RU2258731C2 - Композиции для подавления коксообразования в печах для проведения термического крекинга - Google Patents
Композиции для подавления коксообразования в печах для проведения термического крекинга Download PDFInfo
- Publication number
- RU2258731C2 RU2258731C2 RU2001121161/04A RU2001121161A RU2258731C2 RU 2258731 C2 RU2258731 C2 RU 2258731C2 RU 2001121161/04 A RU2001121161/04 A RU 2001121161/04A RU 2001121161 A RU2001121161 A RU 2001121161A RU 2258731 C2 RU2258731 C2 RU 2258731C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- alkyl
- compounds
- coke
- coke formation
- aryl
- Prior art date
Links
- 239000000571 coke Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 44
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 15
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 32
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims abstract description 20
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 16
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- -1 olefin compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 125000006686 (C1-C24) alkyl group Chemical group 0.000 abstract 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N Dimethyl sulfide Chemical compound CSC QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 21
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 17
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 16
- 229920001174 Diethylhydroxylamine Polymers 0.000 description 11
- FVCOIAYSJZGECG-UHFFFAOYSA-N diethylhydroxylamine Chemical compound CCN(O)CC FVCOIAYSJZGECG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 10
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 9
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 7
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 5
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 4
- 238000002161 passivation Methods 0.000 description 4
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 4
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical compound C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229940123457 Free radical scavenger Drugs 0.000 description 3
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical compound C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 3
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 3
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 3
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N Diethyl disulfide Chemical compound CCSSCC CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001030 Iron–nickel alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910004339 Ti-Si Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910010978 Ti—Si Inorganic materials 0.000 description 2
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- LJSQFQKUNVCTIA-UHFFFAOYSA-N diethyl sulfide Chemical compound CCSCC LJSQFQKUNVCTIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 150000003003 phosphines Chemical class 0.000 description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 2
- 239000002296 pyrolytic carbon Substances 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 2
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 2
- OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M (2r)-2-ethylhexanoate Chemical class CCCC[C@@H](CC)C([O-])=O OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M 0.000 description 1
- DIIIISSCIXVANO-UHFFFAOYSA-N 1,2-Dimethylhydrazine Chemical compound CNNC DIIIISSCIXVANO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N Trioxochromium Chemical compound O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910000423 chromium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- XYWDPYKBIRQXQS-UHFFFAOYSA-N di-isopropyl sulphide Natural products CC(C)SC(C)C XYWDPYKBIRQXQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000002429 hydrazines Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910001293 incoloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- UGKDIUIOSMUOAW-UHFFFAOYSA-N iron nickel Chemical compound [Fe].[Ni] UGKDIUIOSMUOAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- WXEHBUMAEPOYKP-UHFFFAOYSA-N methylsulfanylethane Chemical compound CCSC WXEHBUMAEPOYKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N monomethylhydrazine Chemical compound CNN HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PAZXUKOJTOTKBK-UHFFFAOYSA-N n,n-dibutylhydroxylamine Chemical compound CCCCN(O)CCCC PAZXUKOJTOTKBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFMTUFVYMCDPGY-UHFFFAOYSA-N n,n-diethylethanamine oxide Chemical compound CC[N+]([O-])(CC)CC LFMTUFVYMCDPGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ODHYIQOBTIWVRZ-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylhydroxylamine Chemical compound CC(C)NO ODHYIQOBTIWVRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002790 naphthalenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002987 phenanthrenes Chemical class 0.000 description 1
- OJMIONKXNSYLSR-UHFFFAOYSA-N phosphorous acid Chemical class OP(O)O OJMIONKXNSYLSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 238000007348 radical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 235000002020 sage Nutrition 0.000 description 1
- 150000004756 silanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 150000003377 silicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C323/00—Thiols, sulfides, hydropolysulfides or polysulfides substituted by halogen, oxygen or nitrogen atoms, or by sulfur atoms not being part of thio groups
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Данное изобретение относится к комбинации соединений и к способу, использующему такую комбинацию, полезную для уменьшения или предотвращения коксообразования в печах для проведения термического крекинга, использующих водяной пар в крекинг-печи для получения этилена. Комбинация состоит из одного или нескольких соединений, описываемых формулой R-Sx-R', где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил, а х=1-5, и одного или нескольких соединений, выбираемых из следующей группы:
Description
ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
Данная заявка заявляет пользу эффекта, описанного в предварительной заявке США, регистрационный №60/221308, поданной 28 июля 2000 года.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Область техники
Данное изобретение относится к композициям или к комбинациям соединений, которые подавляют коксообразование в печах для проведения термического крекинга.
Описание предшествующего уровня техники
При получении олефинов, в частности этилена, поток обычных углеводородов, таких как этан, пропан, бутан, нафта и газойль, пиролизуют при высоких температурах в термической печи. Продукт представляет собой смесь олефинов, которые разделяют на последующих стадиях технологической схемы. При получении этилена вместе с подаваемыми углеводородами обычно инжектируют и воду, которая действует в качестве теплопроводящей среды и активатора газификации кокса. Обычно незначительным по количеству, но важным, с точки зрения технологии, побочным продуктом крекинга углеводородов с использованием водяного пара является кокс. Водяной пар, получаемый из совместно инжектированной воды, вступает в реакцию с коксом и частично превращает его в монооксид углерода и водород. На стенках реактора, вследствие наличия у отложений кокса свойства накапливаться, происходит их нарастание, что повышает, таким образом, как температуры труб, так и перепад давления вдоль трубы. Следствием этого является необходимость останавливать процесс для удаления кокса. Данные периодические простои при производстве этилена по оценкам в результате выражаются в 2 миллиардах долларов в год. В дополнение к этому существует непосредственная взаимосвязь между количеством образовавшегося кокса и выходом олефина, что говорит о том, что кокс образуется за счет снижения эффективности получения олефина.
Для сведения к минимуму коксообразования обычной практикой при коммерческом получении этилена является совместное с углеводородами инжектирование небольших количеств серосодержащих соединений, таких как сульфид водорода (H2S), диметилсульфид (DMS) или диметилдисульфид (DMDS). Было предположено, что сера пассивирует активную металлическую поверхность, которая, как известно, выступает в качестве катализатора коксообразования. В дополнение к этому известно, что серосодержащие соединения уменьшают образование монооксида углерода (СО), получаемого в результате протекания реакции углеводородов или кокса с водяным паром, опять-таки в результате пассивирования каталитического действия металлической поверхности и в результате катализирования реакции конверсии водяного пара, которая превращает СО в диоксид углерода (СО2). Сведение к минимуму количества получаемого СО является существенным для надлежащего функционирования на стадии концентрирования перегонкой, расположенной далее на технологической схеме.
Патент США 4404087 описывает, что предварительная обработка труб крекинг-печи композициями, содержащими соединения олова (Sn), сурьму (Sb) и германий (Ge), уменьшает скорость коксообразования при проведении термического крекинга углеводородов.
В патенте США 4692234 описано, что комбинации Sn, Sb и Si делают то же самое.
Также было заявлено, что согласно измерениям взвешенного по времени коэффициента селективности для СО (ЕР 134555, 1985) коксообразование уменьшают и смеси содержащих хром и сурьму соединений 2-этилгексановой кислоты и композиций Cr-Sn.
Описаны (WO 9914290, 1999) несколько комбинаций соединений фосфора и серы с соединениями Sn и Sb (США 4551227 и ЕР 733693, 1996), которые уменьшают коксообразование в печах для пиролиза углеводородов.
В целом патенты США 4507196; 4511405; 4552643; 4613372; 4666583; 4686201; 4687567; 4804487 и 5015358 описывают, что металлы Sn, Ti, Sb, Ga, Ge, Si, In, Al, Cu, Р и Cr, их неорганические и органические производные, индивидуально или в виде смесей, будут действовать в качестве добавок, препятствующих обрастанию реактора, уменьшая коксообразование во время пиролиза углеводородов.
Моно- и диэфиры фосфорной и фосфористой кислоты или их аминовые соли при смешивании с сырьем для крекинга, например, с этаном, значительно увеличили продолжительность работы аппаратуры в сравнении с ее работой, проводимой без введения добавок (США 4105540).
Было показано, что предварительная обработка труб печи при высокой температуре ароматическими соединениями, такими как замещенные бензолы, нафталины и фенантрены, перед введением сырья для крекинга уменьшает каталитическое коксообразование (США 5733438). Было показано, что коксообразование уменьшает и проведение крекинга для тяжелого углеводорода, предпочтительно потока высшего олефина, перед введением низших углеводородов (США 4599480). В обоих случаях заявлено, что тонкий слой каталитически неактивного кокса, образованного на поверхности трубы, ингибирует дальнейшее протекание коксообразования.
Несколько патентов описывают использование различных соединений Si, при помощи которых на металлические трубы наносится керамический слой, который, таким образом, уменьшает коксообразование при пиролизе. Для нанесения слоя оксида кремния на трубы из металлического сплава использовали соединения, такие как силоксаны, силаны и силазаны (США 5424095; 5413813; 5208069). Независимо в патентах NL 7804585; GB 1552284 и DE 2819219 было заявлено, что то же самое делают и силикаты. Почти во всех примерах сведение к минимуму коксообразования относится к каталитическому коксу, в основном образующемуся на ранних стадиях пиролиза. Патент (WO 9522588) для подавления коксообразования описывает использование соединения кремния и соединения серы в виде смеси, которая отличается соотношением Si/S в диапазоне от 1/1 до 5/1.
Другим подходом к уменьшению коксообразования является пассивирование активной металлической поверхности в пиролизных трубах за счет формирования поверхностного сплава, содержащего металлы/оксиды металлов, о которых известно, что они не катализируют коксообразование. Жаропрочные сплавы (НТА) представляют собой группу аустенитных нержавеющих сталей, используемых в промышленных процессах, реализуемых при повышенных температурах выше 650°С. Они обычно содержат 18-38% Cr, 18-48% Ni с доведением до баланса при помощи Fe и легирующих добавок. Железо и никель являются известными катализаторами образования волокнистого углерода во время получения этилена и пиролиза углеводородов вообще. С другой стороны, известно, что слой оксида хрома или алюминия является ингибитором каталитического коксообразования, и поэтому он используется для защиты данных сплавов. Защита с использованием данных оксидов должна быть спроектирована тщательным образом так, чтобы не ухудшить физические характеристики и свойства НТА, такие как сопротивление ползучести, и чтобы сохранить сопротивление оксидного слоя воздействию жестких условий, обычно встречающихся при пиролизе углеводородов. CoatAlloy® представляет собой технологию, разработанную компанией Surface Engineered Products из Альберты, Канада, которая предлагает способ поверхностного легирования внутренних областей у трубы из НТА для использования в печи для получения этилена. На поверхность основного сплава наносят покрытие в виде продуктов, имеющих состав Cr-Ti-Si и Al-Ti-Si, после чего проводят тепловую обработку для формирования либо только диффузионного защитного слоя, либо диффузионного слоя и объединенного обогащенного слоя рядом с ним. В обоих случаях пропускают газообразные окислители для активирования слоев за счет образования оксида алюминия и/или оксида хрома вместе с оксидом титана и оксидом кремния. Было заявлено, что подвергнутые обработке трубы значительно уменьшают каталитическое коксообразование, сводят к минимуму науглероживание труб из основного сплава, обнаруживают улучшенные эрозионную стойкость и термостойкость (WO 9741275, 1997). Поток газообразного этана, использованный для тестирования эффективности покрытия, содержал 25-30 м.д. серы.
Сообщалось (Industrial & Engineering Chemistry Research, Vol.37, 3, 901, 1998) об уменьшении скоростей коксообразования как на кварцевых поверхностях, так и на поверхностях сплава "Инколой" в результате использования низких концентраций гексахлорплатиновой кислоты (Н2PtCl6) в водяном паре, использованном при крекинге этана. Скорости коксообразования уменьшались несмотря на то, что наблюдаемые энергии активации увеличивались. Уменьшенная эффективность добавки при более высоких температурах предполагает, что основное действие добавка оказывает на процесс коксообразования на поверхности.
Данные, применявшиеся ранее, подходы к уменьшению коксообразования либо включали методики пассивирования металла различными добавками, такими как сера, кремний, фосфор и тому подобное, либо использовали специальные сплавы. Все это представляет собой способы обработки поверхности.
Целью настоящего изобретения являлась разработка улучшенной технологии уменьшения коксообразования в коммерческих печах для проведения термического крекинга. Уменьшенные уровни содержания кокса преобразуются в более высокие выходы этилена, а уменьшенные времена простоя для удаления кокса из аппарата также сделают возможными более высокие скорости получения.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретением является комбинация, полезная для уменьшения или предотвращения коксообразования в печах для проведения термического крекинга, таких как использующие водяной пар крекинг-печи для получения этилена, комбинация состоит из
(A) одного или нескольких соединений, описываемых формулой
R-Sx-R',
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил, а х=1-5; и
(B) одного или нескольких соединений, выбираемых из следующей группы:
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил (например, гидроксиламины);
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил (например, алкилгидразины); и
где R представляет собой Н, алкил, а R' и R'' представляют собой алкил с количеством атомов углерода от 1 до 24 (например, алкил-/ариламиноксиды).
Изобретением также является улучшенный способ получения олефиновых соединений, таких как этилен или пропилен, в результате введения описанной выше смеси в поток подвергаемого крекингу углеводородного сырья или в другой исходный поток, такой, как вода/водяной пар, перед попаданием любого из потоков в печь для проведения термического крекинга.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ.
Существуют два основных механизма коксообразования в печах для получения этилена - каталитический и некаталитический. При каталитическом коксообразовании углеводород адсорбируется в месте нахождения металла. По мере того, как металл будет катализировать разложение углеводорода до получения элементарного углерода, углерод будет диффундировать через частицу металла. Осаждение парообразного углерода происходит ниже поверхности, и фактически частица металла будет подниматься, отходя от поверхности. Данный процесс диффузии и осаждения углерода происходит снова и снова, и в результате на внутренней поверхности труб крекинг-печи образуются волокна углерода (у каждого на конце располагается частица металла). Для уменьшения интенсивности каталитического коксообразования использовали производные серы и фосфора, этот эффект достигается преимущественно в результате пассивирования металлической поверхности, что уменьшает вероятность возникновения явлений, которые приводят к образованию волокон углерода или же такие явления устраняет.
При некаталитическом коксообразовании углеводороды термически разлагаются в газовой фазе в результате протекания свободно-радикальных реакций. Многие из этих реакций приводят к получению полезных соединений, таких как этилен, пропилен и тому подобное. Однако различные реакции рекомбинации могут привести к получению молекул с большей длиной цепи, которые могут быть захвачены в поверхностных углеродных волокнах. С течением времени данные предшественники кокса растут и становятся коксом, полностью выстилающим поверхность реактора. Другие длинноцепные молекулы могут покинуть реактор и сконденсироваться на участке охлаждения. Конечным результатом данных некаталитических реакций будет образование дополнительного количества кокса и/или тяжелых конденсатов, следствием образования их обоих будет уменьшение количества получаемого этилена.
На предшествующем уровне техники в поле зрения находилось предотвращение образования только каталитического кокса, для чего использовали пассивирование металлической поверхности. Настоящее изобретение рассматривает образование как каталитического, так и некаталитического кокса. Данный подход приведет к более низким уровням общего коксообразования, чем те, что были ранее описаны, и результатом этого будет уменьшение времени простоя для коммерческих установок.
В самом широком смысле данное изобретение объединяет поверхностную обработку, пассивирующую металл для уменьшения каталитического коксообразования, и уменьшение газофазного коксообразования. Таким образом, любое соединение, о котором известно, что оно пассивирует металлические поверхности, совместно с соединениями, о которых известно, что они являются акцепторами для свободных радикалов, такими как производные фенола, меркаптаны, гидразины, фосфины и тому подобное, попадает в объем настоящего изобретения. Также должны быть включены и индивидуальные соединения, которые обладают обеими упомянутыми выше функциями, такие как серосодержащее производное гидроксиламина.
Настоящим изобретением также является усовершенствованный способ получения олефиновых соединений, таких как этилен или пропилен, в результате введения описанных выше компонентов в поток подвергаемого крекингу углеводородного сырья или в другой исходный поток, такой как вода/водяной пар, перед попаданием любого из потоков в печь для проведения термического крекинга.
Серосодержащие соединения, полезные в настоящем изобретении, описываются формулой
R-Sx-R',
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил, а х=1-5.
Примеры таких соединений включают H2S, метил-, этил-, пропил-, бутил- и высшие меркаптаны, арилмеркаптаны, диметилсульфид, диэтилсульфид, несимметричные сульфиды, такие как метилэтилсульфид, диметилдисульфид, диэтилдисульфид, метилэтилдисульфид, высшие дисульфиды, смеси дисульфидов, такие как мерокс, серосодержащие соединения, естественным образом присутствующие в потоках углеводородов, такие как тиофен, алкилтиофены, бензотиофен, дибензотиофен, полисульфиды, такие как трет-нонилполисульфид, трет-бутилполисульфид, фенолы и фосфины. Предпочтительны алкилдисульфиды, такие как диметилдисульфид, а наиболее предпочтителен диметилсульфид. Границами предпочтительных диапазонов содержания добавки в расчете на поток углеводородного сырья являются 5 и 1000 м.д. Более предпочтителен диапазон 25-500 м.д., а наиболее предпочтителен диапазон 100-300 м.д. Отношения содержания серосодержащего соединения к содержанию компонента, захватывающего свободные радикалы, заключены в диапазоне от 1-0,1 (масса на массу) до 1-100.
Соединения компонента В выбирают из группы, описываемой следующими формулами:
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил (например, гидроксиламины);
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил (например, алкилгидразины); и
где R представляет собой Н, алкил, а R' и R'' представляют собой алкил с количеством атомов углерода от 1 до 24 (например, алкил-/ариламиноксиды).
Примеры таких соединений включают гидроксиламин, моноизопропилгидроксиламин, диэтилгидроксиламин, дибутилгидроксиламин, гидразин, метилгидразин, диметилгидразин, триэтиламиноксид. Предпочтителен гидразин, более предпочтителен гидроксиламин, а наиболее предпочтителен диэтилгидроксиламин. Границами предпочтительных диапазонов содержания добавки в расчете на поток углеводородного сырья являются 5 и 1000 м.д. Более предпочтителен диапазон 25-500 м.д., а наиболее предпочтителен диапазон 100-300 м.д. Отношения содержания данного соединения к содержанию серосодержащего компонента заключены в диапазоне от 1-0,1 (масса на массу) до 1-100.
Данная комбинация полезна при уменьшении или предотвращении коксообразования в печах для проведения термического крекинга, таких как использующие водяной пар крекинг-печи для получения этилена.
Кроме этого в объем настоящего изобретения включается использование описанных выше комбинаций в сочетании с различными обработками поверхности, предварительными обработками, специальными сплавами и специальными покрытиями для труб, описанными на предшествующем уровне техники.
Настоящее изобретение описывает синергизм между серосодержащими соединениями, такими как DMS или DMDS (которые пассивируют металлическую поверхность), и акцепторами свободных радикалов, такими как DEHA, которые ингибируют коксообразование в газовой фазе, захватывая только что образовавшихся предшественников кокса. Независимо от механизма синергизм, обнаруженный для описанных выше соединений, приводящий в результате к более низким значениям полного количества образовавшегося кокса по сравнению со случаем, когда любой из компонентов использовался бы в одиночку, удивителен и неожидан.
Предпочтительным способом реализации настоящего изобретения на практике является совместное инжектирование в поток углеводородного сырья непосредственно перед его введением в печь DMS или DMDS и DEHA, либо по отдельности, либо вместе в виде смеси. Оптимальные уровни обработки будут зависеть от эксплуатационных переменных величин для индивидуальных коммерческих печей, но большинство коммерческих ситуаций должны охватывать уровни содержания каждого компонента в диапазоне от 5 до 1000 м.д.
Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что уровни обработки каждым компонентом могут быть индивидуально подогнаны и оптимизированы для каждой коммерческой установки в зависимости от ее эксплуатационных переменных величин.
В теории желательно было бы, чтобы перед введением описанных соединений в трубы крекинг-печи разложение соединений было бы сведено к минимуму. Поэтому в этом отношении, вероятно, большое значение имеет способ инжектирования в печь. Лучшие результаты должны показать системы, которые делают возможным быстрое инжектирование при незначительной предварительной обработке.
Данное изобретение также может найти себе применение и в сочетании с созданием новых сплавов или покрытий для труб, создание которых имеет целью уменьшение или устранение каталитического коксообразования.
Многие потоки углеводородного сырья содержат естественно встречающиеся соединения серы, такие как тиофены, бензотиофены, дибензотиофены, сульфиды и дисульфиды. В объем настоящего изобретения входит и использование естественно встречающихся соединений серы совместно с вышеупомянутыми акцепторами свободных радикалов.
Следующий далее пример предлагается для иллюстрации данного изобретения и вариантов реализации настоящего изобретения.
ПРИМЕР 1
Диметилсульфид (DMS), диметилдисульфид (DMDS) и безводный диэтилгидроксиламин (DEHA) были приобретены в компании Aldrich Chemical Company. Железо-никелевые порошки со степенью чистоты "чистый для исследований" были получены в компании Johnson Matthey Inc.
Порошкообразный Fe-Ni помещали на дно керамической лодочки в центре реактора из кварца (40 мм внутренний диаметр и 90 см длина), который был расположен в обычной горизонтальной печи Линдберга. После этого металлический порошок восстанавливали в 10% H2-He смеси при 600°С в течение 1 часа, после чего реактор продували гелием по мере того, как система реактора достигала желаемой температуры. Поток газа в реактор отслеживали и регулировали при помощи регуляторов массового расхода MKS. После того, как желательная температура была достигнута, при помощи регуляторов массового расхода вводили смесь реагентов, содержащую этан/водяной пар (4:1), и при помощи шприцевого насоса SAGE вводили смеси DEHA/серосодержащие соединения. Реакции обычно проводили в течение двух часов, в течение которых при помощи газовой хроматографии анализировали составы газов на выходе из реактора. По завершении времени реакции реактор снова продували гелием и охлаждали до комнатной температуры.
Количество каталитического углерода, образовавшегося за каждый прогон, определяли, тщательно взвешивая керамическую лодочку, которая содержала металлический порошок и образовавшийся каталитический углерод. Остающуюся на стенке реактора и в ловушке смолу считали пиролитическим углеродом и ее также тщательно взвешивали. Полное количество углерода определяли, суммируя количества каталитического и пиролитического углерода.
Для результатов, приведенных в последующих таблицах, использовали следующие условия:
| Расход этана: | 140 куб.см/мин |
| Расход водяного пара: | 35 куб.см/мин |
| Давление: | 1 атмосфера |
| Время реакции: | 2 часа |
| Температура: | 815°С |
| Сплав Fe-Ni: | 20:80 |
Значения количеств каталитического углерода, полных количеств углерода и количеств этилена представляют собой выходы в расчете на полный баланс по углероду.
| Таблица 1 Влияние DMS и DEHA на образование углерода и выход этилена |
|||||
| Температура (°С). | DMS (м.д.) | DEHA (м.д.) | Количество каталитического углерода. | Полное количество углерода | Количество этилена |
| 815 | 0 | 0 | 10,2 | 59,3 | 8,7 |
| 815 | 150 | 0 | 4,3 | 31,3 | 23,2 |
| 815 | 300 | 0 | 3,1 | 34,1 | 17,6 |
| 815 | 0 | 150 | 21,5 | 46,5 | 17,4 |
| 815 | 0 | 300 | 14,7 | 35,9 | 17,0 |
| 815 | 150 | 150 | 6,22 | 19,3 | 20,6 |
| Таблица 2 Влияние DMDS и DEHA на образование углерода и выход этилена |
|||||
| Температура (°С) | DMDS (м.д.) | DEHA (м.д.) | Количество каталитического углерода | Полное количество углерода | Количество этилена |
| 815 | 0 | 0 | 10,2 | 59,3 | 8,7 |
| 815 | 25 | 0 | 4,1 | 62,7 | 14,9 |
| 815 | 0 | 300 | 14,7 | 35,9 | 17,0 |
| 815 | 25 | 300 | 18,9 | 29,1 | 28,6 |
Во всех частях описания изобретатели ссылались на различные соединения, использованные в их изобретении, как на соединения на основе определенных компонентов, и изобретатели имеют в виду, что данные соединения по существу состоят из данных компонентов или что данные компоненты представляют собой по меньшей мере основные компоненты в этих соединениях.
Специалистам в соответствующей области будет очевидно, что в отношении композиций и способа настоящего изобретения могут быть реализованы различные модификации и вариации без отклонения от объема и сущности изобретения. Предполагается, что данные модификации и вариации настоящего изобретения должны быть включены в виде части данного изобретения при условии, что они попадают в объем прилагаемой формулы изобретения и ее эквивалента.
Claims (4)
1. Комбинация, полезная для уменьшения или предотвращения коксообразования в печах для проведения термического крекинга, таких как использующие водяной пар крекинг-печи для получения этилена, причем комбинация состоит из
(A) одного или нескольких соединений, описываемых формулой
R-Sx-R',
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил, а х=1-5; и
(B) одного или нескольких соединений, выбираемых из следующей группы:
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил;
где R и R' независимо представляют собой Н, алкил, прямоцепной или разветвленный, с количеством атомов углерода от 1 до 24, арил; и
где R представляет собой Н, алкил, а R' и R'' представляют собой алкил с количеством атомов углерода от 1 до 24.
2. Улучшенный способ получения олефиновых соединений в результате введения комбинации по п.1 в поток подвергаемого крекингу углеводородного сырья или в другой исходный поток перед попаданием любого из потоков в печь для проведения термического крекинга.
Приоритет по пунктам:
28.07.2000 по пп.1, 2;
15.06.2001 по пп.1, 2.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US22130400P | 2000-07-28 | 2000-07-28 | |
| US60/221,304 | 2000-07-28 | ||
| US09/882,552 | 2001-06-15 | ||
| US09/882,552 US6673232B2 (en) | 2000-07-28 | 2001-06-15 | Compositions for mitigating coke formation in thermal cracking furnaces |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001121161A RU2001121161A (ru) | 2003-06-10 |
| RU2258731C2 true RU2258731C2 (ru) | 2005-08-20 |
Family
ID=26915665
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001121161/04A RU2258731C2 (ru) | 2000-07-28 | 2001-07-27 | Композиции для подавления коксообразования в печах для проведения термического крекинга |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6673232B2 (ru) |
| EP (1) | EP1176186A3 (ru) |
| JP (1) | JP2002053872A (ru) |
| KR (1) | KR20020010524A (ru) |
| CN (1) | CN1392225A (ru) |
| AR (1) | AR030569A1 (ru) |
| AU (1) | AU5765801A (ru) |
| BR (1) | BR0103051A (ru) |
| CA (1) | CA2353377A1 (ru) |
| MX (1) | MXPA01007648A (ru) |
| PL (1) | PL193870B1 (ru) |
| RU (1) | RU2258731C2 (ru) |
| SG (1) | SG90257A1 (ru) |
| TW (1) | TW524847B (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679610C1 (ru) * | 2018-09-03 | 2019-02-12 | Публичное Акционерное Общество "Нижнекамскнефтехим" | Способ снижения коксообразования в реакторах пиролиза углеводородов |
| RU2783899C1 (ru) * | 2022-04-13 | 2022-11-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр "Ахмадуллины" | Новое химическое соединение 1-(2-фенилпроп-1-ен-1-ил)-4-(2-фенилпропил)тетрасульфан |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6784329B2 (en) | 2002-01-14 | 2004-08-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Olefin production from low sulfur hydrocarbon fractions |
| US6772771B2 (en) * | 2002-03-28 | 2004-08-10 | Nova Chemicals (International) S.A. | Decoke enhancers for transfer line exchangers |
| US7056399B2 (en) * | 2003-04-29 | 2006-06-06 | Nova Chemicals (International) S.A. | Passivation of steel surface to reduce coke formation |
| WO2005111175A1 (en) * | 2004-05-17 | 2005-11-24 | Indian Petrochemicals Corporation Limited | Process for thermal cracking hydrocarbons |
| WO2007074127A1 (en) * | 2005-12-27 | 2007-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process to make a sulphur containing hydrocarbon product |
| WO2008130433A2 (en) * | 2006-10-12 | 2008-10-30 | C-3 International, Llc | Methods for providing prophylactic surface treatment for fluid processing systems and components thereof |
| FR2912757B1 (fr) * | 2007-02-20 | 2010-11-19 | Arkema France | Additif de reduction du cokage et/ou du monoxyde de carbone dans les reacteurs de craquage et les echangeurs thermiques, son utilisation |
| US8057707B2 (en) * | 2008-03-17 | 2011-11-15 | Arkems Inc. | Compositions to mitigate coke formation in steam cracking of hydrocarbons |
| CN101747927B (zh) * | 2009-12-31 | 2012-08-08 | 金浦新材料股份有限公司 | 一种乙烯裂解抑焦剂 |
| CN108456539B (zh) * | 2017-11-24 | 2019-04-16 | 绵阳油普能源科技有限责任公司 | 含烃有机物热分解处理方法 |
| US11021659B2 (en) * | 2018-02-26 | 2021-06-01 | Saudi Arabia Oil Company | Additives for supercritical water process to upgrade heavy oil |
| CN111100667A (zh) * | 2018-10-29 | 2020-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 减少裂解装置结焦的方法 |
| CN111100666A (zh) * | 2018-10-29 | 2020-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 减少裂解装置结焦的方法 |
| CA3033604C (en) * | 2019-02-12 | 2022-12-13 | Michael KOSELEK | Decoking process |
| US11261386B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Conversion of MEROX process by-products to useful products in an integrated refinery process |
| EP3933012A1 (en) | 2020-06-29 | 2022-01-05 | Dow Global Technologies LLC | Methods for reducing formation of carbon disulfide in steam cracking processes to produce olefins |
| CN114644541B (zh) * | 2020-12-18 | 2025-08-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种醇制低碳烯烃的装置和方法 |
| CN114644540A (zh) * | 2020-12-18 | 2022-06-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种醇制低碳烯烃的装置和方法 |
| US11459513B2 (en) * | 2021-01-28 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Steam cracking process integrating oxidized disulfide oil additive |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4319063A (en) * | 1978-11-06 | 1982-03-09 | Union Oil Company Of California | Process and compositions for reducing fouling of heat exchange surfaces |
| FR2607145A1 (fr) * | 1986-11-25 | 1988-05-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede ameliore de conversion thermique de fractions lourdes de petrole et de residus de raffinage, en presence de composes oxygenes du soufre, de l'azote ou du phosphore |
| US6022472A (en) * | 1995-11-24 | 2000-02-08 | Fina Research, S.A. | Steam cracking of hydrocarbons in the presence of thiohydrocarbons |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4440625A (en) * | 1981-09-24 | 1984-04-03 | Atlantic Richfield Co. | Method for minimizing fouling of heat exchanges |
| US4551226A (en) * | 1982-02-26 | 1985-11-05 | Chevron Research Company | Heat exchanger antifoulant |
| US4469586A (en) * | 1982-09-30 | 1984-09-04 | Chevron Research Company | Heat exchanger antifoulant |
| US4618411A (en) * | 1985-06-04 | 1986-10-21 | Exxon Chemical Patents Inc. | Additive combination and method for using it to inhibit deposit formation |
| US4927561A (en) * | 1986-12-18 | 1990-05-22 | Betz Laboratories, Inc. | Multifunctional antifoulant compositions |
| US4830730A (en) * | 1988-02-02 | 1989-05-16 | Phillips Petroleum Company | Unclouded metals passivation additive |
| US4921592A (en) * | 1988-07-11 | 1990-05-01 | Amoco Corporation | Process for controlling fouling of catalyst beds |
| US4840720A (en) * | 1988-09-02 | 1989-06-20 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
| US5028343A (en) * | 1989-02-09 | 1991-07-02 | Atochem North America, Inc. | Stabilized sulfur dissolving compositions |
| US5221498A (en) * | 1991-07-22 | 1993-06-22 | Betz Laboratories, Inc. | Methods and compositions for inhibitoring polymerization of vinyl monomers |
| US5169410A (en) * | 1991-09-24 | 1992-12-08 | Betz Laboratories, Inc. | Methods for stabilizing gasoline mixtures |
| DE4405883C1 (de) * | 1994-02-21 | 1995-08-10 | Gerhard Prof Dr Zimmermann | Verfahren zur Herstellung von thermisch gecrackten Produkten und Anwendung des Verfahrens zur Verminderung der Verkokung von Wärmeaustauschflächen |
| US5463159A (en) * | 1994-03-22 | 1995-10-31 | Phillips Petroleum Company | Thermal cracking process |
| US5733438A (en) * | 1995-10-24 | 1998-03-31 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Coke inhibitors for pyrolysis furnaces |
| FR2798939B1 (fr) * | 1999-09-24 | 2001-11-09 | Atofina | Reduction du cokage dans les reacteurs de craquage |
-
2001
- 2001-06-15 US US09/882,552 patent/US6673232B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-07-23 CA CA002353377A patent/CA2353377A1/en not_active Abandoned
- 2001-07-24 TW TW090118038A patent/TW524847B/zh not_active IP Right Cessation
- 2001-07-25 SG SG200104508A patent/SG90257A1/en unknown
- 2001-07-26 AU AU57658/01A patent/AU5765801A/en not_active Abandoned
- 2001-07-26 BR BR0103051-5A patent/BR0103051A/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-07-26 EP EP01306410A patent/EP1176186A3/en not_active Withdrawn
- 2001-07-26 KR KR1020010045101A patent/KR20020010524A/ko not_active Ceased
- 2001-07-27 PL PL01348947A patent/PL193870B1/pl unknown
- 2001-07-27 CN CN01124394A patent/CN1392225A/zh active Pending
- 2001-07-27 RU RU2001121161/04A patent/RU2258731C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-07-27 MX MXPA01007648A patent/MXPA01007648A/es active IP Right Grant
- 2001-07-27 AR ARP010103613A patent/AR030569A1/es unknown
- 2001-07-27 JP JP2001227389A patent/JP2002053872A/ja not_active Withdrawn
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4319063A (en) * | 1978-11-06 | 1982-03-09 | Union Oil Company Of California | Process and compositions for reducing fouling of heat exchange surfaces |
| FR2607145A1 (fr) * | 1986-11-25 | 1988-05-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede ameliore de conversion thermique de fractions lourdes de petrole et de residus de raffinage, en presence de composes oxygenes du soufre, de l'azote ou du phosphore |
| US6022472A (en) * | 1995-11-24 | 2000-02-08 | Fina Research, S.A. | Steam cracking of hydrocarbons in the presence of thiohydrocarbons |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Пиролиз этана с добавкой 0,01% диметилсульфоксида на промышленной установке Э-100. СТАРШОВ И.В. и др. Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1983, №2, с.46-47. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679610C1 (ru) * | 2018-09-03 | 2019-02-12 | Публичное Акционерное Общество "Нижнекамскнефтехим" | Способ снижения коксообразования в реакторах пиролиза углеводородов |
| RU2783899C1 (ru) * | 2022-04-13 | 2022-11-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр "Ахмадуллины" | Новое химическое соединение 1-(2-фенилпроп-1-ен-1-ил)-4-(2-фенилпропил)тетрасульфан |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20020010524A (ko) | 2002-02-04 |
| BR0103051A (pt) | 2002-04-02 |
| AU5765801A (en) | 2002-01-31 |
| EP1176186A3 (en) | 2003-03-19 |
| PL348947A1 (en) | 2002-02-11 |
| US6673232B2 (en) | 2004-01-06 |
| SG90257A1 (en) | 2002-07-23 |
| TW524847B (en) | 2003-03-21 |
| CN1392225A (zh) | 2003-01-22 |
| JP2002053872A (ja) | 2002-02-19 |
| PL193870B1 (pl) | 2007-03-30 |
| EP1176186A2 (en) | 2002-01-30 |
| AR030569A1 (es) | 2003-08-27 |
| US20020029514A1 (en) | 2002-03-14 |
| MXPA01007648A (es) | 2004-08-11 |
| CA2353377A1 (en) | 2002-01-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2258731C2 (ru) | Композиции для подавления коксообразования в печах для проведения термического крекинга | |
| US8057707B2 (en) | Compositions to mitigate coke formation in steam cracking of hydrocarbons | |
| US4410418A (en) | Method for reducing carbon formation in a thermal cracking process | |
| JPH0762134B2 (ja) | 炭化水素を含むガス流の熱分解方法 | |
| US7604730B1 (en) | Coking reduction in cracking reactors | |
| US8791314B2 (en) | Additive for reducing coking and/or carbon monoxide in cracking reactors and heat exhangers and use of same | |
| US5954943A (en) | Method of inhibiting coke deposition in pyrolysis furnaces | |
| RU2121490C1 (ru) | Способ снижения коксования поверхностей теплообменников | |
| CA2532813C (en) | Passivation of steel surface to reduce coke formation | |
| US5849176A (en) | Process for producing thermally cracked products from hydrocarbons | |
| WO1994006889A1 (en) | Process for obtaining lower olefins | |
| US20120149962A1 (en) | In situ removal of iron complexes during cracking | |
| CN111100667A (zh) | 减少裂解装置结焦的方法 | |
| RU2679610C1 (ru) | Способ снижения коксообразования в реакторах пиролиза углеводородов | |
| CN111100666A (zh) | 减少裂解装置结焦的方法 | |
| MXPA00002521A (en) | Method of inhibiting coke deposition in pyrolysis furnaces |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080728 |