水蒸気の過熱管群49において過熱することが望ましい。あらゆる炉の操作条件において最適のタービン入り口水蒸気温度を実現するために、高圧水蒸気過熱管群において中間減温器(又は温度調整器)54を用いることができる。これによって、過熱器49出口の温度を、炉の負荷の変化、コーキング程度の変化、過剰酸素レベルの変化及び他の変数とは無関係に一定値に制御することが可能になる。標準的には、この減温器54は、高圧水蒸気の温度を、約800°Fと約1100°Fとの間(425℃と590℃との間)、例えば約850°Fと約1000°Fとの間(450℃と540℃との間)、更に例えば約850°Fと約950°Fとの間(450℃と510℃との間)に維持することになるであろう。減温器は制御弁及び水噴霧ノズルとすることができる。高圧水蒸気は部分的に加熱された後対流区画を出て、それに水51の微細噴霧粒子が添加される。この微細噴霧粒子が急速に蒸気化して温度を下げる。続いて、高圧水蒸気を対流区画において再度加熱する。加熱器に添加する水の量が水蒸気の温度を制御することができる。
第1管群においてコークを形成することなく、所望の重質炭化水素原料のストリームを分解し得るようにするために、高圧水蒸気の過熱器を、蒸気相の過熱器の下流側(炉の輻射区画からの排ガスの流れに関して)で且つ第1管群の上流側に位置するように、対流区画に配置することができる。
温度調整器(中間減温器)の上記の使用法は、高圧水蒸気が対流区画を出た後に減温器を使用する方式よりも好ましい。それは、高圧水蒸気の発生速度が低下した時に、温度調整器を有する過熱器が排ガスからより多くの熱を取り除くからである。高温水蒸気発生の低下は、例えば、より重質の原料の処理に固有のタール生成のために移送ラインの熱交換器が次第に汚れてきた時に生起する。
炉の流出物は、移送ラインの熱交換器における冷却後、場合によって、適切な品質のクエンチオイルを注入して更に冷却することができる。
高圧水蒸気過熱器の管群を、排ガスが重質炭化水素原料又は混合物のストリームを含む管と接触する前に排ガスを冷却するような位置に配置することによって、膜温度がコーキング発生レベル未満に維持されるように、排ガスの温度を制御することが可能になる。対流区画上部の管群に流入する排ガスの温度は、一般的に、約1500°F(815℃)未満、例えば約1300°F(705℃)未満、更に例えば約1150°F(620℃)未満、好ましくは約1000°F(540℃)未満である。
熱分解炉と共に用いられる本発明による方法の概略的な流れ図である。

Claims (20)

  1. 熱分解炉を用いて重質炭化水素原料を分解する方法であって、
    前記熱分解炉は、輻射区画及び対流区画を含み、その対流区画は前記第1対流区画管群と第2対流区画管群と第3対流区画管群と第4対流区画管群とを含み、排ガスが前記熱分解炉の前記輻射区画から前記対流区画へ流れ、この対流区画の前記第3対流区画管群は、前記排ガスが第1対流区画管群と接触する前に第3対流区画管群と接触するように配置されており、前記第3対流区画管群には、前記第4対流区画管群の、前記排ガスの流れに関して下流側で且つ第1対流区画管群の上流側に位置するように高圧蒸気過熱器が一体的に組み込まれていることを特徴とし、
    (a)重質炭化水素原料を加熱する段階と、
    (b)前記重質炭化水素原料を流体と混合して混合物ストリームを形成する段階と、
    (c)前記熱分解炉の、前記第1対流区画管群における排ガスとの間接接触によって前記混合物ストリームを加熱する段階と、
    (d)前記混合物ストリームをフラッシングして蒸気相及び液相を形成する段階と、
    (e)フラッシュ/分離槽において前記液相を除去する段階と、
    (f)前記第4対流区画管群において前記蒸気相を加熱する段階と、
    (g)前記熱分解炉の輻射区画において前記蒸気相を分解して、オレフィンを含む流出物を生成する段階と、
    (h)前記流出物を移送ライン熱交換器を用いてクエンチングして高圧水蒸気を生成する段階と、
    (i)前記第3対流区画管群において前記高圧水蒸気を過熱する段階と、
    を含み、
    前記重質炭化水素原料と混合する前記流体の量を、前記混合物ストリームをフラッシングする前の前記混合物ストリームの温度と、前記フラッシュ/分離槽の圧力と、前記フラッシュ/分離槽の温度と、前記混合物ストリームの流量と、前記熱分解炉内の前記排ガス中の過剰酸素とのうちの少なくとも一つから選択された操作パラメータに従って変化させることを特徴とする方法。
  2. 請求項に記載の方法において、前記重質炭化水素原料は、水蒸気分解したガスオイル及び残留油、ガスオイル、暖房油、ジェット燃料、ディーゼル燃料、灯油、ガソリン、コーカーナフサ、水蒸気分解ナフサ、接触分解ナフサ、水素化分解油、改質油、ラフィネート改質油、フィッシャー−トロプシュ液体、フィッシャー−トロプシュガス、天然ガソリン、留出油、バージンナフサ、原油、常圧パイプスチルボトム油、ボトム油を含む減圧パイプスチルのストリーム、ナフサからガスオイルまでの広範囲沸点凝縮油、製油所からの非バージン重質炭化水素ストリーム、減圧ガスオイル、重質ガスオイル、原油汚染ナフサ、常圧残留油、重質残留油、C/残留油混合物、ナフサ/残留油混合物、ガスオイル/残留油混合物、及び原油のうちの一つ以上を含む方法。
  3. 請求項1又は2に記載の方法において、前記重質炭化水素原料を、前記流体と混合する前に、前記熱分解炉の第1対流区画管群における排ガスとの間接接触によって加熱する方法。
  4. 請求項1乃至の何れか一項に記載の方法において、前記流体が炭化水素及び水の少なくとも一つを含む方法。
  5. 請求項1乃至の何れか一項に記載の方法において、前記第1対流区画管群に流入する排ガスの温度が1500°F(815℃)未満である方法。
  6. 請求項の方法において、前記第1対流区画管群に流入する排ガスの温度が1000°F(540℃)未満である方法。
  7. 請求項1乃至の何れか一項に記載の方法において、前記重質炭化水素原料又は混合物のストリームを、前記混合物のストリームをフラッシングする前に、一次希釈水蒸気のストリームと混合する段階を更に含む方法。
  8. 請求項の方法において、前記一次希釈水蒸気のストリームを前記熱分解炉の前記対流区画において加熱する方法。
  9. 請求項1乃至の何れか一項に記載の方法において、二次希釈水蒸気のストリームを前記熱分解炉の第2対流区画管群において加熱し、続いて、前記二次希釈水蒸気のストリームの少なくとも一部分を、前記混合物ストリームをフラッシングする前に前記混合物のストリームと混合する方法。
  10. 請求項の方法において、前記二次希釈水蒸気のストリームを過熱する方法。
  11. 請求項1乃至1の何れか一項に記載の方法において、段階(d)においてフラッシングする前の前記混合物ストリームの温度が600〜1000°F(315〜540℃)である方法。
  12. 請求項1乃至1の何れか一項に記載の方法において、前記混合物ストリームを40〜200psiaの圧力でフラッシングする方法。
  13. 請求項1乃至1の何れか一項に記載の方法において、段階(d)が、前記混合物ストリームの50乃至98パーセントを前記蒸気相にフラッシングすることを更に含む方法。
  14. 請求項1乃至1の何れか一項に記載の方法において、前記蒸気相を、段階(f)の前に、前記熱分解炉の下部対流区画としての第4対流区画管群において前記フラッシングの温度よりも高い温度に加熱する方法。
  15. 請求項1乃至1の何れか一項に記載の方法において、二次希釈水蒸気のストリームを前記熱分解炉の第2対流区画管群において加熱し、続いて、前記二次希釈水蒸気のストリームの少なくとも一部分を、段階(f)前の前記蒸気相と混合する方法。
  16. 請求項1乃至1の何れか一項に記載の方法において、前記高圧水蒸気を1100°F(590℃)未満の温度に過熱する方法。
  17. 請求項1の方法において、前記高圧水蒸気を850乃至950°F(455乃至510℃)の温度に過熱する方法。
  18. 請求項1又は1の方法において、中間減温器を使用して、前記第3対流区画管群から流出する前記高圧水蒸気の所要の温度を維持する方法。
  19. 請求項1の方法において、第4対流区画管群は、前記炉の輻射区画から流出する排ガスが最初に接触する対流区画管群である方法。
  20. 請求項1乃至19の何れか一項に記載の方法において、前記熱分解炉の前記輻射区画から流出する前記排ガスが、前記第4、第3、第2及び第1対流区画管群と、この順序において接触する方法。
JP2007504972A 2004-03-22 2005-02-28 重質炭化水素原料の水蒸気分解方法 Expired - Fee Related JP5229986B2 (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US55528204P 2004-03-22 2004-03-22
US60/555,282 2004-03-22
PCT/US2005/006471 WO2005095548A1 (en) 2004-03-22 2005-02-28 Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2007530729A JP2007530729A (ja) 2007-11-01
JP5229986B2 true JP5229986B2 (ja) 2013-07-03

Family

ID=34955957

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2007504972A Expired - Fee Related JP5229986B2 (ja) 2004-03-22 2005-02-28 重質炭化水素原料の水蒸気分解方法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7820035B2 (ja)
EP (1) EP1727877B1 (ja)
JP (1) JP5229986B2 (ja)
KR (1) KR100760093B1 (ja)
CN (1) CN100564484C (ja)
AT (1) ATE552322T1 (ja)
CA (1) CA2561356C (ja)
WO (1) WO2005095548A1 (ja)

Families Citing this family (92)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US7408093B2 (en) 2004-07-14 2008-08-05 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for reducing fouling from flash/separation apparatus during cracking of hydrocarbon feedstocks
US7311746B2 (en) * 2004-05-21 2007-12-25 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vapor/liquid separation apparatus for use in cracking hydrocarbon feedstock containing resid
US7358413B2 (en) * 2004-07-14 2008-04-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for reducing fouling from flash/separation apparatus during cracking of hydrocarbon feedstocks
US8173854B2 (en) * 2005-06-30 2012-05-08 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Steam cracking of partially desalted hydrocarbon feedstocks
US7374664B2 (en) * 2005-09-02 2008-05-20 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil feedstock
WO2007047657A1 (en) * 2005-10-20 2007-04-26 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon resid processing
US7550642B2 (en) * 2006-10-20 2009-06-23 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with enhanced distillate production
US7740751B2 (en) 2006-11-09 2010-06-22 Uop Llc Process for heating a stream for a hydrocarbon conversion process
US7560019B2 (en) * 2006-12-05 2009-07-14 Exxonmobil Chemical Patents Inc. System and method for extending the range of hydrocarbon feeds in gas crackers
US7582201B2 (en) * 2006-12-05 2009-09-01 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Controlling tar by quenching cracked effluent from a liquid fed gas cracker
US7998281B2 (en) * 2006-12-05 2011-08-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Apparatus and method of cleaning a transfer line heat exchanger tube
US8118996B2 (en) 2007-03-09 2012-02-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Apparatus and process for cracking hydrocarbonaceous feed utilizing a pre-quenching oil containing crackable components
US8158840B2 (en) * 2007-06-26 2012-04-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for cooling liquid bottoms from vapor/liquid separator during steam cracking of hydrocarbon feedstocks
US7404889B1 (en) * 2007-06-27 2008-07-29 Equistar Chemicals, Lp Hydrocarbon thermal cracking using atmospheric distillation
US20090022635A1 (en) * 2007-07-20 2009-01-22 Selas Fluid Processing Corporation High-performance cracker
US7858834B2 (en) * 2007-08-17 2010-12-28 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing a feed containing condensate and crude oil
US20090050530A1 (en) * 2007-08-21 2009-02-26 Spicer David B Process and Apparatus for Steam Cracking Hydrocarbon Feedstocks
US20090301935A1 (en) * 2008-06-10 2009-12-10 Spicer David B Process and Apparatus for Cooling Liquid Bottoms from Vapor-Liquid Separator by Heat Exchange with Feedstock During Steam Cracking of Hydrocarbon Feedstocks
US8864977B2 (en) 2008-07-11 2014-10-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for the on-stream decoking of a furnace for cracking a hydrocarbon feed
US8684384B2 (en) 2009-01-05 2014-04-01 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for cracking a heavy hydrocarbon feedstream
US8057663B2 (en) * 2009-05-29 2011-11-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and apparatus for recycle of knockout drum bottoms
US9458390B2 (en) * 2009-07-01 2016-10-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and system for preparation of hydrocarbon feedstocks for catalytic cracking
US8882991B2 (en) 2009-08-21 2014-11-11 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for cracking high boiling point hydrocarbon feedstock
JP5437880B2 (ja) * 2010-03-30 2014-03-12 Jx日鉱日石エネルギー株式会社 芳香族化合物及びオレフィン類の製造方法
CN103210060B (zh) * 2010-07-30 2016-02-10 埃克森美孚化学专利公司 用于加工烃热解流出物的方法
WO2012039890A1 (en) 2010-09-20 2012-03-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for co-production of olefins and electric power
US8658022B2 (en) * 2010-11-23 2014-02-25 Equistar Chemicals, Lp Process for cracking heavy hydrocarbon feed
US8658019B2 (en) * 2010-11-23 2014-02-25 Equistar Chemicals, Lp Process for cracking heavy hydrocarbon feed
US9181146B2 (en) 2010-12-10 2015-11-10 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for the production of xylenes and light olefins
EP2751233B1 (en) 2011-08-31 2016-09-14 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Method of producing a hydroprocessed product
EP2751232B1 (en) 2011-08-31 2016-11-16 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products
SG10201606308QA (en) 2011-08-31 2016-09-29 Exxonmobil Chem Patents Inc Preheating feeds to hydrocarbon pyrolysis products hydroprocessing
EP2751234B1 (en) 2011-08-31 2016-11-16 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products by hydroprocessing
CN104245891B (zh) 2012-03-20 2017-10-24 沙特阿拉伯石油公司 利用集成气‑液分离的蒸汽裂化工艺和系统
US8921633B2 (en) 2012-05-07 2014-12-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for the production of xylenes and light olefins
US9181147B2 (en) 2012-05-07 2015-11-10 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for the production of xylenes and light olefins
US8937205B2 (en) 2012-05-07 2015-01-20 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for the production of xylenes
US9260357B2 (en) 2012-07-06 2016-02-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon conversion process
WO2014102286A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the preparation of propylene and ethylene from fischer-tropsch derived gas oil
WO2014102287A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the preparation of propylene and ethylene from fischer-tropsch derived gas oil
WO2014102285A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the preparation of propylene and ethylene from fischer-tropsch derived kerosene
EP2818220A1 (en) 2013-06-25 2014-12-31 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Process stream upgrading
US20140357923A1 (en) 2013-05-28 2014-12-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vapor-Liquid Separation
CN106414673B (zh) 2014-04-30 2018-08-03 埃克森美孚化学专利公司 提质烃热解产物
WO2015183411A2 (en) 2014-05-30 2015-12-03 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading pyrolysis tar
SG11201607684TA (en) 2014-06-20 2016-10-28 Exxonmobil Chem Patents Inc Pyrolysis tar upgrading using recycled product
CN106661461B (zh) 2014-08-28 2021-02-02 埃克森美孚化学专利公司 用于烃蒸汽裂解炉除焦的方法和设备
CN105622310B (zh) * 2014-10-27 2018-04-10 中国石油化工股份有限公司 一种生产低碳烯烃和芳烃的方法
CN105622309B (zh) * 2014-10-27 2018-04-10 中国石油化工股份有限公司 一种生产低碳烯烃的方法
US9637694B2 (en) 2014-10-29 2017-05-02 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading hydrocarbon pyrolysis products
WO2016099608A1 (en) 2014-12-16 2016-06-23 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for decoking a hydrocarbon steam cracking furnace
US9765267B2 (en) 2014-12-17 2017-09-19 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methods and systems for treating a hydrocarbon feed
US10294432B2 (en) 2015-06-26 2019-05-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Steam cracker product fractionation
US10614533B2 (en) 2015-12-18 2020-04-07 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methods for optimizing petrochemical facilities through stream lined transferal
CN108699448A (zh) * 2016-05-13 2018-10-23 环球油品公司 改进了加热器集成的重整方法
CN107880217B (zh) * 2016-09-30 2019-12-24 中国石油化工股份有限公司 一种加工丁烷的方法和装置
CN109694730B (zh) * 2017-10-24 2022-01-04 中国石油化工股份有限公司 一种原油裂解制备低碳烯烃的方法及装置
US11473024B2 (en) 2018-04-18 2022-10-18 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processing pyrolysis tar particulates
SG11202104697QA (en) 2018-11-07 2021-06-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc Process for c5+ hydrocarbon conversion
SG11202104096SA (en) 2018-11-07 2021-05-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc Process for c5+ hydrocarbon conversion
SG11202104696PA (en) 2018-11-07 2021-06-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc Process for c5+ hydrocarbon conversion
WO2020159719A1 (en) 2019-01-30 2020-08-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and system for processing asphaltenes-rich feed
SG11202107963RA (en) 2019-02-15 2021-08-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc Coke and tar removal from a furnace effluent
WO2020191253A1 (en) 2019-03-20 2020-09-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes for on-stream steam decoking
US11072749B2 (en) 2019-03-25 2021-07-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and system for processing petroleum feed
WO2020252007A1 (en) 2019-06-12 2020-12-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for c3+ monoolefin conversion
WO2020263648A1 (en) 2019-06-24 2020-12-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Desalter configuration integrated with steam cracker
WO2021016306A1 (en) 2019-07-24 2021-01-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for fractionating a pyrolysis effluent
CN112538366A (zh) * 2019-09-23 2021-03-23 中国石化工程建设有限公司 一种乙烯裂解炉和乙烯裂解方法
WO2021086509A1 (en) 2019-11-01 2021-05-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for quenching pyrolysis effluents
US11066606B2 (en) 2019-11-12 2021-07-20 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for catalytic upgrading of vacuum residue to distillate fractions and olefins with steam
US11066605B2 (en) 2019-11-12 2021-07-20 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for catalytic upgrading of vacuum residue to distillate fractions and olefins
WO2021183580A1 (en) 2020-03-11 2021-09-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon pyrolysis of feeds containing sulfur
US20230105555A1 (en) 2020-03-31 2023-04-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon Pyrolysis of Feeds Containing Silicon
US20230151283A1 (en) 2020-04-20 2023-05-18 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon pyrolysis of feeds containing nitrogen
US20230174876A1 (en) 2020-05-22 2023-06-08 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Fluid for Tar Hydroprocessing
CN115943195A (zh) 2020-06-17 2023-04-07 埃克森美孚化学专利公司 有利进料的烃热解
WO2022150263A1 (en) 2021-01-08 2022-07-14 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for upgrading a hydrocarbon
US20240059980A1 (en) 2021-01-08 2024-02-22 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and Systems for Removing Coke Particles from a Pyrolysis Effluent
WO2022211970A1 (en) 2021-03-31 2022-10-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for upgrading a hydrocarbon
US20240175786A1 (en) 2021-04-16 2024-05-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and Systems for Analyzing a Sample Separated from a Steam Cracker Effluent
WO2022225691A1 (en) 2021-04-19 2022-10-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for steam cracking hydrocarbon feeds
WO2023060036A1 (en) 2021-10-07 2023-04-13 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis processes for upgrading a hydrocarbon feed
WO2023060035A1 (en) 2021-10-07 2023-04-13 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis processes for upgrading a hydrocarbon feed
WO2023076809A1 (en) 2021-10-25 2023-05-04 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for steam cracking hydrocarbon feeds
WO2023107815A1 (en) 2021-12-06 2023-06-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for steam cracking hydrocarbon feeds
WO2023107819A1 (en) 2021-12-09 2023-06-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Steam cracking a hydrocarbon feed comprising arsenic
TW202342706A (zh) * 2022-03-22 2023-11-01 美商魯瑪斯科技有限責任公司 用於烯烴生產之低二氧化碳排放及氫氣輸入裂解加熱器
WO2023249798A1 (en) 2022-06-22 2023-12-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for fractionating a pyrolysis effluent
CN117487587A (zh) * 2022-07-25 2024-02-02 中国石油化工股份有限公司 一种重质烃蒸汽裂解产生烯烃的方法和系统

Family Cites Families (80)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1053751A (ja) 1900-01-01
GB199766A (en) 1922-02-27 1923-06-27 Richard Wright Hanna Process for the continuous production of low boiling point hydrocarbons from petroleum oils
US1936699A (en) 1926-10-18 1933-11-28 Gyro Process Co Apparatus and process for treating hydrocarbon oils
US2091261A (en) 1929-04-17 1937-08-31 Universal Oil Prod Co Process for hydrocarbon oil conversion
US1984569A (en) 1932-03-12 1934-12-18 Alco Products Inc Vapor phase cracking process
US2158425A (en) 1936-01-04 1939-05-16 Union Oil Co Vacuum steam distillation of heavy oils
DE1093351B (de) 1958-06-09 1960-11-24 Exxon Research Engineering Co Verfahren zur Verhuetung von Feststoffverlusten und Verstopfung der Leitungen bei der thermischen Umwandlung eines Kohlenwasserstoffoeles in normalerweise gasfoermige, ungesaettigte Kohlenwasserstoffe
US3341429A (en) 1962-04-02 1967-09-12 Carrier Corp Fluid recovery system with improved entrainment loss prevention means
DE1468183A1 (de) 1963-04-18 1969-05-29 Lummus Co Verfahren zur Erzeugung von ungesaettigten Kohlenwasserstoffen durch Pyrolyse
US3291573A (en) 1964-03-03 1966-12-13 Hercules Inc Apparatus for cracking hydrocarbons
NL6602260A (ja) 1965-02-23 1966-08-24
FR1472280A (fr) 1965-02-23 1967-03-10 Exxon Research Engineering Co Procédé de désulfuration d'un mélange d'hydrocarbures
DE1461452C3 (de) * 1965-06-25 1975-07-10 Passavant-Werke Michelbacher Huette, 6209 Aarbergen Verfahren und Vorrichtung zum Filtrieren
US3492795A (en) 1965-08-06 1970-02-03 Lummus Co Separation of vapor fraction and liquid fraction from vapor-liquid mixture
NL6802193A (ja) 1967-02-23 1968-08-26
ES348993A1 (es) 1967-04-26 1969-04-01 Continental Oil Co Proceso para mejorar la calidad de un aceite hidrocarburo de baja calidad para negro de carbon.
NL6814184A (ja) 1967-10-07 1969-04-09
US3487006A (en) 1968-03-21 1969-12-30 Lummus Co Direct pyrolysis of non-condensed gas oil fraction
US3617493A (en) 1970-01-12 1971-11-02 Exxon Research Engineering Co Process for steam cracking crude oil
US3677234A (en) 1970-01-19 1972-07-18 Stone & Webster Eng Corp Heating apparatus and process
NL7410163A (en) 1974-07-29 1975-04-29 Shell Int Research Middle distillates and low-sulphur residual fuel prodn. - from high-sulphur residua, by distn., thermal cracking and hydrodesulphurisation
US3900300A (en) 1974-10-19 1975-08-19 Universal Oil Prod Co Vapor-liquid separation apparatus
US4199409A (en) 1977-02-22 1980-04-22 Phillips Petroleum Company Recovery of HF from an alkylation unit acid stream containing acid soluble oil
GB2006259B (en) * 1977-10-14 1982-01-27 Ici Ltd Hydrocarbon conversion
GB2012176B (en) 1977-11-30 1982-03-24 Exxon Research Engineering Co Vacuum pipestill operation
DE2854061A1 (de) 1978-12-14 1980-07-03 Linde Ag Verfahren zum vorwaermen von kohlenwasserstoffen vor deren thermischer spaltung
US4264432A (en) 1979-10-02 1981-04-28 Stone & Webster Engineering Corp. Pre-heat vaporization system
US4300998A (en) 1979-10-02 1981-11-17 Stone & Webster Engineering Corp. Pre-heat vaporization system
US4311580A (en) 1979-11-01 1982-01-19 Engelhard Minerals & Chemicals Corporation Selective vaporization process and dynamic control thereof
US4321130A (en) * 1979-12-05 1982-03-23 Exxon Research & Engineering Co. Thermal conversion of hydrocarbons with low energy air preheater
GB2072216A (en) 1980-03-18 1981-09-30 British Gas Corp Treatment of hydrocarbon feedstocks
US4364432A (en) * 1980-09-15 1982-12-21 Hughes Tool Company Seal assembly
GB2096907A (en) 1981-04-22 1982-10-27 Exxon Research Engineering Co Distillation column with steam stripping
US4444697A (en) 1981-05-18 1984-04-24 Exxon Research & Engineering Co. Method and apparatus for cooling a cracked gas stream
DE3173374D1 (en) 1981-09-08 1986-02-13 Dow Chemical Nederland Process and apparatus for cracking hydrocarbon; mixing device; apparatus and process for producing superheated steam; radiation block structure
US4543177A (en) 1984-06-11 1985-09-24 Allied Corporation Production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water
US4732740A (en) 1984-10-09 1988-03-22 Stone & Webster Engineering Corporation Integrated heavy oil pyrolysis process
US4615795A (en) 1984-10-09 1986-10-07 Stone & Webster Engineering Corporation Integrated heavy oil pyrolysis process
US4854944A (en) 1985-05-06 1989-08-08 Strong William H Method for gasifying toxic and hazardous waste oil
US4714109A (en) * 1986-10-03 1987-12-22 Utah Tsao Gas cooling with heat recovery
US4723740A (en) * 1986-12-24 1988-02-09 Richard Courtemanche Support hook for plastic bag
SU1491552A1 (ru) 1987-03-09 1989-07-07 Уфимский Нефтяной Институт Колонна
US4840725A (en) 1987-06-19 1989-06-20 The Standard Oil Company Conversion of high boiling liquid organic materials to lower boiling materials
JPH0819420B2 (ja) 1988-09-05 1996-02-28 三井石油化学工業株式会社 低品位原料の分解処理方法
US4954247A (en) 1988-10-17 1990-09-04 Exxon Research And Engineering Company Process for separating hydrocarbons
US5190634A (en) 1988-12-02 1993-03-02 Lummus Crest Inc. Inhibition of coke formation during vaporization of heavy hydrocarbons
JPH02245235A (ja) * 1989-03-16 1990-10-01 Kawasaki Heavy Ind Ltd 熱分解ガス冷却のための熱交換方法および熱交換器
CA2013626A1 (en) * 1989-05-16 1990-11-16 W. Benedict Johnson Method and apparatus for the fluid catalytic cracking of hydrocarbon feed employing a separable mixture of catalyst and sorbent particles
MY105190A (en) 1989-09-18 1994-08-30 Lummus Crest Inc Production of olefins by pyrolysis of a hydrocarbon feed
US5096567A (en) 1989-10-16 1992-03-17 The Standard Oil Company Heavy oil upgrading under dense fluid phase conditions utilizing emulsified feed stocks
US5120892A (en) * 1989-12-22 1992-06-09 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for pyrolytically cracking hydrocarbons
JP3111491B2 (ja) 1990-06-29 2000-11-20 トヨタ自動車株式会社 排気ガス浄化用触媒
DE4105095A1 (de) * 1991-02-19 1992-08-20 Linde Ag Verfahren zur prozesssteuerung in spaltoefen zur olefinherstellung
CN1030313C (zh) * 1992-07-16 1995-11-22 中国石油化工总公司 重质烃类直接转化制取乙烯的方法
FR2710070A1 (fr) 1993-09-17 1995-03-24 Procedes Petroliers Petrochim Procédé et dispositif de vapocraquage d'une charge légère et d'une charge lourde.
US5468367A (en) 1994-02-16 1995-11-21 Exxon Chemical Patents Inc. Antifoulant for inorganic fouling
DE19600684A1 (de) 1995-02-17 1996-08-22 Linde Ag Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen und Vorrichtung
CA2245819A1 (en) * 1996-02-14 1997-08-21 Celcom, Inc. Water bed type massaging machine
US5910440A (en) 1996-04-12 1999-06-08 Exxon Research And Engineering Company Method for the removal of organic sulfur from carbonaceous materials
FR2750140B1 (fr) 1996-06-25 1998-08-07 Inst Francais Du Petrole Installation de vapocraquage avec moyens de protection contre l'erosion
US6210561B1 (en) 1996-08-15 2001-04-03 Exxon Chemical Patents Inc. Steam cracking of hydrotreated and hydrogenated hydrocarbon feeds
US6190533B1 (en) 1996-08-15 2001-02-20 Exxon Chemical Patents Inc. Integrated hydrotreating steam cracking process for the production of olefins
ZA989153B (en) 1997-10-15 1999-05-10 Equistar Chem Lp Method of producing olefins and feedstocks for use in olefin production from petroleum residua which have low pentane insolubles and high hydrogen content
FR2771950B1 (fr) * 1997-12-08 2000-01-14 Inst Francais Du Petrole Procede de regeneration de catalyseurs et d'adsorbants
US6093310A (en) 1998-12-30 2000-07-25 Exxon Research And Engineering Co. FCC feed injection using subcooled water sparging for enhanced feed atomization
US6123830A (en) 1998-12-30 2000-09-26 Exxon Research And Engineering Co. Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process
US20010016673A1 (en) 1999-04-12 2001-08-23 Equistar Chemicals, L.P. Method of producing olefins and feedstocks for use in olefin production from crude oil having low pentane insolubles and high hydrogen content
US6179997B1 (en) 1999-07-21 2001-01-30 Phillips Petroleum Company Atomizer system containing a perforated pipe sparger
EP1116519A1 (en) * 2000-01-12 2001-07-18 Akzo Nobel N.V. Solid-state phosphorous activation of crystalline porous silicates
CA2398473C (en) 2000-01-28 2007-01-09 Stone & Webster Engineering Corp. Multi zone cracking furnace
US6376732B1 (en) 2000-03-08 2002-04-23 Shell Oil Company Wetted wall vapor/liquid separator
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
US7138047B2 (en) 2002-07-03 2006-11-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks
CA2489888C (en) 2002-07-03 2011-07-12 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
US7090765B2 (en) 2002-07-03 2006-08-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for cracking hydrocarbon feed with water substitution
US6743961B2 (en) 2002-08-26 2004-06-01 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil
US7019187B2 (en) 2002-09-16 2006-03-28 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil and mild catalytic cracking
US6979757B2 (en) 2003-07-10 2005-12-27 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil and mild controlled cavitation assisted cracking
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

Also Published As

Publication number Publication date
WO2005095548A1 (en) 2005-10-13
EP1727877A1 (en) 2006-12-06
CA2561356C (en) 2011-06-07
CA2561356A1 (en) 2005-10-13
CN1934226A (zh) 2007-03-21
EP1727877B1 (en) 2012-04-04
ATE552322T1 (de) 2012-04-15
US20050209495A1 (en) 2005-09-22
WO2005095548A8 (en) 2006-10-26
JP2007530729A (ja) 2007-11-01
CN100564484C (zh) 2009-12-02
KR20060124776A (ko) 2006-12-05
KR100760093B1 (ko) 2007-09-18
US7820035B2 (en) 2010-10-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5229986B2 (ja) 重質炭化水素原料の水蒸気分解方法
JP4455650B2 (ja) 残留油を含む炭化水素原料のスチーム熱分解の間に形成されるコークスを除去するプロセス及び装置
US7297833B2 (en) Steam cracking of light hydrocarbon feedstocks containing non-volatile components and/or coke precursors
US7670573B2 (en) Process and apparatus for removing coke formed during steam cracking of hydrocarbon feedstocks containing resids
US7138047B2 (en) Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks
EP1527151B1 (en) Process for steam cracking heavy hydrocarbon feedstocks
US8684384B2 (en) Process for cracking a heavy hydrocarbon feedstream

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20070823

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20100706

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20101006

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20101014

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20101108

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20101130

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20110330

A911 Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911

Effective date: 20110407

A912 Re-examination (zenchi) completed and case transferred to appeal board

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A912

Effective date: 20110805

RD13 Notification of appointment of power of sub attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7433

Effective date: 20121207

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821

Effective date: 20121207

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130117

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20130318

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20160329

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees