NO317943B1 - Fremgangsmate for dampkrakking av hydrokarboner - Google Patents
Fremgangsmate for dampkrakking av hydrokarboner Download PDFInfo
- Publication number
- NO317943B1 NO317943B1 NO19972013A NO972013A NO317943B1 NO 317943 B1 NO317943 B1 NO 317943B1 NO 19972013 A NO19972013 A NO 19972013A NO 972013 A NO972013 A NO 972013A NO 317943 B1 NO317943 B1 NO 317943B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- steam cracking
- sulfur
- ppmw
- thiohydrocarbons
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 32
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 claims abstract description 13
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical compound C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 21
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 abstract description 13
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 238000004939 coking Methods 0.000 abstract description 7
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 24
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 10
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 6
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 229910001293 incoloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000599 Cr alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910018487 Ni—Cr Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000005235 decoking Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/02—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
- C10G11/06—Sulfides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
- C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
- C10G55/04—Treatment 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
-
- 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
-
- 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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for dampkrakking av hydrokarboner. Den angår også en forbedring i dampkrakkingen av hydrokarboner hvorved redusert forkoksing og karbonmonoksyddannelse observeres.
Dampkrakking av hydrokarboner anvendes for det meste for produksjon av olefiner. Det er kjent at pyrolytisk koks dannes og avsettes på metalloverflater i kontakt med et hydrokarbonråmateriale som gjennomgår pyrolyse (dvs. høytemperatur termisk krakking). Konsekvensene er (i) at varmestrømmen til hydrokarbonene reduseres og (ii) at trykkfallet over reaktoren øker. Reaktordriften må derfor stoppes periodisk for å fjerne koks (denne fjerning utføres vanligvis ved brenning av koksen).
Videre kan dampen som tilsettes som et fortynningsmiddel ved dampkrakking reagere med hydrokarbonene i reformeringsreaksjoner, katalysert av metallet i reaktoren, hvilket leder til dannelsen av vesentlige mengder karbonmonoksyd. Sistnevnte er en uønsket komponent i produktet siden det reduserer utbyttet av verdifulle produkter og oppfører som en gift overfor mange katalysatorer som benyttes i nedstrømsreaksjoner.
Det er kjent at svovelforbindelser inhiberer nevnte reformeringsreaksjoner og således dannelsen av CO, og det har derfor blitt foreslått å tilsette forskjellige svovelforbindelser hvorav dimetyldisulfld (DMDS) mest ofte benyttes.
I Ind. Eng. Chem. Product Research and Development, vol 20, nr 4, desember 1981, sider 741 til 745, beskriver Bajus et al innvirkningen av tiofen på kinetikken og selektiviteten når det gjelder omdannelsen av heptan ved dampkrakking.
Råmaterialene som anvendes ved dampkrakking av hydrokarboner inneholder naturlig svovel. Selv med tilsetning av ytterligere svovelforbindelser var resultatene fremdeles ikke tilfredsstillende hva angår kombinasjonen av redusert forkoksningsgrad og redusert karbonmonoksyddannelse.
Det er således et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for dampkrakking av hydrokarboner som har en redusert forkoksningsgrad.
Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte for dampkrakking av hydrokarboner som gir lavere utbytter av karbonmonoksyd.
Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte for dampkrakking av hydrokarboner som kombinerer en redusert forkoksningsgrad og lavere utbytter av karbonmonoksyd.
Ytterligere et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte for dampkrakking av hydrokarboner samtidig som dampreformeringsreaksjoner unngås.
Nok et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte for dampkrakking av svovelholdige hydrokarboner som har en eller flere av de ovenfor omtalte fordeler.
Disse og andre formål oppnås ifølge oppfinnelsen ved at det er tilveiebragt en fremgangsmåte for dampkrakking av hydrokarboner, som er kjennetegnet ved at den innbefatter følgende trinn: (i) fjerning av svovel fra hydrokarbonråmaterialet ned til et nivå under 10 ppmw, beregnet som totalt S, til dannelse av et avsvovlet svovelholdig hydrokarbonråmateriale; (ii) tilsetning til det avsvovlede råmaterialet av fra 10 til 1000 ppm, beregnet på vekt og som elementært svovel, av ett eller flere tiohydrokarboner hvor svovelet er en del av aromatiske heterocykler, til dannelse av et svovel-supplert hydrokarbonråmateriale; (iii) utsettelse av det svovelsupplerte råmaterialet for dampkrakking for fremstilling av hydrokarbonfraksjoner av lavere molekylvekt; (iv) utvinning av nevnte hydrokarbonfraksjoner av lavere molekylvekt.
Hydrokarbonråmaterialene som anvendes i foreliggende fremgangsmåte er svovelholdige hydrokarbonråmaterialer som for alle praktiske formål er hydrokarbonråmaterialer som på naturlig måte inneholder svovelforbindelser.
Tiohydrokarbonene velges fortrinnsvis fra gruppen bestående av tiofen, benzotiofen og blandinger derav.
Den foretrukne mengde av tiohydrokarboner er fortrinnsvis mellom 20 og 400 ppmw, mest foretrukket mellom 40 og 150. Det anvendes typisk en nominell mengde på 100 ppmw, som generelt kan reduseres til 40 ppmw eller mindre i løpet av driften, uten å tape de optimale resultatene.
Krakkere består av varmeresistente legeringer av jern, nikkel og krom, slik som Incoloy 800-HT. Disse legeringene er kjent for å fremme dannelsen og avsetningen av koks. Koksdannelse resulterer imidlertid fra komplekse fenomener, som hittil ikke er helt forstått, omfattende katalytisk dannelse, gassfasedannelse og vekst fra eksisterende koksavsetninger.
Tendensen ved industriell drift er mot stadig strengere driftsbetingelser, nemlig høyere driftstemperaturer, men tilsvarende kortere reaksjonstider. De mest nylige teknikker anvender temperaturer på ca. 900°C og oppholdstider på ca. 100 millisekunder. Jo mer driftstemperaturen øker, desto mer blir forkoksing et problem.
Man har nå uventet funnet at ved først å fjerne vesentlig alt svovel som kan være tilstede i råmaterialet, så kan det ved tilsetning til det avsvovlede råmaterialet av et tiohydrokarbon hvor svovelet er en del av en aromatisk heterocykel oppnås forbedrede resultater ved dampkrakking (hva angår kombinasjonen av redusert forkoksningsgrad og redusert karbonmonoksyddannelse). Tiofen, benzotiofen og blandinger derav foretrekkes; de beste resultatene har blitt oppnådd med tiofen som derfor er mest foretrukket.
Fremgangsmåter for fjerning av svovel fra et hydrokarbonråmateriale er kjent og behøver ikke beskrives her. Det skal for eksempel vises til følgende referanser: Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology, 3. utgave, volum 17, 1982, sider 201-205;
Petroleum Refinery Process Economics, R.E. Maples, PennWell, 1993, sider 201-202;
US-patent nr. 4830735.
Med vesentlig fjerning av svovelet, som angitt heri, menes fjerning av tilstrekkelig svovel til å observere en forbedring i dampkrakkingen. Mens forbedringer har blitt observert ved fjerning av svovelforbindelser ned til under 10 ppmw (beregnet som totalt S), er det foretrukket å avsvovle ned til under 1 ppmw, mest foretrukket under 0,1 ppmw.
Dampkrakkingsprosesser er også tidligere kjent innen teknikken og behøver ikke beskrives heri. Det vises for eksempel til følgende referanser: Petrochemical procecces, Technical and economic characteristics, A. Chauvel og G. Lefebvre, 1989, volum 1, kapittel 2.1, sider 117-154;
Modern Petroleum Technology, del 1, 5. utgave, 1984, utgitt av G.D. Hobson, sider 500-511;
Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology, 3. utgave, volum 17,1982, sider 217 og 219;
Petroleum Refinery Process Economics, R.E. Maples, PennWell, 1993, sider 185-186.
Det er ofte fordelaktig, skjønt ikke nødvendig, å sørge for en forbehandling av dampkrakkingsreaktorene ved hjelp av en blanding av damp og et eller flere aromatiske tiohydrokarboner, forut for innføringen av hydrokarbonråmaterialet.
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i følgende eksempler.
EKSEMPEL 1
Flytende nafta-råmateriale ble oppnådd, og hadde følgende egenskaper:
Det svovelholdige råmaterialet ble avsvovlet ved hydrogenbehandling derav under følgende betingelser: katalysator: KF 742 fra AKZO-NOBEL (4,2 vekt-% CoO, 15 vekt-% M0O3) temperatur: 250°C
trykk: 4 MPa (manometertrykk)
romhastighet (LHSV): 5,0 L/L.h
hydrogen/hydrokarbon: 80 NL/L (hvor N betyr normal) i én-gangs gjennomløp.
Det avsvovlede råmaterialet inneholdt mindre enn 0,1 ppmw svovel.
Den sterkt avsvovlede flytende nafta (hvor svovel var udetekterbart) og vann for fortynning av damp mates hver til reaktoren ved hjelp av elektronisk regulerte, pulseringsfrie pumper; strømningshastigheten for vann ble innstilt til halvparten av strømningshastigheten for nafta (begge beregnet på vekt). Tiofen ble kontinuerlig tilsatt til tilførselen ved et nivå på 100 ppmw (beregnet som S).
Dampkrakkingsreaktoren er et rør som har en indre diameter på 1 cm og en lengde på 10703 mm, fremstilt av Fe-Ni-Cr-legeringen kjent som Incoloy 800-HT. Reaktoren anbringes i en ovn med ildfast stein som fyres ved hjelp av gassbrennere montert i ovnen. Ovnen er inndelt i separate celler som kan fyres uavhengig. Gassbrennerne i hver celle reguleres på en slik måte at det oppnås en temperaturprofil lik den til en av industriell type. Temperaturer langs reaktoren ble registrert ved følgende steder:
Tl - etter 1114 mm
T2 - etter 2240 mm
T3 - etter 5061 mm
T4 - etter 7882 mm
T5 - ved utløpet (dvs. etter 10703 mm).
Det aktuelle dampkrakkingsforsøket ble forutgått av et forsulfideirngstrinn i dampkrakkingsreaktoren, hvorved damp inneholdende 100 ppmw tiofen ble ført i gjennomløp i løpet av 2 timer i en mengde på 2,4 kg/t med følgende temperaturprofil:
I løpet av den aktuelle dampkrakkingen var temperaturbetingelsene som angitt i tabell 2 i kolonnen "slutt". De andre prosessbetingelsene var:
Etter ca. 20 minutter hadde forsøksbetingelsene stabilisert seg. Analyser av utløpet ble foretatt ved regelmessige intervaller, mer spesielt for å overvåke CO-dannelse. En forsøkslengde på 6 timer ble benyttet.
Koksdannelse i reaktoren ble bestemt indirekte ved integrering av mengdene av CO og CO2 dannet i løpet av et avkoksingstrinn (dvs. ved brenning av eventuell dannet koks).
Resultatene var følgende. Intet karbonmonoksyd ble detektert i løpet av dampkrakking under stabile betingelser (detekteringsgrensen var 50 ppmw). Koksdannelse var 4,47 g etter 6 timer.
EKSEMPEL 2
Det er kjent i teknikken at koks dannet ved dampkrakking er resultatet av katalytisk koksdannelse og asymptotisk koksdannelse. Siden førstnevnte begrenses over tid, er sistnevnte en viktig faktor i den totale driftsperioden for en industriell ovn.
Følgelig ble det utført en tolv timers driftsperiode under ellers uendrede betingelser i eksempel 1. Siden katalytisk koksdannelse hadde stoppet etter ca. 1 time, kunne den asymptotiske koksdannelsen beregnes basert på forskjell.
Den asymptotiske koksdannelsesmengden var således 0,48 g/h (hvilket er ekvivalent med 2,92 g/h.m<z>). Trykkfalløkningen som kan tillegges asymptotisk koksdannelse var 0,1 kPa/h.
EKSEMPEL 3 (sammenligning)
Eksempel 1 ble gjentatt idet avsvovlingstrinnet ble sløyfet. Tiohydrokarboner med S i aromatiske heterocykler var tilstede ved et nivå på 21 ppmw (beregnet som S), mens det var et totale av 100 ppmw av S i råmaterialet som ble sendt til dampkrakkeren.
Intet karbonmonoksyd ble detektert under stabil dampkrakkingsdrift. Etter 6 timer med stabil dampkrakkingsdrift ble det dannet et totale av 11,15 g koks.
EKSEMPEL 4 (samenligning)
Eksempel 3 ble gjentatt med en ytterligere mengde på 79 ppmw tiofen (beregnet som S) tilsatt til råmaterialet som ble sendt til dampkrakkeren, slik at det totale innhold av tiohydrokarboner med S i aromatiske heterocykler var 100 ppmw og den totale S-mengden var 180 ppmw.
Det ble produsert mer koks enn i eksempel 3.
EKSEMPEL 5 (sammenligning)
Eksempel 1 ble gjentatt uten noen tiofentilsetning etter avsvovling.
I løpet av stabil dampkrakkingsdrift inneholdt avløpet 2,45 vol-% CO.
Etter 6 timer med stabil dampkrakkingsdrift ble det dannet totalt 1,27 g koks.
EKSEMPLER 6 OG 7 (sammenligning)
Eksempler 1 og 2 ble gjentatt mens tiofen ble erstattet med dimetyldisulfid (DMDS) som er den svovelforbindelsen som for tiden anvendes i industriell drift. Resultatene var som følger:
Den asymptotiske koksdannelsesmengden var således 1 g/h (ekvivalent med 6,16 g/h.m<2>) og trykkfalløkningen som kunne tilskrives asymptotisk koksdannelse var på 0,15 kPa/h.
EKSEMPEL 8
Propan inneholdende 10 ppmw svovel, vesentlig som H2S og CH3SH, ble avsvovlet ved føring derav over et absorberende materiale fremstilt og kondisjonert som beskrevet i eksempel I (under a og b) i US-patent nr. 4830735, ved en temperatur på 30°C, under et trykk på 2,5 MPa og med en LHSV-verdi på 5 L/L.h. Den avsvovlede propanen inneholdt mindre enn 0,1 ppmw svovel.
Den avsvovlede propanen ble deretter underkastet dampkrakking under de betingelser som er beskrevet i eksempel 1 i det ovenstående med unntagelse for at utløpstemperaturen var 920°C og mengden av tilsatt tiofen var 200 ppmw.
Intet karbonmonoksyd ble detektert i utløpet. Det ble dannet 27 g koks.
EKSEMPEL 9 (sammenligning)
Eksempel 8 ble gjentatt idet tiofen ble erstattet med DMDS. Intet karbonmonoksyd ble detektert i utløpet, og det ble dannet 61 g koks.
EKSEMPEL 10 (sammenligning)
Eksempel 8 ble gjentatt mens avsvovlingstrinnet ble sløyfet. Utløpet inneholdt 1,59% karbonmonoksyd, og det ble dannet 2 g koks.
Claims (4)
1.
Fremgangsmåte for dampkrakking av hydrokarboner, karakterisert ved at den innbefatter følgende trinn: (i) fjerning av svovel fra hydrokarbonråmaterialet ned til et nivå under 10 ppmw, beregnet som totalt S, til dannelse av et avsvovlet svovelholdig hydrokarbonråmateriale; (ii) tilsetning til det avsvovlede råmaterialet av fra 10 til 1000 ppm, beregnet på vekt og som elementært svovel, av ett eller flere tiohydrokarboner hvor svovelet er en del av aromatiske heterocykler, til dannelse av et svovel-supplert hydrokarbonråmateriale; (iii) utsettelse av det svovelsupplerte råmaterialet for dampkrakking for fremstilling av hydrokarbonfraksjoner av lavere molekylvekt; (iv) utvinning av nevnte hydrokarbonfraksjoner av lavere molekylvekt.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte ett eller flere tiohydrokarboner er valgt fra gruppen bestående av tiofen, benzotiofen og blandinger derav.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det tilsettes fra 20 til 400 ppmw av nevnte ett eller flere tiohydrokarboner.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at det tilsettes fra 40 til 150 ppmw av nevnte ett eller flere tiohydrokarboner.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP95118535 | 1995-11-24 | ||
| PCT/EP1996/005144 WO1997020014A1 (en) | 1995-11-24 | 1996-11-21 | Steam cracking of hydrocarbons |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO972013D0 NO972013D0 (no) | 1997-04-30 |
| NO972013L NO972013L (no) | 1997-06-05 |
| NO317943B1 true NO317943B1 (no) | 2005-01-10 |
Family
ID=8219832
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19972013A NO317943B1 (no) | 1995-11-24 | 1997-04-30 | Fremgangsmate for dampkrakking av hydrokarboner |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6022472A (no) |
| EP (1) | EP0871686B1 (no) |
| JP (1) | JP4390223B2 (no) |
| KR (1) | KR100454828B1 (no) |
| CN (1) | CN1093163C (no) |
| AT (1) | ATE272696T1 (no) |
| AU (1) | AU7696096A (no) |
| CA (1) | CA2203423C (no) |
| DE (1) | DE69633069T2 (no) |
| DK (1) | DK0871686T3 (no) |
| ES (1) | ES2225900T3 (no) |
| NO (1) | NO317943B1 (no) |
| WO (1) | WO1997020014A1 (no) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8481268B2 (en) | 1999-05-21 | 2013-07-09 | Illumina, Inc. | Use of microfluidic systems in the detection of target analytes using microsphere arrays |
| US6784329B2 (en) * | 2002-01-14 | 2004-08-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Olefin production from low sulfur hydrocarbon fractions |
| US20080194900A1 (en) * | 2004-12-10 | 2008-08-14 | Bhirud Vasant L | Steam Cracking with Naphtha Dearomatization |
| WO2007074127A1 (en) * | 2005-12-27 | 2007-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process to make a sulphur containing hydrocarbon product |
| US8057707B2 (en) * | 2008-03-17 | 2011-11-15 | Arkems Inc. | Compositions to mitigate coke formation in steam cracking of hydrocarbons |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4619756A (en) * | 1985-04-11 | 1986-10-28 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method to inhibit deposit formation |
| US4618411A (en) * | 1985-06-04 | 1986-10-21 | Exxon Chemical Patents Inc. | Additive combination and method for using it to inhibit deposit formation |
-
1996
- 1996-11-21 AT AT96939885T patent/ATE272696T1/de not_active IP Right Cessation
- 1996-11-21 EP EP96939885A patent/EP0871686B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-11-21 ES ES96939885T patent/ES2225900T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1996-11-21 DK DK96939885T patent/DK0871686T3/da active
- 1996-11-21 CA CA002203423A patent/CA2203423C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-11-21 WO PCT/EP1996/005144 patent/WO1997020014A1/en active IP Right Grant
- 1996-11-21 JP JP52014197A patent/JP4390223B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1996-11-21 CN CN96191483A patent/CN1093163C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1996-11-21 AU AU76960/96A patent/AU7696096A/en not_active Abandoned
- 1996-11-21 DE DE69633069T patent/DE69633069T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-11-22 US US08/754,485 patent/US6022472A/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-11-22 KR KR1019970702497A patent/KR100454828B1/ko not_active IP Right Cessation
-
1997
- 1997-04-30 NO NO19972013A patent/NO317943B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH10513501A (ja) | 1998-12-22 |
| KR970707258A (ko) | 1997-12-01 |
| ES2225900T3 (es) | 2005-03-16 |
| DE69633069D1 (de) | 2004-09-09 |
| ATE272696T1 (de) | 2004-08-15 |
| DE69633069T2 (de) | 2005-08-11 |
| KR100454828B1 (ko) | 2005-01-13 |
| CN1168153A (zh) | 1997-12-17 |
| NO972013D0 (no) | 1997-04-30 |
| WO1997020014A1 (en) | 1997-06-05 |
| DK0871686T3 (da) | 2004-11-15 |
| CA2203423C (en) | 2007-08-14 |
| CN1093163C (zh) | 2002-10-23 |
| AU7696096A (en) | 1997-06-19 |
| NO972013L (no) | 1997-06-05 |
| EP0871686A1 (en) | 1998-10-21 |
| CA2203423A1 (en) | 1997-04-22 |
| EP0871686B1 (en) | 2004-08-04 |
| US6022472A (en) | 2000-02-08 |
| JP4390223B2 (ja) | 2009-12-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10513476B2 (en) | Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved propylene yield | |
| KR102375008B1 (ko) | 올레핀 및 방향족 플랜트와 통합된 정제 공장의 수소 시스템에서 수소 가스의 공급 및 할당을 제어하는 방법 | |
| US3948759A (en) | Visbreaking a heavy hydrocarbon feedstock in a regenerable molten medium in the presence of hydrogen | |
| US4233138A (en) | Process for the visbreaking of high-metals crudes and resids | |
| KR102309254B1 (ko) | 고-비점 탄화수소 공급원료를 경-비점 탄화수소 산물로 변환하는 방법 | |
| US4176045A (en) | Pyrolysis coke inhibition | |
| US3252774A (en) | Production of hydrogen-containing gases | |
| US11124713B2 (en) | Process for fluidized catalytic cracking of disulfide oil to produce ethylene used for metathesis to produce propylene | |
| US4087348A (en) | Desulfurization and hydroconversion of residua with alkaline earth metal compounds and hydrogen | |
| US3475323A (en) | Process for the preparation of low sulfur fuel oil | |
| US20190359484A1 (en) | Steam reforming system and process | |
| US4210520A (en) | Unsupported catalysts in the production of olefins | |
| US4138325A (en) | Process for conversion of gas oil to ethylene and needle coke | |
| US4179474A (en) | Process for conversion of naphtha to ethylene | |
| NO317943B1 (no) | Fremgangsmate for dampkrakking av hydrokarboner | |
| US3055956A (en) | Process for the separation of naphthalene | |
| US4087350A (en) | Olefins production by steam cracking over manganese catalyst | |
| WO2008012484A1 (en) | Process of modification of a feedstock in a delayed coking unit | |
| US5777188A (en) | Thermal cracking process | |
| NO315662B1 (no) | Reaktor og/eller varmeveksler og en fremgangsmåte for fremstilling av en katalytisk deaktivert metallisk overflate | |
| US2640011A (en) | Desulfurization of heavy petroleum oils | |
| US3716476A (en) | Effluent cooling in a hydrocracking and hydrodesulfurizing process | |
| AU615213B2 (en) | Accelerated cracking of residual oils and hydrogen donation utilizing ammonium sulfide catalysts | |
| KR100278021B1 (ko) | 다이설파이드 혼합물을 설파이딩 에이젼트로 사용하는 방법 | |
| SU1541198A1 (ru) | Способ получени бензола |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |