DE3246134C2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- DE3246134C2 DE3246134C2 DE3246134A DE3246134A DE3246134C2 DE 3246134 C2 DE3246134 C2 DE 3246134C2 DE 3246134 A DE3246134 A DE 3246134A DE 3246134 A DE3246134 A DE 3246134A DE 3246134 C2 DE3246134 C2 DE 3246134C2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- naphtha
- line
- hydrogen
- evaporator
- mixture
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Vor
behandlung einer Polymervorläufermaterial enthaltenden
Naphthafraktion, um Polymerbildung bei dem nachfolgenden
Hydrotreating-Verfahren zu vermeiden.
Kohleverflüssigungsverfahren sind entwickelt worden, um
Kohle in ein flüssiges Brennstoffprodukt umzuwandeln.
Beispielsweise ist in der US-PS 38 84 794 (Bull et al)
ein lösungsmittelraffiniertes Kohleverfahren beschrieben,
bei dem eine Aufschlämmung der Beschickungskohle und ein
im Kreislauf geführtes Lösungsmittel nacheinander durch
einen Vorerhitzer und einen Löser in Gegenwart von Wasser
stoff, Lösungsmittel und im Kreislauf geführten Kohle
mineralien geführt wird, wodurch eine Erhöhung der Ausbeute
an flüssigem Produkt erzielt wird.
Ein Teil der in dem Kohleverflüssigungsverfahren erzeugten
Destillatflüssigkeit wird als rohe Naphtha-Fraktion abge
trennt. Bei dem Versuch, die Naphtha-Fraktion einer kata
lytischen Wasserstoffbehandlung zu unterwerfen, erzeugen
Polymere bildende Verunreinigungen polymere Abscheidungen
in verschiedenen Teilen des Systems, wodurch die Kataly
satorbetten, die Anlageleitungen, die Wärmeaustauscher und
verschiedene andere Teile der Anlage verstopfen.
Die Anwendung eines herkömmlichen Palladium-Katalysator
enthaltenden Bettes, um solche Polymere bildenden Verun
reinigungen in dem rohen Naphthastrom zu hydrieren, resul
tiert in einer Sättigung und Entfernung von Olefinen und
Diolefinen, doch wird durch solche Techniken nicht die
Bildung wesentlicher Mengen von Polymerabscheidungen ver
hindert, wenn die Naphtha-Fraktion der Wasserstoffbehandlung
(Hydrotreating) unterworfen wird.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es daher, ein System
zur Verfügung zu stellen, das die Verhütung und Entfernung
von Polymere bildenden Verunreinigungen während des Er
hitzens und des Verdampfens der rohen Naphtha-Fraktionen
erlaubt, so daß die Wasserstoffbehandlung (Hydrotreating)
des Naphthas ohne bemerkenswerte Polymerabscheidungen und
Verstopfungen durchgeführt werden kann.
Gelöst wurde diese Aufgabe gemäß der vorliegenden Erfindung
dadurch, daß man die Naphtha-Fraktion zusammen mit 2 bis
50 Vol.-% Waschöl, bezogen auf die Naphthamenge im Gleich
strom durch eine Verdampfungszone, die herkömmliche Dampf-/
Flüssigkeitskontaktmittel aufweist, leitet, wobei der
Verdampfer bei einer Temperatur zwischen 204 und 371°C und
einem Druck zwischen 2157 KPa und 17 358 KPa betrieben wird,
einen Strom von auf 260 bis 649°C erhitzten Wasserstoff in
einer Menge von 57 bis 283 Nm pro 159 l Naphtha im direk
ten Gegenstrom zu dem Naphtha-/Waschölgemisch durch den
Verdampfer führt und die aus dem Verdampfer zusammen mit
dem Wasserstoff erhaltene Naphtha-Fraktion in bekannter
Weise dem Hydrotreating-Verfahren und gegebenenfalls der
Reformierung unterwirft.
Aus den Patentschriften US 32 07 802, US 29 37 131,
GB 8 26 607, den Auslegeschriften DE-AS 12 30 954,
DE-AS 11 05 546, DE-AS 10 46 809, DE-AS 10 36 431, sowie
aus W. Krönig: "Die katalytische Druckhydrierung von Kohlen,
Teeren und Mineralölen", (1950), S. 162-169 und C. Zerbe:
"Mineralöle und verwandte Produkte", 2. Auflage, Teil 2, (1969),
S. 558-71 sind bereits verschiedene Möglichkeiten zur
Entfernung von Polymervorläufermaterialien aus Mineralölen
bekanntgeworden.
Überraschenderweise wurde gemäß der vorliegenden Erfindung
gefunden, daß die Kombination der Anwendung von Wasserstoff-
Stripping zusammen mit einem Kohlenwasserstoff-Waschöl polymere
Koksvorläufer entfernt und solche Vorläufer an der Bildung von
polymeren Abscheidungen
hindert, wenn die Naphtha-Fraktion erhitzt und verdampft
wird. Hierdurch wird die Bildung von Polymerabscheidungen
in der Verdampfungszone, dem Hydrotreating-Vorerhitzer und
in dem Hydrotreating-Katalysatorbett verhütet. Ohne die
vorliegende Erfindung auf irgendeine spezielle Theorie
oder einen Mechanismus zu begrenzen, wird angenommen, daß
die Polymervorläufer, die der Hydrierung unter Anwendung
eines herkömmlichen Palladium-Katalysatorbettes nicht zu
gänglich sind, organische Verbindungen darstellen, die hete
rogene Stickstoffatome enthalten. Naphtha wird dem Hydro
treating in der Dampfphase unterworfen. Ohne das erfindungs
gemäße Verfahren würden sich demzufolge beim Verdampfen und
der Wasserstoffbehandlung des Naphthas irgendwelche Polymere
bildenden Materialien polymerisieren und als Abscheidungen
in der Anlage verbleiben. Durch die Anwendung des erfindungs
gemäßen Verfahrens wird ein Teil solcher Verunreinigungen
entfernt und die Polymerbildung restlicher Verunreinigungen
verhindert, so daß das Naphtha verdampft und auf die Hydro
treating-Reaktionsbedingungen erhitzt werden kann, ohne daß
es zur Bildung von polymerem Koks in der Anlage kommt.
Fig. 1 zeigt in schematischer Darstellung ein Fließdiagramm
des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Fig. 2 zeigt in schematischer Darstellung ein Fließdiagramm
eines bevorzugten Kohleverflüssigungsverfahrens zur
Herstellung der rohen Naphtha-Fraktion, die als Aus
gangsmaterial dient.
Nachfolgend wird die Erfindung an Hand bevorzugter Aus
führungsformen beschrieben, ohne sie jedoch darauf einzu
schränken.
Wie aus dem in der Fig. 1 dargestellten Verfahren ersicht
lich ist, leitet man das rohe Naphtha durch Leitung 10 zu
sammen mit einem im Kreislauf geführten Waschöl aus Zulei
tung 12 durch Leitung 14 in den Wärmeaustauscher
16, worin die Naphtha-Waschöl-Mischung auf eine Temperatur
von etwa 121 bis etwa 177°C, vorzugsweise von etwa 149 bis
etwa 177°C, erhitzt wird. Die Temperatur wird so gewählt,
daß die Verschmutzung im Wärmeaustauscher 16 möglichst ge
ring gehalten wird, da bei höheren Temperaturen Polymere
gebildet werden und die Oberfläche des Wärmeaustauschers
stark verschmutzt.
Jede rohe Naphtha-Fraktion kann gemäß dem erfindungsgemäßen
Verfahren behandelt werden. Jedoch ist das erfindungsgemäße
Verfahren insbesondere geeignet zur Behandlung von Naphtha-
Fraktionen, die in einem Kohleverflüssigungsverfahren er
zeugt wurden, da solche Fraktionen Polymervorläufer-Verun
reinigungen enthalten, die normalerweise der Entfernung
durch herkömmliche Sättigungstechniken, beispielsweise
einer katalytischen Hydrierung unter Verwendung eines Palla
dium-Katalysators, nicht zugänglich sind.
Der in der vorliegenden Anmeldung gebrauchte Ausdruck
"Naphtha" umfaßt eine Kohlenwasserstoffreaktion, die im
Bereich bis zu C₅-204°C siedet, wobei nicht notwendiger
weise sich der Siedebereich über den Gesamtbereich er
strecken muß. Beispielsweise liegt ein bevorzugter Siede
bereich zwischen etwa 177 und 193°C. Auch kann das Naphtha
einen höheren anfänglichen Siedepunkt, beispielsweise 66
oder 93°C haben. Eine "rohe Naphtha-Fraktion" ist eine
Naphtha-Fraktion, die Polymere bildende Verunreinigungen
enthält. Der in der vorliegenden Anmeldung gebrauchte Aus
druck "Waschöl" umfaßt eine Kohlenwasserstofffraktion,
die im Bereich zwischen etwa 204 und etwa 427°C, vorzugs
weise von etwa 260 bis etwa 427°C, insbesondere von etwa
288 bis etwa 399°C, siedet. Ein speziell bevorzugtes Waschöl
ist eine Destillatfraktion, die innerhalb der vorste
hend angegebenen Bereiche siedet und die in einem Kohle
verflüssigungsverfahren erhalten wurde, beispielsweise
eine Mitteldestillat-Fraktion.
Das erhitzte Naphtha-Waschöl-Gemisch leitet man durch die
Leitung 18 in einen Verweiltank 20, worin die Mischung so
lange verbleibt, bis eine Polymerbildung stattgefunden hat,
da reaktive Polymere bildende Materialien in dem Verweil
tank 20 reagieren, wobei der Verweiltank 20 vorzugsweise
ein isolierter Kessel ist, der die Temperatur des Naphtha-
Waschöl-Gemisches ohne wesentlichen Wärmeverlust hält.
Eine geeignete Verweilzeit der Mischung in dem Verweiltank
beträgt beispielsweise etwa 5 bis etwa 30 Minuten, vorzugs
weise etwa 10 bis etwa 20 Minuten. Das Gemisch leitet man
dann durch die Leitung 22 in den Verdampfer 24, der mit her
kömmlichen Dampf-Flüssigkeitskontakthilfsmitteln 26 ausge
stattet ist, um eine gewisse Menge stufenweise zu fraktio
nieren. Die Dampf-Flüssigkeitskontaktmittel können aus irgend
einer Form der herkömmlichen Füllkörper bestehen, die in nicht
bemerkenswerterweise den Fluß in dem Verdampfer 24 vermin
dern, so daß sie nicht durch kleine Mengen an Polymerabschei
dungen verstopft werden.
In der Zwischenzeit leitet man den im Kreislauf geführten
Wasserstoff durch Leitung 28 durch einen mit Feuer beheiz
ten Erhitzer 30, um den im Kreislauf geführten Wasserstoff
auf eine Temperatur zwischen etwa 260 und etwa 649°C, vor
zugsweise zwischen etwa 427 und etwa 538°C, zu erhitzen.
Den erhitzten Wasserstoff leitet man dann am unteren Ende
des Verdampfers 24 ein, worin er aufwärts steigt und dem
zufolge im Gegenstrom zu dem im allgemeinen abwärts
fließenden Naphtha-Waschöl-Gemisch, das am oberen Teil
des Verdampfers 24 eingeführt wird, fließt. Auf diese
Weise trennt und verdampft der Wasserstoff das Naphtha
aus dem Naphtha-Waschöl-Gemisch, während ein Anteil der
Polymervorläufer und des polymerisierten Materials, die
in dem Waschöl löslich sind, in dem Waschöl absorbiert
werden. Irgendwelches restliches Polymervorläufer-Material
tritt mit dem Naphtha aus dem Verdampfer 24 aus, ohne daß
es jedoch zu Polymerabscheidungen im Abwärtsstrom der An
lage kommt.
Alle geeigneten Bedingungen können in dem Verdampfer 24 an
gewandt werden, der vorzugsweise bei einer Temperatur von
beispielsweise im Bereich von etwa 204 bis etwa 371°C, vor
zugsweise im Bereich von etwa 232 bis etwa 343°C und unter
einem Gesamtdruck von etwa 21 bis etwa 175 kg/cm² (etwa
300 bis etwa 2500 psig), vorzugsweise von etwa 84 bis etwa
126 kg/cm² (etwa 1200 bis etwa 1800 psig), betrieben wird.
Die Menge an verdampftem Naphtha in Verdampfer 24 lenkt man
durch Variation der Temperatur und der Menge an Wasserstoff
beschickung, um eine maximale Trennung des Naphtha von dem
Waschöl zu erreichen, so daß ein Maximum an Naphtha über
geht ohne übermäßige Mengen an Waschöl. Beispielsweise kann
das über Kopf abgehende Naphtha von etwa 0 bis etwa 20
Vol.-% Waschöl, vorzugsweise nicht mehr als etwa 5 bis etwa
10 Vol.-% Waschöl, enthalten.
Die nicht verdampfte Flüssigkeit, die hauptsächlich aus
Waschöl mit geringen Mengen an polymerisiertem Material
besteht, entfernt man aus dem Verdampfer 24 durch Leitung
36. Ein Teil dieses Materials wird durch die Leitung 38
aus dem Verfahren entfernt, während der Rest zwecks Rück
führung durch die Leitungen 40 und die Pumpe 42 und dann
durch die Leitung 44 geführt wird. Zum Auffüllen führt man
Waschöl in die Leitung 44 ein und zwar über die Leitung 46,
die Waschöl enthält, bestehend aus solchem, das man aus
dem wasserstoffbehandelten Produkt über Leitung 47 abge
trennt hat und frischem Waschöl aus Leitung 49. Das auf
gefüllte Waschöl leitet man dann über die Leitungen 48
und 45 in den Wärmeaustauscher 50, worin das zurückgeführte
Waschöl auf die gewünschte Temperatur gebracht und dann
über die Leitung 52 in den Verdampfer 24 eingeführt wird.
Vorzugsweise leitet man mindestens einen Teil des in Lei
tung 48 zurückgeführten Waschöls durch Leitung 12 zur Mi
schung mit rohem Naphtha in Leitung 10 und führt es dann
weiter durch Leitung 14 und den Wärmeaustauscher 16, so
daß das Naphtha-Recycle-Waschöl-Gemisch zusammen vorerhitzt
werden kann, wie dies vorstehend beschrieben wurde. Das ge
samte durch Leitung 48 zurückgeführte Waschöl kann auch di
rekt durch Leitung 12 zur Mischung mit dem rohen Naphtha
geleitet werden. Alternativ kann das gesamte oder ein Teil
des durch Leitung 48 zurückgeführten Waschöls via Leitung
45, Erhitzer 50 und Leitung 52 in den Verdampfer 24 gelei
tet werden.
Unabhängig davon, ob das zurückgeführte Waschöl durch eine
oder beide der Leitungen 12 und 52 geführt wird, beträgt
die gesamte Waschölmenge in Leitung 48 etwa 2 bis etwa 50
Vol.-%, vorzugsweise etwa 5 bis etwa 20 Vol.-%, der in Lei
tung 10 eingeführten Menge an rohem Naphtha.
Der Wasserstoff enthaltende Strom 28 kann aus etwa 60 bis
etwa 100% Wasserstoff auf molarer Basis, vorzugsweise von
etwa 75 bis etwa 100 Mol-% Wasserstoff, bestehen. Der Wasser
stoff wird durch Leitung 32 in den Verdampfer 24 in einer
Menge von etwa 57 bis etwa 283 m³, vorzugsweise von etwa
85 bis etwa 142 m³, je 159 l Naphtha eingeführt (etwa 2000
bis etwa 10 000 standard cubic feet, vorzugsweise etwa
3000 bis etwa 5000 standard cubic feet, pro barrel).
Ein gereinigtes, dampfförmiges Wasserstoff-Naphtha-Gemisch
wird aus dem Verdampfer 24 über die Leitung 34 abgezogen
und in den Wärmeaustauscher 54 geleitet, um das Gemisch
auf eine Temperatur von etwa 260 bis etwa 371°C, vorzugs
weise auf etwa 316 bis etwa 343°C, zu erhitzen. Das er
hitzte Gemisch leitet man dann durch Leitung 56 in den
Erhitzer 58, um die Temperatur des Gemisches zu erhöhen.
Die Erhitzung kann dabei auf etwa 316 und etwa 427°C,
vorzugsweise zwischen etwa 343 und etwa 399°C, erfolgen.
Der Erhitzer 58 ist nicht zwingend notwendig und braucht
nur eingesetzt zu werden, wenn das Gemisch noch nicht auf
eine Temperatur innerhalb des gewünschten Temperaturbe
reichs erhitzt wurde. Das erhitzte dampfförmige Gemisch
von Wasserstoff und Naphtha leitet man dann durch Leitung
60 in den Hydrotreater 62 zur Entfernung von Schwefel,
Stickstoff, olefinischen- und Sauerstoff-Verunreinigungen.
Im Hydrotreater 62 unterwirft man das Naphtha-Wasserstoff-
Gemisch einer Temperatur zwischen etwa 260 und etwa 538°C,
vorzugsweise zwischen etwa 343 bis etwa 399°C, unter den
gleichen Druckbedingungen wie sie in Verbindung mit dem
Verdampfer 24 angewandt werden. Die Beschickung leitet man
durch den Hydrotreater mit einer Flüssigkeit-Stunden-Raum-
Geschwindigkeit von etwa 0,2 bis 3,0, vorzugsweise von
etwa 0,8 bis etwa 1,5, bezogen auf die in den Hydrotreater
62 eingeleitete verdampfte Naphthamenge.
Der Hydrotreater 62 ist vorzugsweise mit mehreren Kataly
satorbetten 64 und 66 ausgerüstet, wobei über die Leitung
80 Wasserstoff zum Abkühlen eingeleitet wird, um die dort
stattfindende exotherme Reaktion zu lenken. Alle geeigne
ten Naphtha-Hydrotreating-Katalysatoren können im Reaktor
62 eingesetzt werden, zu denen Metall-Trägerkatalysatoren
der Gruppe VI und VIII des Periodensystems zählen, bei
spielsweise Nickel-Kobalt-Molybdän, Nickel-Molybdän,
Kobalt-Molybdän oder dergleichen, mit Aluminiumoxid als
Träger. Solche Katalysatoren sind dem Fachmann gut bekannt
und beispielsweise in der US-PS Re. 29 315 (Carlson et al)
sowie in den US-PS 28 80 171 und 33 83 301 beschrieben.
Ein Nickel-Molybdän-auf-Aluminiumoxid-Katalysator ist be
vorzugt.
Nach dem Hydrotreating wird das Naphtha aus dem Hydro
treater 62 durch Leitung 72 abgezogen und über den Wärme
austauscher 54 und die Leitung 74 in den Dampf-Flüssigkeits-
Separator 76 geleitet, der mit einer Vielzahl an Fraktio
nierungshilfsmitteln ausgerüstet ist. Der zurückzuführende
Wasserstoff wird aus dem Dampf-Flüssigkeits-Separator 76
über Leitung 78 abgezogen und ein Teil des zurückzufüh
renden Wasserstoffs wird durch Leitung 80 zur Abkühlung
in den Hydrotreater 62 eingeführt. Der restliche zurück
zuführende Wasserstoff wird durch Leitung 82 als Zusatz
in Leitung 28 eingespeist und vereinigt sich mit dem zur
Auffüllung dienenden Wasserstoff, der durch Leitung 28
dem Verdampfer 24 als Abstreif-Medium zugeführt wird.
Das im Hydrotreater behandelte Naphtha zieht man durch
Leitung 86 aus dem Dampf-Flüssigkeits-Separator 76 ab und
führt es als Reformer-Ausgangsmaterial einem katalytischen
Reformer (nicht gezeigt) zu, um das Naphtha in Benzin mit
hoher Oktanzahl und aromatische Verbindungen umzuwandeln.
Das durch Leitung 86 abgeführte Naphtha hat vorzugsweise
einen maximalen ASTM-Endpunkt von 204°C, das die Anfor
derungen an ein Reformer-Ausgangsmaterial erfüllt, und
beispielsweise weniger als
- 1. 0,5 Vol.-% Olefine,
- 2. 0,5 ppm Schwefel,
- 3. 0,2 ppm Stickstoff, und
- 4. 5 ppm Sauerstoff
aufweist. Eine abgetrennte Waschöl-Fraktion wird aus dem
Separator 76 durch Leitung 88 abgezogen und mindestens ein
Teil des zurückgewonnenen Waschöls wird über die Leitungen
47 und 46 zum Gebrauch in den Verdampfer 24 zurückgeführt,
während der andere Anteil aus dem System durch Leitung 90
abgeführt werden kann.
Der Verdampfer 24 und der Hydrotreater 62 werden vorzugs
weise unter den gleichen Gesamtdruckbedingungen betrieben,
abgesehen von irgendwelchen Druckabfällen in den Verbin
dungsleitungen.
Fig. 2 zeigt ein bevorzugtes Kohleverflüssigungsverfahren,
nach dem ein Rohnaphtha hergestellt wird, das gemäß dem
Verfahren nach Fig. 1 eingesetzt werden kann. Wie aus Fig. 2
ersichtlich ist, führt man trockene und pulverisierte Aus
gangskohle durch Leitung 110 zu einem Aufschlämmungsmisch
tank 112, worin die Kohle mit durch Leitung 114 zurück
geführter Aufschlämmung gemischt wird. Die zurückgeführte
Aufschlämmung enthält zurückgeführte normalerweise feste
gelöste Kohle, zurückgeführte Mineralrückstände und zurück
geführtes Destillationsmittel, das beispielsweise zwischen
etwa 177 und etwa 482°C siedet. Der Ausdruck "normalerweise
feste gelöste Kohle" bezieht sich auf 482°C gelöste Kohle,
welche normalerweise bei Raumtemperatur fest und frei von
Mineralien ist.
Die Ausgangs-Aufschlämmung, die beispielsweise etwa 20 bis
35 Gew.-% Kohle enthält, pumpt man mit Hilfe der Kolben
pumpe 118 und mischt sie mit durch Leitung 120 zurückge
führtem Wasserstoff und mit neuem Wasserstoff (make-up
hydrogen), der durch Leitung 121 zugeleitet wird. Diese
Mischung leitet man dann durch den Vorerhitzer 123, der
im Ofen 122 angeordnet ist.
Die Aufschlämmung wird in dem Ofen 122 auf eine Temperatur
erhitzt, die ausreichend hoch ist, um die exothermen Reak
tionen des Verfahrens zu initiieren. Die Temperatur der
Reaktionsteilnehmer beträgt am Auslaß des Vorerhitzers
beispielsweise etwa 371 bis 404°C. Bei dieser Temperatur
ist im wesentlichen die gesamte Kohle in dem Lösungsmittel
gelöst und die exothermen Hydrierungs- und Hydrocracking-
Reaktionen beginnen. Obwohl die Temperatur nach und nach
entsprechend der Länge des Vorerhitzers ansteigt, herrscht
in dem Reaktor mit Rückmischung üblicherweise überall eine
gleichmäßige Temperatur, wobei die durch die Hydrocracking-
Reaktionen im Reaktor freiwerdende Wärme die Temperatur
der Reaktionsteilnehmer auf beispielsweise etwa 438 bis
etwa 466°C erhöht. Der zur Abkühlung bestimmte Wasserstoff
(hydrogen quench) wird durch Leitung 128 in den Reaktor
an verschiedenen Stellen eingebracht, um die Reaktions
temperatur zu lenken.
Die Temperatur im Reaktor kann im allgemeinen zwischen
etwa 430 und etwa 470°C, vorzugsweise zwischen etwa 445
und etwa 465°C liegen.
Die Reaktionszeit, während der die Reaktion auf die Auf
schlämmung einwirkt, beträgt insgesamt etwa 1,2 bis etwa
2 Stunden, vorzugsweise etwa 1,4 bis etwa 1,7 Stunden, wo
bei die genannte Verweilzeit die Reaktionsbedingungen in
dem Vorerhitzer und in den Reaktionszonen umfaßt.
Der Wasserstoff-Partialdruck beträgt mindestens etwa 70 kg/cm²
(1000 psig) bis zu 280 kg/cm² (4000 psi), vorzugsweise
zwischen etwa 105 und 175 kg/cm² (1500 bis 2500 psig), wo
bei Wasserstoff-Partialdrucke zwischen etwa 140 und 175
kg/cm² (2000 bis 2500 psi) besonders bevorzugt werden.
Der Wasserstoff-Partialdruck ist definiert als das Pro
dukt aus Gesamtdruck und der Molfraktion von Wasserstoff
in dem Beschickungsgas. Die Wasserstoff-Beschickungsmenge
liegt zwischen etwa 1,0 und etwa 10,0, vorzugsweise zwi
schen etwa 2,0 und etwa 6,0 Gew.-%, bezogen auf das Ge
wicht der Ausgangsaufschlämmung.
Die auf die Aufschlämmung einwirkende Reaktion unterliegt
im Reaktor 126 den Bedingungen der Dreiphasigkeit, der
hohen Rückmischung und des kontinuierlichen Flusses. Mit
anderen Worten, die Reaktionszone wird unter sorgfältigen
Rückmischbedingungen betrieben im Gegensatz zu den norma
len Fließbedingungen (plug flow), bei denen keine bemer
kenswerte Rückmischung stattfindet. Der Vorerhitzer 123
ist auch ein Vorreaktor und wird als erhitzter Normal
flußreaktor betrieben, wobei die nominale Aufschlämmungs
verweilzeit etwa 2 bis 15 Minuten, vorzugsweise etwa 2
Minuten, beträgt.
Der aus dem Reaktor austretende Abfluß wird durch Leitung
129 zu dem Dampf-Flüssigkeits-Separatorsystem 130 geleitet.
Das Dampf-Flüssigkeits-Separatorsystem 130, bestehend aus
einer Reihe von Wärmeaustauschern und Dampf-Flüssigkeits-
Separatoren, trennt den aus dem Reaktor kommenden Abfluß
in einen nicht kondensierten Gasstrom 132, ein kondensier
tes leicht-flüssig Destillat in Leitung 134 und eine Pro
duktaufschlämmung in Leitung 156. Das kondensierte leicht-
flüssig Destillat aus den Separatoren wird durch die Lei
tung 134 zu einer atmosphärischen Fraktionieranlage 136 ge
leitet. Das in Leitung 132 befindliche nicht kondensierte
Gas, das nicht umgesetzten Wasserstoff, Methan und andere
leichte Kohlenwasserstoffe zusammen mit H₂S und CO₂ ent
hält, leitet man in eine Säuregas-Entfernungseinheit 138
zur Entfernung von H₂S und CO₂. Der gewonnene Schwefel
wasserstoff wird in elementaren Schwefel umgewandelt, der
durch Leitung 140 aus dem Prozeß entfernt wird. Ein Teil
des gereinigten Gases gelangt durch Leitung 142 zur weite
ren Behandlung in die Kühleinheit 144 zwecks Entfernung von
so viel wie möglich Methan und Ethan als "pipeline gas",
das durch Leitung 146 geführt wird, und zur Entfernung von
Propan und Butan als LPG, das durch Leitung 148 abgeführt
wird. Der in Leitung 150 befindliche gereinigte Wasserstoff
wird mit dem in Leitung 152 befindlichen Restgas aus der
Säuregasbehandlungsstufe gemischt. Das Gemisch wird als
Verfahrenswasserstoff zurückgeführt.
Die flüssige Aufschlämmung aus den Dampf-Flüssigkeits-
Separatoren 130, die aus flüssigem Lösungsmittel, normaler
weise fester gelöster Kohle und katalytischen Mineralrück
ständen besteht, führt man durch Leitung 156 und spaltet
sie dann in zwei Hauptströme 158 und 160 auf, wobei diese
beiden Hauptströme die gleiche Zusammensetzung wie in Lei
tung 156 aufweisen.
In der Fraktionieranlage 136 destilliert man das Aufschläm
mungsprodukt aus Leitung 160 unter atmosphärischem Druck,
um über Kopf einen Naphthastrom durch Leitung 162, einen
Mitteldestillatstrom durch Leitung 164 und einen Sumpf
strom durch Leitung 166 abzuziehen. Den in Leitung 166 be
findlichen Sumpfstrom (bottoms stream) führt man in den
Vakuum-Destillationsturm 168. Die Temperatur der Beschickung
für das Fraktionierungssystem hält man normalerweise
auf einem ausreichend hohen Niveau, so daß eine zusätz
liche Vorerhitzung außer in der Anfangsphase nicht not
wendig ist.
Eine Mischung aus dem in Leitung 164 (aus dem atmosphäri
schen Turm kommend) befindlichen Mitteldestillat und dem
aus dem Vakuumturm in Leitung 170 befindlichen Schwer
destillat ist das Heizölprodukt des Verfahrens und wird
durch Leitung 172 abgeführt. Der Strom in Leitung 172 be
steht aus 193 bis 482°C-Destillatflüssigkeit; einen Anteil
davon kann man im Kreislauf zu dem Ausgangs-Aufschlämmungs
mischtank 112 durch die Leitung 173 zurückführen, um die
Feststoffkonzentration in der Ausgangs-Aufschlämmung zu re
gulieren.
Durch den Rückführungsstrom 173 erhält das Verfahren eine
Flexibilität, da es die Variation des Verhältnisses von
Lösungsmittel zu der gesamten zurückgeführten Aufschläm
mung gestattet, so daß dieses Verhältnis nicht durch das
in der Leitung 158 herrschende Verhältnis bestimmt wird.
Es kann auch die Pumpfähigkeit der Aufschlämmung verbes
sern. Der Anteil des Stromes 172, der nicht durch Leitung
173 zurückgeführt wird, stellt die Nettoausbeute an De
stillatflüssigkeit des Verfahrens dar.
Der Sumpf aus Vakuumturm 168, der die gesamte normalerweise
feste gelöste Kohle, ungelöste organische und mineralische
Verfahrensprodukte, aber im wesentlichen keinerlei Destil
latflüssigkeit oder Kohlenwasserstoffgase enthält, wird
durch Leitung 176 abgezogen und kann auf jede gewünschte
Weise weiterverwandt werden. Beispielsweise kann ein sol
cher Strom zur teilweisen Oxidation in einen Vergaser
(nicht gezeigt) geführt werden zwecks Erzeugung von Wasser
stoff für dieses Verfahren.
Der rohe Naphthastrom 162 ist ein bevorzugtes Naphtha-Aus
gangsmaterial zur Behandlung gemäß der vorliegenden Er
findung und stellt die Netto-Naphtha-Ausbeute aus dem Koh
leverflüssigungsverfahren, wie es in Fig. 2 dargestellt
ist, dar.
Den Naphthastrom 162 verwendet man als rohes Naphtha-Aus
gangsmaterial und leitet es durch Leitung 10 von Fig. 1
und führt dann das Verfahren wie in Fig. 1 beschrieben
durch.
Man führt einen Versuch durch, um die Brauchbarkeit des
erfindungsgemäßen Verfahrens zur Entfernung von Polymer
vorläufern aus einer Naphtha-Fraktion zu zeigen. Das Naphtha
und das im Versuch eingesetzte Waschöl haben folgende Eigen
schaften:
Eine Mischung aus Naphtha und Waschöl, in der der Anteil
an Waschöl 20 Vol.-% ausmacht, wird in einen Vorerhitzer
gepumpt, worin die Mischung auf eine Temperatur von 177°C
erhitzt wird. Anschließend leitet man das erhitzte Gemisch
in einen Verweiltank und läßt es dort 20 Minuten, um die
Polymerbildung zu induzieren. Das erhitzte Gemisch lei
tet man dann über Kopf in den Verdampfer, während ein
Wasserstoffstrom in einem Vorerhitzer auf eine Temperatur
von 426 bis 521°C erhitzt und am Boden des Verdampfers
eingeführt wird. Der Verdampfer ist mit rostfreien Sieben
ausgestattet, um einen guten Oberflächenkontakt zu gewähr
leisten, so daß der heiße Wasserstoff im Gegenstrom das
flüssige Gemisch aus Naphtha und Waschöl darin kontaktieren
kann.
Der Wasserstoff und das Naphtha-Waschöl-Gemisch zei
gen in dem Verdampfer von annäherungsweise
293°C. Über Kopf zieht man aus dem Verdampfer Dampf ab,
der aus einem Gemisch aus heißem Wasserstoff und Naphtha
dämpfen besteht. Den Sumpf im Verdampfer zieht man ab.
Den über Kopf abgezogenen Dampf leitet man direkt in einen
Vorerhitzer, wo das Naphtha-Wasserstoff-Gemisch auf eine
Temperatur von 343°C vorerhitzt wird. Das Gemisch führt
man dann in einen Reaktor, der einen Hydrotreating-Kata
lysator enthält, und setzt das ganze einer durchschnitt
lichen Reaktortemperatur von 371°C unter einem Reaktor
druck von 101 kg/cm² (1440 psig) aus, wobei der Druck im
wesentlichen dem Druck im Verdampfer entspricht. Den aus
dem Reaktor austretenden Abfluß leitet man durch einen
Kühler und einen Separator, um wasserstoffreiches Gas ab
zuzweigen; das hydrogetreatete (wasserstoffbehandelte)
Naphthaprodukt überführt man in einen Separator, um Wasser
zu entfernen, und dann in eine Stabilisiererkolonne, die
unter einem Druck von 2,8 kg/cm² (40 psig) steht, um leicht
flüchtige Gase und irgendwelche Schwefelwasserstoff- oder
Ammoniakrückstände zu entfernen. Das stabilisierte Produkt
wird dann gesammelt und gemessen. Der Verdampfer wird zer
legt und besichtigt. Es werden keinerlei Ablagerungen fest
gestellt.
Während dieses Versuchs wurden keine Verstopfungen weder
im Vorerhitzer noch im Reaktor beobachtet. Am Ende des
Versuches wurden der Vorerhitzer und der Reaktor geprüft,
wobei keine Ablagerungen festgestellt werden konnten.
Bei diesem Vergleichsbeispiel wird ein Naphtha dem gleichen
Hydrotreating-Verfahren unterworfen wie gemäß der Erfindung
mit dem gleichen wie im vorhergehenden Beispiel eingesetz
ten Naphtha, jedoch ohne Anwendung des Verdampfers gemäß
der Erfindung. Bei diesem Vergleichsbeispiel wird die
Naphtha-Wasserstoff-Beschickung vor dem Eintritt in das
Katalysatorbett in einem Vorerhitzer auf die Reaktions
temperatur erhitzt. Zu diesem Zweck wird das Naphtha-Wasser
stoff-Gemisch direkt in den Vorerhitzer geleitet, in dem
die Temperatur des Gemisches auf 327°C erhitzt wird. Dann
leitet man das erhitzte Gemisch zu dem Katalysatorbett.
Es wurde beobachtet, daß nach einigen Versuchstagen der
Vorerhitzer durch polymeren Koks verstopft wurde, wo
durch der Fluß des Naphtha-Wasserstoff-Gemisches in den
Vorerhitzer vollständig gestoppt wurde. Der Reaktor und
der Vorerhitzer wurden zerlegt und besichtigt. Der Vor
erhitzer war durch Koksablagerungen verstopft.
Claims (7)
1. Verfahren zur Vorbehandlung einer Polymervorläuferma
terial enthaltenden Naphtha-Fraktion, um Polymerbildung
bei dem nachfolgenden Hydrotreating-Verfahren zu ver
meiden, dadurch gekennzeichnet, daß man die Naphtha-
Fraktion zusammen mit 2 bis 50 Vol.-% Waschöl, bezogen
auf die Naphthamenge im Gleichstrom durch eine Ver
dampfungszone, die herkömmliche Dampf-/Flüssigkeits
kontaktmittel aufweist, leitet, wobei der Verdampfer
bei einer Temperatur zwischen 204 und 371°C und einem
Druck zwischen 2157 KPa und 17 358 KPa betrieben wird,
einen Strom von auf 260 bis 649°C erhitzten Wasserstoff
in einer Menge von 57 bis 283 Nm³ pro 159 l Naphtha im
direkten Gegenstrom zu dem Naphtha-/Waschölgemisch durch
den Verdampfer führt und die aus dem Verdampfer zusammen
mit dem Wasserstoff erhaltene Naphtha-Fraktion in bekann
ter Weise dem Hydrotreating-Verfahren und ge
gebenenfalls der Reformierung unterwirft.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß
das Waschöl vor der Einführung in die Verdampfungszone
mit dem Naphtha gemischt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß
das Naphtha-Waschölgemisch auf eine Temperatur zwischen
121 und 177°C vorerhitzt wird.
4. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß
das Naphtha-Waschölgemisch in einer Verweilzone 5 bis
30 Minuten gehalten wird, um eine Polymerisation der
Polymervorläufermaterialien zu gestatten.
5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß
das Waschöl eine Kohlenwasserstofffraktion ist, die
zwischen 204 und 427°C siedet.
6. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß
die Naphtha-Fraktion durch Verflüssigung von Kohle her
gestellt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß
ein Teil des aus dem Verdampfer ablaufenden, geringe Mengen an poly
merisiertem Material enthaltenden Waschöls zurückgeführt
und mit der Naphtha-Fraktionsbeschickung vermischt
in die Verdampfungszone eingeleitet wird.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/341,234 US4422927A (en) | 1982-01-25 | 1982-01-25 | Process for removing polymer-forming impurities from naphtha fraction |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE3246134A1 DE3246134A1 (de) | 1983-07-28 |
DE3246134C2 true DE3246134C2 (de) | 1992-03-19 |
Family
ID=23336757
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19823246134 Granted DE3246134A1 (de) | 1982-01-25 | 1982-12-14 | Verfahren zur entfernung von polymere bildenden verunreinigungen aus einer naphthafraktion |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4422927A (de) |
JP (1) | JPS58129094A (de) |
AU (1) | AU553052B2 (de) |
CA (1) | CA1207270A (de) |
DE (1) | DE3246134A1 (de) |
GB (1) | GB2113708B (de) |
ZA (1) | ZA826696B (de) |
Families Citing this family (46)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5578197A (en) * | 1989-05-09 | 1996-11-26 | Alberta Oil Sands Technology & Research Authority | Hydrocracking process involving colloidal catalyst formed in situ |
DE59404736D1 (de) * | 1994-10-22 | 1998-01-15 | Krupp Uhde Gmbh | Verfahren zur Erzeugung eines aromatische Kohlenwasserstoffe enthaltenden Vorproduktes für die Aromatengewinnung aus Kokerei-Rohbenzol |
US6444116B1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-09-03 | Intevep, S.A. | Process scheme for sequentially hydrotreating-hydrocracking diesel and vacuum gas oil |
US6887832B2 (en) | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
US7456135B2 (en) | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
US6799615B2 (en) * | 2002-02-26 | 2004-10-05 | Leslie G. Smith | Tenon maker |
US10941353B2 (en) | 2004-04-28 | 2021-03-09 | Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc | Methods and mixing systems for introducing catalyst precursor into heavy oil feedstock |
EP2650346A1 (de) | 2004-04-28 | 2013-10-16 | Headwaters Heavy Oil, LLC | Verfahren zur Schwerölhydrierung in einem Wirbelschichtreaktor |
US7517446B2 (en) | 2004-04-28 | 2009-04-14 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Fixed bed hydroprocessing methods and systems and methods for upgrading an existing fixed bed system |
ES2583505T3 (es) | 2004-04-28 | 2016-09-21 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Método de hidroprocesamiento y sistema para mejorar aceite pesado |
US7670984B2 (en) | 2006-01-06 | 2010-03-02 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Hydrocarbon-soluble molybdenum catalyst precursors and methods for making same |
US7842635B2 (en) * | 2006-01-06 | 2010-11-30 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Hydrocarbon-soluble, bimetallic catalyst precursors and methods for making same |
EP2007744B1 (de) | 2006-04-03 | 2017-05-17 | Pharmatherm Chemicals Inc. | Thermales extraktionsverfahren zur herstellung eines taxanextrakts |
US7575670B1 (en) * | 2006-05-22 | 2009-08-18 | Uop Llc | Process for the production of low sulfur diesel from an asphaltene-containings feedstock |
US8034232B2 (en) | 2007-10-31 | 2011-10-11 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker |
US7905990B2 (en) | 2007-11-20 | 2011-03-15 | Ensyn Renewables, Inc. | Rapid thermal conversion of biomass |
US8142645B2 (en) | 2008-01-03 | 2012-03-27 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Process for increasing the mono-aromatic content of polynuclear-aromatic-containing feedstocks |
US7951745B2 (en) | 2008-01-03 | 2011-05-31 | Wilmington Trust Fsb | Catalyst for hydrocracking hydrocarbons containing polynuclear aromatic compounds |
US8097149B2 (en) | 2008-06-17 | 2012-01-17 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Catalyst and method for hydrodesulfurization of hydrocarbons |
US8575408B2 (en) | 2010-03-30 | 2013-11-05 | Uop Llc | Use of a guard bed reactor to improve conversion of biofeedstocks to fuel |
US20110284359A1 (en) | 2010-05-20 | 2011-11-24 | Uop Llc | Processes for controlling afterburn in a reheater and for controlling loss of entrained solid particles in combustion product flue gas |
CN108178719A (zh) | 2010-06-23 | 2018-06-19 | 旭硝子株式会社 | 2,3,3,3-四氟丙烯的制造方法 |
WO2011162340A1 (ja) | 2010-06-23 | 2011-12-29 | 旭硝子株式会社 | 2,3,3,3-テトラフルオロプロペンの製造方法 |
US8499702B2 (en) | 2010-07-15 | 2013-08-06 | Ensyn Renewables, Inc. | Char-handling processes in a pyrolysis system |
US9206361B2 (en) | 2010-12-20 | 2015-12-08 | Chevron U.S.A. .Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
US9441887B2 (en) | 2011-02-22 | 2016-09-13 | Ensyn Renewables, Inc. | Heat removal and recovery in biomass pyrolysis |
US9347005B2 (en) | 2011-09-13 | 2016-05-24 | Ensyn Renewables, Inc. | Methods and apparatuses for rapid thermal processing of carbonaceous material |
US9044727B2 (en) | 2011-09-22 | 2015-06-02 | Ensyn Renewables, Inc. | Apparatuses and methods for controlling heat for rapid thermal processing of carbonaceous material |
US10041667B2 (en) | 2011-09-22 | 2018-08-07 | Ensyn Renewables, Inc. | Apparatuses for controlling heat for rapid thermal processing of carbonaceous material and methods for the same |
US10400175B2 (en) | 2011-09-22 | 2019-09-03 | Ensyn Renewables, Inc. | Apparatuses and methods for controlling heat for rapid thermal processing of carbonaceous material |
US9790440B2 (en) | 2011-09-23 | 2017-10-17 | Headwaters Technology Innovation Group, Inc. | Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker |
US9017545B2 (en) * | 2011-11-10 | 2015-04-28 | China Petroleum & Chemical Corporation | Process for hydrotreating inferior naphtha fraction |
US9109177B2 (en) | 2011-12-12 | 2015-08-18 | Ensyn Renewables, Inc. | Systems and methods for renewable fuel |
US9403153B2 (en) | 2012-03-26 | 2016-08-02 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Highly stable hydrocarbon-soluble molybdenum catalyst precursors and methods for making same |
US9670413B2 (en) | 2012-06-28 | 2017-06-06 | Ensyn Renewables, Inc. | Methods and apparatuses for thermally converting biomass |
US9644157B2 (en) | 2012-07-30 | 2017-05-09 | Headwaters Heavy Oil, Llc | Methods and systems for upgrading heavy oil using catalytic hydrocracking and thermal coking |
EP3492559A1 (de) | 2013-06-26 | 2019-06-05 | Ensyn Renewables, Inc. | Verfahren für erneuerbaren kraftstoff |
US9476000B2 (en) * | 2013-07-10 | 2016-10-25 | Uop Llc | Hydrotreating process and apparatus |
US10337726B2 (en) | 2015-08-21 | 2019-07-02 | Ensyn Renewables, Inc. | Liquid biomass heating system |
US11414607B2 (en) | 2015-09-22 | 2022-08-16 | Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc | Upgraded ebullated bed reactor with increased production rate of converted products |
US11414608B2 (en) | 2015-09-22 | 2022-08-16 | Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc | Upgraded ebullated bed reactor used with opportunity feedstocks |
US11421164B2 (en) | 2016-06-08 | 2022-08-23 | Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc | Dual catalyst system for ebullated bed upgrading to produce improved quality vacuum residue product |
CN110366448B (zh) | 2016-12-29 | 2023-05-02 | 安辛可再生能源有限公司 | 液体生物质的脱金属化 |
US11732203B2 (en) | 2017-03-02 | 2023-08-22 | Hydrocarbon Technology & Innovation, Llc | Ebullated bed reactor upgraded to produce sediment that causes less equipment fouling |
KR102505534B1 (ko) | 2017-03-02 | 2023-03-02 | 하이드로카본 테크놀로지 앤 이노베이션, 엘엘씨 | 오염 침전물이 적은 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기 |
CA3057131C (en) | 2018-10-17 | 2024-04-23 | Hydrocarbon Technology And Innovation, Llc | Upgraded ebullated bed reactor with no recycle buildup of asphaltenes in vacuum bottoms |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3124526A (en) * | 1964-03-10 | Rhigh boiling | ||
DE1046809B (de) * | 1955-02-04 | 1958-12-18 | Iashellia Res Ltd | Verfahren zur Entfernung von Harzbildnern aus Erdoelkohlenwasserstoffoelen |
DE1036436B (de) * | 1955-10-18 | 1958-08-14 | Still Fa Carl | Verfahren zur Aufheizung von Kohlenwasserstoffen, insbesondere Benzolkohlenwasserstoffen, zwecks katalytischer Raffination |
US2937131A (en) * | 1957-07-26 | 1960-05-17 | Socony Mobil Oil Co Inc | Liquid heat transfer of naphtha feed to a reforming zone |
GB826607A (en) * | 1957-11-23 | 1960-01-13 | Metallgesellschaft Ag | Improvements in or relating to the vaporisation of hydrocarbons |
DE1105546B (de) * | 1960-01-08 | 1961-04-27 | Metallgesellschaft Ag | Verfahren zur katalytischen hydrierenden Raffination von Kohlenwasserstoffen |
GB910986A (en) * | 1960-07-07 | 1962-11-21 | Shell Int Research | Catalytic hydrogenative treatment of hydrocarbon oils containing unsaturated hydrocarbons |
US3207802A (en) * | 1960-12-14 | 1965-09-21 | Air Prod & Chem | Purification of coke-oven light oil |
US3448039A (en) * | 1967-07-19 | 1969-06-03 | Bethlehem Steel Corp | Vaporizing and pretreating aromatic hydrocarbon feed stock without polymerization |
US4009094A (en) * | 1975-01-09 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Stabilizing pyrolysis naphtha |
DE2718950C2 (de) * | 1977-04-28 | 1983-11-17 | Saarbergwerke AG, 6600 Saarbrücken | Verfahren zur Anlagerung von Wasserstoff an Kohle |
-
1982
- 1982-01-25 US US06/341,234 patent/US4422927A/en not_active Expired - Fee Related
- 1982-09-08 AU AU88127/82A patent/AU553052B2/en not_active Ceased
- 1982-09-08 GB GB08225553A patent/GB2113708B/en not_active Expired
- 1982-09-13 ZA ZA826696A patent/ZA826696B/xx unknown
- 1982-12-07 CA CA000417191A patent/CA1207270A/en not_active Expired
- 1982-12-14 DE DE19823246134 patent/DE3246134A1/de active Granted
- 1982-12-23 JP JP57225139A patent/JPS58129094A/ja active Granted
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2113708A (en) | 1983-08-10 |
JPS58129094A (ja) | 1983-08-01 |
AU8812782A (en) | 1983-08-04 |
CA1207270A (en) | 1986-07-08 |
ZA826696B (en) | 1983-12-28 |
JPH0139475B2 (de) | 1989-08-21 |
GB2113708B (en) | 1986-02-19 |
AU553052B2 (en) | 1986-07-03 |
US4422927A (en) | 1983-12-27 |
DE3246134A1 (de) | 1983-07-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE3246134C2 (de) | ||
DE68905333T2 (de) | Verhinderung von koksablagerung bei der verdampfung von schweren kohlenwasserstoffen. | |
DE2215664C3 (de) | ||
DE2215665C3 (de) | Verfahren zum Herstellen von Benzin und raffinierten flüssigen Kohlenwasserstoffen | |
WO2010102712A2 (de) | Verfahren zur gewinnung von reinaromaten aus aromatenhaltigen kohlenwasserstofffraktionen | |
DE2454197A1 (de) | Verfahren zur herstellung eines synthetischen schmieroels mit hohem viskositaetsindex | |
DE2242330A1 (de) | Verfahren zur herstellung von kraftstoff fuer duesentriebwerke | |
DD251781A5 (de) | Verfahren zur behandlung von rueckstaenden von schweroel auf erdoelbasis | |
DE2635388A1 (de) | Kohleverfluessigungsverfahren | |
DE1931952B2 (de) | Verfahren zum hydrieren von schwefelhaltigem pyrolyseprodukt | |
CH542276A (de) | Verfahren zur Trennung eines heissen gemischtphasigen Konversionsproduktes | |
DE1770575A1 (de) | Verfahren zum Hydrieren von Kohlenwasserstoffen | |
DE2840986C2 (de) | Verfahren zur Aufarbeitung der bei der Spaltung von Kohlenwasserstoffen entstehenden über 200 °C siedenden Kohlenwasserstoff-Fraktionen | |
DE2806854A1 (de) | Verfahren zum spalten von kohlenwasserstoffen | |
DE2728488A1 (de) | Verfahren zur gleichzeitigen herstellung eines als naphthenisches loesungsmittel brauchbaren fluessigen naphthenischen kohlenwasserstoffs und eines als terpentinersatz brauchbaren fluessigen kohlenwasserstoffs mit niedrigem aromatengehalt | |
DE2344251C3 (de) | Verfahren zur katalytischen Hydrokrackung einer Schwefel, Asche und Asphaltene enthaltenden Kohlenwasserstoffbeschickung | |
AT157110B (de) | Verfahren zur Tieftemperaturhydrierung. | |
DE1770894A1 (de) | Verfahren zum Raffinieren von Aromaten enthaltenden Kohlenwasserstoffbeschickungen | |
DE1914603A1 (de) | Verfahren zur Herstellung aromatischer und olefinischer Kohlenwasserstoffe | |
DE2645726C2 (de) | Verfahren zum kontinuierlichen thermischen Cracken von schweren Petrolölen | |
DE1470564A1 (de) | Verfahren zum katalytischen Hydrieren von Kohlenwasserstoffen mit einem Siedebereichvon 38 bis 204 deg.C,die etwa 6 bis 60 Gewichtsprozent an der Waermepolymerisation leicht zugaenglichen ungesaettigten Verbindungen enthalten | |
DE2227740A1 (de) | Kohlenwasserstoffumwandlungsverfahren | |
DE1468566C3 (de) | Verfahren zur Isolierung von aromatischen Kohlenwasserstoffen aus Gemischen, die Alkene und stärker ungesättigte Verbindungen enthalten | |
DE1928386A1 (de) | Veredelung von Kokereioefen-Leichtoelen | |
DE1593033A1 (de) | Verfahren zum Herstellen von aromatischen Kohlenwasserstoffen |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8127 | New person/name/address of the applicant |
Owner name: THE PITTSBURG & MIDWAY COAL MINING CO., 80155 ENGL |
|
8110 | Request for examination paragraph 44 | ||
D2 | Grant after examination | ||
8364 | No opposition during term of opposition | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |