NO851067L - PROCEDURE FOR TREATMENT OF HYDROCARBON-CONTAINING LONG OIL - Google Patents
PROCEDURE FOR TREATMENT OF HYDROCARBON-CONTAINING LONG OILInfo
- Publication number
- NO851067L NO851067L NO851067A NO851067A NO851067L NO 851067 L NO851067 L NO 851067L NO 851067 A NO851067 A NO 851067A NO 851067 A NO851067 A NO 851067A NO 851067 L NO851067 L NO 851067L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hydrogen
- donating
- boiling point
- diluent
- raw material
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 41
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 45
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 41
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims description 36
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 28
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 24
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 22
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 16
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 claims description 16
- 239000000386 donor Substances 0.000 claims description 14
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 8
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 6
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 125000005329 tetralinyl group Chemical group C1(CCCC2=CC=CC=C12)* 0.000 description 2
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B57/00—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general
- C10B57/04—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general using charges of special composition
- C10B57/045—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general using charges of special composition containing mineral oils, bitumen, tar or the like or mixtures thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B55/00—Coking mineral oils, bitumen, tar, and the like or mixtures thereof with solid carbonaceous material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/005—Coking (in order to produce liquid products mainly)
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Coke Industry (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører er fremgangsmåte for å oppnå øket utbytte av flytende hydrokarboner fra for-koksningsråstoffer ved å innføre hydrogen-donerende hydro-karbonmateriale sammen med råstoffet. I en kjent forsinket forkoksningsprosess oppvarmes en gassolje og/eller et residu raskt til forkoksningstemperaturen, derved inn-ledes den termiske nedbrytningen, og føres inn i et kokstårn, hvor det varme materialet fortsetter sin termiske nedbrytning og omvandling til lettere hydrokarboner og koks. Koksutbyttene kan i slike prosesser være så høye som 30% eller mer, og fremstillingen av store mengder av dette lite verdifulle materialet er uøkonomisk. The present invention relates to a method for obtaining an increased yield of liquid hydrocarbons from coking raw materials by introducing hydrogen-donating hydrocarbon material together with the raw material. In a known delayed coking process, a gas oil and/or a residue is heated quickly to the coking temperature, thereby initiating the thermal decomposition, and is fed into a coke tower, where the hot material continues its thermal decomposition and transformation into lighter hydrocarbons and coke. Coke yields in such processes can be as high as 30% or more, and the production of large quantities of this low-value material is uneconomical.
Fremgangsmåter innenfor kjent teknikk innbefatter frem-stilling av høy kvalitets-koks, dvs. koks som har en lav termisk utvidelseskoeffisient (CTE), og derfor har en høyere verdi en konvensjonell koks. Prior art methods include the production of high quality coke, i.e. coke which has a low coefficient of thermal expansion (CTE) and therefore has a higher value than conventional coke.
I US-patent nr. 4,176,046 beskrives f.eks. en fremgangsmåte hvor vakuumresidu krokkes med hydrogen-donorfortynn-ingsmiddel, avløpsvæsken fra krakkingen ble hydro av svovelet og delvis hydrogenert, og restene ble forsinket forkokset. Forkoksningsgassoljen, med kokepunkt fra 316°C til 480°C, ble resirkulert for å benyttes som fortynningsmiddel for donoren. Den hovedsaklig aromatiske naturen av restene som ble tilført forkokseren forklarer den lave CTE for den fremstilte koksen. US patent no. 4,176,046 describes e.g. a process where vacuum residue is cracked with a hydrogen donor diluent, the effluent from the cracking is de-sulfurized and partially hydrogenated, and the residues are delayed coking. The coker gas oil, with a boiling point of 316°C to 480°C, was recycled to be used as diluent for the donor. The mainly aromatic nature of the residues fed to the coker explains the low CTE of the coke produced.
En alternativ fremgangsmåte er beskrevet i US-patent 3,960,704, hvor residuet ble oksydert ved en temperatur fra 260°C til 316°C og det resulterende utluftede residuet ble forkokset ved 454°C til 510°C, med eller uten et vis-kositets-reduserende fortynningsmiddel. F.eks. høykvali-tetsgassolje for forkoksningsanlegg. Funksjonen av gassoljen var utelukkende å redusere viskositeten av råstoffet, dette angis å gjøre koksproduktet lettere å be-handle enn koks som er fremstilt uten fortynningsmiddel An alternative method is described in US Patent 3,960,704, where the residue was oxidized at a temperature of 260°C to 316°C and the resulting deaerated residue was coked at 454°C to 510°C, with or without a viscosity reducing diluent. E.g. high-quality gas oil for coking plants. The function of the gas oil was exclusively to reduce the viscosity of the raw material, this is stated to make the coke product easier to process than coke which is produced without a diluent
blandet med råstoffet.mixed with the raw material.
US-patent 4,385,980 beskriver forkoksning av pulverisert kull med en hydrogendonor, fraksjonering av destillatet fra den øverste delen av forkoksningsreaksjonen og delvis hydrogenering av en "tungresirkuleringsgassolje" fraksjon som benyttes som donor i forkoksningsanlegget. Drifts-temperaturen for forkoksningsanlegget sies å være området 450°C til 550°C. Det angis ikke bruk av donorfortynnings-middel med annet enn pulverisert kull. US Patent 4,385,980 describes the coking of pulverized coal with a hydrogen donor, fractionation of the distillate from the upper part of the coking reaction and partial hydrogenation of a "heavy recycle gas oil" fraction used as a donor in the coking plant. The operating temperature for the coking plant is said to be in the range of 450°C to 550°C. The use of donor diluent with other than powdered coal is not specified.
I US-patent 4,213,846 demonsteres reduksjonen av CTE for forsinket forkoksning ved å benytte resirkulert hydro-behandlet gassolje med høy kvalitetsforkoksningsråstoff i et anlegg for forsinket forkoksning. Gassoljestrømmen av uspesifisert kokeområde ble oppnådd fra forkoksnings-væskene, og forkoksningsanlegget ble drevet ved en temperatur i overføringsrøret på 505°C til 525°C, istedenfor en normal temperatur (uten donor) på 470°C til 505°C. Det angis i kolonnen 2, linje 48-50 at det ikke ville fore-ligget noe grunn for å utføre resirkuleringshydro-behandling dersom normal, i motsetning til høy kvalitets, koks ble fremstilt. Det gis ingen kommentarer vedrørende koksutbyttet. US Patent 4,213,846 demonstrates the reduction of CTE for delayed coking by using recycled hydro-treated gas oil with high quality coking feedstock in a delayed coking plant. The gas oil stream of unspecified boiling range was obtained from the coking liquids, and the coking plant was operated at a transfer pipe temperature of 505°C to 525°C, instead of a normal temperature (without donor) of 470°C to 505°C. It is stated in column 2, lines 48-50 that there would be no reason to carry out recycling hydrotreatment if normal, as opposed to high quality, coke was produced. No comments are given regarding the coke yield.
I US-patent 3,617,513 beskrives en fremgangsmåte til om-danning av kull til flytende hydrokarbonprodukter. Kull ble oppslemmet med et hydrogen-donoroppløsningsmiddel med kokepunkt i området fra 177°C til 482°C, flytendegjort og restfraksjonene, som inneholdt flytende flytendegjørings-produkter, ikke-flytendegjorte faste kullpartikler og uom-satt hydrogen-donoroppløsningsmiddel ble ført til en fluid-forkoksningssone. Temperaturområdet for drift av fluid-forkoksningssonen angis ikke, men eksemplene på fremgangsmåten ble alle utført ved 538°C. Forsinket forkoksning er foreslått som et alternativ til fluid-forkoksning, men ingen driftsbetingelser angis. US patent 3,617,513 describes a method for converting coal into liquid hydrocarbon products. Coal was slurried with a hydrogen donor solvent with a boiling point in the range from 177°C to 482°C, liquefied and the residual fractions, which contained liquid liquefaction products, non-liquefied solid coal particles and unreacted hydrogen donor solvent, were passed to a fluid coking zone. The temperature range for operation of the fluid coking zone is not stated, but the examples of the process were all carried out at 538°C. Delayed coking is proposed as an alternative to fluid coking, but no operating conditions are specified.
I US-patent 2,953,513 beskrives foredlingen av petroleum-residuer ved at de bringes i kontakt med hydrogen-donerende hydrokarboner med kokepunkt i området fra 371°C til det begynnede kokepunktet for residuet som skal for-edles, reaksjonen utføres i flytende fase ved temperaturer fra 427°C til 504°C og trykk fra 1,4 MPa til 6,9 MPa. US patent 2,953,513 describes the refining of petroleum residues by bringing them into contact with hydrogen-donating hydrocarbons with a boiling point in the range from 371°C to the initial boiling point of the residue to be refined, the reaction is carried out in the liquid phase at temperatures from 427°C to 504°C and pressure from 1.4 MPa to 6.9 MPa.
På tross av disse beskrivelsene foreligger fremdeles et behov for en fremgangsmåte til foredling av residuer ved lavt trykk med redusert dannelse av koks. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for behandling av tungt hydrokarbonholdige oljeråstoff som innbefatter: (a) Blanding av det tunge hydrokarbonholdige oljeråstoffet og et hydrogen-donerende hydrokarbonfortynningsmiddel med kokepunkt i området fra 180°C til 400°C ved atmosfæretrykk, i et forhold sammenlignet med råstoffet på 0,02:1 til 1,0:1 vektdeler i en Despite these descriptions, there is still a need for a method for refining residues at low pressure with reduced formation of coke. The present invention provides a method for treating heavy hydrocarbon-containing oil feedstock which includes: (a) Mixing the heavy hydrocarbon-containing oil feedstock and a hydrogen-donating hydrocarbon diluent with a boiling point in the range from 180°C to 400°C at atmospheric pressure, in a ratio compared to the feedstock of 0.02:1 to 1.0:1 parts by weight in a
blandesone; mixing zone;
(b) Oppvarming av blandingen av råstoff og hydrogen-donerende hydrokarbonfortynningsmiddel til en temperatur fra 420°C til 500°C i en oppvarmingssone slik (b) Heating the mixture of feedstock and hydrogen-donating hydrocarbon diluent to a temperature of from 420°C to 500°C in a heating zone such
at det dannes en reaksjonsmasse; that a reaction mass is formed;
(c) Reaksjonsmassen holdes i en forkoksningssone ved en temperatur fra 400°C til 490°C og et trykk fra 101 kPa til 600 kPa i en retensjonstid på fra 5 til 60 (c) The reaction mass is held in a coking zone at a temperature from 400°C to 490°C and a pressure from 101 kPa to 600 kPa for a retention time of from 5 to 60
min.; ogmy.; and
(d) Utvinning av flytende hydrokarbonprodukter og koks (d) Extraction of liquid hydrocarbon products and coke
fra den nevnte forkoksningsonen.from the aforementioned coking zone.
Oppfinnelsen ligger også i en fremgangsmåte til reduksjon av omfanget av koksdannelsen i et forkoksningsanlegg for tunge hydrokarbonholdige oljeråstoff, som innbefatter trinnene som er angitt ovenfor. The invention also lies in a method for reducing the extent of coke formation in a coking plant for heavy hydrocarbon-containing oil raw materials, which includes the steps indicated above.
I foreliggende beskrivelse og krav betyr alle referanser til prosenter og deler prosentvekt og vektdeler, og koke-temperaturer refererer til atmosfæretrykk med mindre annet er angitt. In the present description and claims, all references to percentages and parts mean percentage by weight and parts by weight, and boiling temperatures refer to atmospheric pressure unless otherwise stated.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen benytter et hydrogen-donerende hydrokarbonfortynningsmiddel for å tilveiebringe tilstrekkelige hydrogen til addisjon til i det minste en del av radikaliene som dannes fra residu-råstoffet når det utsettes for temperaturer i forkoksningsområdet, dvs. fra 420°C til 500°C. Det hydrogen-donerende fortynningsmidlet har et kokepunktsområde fra 180°C til 400°C, fortrinnsvis fra 200°C til 350°C, ved atmosfæretrykk. Donorfortynningsmidlet kan med fordel være en sterkt aromatisk lett cyklusolje som er generert ved en katalytisk krakkingsprosess; oljen er delvis hydrogenert ved kjente fremgangsmåter slik at det dannes et hydrogen-donerende fortynningsmiddel som f.eks. inneholder tetralin og substituerte tetraliner. Fortrinnsvis utgjør hydrogen-donerende forbindelser og hydrogen-donorforstadier tilsammen minst 40% av hydrogen-donorfortynningsmidlet. Hydrokarboner med kokepunkt i den øvre delen av det tidligere nevnte vide kokepunktsområdet, dvs. med kokepunkt fra ca. 350°C til 400°C, deltar generelt i mindre grad, om i det hele, som hydrogen-donerende materialer under donorhydrokrakkingen. Noen av disse hydrokar-bonene, her kalt hydrogen-donorforstadier, omvandles i løpet av donorhydrokrakkingen til forbindelser som delvis kan hydrogeneres til hydrogen-donerende forbindelser med kokepunkt i det tidligere nevnte vide kokepunktsområdet. Der hvor donor resirkulering benyttet, som beskrevet nedenfor, kan følgelig det donor-donerende fortynningsmidlet med fordel innbefatte materialer som i kokepunkt opptil 400°C. Forbindelser som er innbefattet i det hydrogen-donerende fortynningsmidlet selv om de ikke i realiteten avgir hydrogen gjør likevel nytte i fremgangsmåten ved at de virker som fortynningsmidler som reduserer viskositeten av reaksjonsmassen og derved bidrar til kontroll av koksavsetning på ovnsveggene. Andelen hydrogen-donerende hydrokarbonfortynningsmiddel i forhold til residuråstof f et kan være fra ca. 0,02:1 til 1,0:1, fortrinnsvis fra 0,15:1 til 0,5:1. Eventuelt kan en del av den mengden hydrogendonor som kreves tilføres i form av resirkulert hydrogendonormateriale som oppnås ved fraksjonering av de væskeformede forkoksningsprosessene og delvis hydrogenerering av i det minste en del av donor-forløperfraksjonen med kokepunkt i området 180°C til 400°C, eller fortrinnsvis fraksjonen med kokepunkt på 200°C til 350°C, slik at det dannes et resirkulerings-hydrogen-donormateriale. Forholdet mellom resirkulert hydrogen-donormateriale og ny fremstilt hydrogen-donormateriale kan være fra 0,1:1 til 2:1. The method according to the invention uses a hydrogen-donating hydrocarbon diluent to provide sufficient hydrogen for addition to at least part of the radicals that are formed from the residue raw material when it is exposed to temperatures in the coking range, i.e. from 420°C to 500°C. The hydrogen-donating diluent has a boiling point range of from 180°C to 400°C, preferably from 200°C to 350°C, at atmospheric pressure. The donor diluent may advantageously be a highly aromatic light cycle oil generated by a catalytic cracking process; the oil is partially hydrogenated by known methods so that a hydrogen-donating diluent such as e.g. contains tetralin and substituted tetralins. Preferably, hydrogen-donating compounds and hydrogen-donor precursors together make up at least 40% of the hydrogen-donor diluent. Hydrocarbons with a boiling point in the upper part of the previously mentioned wide boiling point range, i.e. with a boiling point from approx. 350°C to 400°C, generally participate to a lesser extent, if at all, as hydrogen-donating materials during donor hydrocracking. Some of these hydrocarbons, here called hydrogen donor precursors, are converted during the donor hydrocracking into compounds that can be partially hydrogenated into hydrogen-donating compounds with a boiling point in the previously mentioned wide boiling point range. Where donor recycling is used, as described below, the donor-donating diluent can therefore advantageously include materials that boil at up to 400°C. Compounds that are included in the hydrogen-donating diluent, even if they do not actually emit hydrogen, are still useful in the process in that they act as diluents that reduce the viscosity of the reaction mass and thereby contribute to the control of coke deposition on the furnace walls. The proportion of hydrogen-donating hydrocarbon diluent in relation to residual raw material can be from approx. 0.02:1 to 1.0:1, preferably from 0.15:1 to 0.5:1. Optionally, part of the amount of hydrogen donor required can be supplied in the form of recycled hydrogen donor material obtained by fractionation of the liquid coking processes and partial hydrogenation of at least part of the donor-precursor fraction with a boiling point in the range of 180°C to 400°C, or preferably the fraction with a boiling point of 200°C to 350°C, so that a recycle hydrogen donor material is formed. The ratio between recycled hydrogen donor material and newly produced hydrogen donor material can be from 0.1:1 to 2:1.
Temperaturen av reaksjonsmassen som går inn i forkoksningsanlegget fra et overføringsrør kan være i området fra 420°C til 500°C, fortrinnsvis fra 450°C til 500°C. Rela-sjonen mellom oppholdstiden i oppvarmingssonen og temperaturen av sonen bestemmes av egenskapene for den tunge hydrokarbonholdige oljen som skal behandles. Oljer som lett krakkes holdes i en kortere retensjonstid eller ved en lavere temperatur, eller begge deler, enn oljer som er mer temperaturbestandige. Det tunge hydrokarbonholdige oljeråstoffet kan innbefatte et residu fra atmosfære-eller vakuumdestillasjon av konvensjonell råolje, eller et atmosfære- eller vakummresidu av tungolje eller asfalt. Der hvor innholdet av nafta og destillater er lavt, som i olje-sandasfalter, kan hele asfalten benyttes som råstoff-olje. Blandinger av de ovenfornevnte oljene kan også til-føres til fremgangsmåten. Generelt gjelder, som kjent for fagmannen, at ved behandling av et gitt tungt råstoff krever en høy temperatur enn kort retensjonstid i oppvarmingssonen. Temperaturen som opprettholdes i et kokstårn er generelt lavere enn for materialet i overføringsrøret, og kan være fra 400°C til 490°C, fortrinnsvis fra 425°C til 480°C. Driftstrykket kan være fra atmosfæretrykk, dvs. 101 kPa, til ca. 600 kPa, fortrinnsvis fra 200 kPa til 400 kPa. The temperature of the reaction mass entering the coking plant from a transfer pipe can be in the range from 420°C to 500°C, preferably from 450°C to 500°C. The relationship between the residence time in the heating zone and the temperature of the zone is determined by the properties of the heavy hydrocarbon-containing oil to be treated. Oils that crack easily are kept for a shorter retention time or at a lower temperature, or both, than oils that are more temperature resistant. The heavy hydrocarbon-containing oil feedstock may include a residue from atmospheric or vacuum distillation of conventional crude oil, or an atmospheric or vacuum residue of heavy oil or asphalt. Where the content of naphtha and distillates is low, such as in oil-sand asphalt, the entire asphalt can be used as raw material oil. Mixtures of the above-mentioned oils can also be added to the process. In general, as is known to those skilled in the art, when processing a given heavy raw material, a high temperature is required rather than a short retention time in the heating zone. The temperature maintained in a coke tower is generally lower than that of the material in the transfer pipe, and may be from 400°C to 490°C, preferably from 425°C to 480°C. The operating pressure can be from atmospheric pressure, i.e. 101 kPa, to approx. 600 kPa, preferably from 200 kPa to 400 kPa.
Det flytende produktmaterialet som kan oppnås fra en øvre fraksjon av kokstårnet kan fraksjoneres. I det minste en del av et materiale med kokepunkt i området for tunge gassoljer, dvs. over 400°C, kan resirkuleres og blandes med nytt residuråstoff. Forholdet mellom resirkulert og nytt residuråstoff i sluttfraksjonene kan være opptil ca. 0,4:1. Ved drift av oljeraffinerier er et forhold mellom resirkulert og nytt råstoff i restfraksjonen på 0,1:1 til 0,3:1 generelt tilstrekkelig til å fjerne hele det tunge gassoljeproduktet. Eventuelt kan både hydrogen-donormaterialet og den tunge gassoljen resirkuleres. The liquid product material that can be obtained from an upper fraction of the coke tower can be fractionated. At least part of a material with a boiling point in the range of heavy gas oils, i.e. above 400°C, can be recycled and mixed with new residual raw material. The ratio between recycled and new residual raw material in the final fractions can be up to approx. 0.4:1. When operating oil refineries, a ratio between recycled and new raw material in the residual fraction of 0.1:1 to 0.3:1 is generally sufficient to remove the entire heavy gas oil product. Optionally, both the hydrogen donor material and the heavy gas oil can be recycled.
Holdetiden for reaksjonsmassen i kokstårnet kan være fra 5 min. til 60 min. I et typisk raffineri kan forsinket forkoksning ifølge foreliggende oppfinnelse utføres ved alternerende å benytte 2 kokstårn. Når et av tårnene er fylt med koks frakobles det fra forvarmingsovnen og koksproduktet tømmes mens det andre tårnes fylles med reaksjonsmasse fra en forvarmingsovn via et overføringsrør. Den første reaksjonsmassen som går inn i et kokstårn etter oppstarting av dette tårnet utsettes for en lengre ekspon-ering overfor forkoksningsbetingelsene enn den siste reaksjonsmassen som går inn i tårnet før dette lukkes. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan utføres under slike raffineringbetingeIser. The holding time for the reaction mass in the coke tower can be from 5 min. to 60 min. In a typical refinery, delayed coking according to the present invention can be carried out by alternately using 2 coking towers. When one of the towers is filled with coke, it is disconnected from the preheating furnace and the coke product is emptied, while the other tower is filled with reaction mass from a preheating furnace via a transfer pipe. The first reaction mass that enters a coke tower after starting up this tower is subjected to a longer exposure to the coking conditions than the last reaction mass that enters the tower before it is closed. The method according to the invention can be carried out under such refining conditions.
Fig. 1 viser en foretrukket form for apparatur for Fig. 1 shows a preferred form of apparatus for
utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. implementation of the method according to the invention.
I en foretrukket utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen føres, med referanse til tegningen, vakuumresidu via rørene 11 og 13 til bufferbeholderen 2. Delvis hydrogenert lett cyklusolje føres via rør 12, og blandes med residuet som skal tilføres beholderen 2 via rør 13, og eventuelt resirkulert gassolje tilsettes via rør 17. Den resulterende blandingen føres gjennom rør 14 til forkoks-ningsforvarmingsovnen 6 hvor den oppvarmes til forkoks-ningstemperatur, typisk 420°C til 500°C, deretter gjennom rør 15 til kokstårn 7 eller kokstårn 7a. Det tårn som for øyeblikket ikke fylles kobles ut av systemet ved hjelp av ventilene 3 og 4 eller 3a og 4a. Etter en egnet holdetid i kokstårnet, ved en temperatur som fortrinnsvis ligger i området fra 400°C til 480°C, og et trykk som er vesentlig lavere enn trykket i forvarmingsovnen 6, under hvilken periode forkoksningtoppfraksjonene fjernes i røret 16 til fraksjonsneringtårnet 8 hvorfra produkter fra gasser til tung gassolje fjernes via rørene 21 til 24, settes tårnet ut av drift og dets koksinnhold fjernes via rør 18 eller 18a. Eventuelt kan i det minst en del av den tunge gassoljen med kokepunkt over 400°C resirkuleres via rør 17 for ytterligere behandling i forkoksningsanlegget, og om ønsket kan all den tunge gassoljen på denne måten omvandles til lettere råoljeprodukter eller til koks. Der hvor en slik strøm ikke resirkuleres kan denne fordel tilføres til en katalytisk fluid-krakkingssone. Eventuelt kan en del av den hydrogen-donoren som kreves tilveie-bringes ved at man gjennom røret 19 fører i det minste en del av gassoljefraksjonen i røret 23 som har kokepunkt mellom 180°C og 400°C, fortrinnsvis mellom 200°C og 300°C, delvis hydrogenerer gassoljen i hydrogeneringssonen 9 og resirkulerer det resulterende resirkuleringshydrogen-donormateriale gjennom røret 20 slik at det blandes med nytt donormateriale som tilføres via rør 12. In a preferred embodiment of the method according to the invention, with reference to the drawing, vacuum residue is fed via pipes 11 and 13 to the buffer container 2. Partially hydrogenated light cycle oil is fed via pipe 12, and mixed with the residue to be supplied to the container 2 via pipe 13, and optionally recycled gas oil is added via pipe 17. The resulting mixture is fed through pipe 14 to the coking preheating furnace 6 where it is heated to coking temperature, typically 420°C to 500°C, then through pipe 15 to coke tower 7 or coke tower 7a. The tower that is not currently being filled is disconnected from the system using valves 3 and 4 or 3a and 4a. After a suitable holding time in the coke tower, at a temperature that is preferably in the range from 400°C to 480°C, and a pressure that is significantly lower than the pressure in the preheating furnace 6, during which period the coking top fractions are removed in the pipe 16 to the fractionation tower 8 from which products from gases to heavy gas oil is removed via pipes 21 to 24, the tower is taken out of service and its coke content is removed via pipes 18 or 18a. Optionally, at least part of the heavy gas oil with a boiling point above 400°C can be recycled via pipe 17 for further treatment in the coking plant, and if desired, all the heavy gas oil can be converted in this way to lighter crude oil products or to coke. Where such a stream is not recycled, this benefit can be added to a catalytic fluid cracking zone. Optionally, part of the required hydrogen donor can be provided by passing at least part of the gas-oil fraction in pipe 23 through pipe 19, which has a boiling point between 180°C and 400°C, preferably between 200°C and 300 °C, partially hydrogenates the gas oil in the hydrogenation zone 9 and recycles the resulting recycle hydrogen donor material through pipe 20 so that it is mixed with new donor material supplied via pipe 12.
Eksempel 1Example 1
Fire volumdeler av et vakuumresidu av konvensjonell råolje med kokepunkt over 510°C ble blandet med en del svakt hydro-behandlet lett cyklusolje med kokepunkt fra 180°C til 390°C og en del forkoksningsresirkuleringsgassolje med kokepunkt over 400°C. Gassoljen tjente som et fortynn ingsmiddel som tilveiebragte en lavere viskositet i reak-sjonsblandingen, og inngikk også i noen grad i donorfor-koksningsreaksjonen. Hydrogen-donerende spesis, dvs. tetralin og substituerte tetraliner, utgjorde ca. 45 vekt-% av cyklusoljen. Blandingen ble oppvarmet til 493°C i en forkoksningsovn av kommersiell størrelse ved 1,48 MPa (absolutt) og ført gjennom en trykk-reduserende ventil inn i et kokstårn hvor reaksjonsmassen ble holdt ved 471°C og 240 kPa mens kokstårnet ble fylt med koks. Forkoksnings-toppfraks joner ble tatt ut av fraksjoneringstårnet med ut-bytter (netto utbytte av tilsatt cyklusolje) som vist i forsøk 1 i tabell 1. Koksproduktet inneholdt 12°C flyktig brennbart materiale (VCM). Et tilsvarende forsøk ble ut-ført uten tilsatt cyklusolje, og produktutbyttene er gjen-gitt som forsøk 2. Four parts by volume of a vacuum residue of conventional crude oil boiling above 510°C was mixed with one part weakly hydrotreated light cycle oil boiling from 180°C to 390°C and one part coking recycle gas oil boiling above 400°C. The gas oil served as a diluent which provided a lower viscosity in the reaction mixture, and was also included to some extent in the donor coking reaction. Hydrogen-donating species, i.e. tetralin and substituted tetralins, accounted for approx. 45% by weight of the cycle oil. The mixture was heated to 493°C in a commercial size coking oven at 1.48 MPa (absolute) and passed through a pressure reducing valve into a coke tower where the reaction mass was maintained at 471°C and 240 kPa while the coke tower was charged with coke . Coking top fractions were withdrawn from the fractionation tower with yields (net yield of added cycle oil) as shown in run 1 in Table 1. The coke product contained 12°C volatile combustible material (VCM). A similar experiment was carried out without added cycle oil, and the product yields are reproduced as experiment 2.
I løpet av forsøk 1 ifølge foreliggende oppfinnelse ble ca. 12,5m<3>/m<3>(70 SCFB) hydrogen overført til residupro-duktene. Bromintallet for produktet med kokepunkt innenfor kokepunktsområdet for bensin ble redusert fra 52 ved fremgangsmåten ifølge kjent teknikk i forsøk 2 til 43 ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, dette illusterer en betydelig forbedring i metningen av bensinen. During experiment 1 according to the present invention, approx. 12.5 m<3>/m<3> (70 SCFB) of hydrogen transferred to the residue products. The bromine number for the product with a boiling point within the boiling point range for gasoline was reduced from 52 by the method according to the prior art in experiment 2 to 43 by the method according to the invention, this illustrates a significant improvement in the saturation of the gasoline.
Eksempel 2- 3Example 2-3
I en laboratoriapparatur ble det foretatt en serie forsøk på simulert forsinket forkoksning. Apparaturen bestod av en enkelt reaktorbeholder, utstyrt med innretninger for temperatur- og trykkontroll. Hver reaktorsats ble holdt ved 427°C og 1,1 MPa i 5 min., deretter ble trykket redusert til 233 kPa og behandlingen ble fortsatt ved temperaturen angitt ovenfor i ytterligere 20 min. Koksutbyttet ble normalisert til et innhold på 12% flyktig brennbart materiale (VCM) for koksproduktet i hvert forsøk. Resul-tatene er sammenfattet i tabell 2. In a laboratory apparatus, a series of experiments on simulated delayed coking were carried out. The apparatus consisted of a single reactor vessel, equipped with devices for temperature and pressure control. Each reactor batch was held at 427°C and 1.1 MPa for 5 min., then the pressure was reduced to 233 kPa and the treatment continued at the temperature indicated above for another 20 min. The coke yield was normalized to a content of 12% volatile combustible material (VCM) for the coke product in each experiment. The results are summarized in table 2.
Det fremgår følgelig at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen effektivt reduserer koksdannelsen både i apparatur av laboratoriestørrelse i kommersiell apparatur. Andre for-deler er at fremgangsmåten gir et mer mettet bensinprodukt enn ved konvensjonelle fremgangsmåter, og reduserer for-urensningen av ovnsrørene i oppvarmingssonen. It therefore appears that the method according to the invention effectively reduces coke formation both in laboratory-sized equipment and in commercial equipment. Other advantages are that the method produces a more saturated petrol product than with conventional methods, and reduces the contamination of the furnace tubes in the heating zone.
Claims (14)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA000450003A CA1246481A (en) | 1984-03-20 | 1984-03-20 | Coking residuum in the presence of hydrogen donor |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO851067L true NO851067L (en) | 1985-09-23 |
Family
ID=4127451
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO851067A NO851067L (en) | 1984-03-20 | 1985-03-18 | PROCEDURE FOR TREATMENT OF HYDROCARBON-CONTAINING LONG OIL |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0156614B1 (en) |
| JP (1) | JPS60238388A (en) |
| AU (1) | AU580035B2 (en) |
| BR (1) | BR8501214A (en) |
| CA (1) | CA1246481A (en) |
| DE (1) | DE3580859D1 (en) |
| ES (1) | ES8608564A1 (en) |
| NO (1) | NO851067L (en) |
| ZA (1) | ZA851903B (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0718265A (en) * | 1993-07-01 | 1995-01-20 | Kurita Water Ind Ltd | Antifouling agent for petrochemical process |
| US6919017B2 (en) * | 2002-04-11 | 2005-07-19 | Conocophillips Company | Separation process and apparatus for removal of particulate material from flash zone gas oil |
| US9039889B2 (en) * | 2010-09-14 | 2015-05-26 | Saudi Arabian Oil Company | Upgrading of hydrocarbons by hydrothermal process |
| CN105505449A (en) * | 2015-11-27 | 2016-04-20 | 中国海洋石油总公司 | Hydrogen-donor coking method |
| CN105331390A (en) * | 2015-11-27 | 2016-02-17 | 中国海洋石油总公司 | Method for delaying coking by supplying hydrogen |
| US20230168157A1 (en) * | 2021-11-29 | 2023-06-01 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | System and method for evaluation of the deposition in tubes of the furnaces of a delayed coking unit |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3617513A (en) * | 1969-01-03 | 1971-11-02 | Exxon Research Engineering Co | Coking of heavy feedstocks |
| JPS5455005A (en) * | 1977-10-12 | 1979-05-01 | Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd | Cracking of heavy hydrocarbons to lighter grade |
| US4213846A (en) * | 1978-07-17 | 1980-07-22 | Conoco, Inc. | Delayed coking process with hydrotreated recycle |
| US4176046A (en) * | 1978-10-26 | 1979-11-27 | Conoco, Inc. | Process for utilizing petroleum residuum |
| DE2949935C2 (en) * | 1979-12-12 | 1985-06-05 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Process for converting high-boiling crude oils into petroleum-like products |
| CA1122914A (en) * | 1980-03-04 | 1982-05-04 | Ian P. Fisher | Process for upgrading heavy hydrocarbonaceous oils |
| US4385980A (en) * | 1981-02-26 | 1983-05-31 | Conoco Inc. | Coal treating process |
-
1984
- 1984-03-20 CA CA000450003A patent/CA1246481A/en not_active Expired
-
1985
- 1985-03-13 ZA ZA851903A patent/ZA851903B/en unknown
- 1985-03-15 AU AU40022/85A patent/AU580035B2/en not_active Ceased
- 1985-03-18 ES ES541382A patent/ES8608564A1/en not_active Expired
- 1985-03-18 NO NO851067A patent/NO851067L/en unknown
- 1985-03-19 DE DE8585301883T patent/DE3580859D1/en not_active Expired - Lifetime
- 1985-03-19 EP EP85301883A patent/EP0156614B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1985-03-19 BR BR8501214A patent/BR8501214A/en unknown
- 1985-03-20 JP JP60054765A patent/JPS60238388A/en active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ZA851903B (en) | 1985-10-30 |
| BR8501214A (en) | 1985-11-12 |
| ES8608564A1 (en) | 1986-07-16 |
| EP0156614B1 (en) | 1990-12-12 |
| ES541382A0 (en) | 1986-07-16 |
| AU580035B2 (en) | 1988-12-22 |
| CA1246481A (en) | 1988-12-13 |
| AU4002285A (en) | 1985-09-26 |
| JPS60238388A (en) | 1985-11-27 |
| DE3580859D1 (en) | 1991-01-24 |
| EP0156614A2 (en) | 1985-10-02 |
| EP0156614A3 (en) | 1987-08-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3617493A (en) | Process for steam cracking crude oil | |
| KR101712238B1 (en) | Process for delayed coking of whole crude oil | |
| US4840725A (en) | Conversion of high boiling liquid organic materials to lower boiling materials | |
| US4332671A (en) | Processing of heavy high-sulfur crude oil | |
| NO149893B (en) | PROCEDURE FOR THE PREPARATION OF PREMIUM COOK FROM VACUUM RESIDUAL | |
| US4519898A (en) | Low severity delayed coking | |
| JP2019508543A (en) | An improved product yield process and equipment for converting crude oil to petrochemical products | |
| US3532618A (en) | Pour point depressant made by hydrovisbreaking and deasphalting a shale oil | |
| RU2024586C1 (en) | Process for treating heavy asphalthene-containing stock | |
| JPS6072989A (en) | Method for thermally cracking heavy oil | |
| US4501654A (en) | Delayed coking process with split fresh feed and top feeding | |
| US4235702A (en) | Hydrocarbon processing | |
| US4492625A (en) | Delayed coking process with split fresh feed | |
| NO851067L (en) | PROCEDURE FOR TREATMENT OF HYDROCARBON-CONTAINING LONG OIL | |
| US2135332A (en) | Conversion of hydrocarbon oil | |
| JPS6158515B2 (en) | ||
| GB2024245A (en) | Production of gaseous and liquid fuels and coke from scrap rubber | |
| US4892644A (en) | Upgrading solvent extracts by double decantation and use of pseudo extract as hydrogen donor | |
| NO138150B (en) | PROCEDURE FOR PREPARING COKE WITH ELECTRODE QUALITY | |
| US5316655A (en) | Process for making light hydrocarbonaceous liquids in a delayed coker | |
| NO830160L (en) | PROCEDURE FOR DELAYED COOKING USING A RAW MATERIAL CONTAINING ETHYLENTY YEARS | |
| US4040943A (en) | Combination thermal cracking and coking process | |
| JPS62246991A (en) | Thermal cracking treatment for cracked heavy fraction | |
| US3669876A (en) | Hf extraction and asphaltene cracking process | |
| US20190284482A1 (en) | In situ coking of heavy pitch and other feedstocks with high fouling tendency |