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PROCEDE COMBINE DE CONVERSION D'HYDROCARBURES ET DE DISTILLATION. reso La présente invention est relative à la conversion d'hydrocarbu- reso
La présente invention est relative au raffinage d'huiles minérales et à la conversion de pétrole en huiles hydrocarbonées de plus grande valeur.
D'une manière générale, l'invention est relative à un procédé amélioré pour l'obtention de rendements maxima de produits à bas point d'ébullition des gammes d'ébullitions des huiles de chuaffage et des carburants de moteurs, et de rendements minima de produits lourds, tels que des fueloils et des goudrons, avec un minimum de phases de traitement et des investissements et coûts de traitement sensiblement réduitso L'invention comprend une,série de zones de distillation et de conversion catalytique et/ou thermique, formant un tout, dans lesquelles des produits provenant de toutes les zones peuvent être menés à une zone unique de fractionnement de produit et y traités de manière telle qu'une matière brute ayant subi un topping (distillation sommaire),
obtenue sous forme de résidu liquide d'une zone de distillation de matière brute soit libérée des constituants à point d'ébullition relativement élevé.
Suivant la présente invention, il y a un enlèvement efficace de constituants à point d'ébullition relativement élevé, d'une huile brute ayant subi un topping, en utilisant des vapeurs de produit venant d'une opération de cracking catalytique fluide.
Dans la mise en pratique de l'invention expliquée d'une manière générale ci-avant, on a trouvé qu'avec certaines huiles de pétrole brutes ou résiduaires, il y a un accroissement d'hydrocarbures aromatiques à chaînes fermées condensés dans la charge de recyclage obtenue ait cracking, et des productions élevées inattendues de coke et de matière carbonée ont été obtenues dans le cracking catalytique. La présente invention se rap -
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porte à une réduction de la quantité de coke déposé sur le catalyseur en prévoyant une tour de dérivation pour enlever une partie des produits craqués, de la zone de cracking catalytique.
Les vapeurs ou produits craqués sont partiellement condensés dans un appareil de fractionnement pour enlever des fractions de charge de recyclage, et les vapeurs bouillant audessus du point d'ébullition de la charge de cycle rejetée sont renvoyées à la zone unique de fractionnement de produit.
Le restant des produits craqués se trouvant sensiblement aux températures de cracking sont envoyés à l'appareil de fractionnement de produit pour agir comme moyen de séparation ou de libération pour l'huile brute réduite, comme on le décrira plus en détail ci-après.
Il est bien connu dans la pratique de produire des matières brutes réduites ou sommairement distillées en soumettant la matière brute à différentes opérations de distillation. Cette matière brute sommairement distillée (topping) comprenant des constituants de gasoil bouillant dans la gamme d'environ 6500 à 1100 F, et également certains constituants à point d'e'bul- lition supérieur est alors traitée dé manière à assurer une séparation maximum de ces constituants de gasoil. Ceci est habituellement assuré en utilisant une opération de distillation sous le vide..La fraction de gasoil séparée dans l'opération de distillation sous le vide est ensuite envoyée à un procédé de cracking catalytique.
L'installation de distillation sous le vide utilisée pour traiter la matière brute réduite est coûteuse en ce qui concerne l'investissement, le fonctionnement et l'entretien. Comme résultat,des procédés combinés du type courant doivent être utilisés sur une relativement grande échelle pour être économiques. Normalement, des capacités de raffinage supérieures à, par exemple, environ 20.000 barrils (barrels) par jour de matière brute sont requises pour rendre de rapport des opérations de ce type, tandis que de plus petites raffineries doivent être conçues sur la base d'un rendement élevé, souvent indésirable, de fuel-oil lourd et d'autres produits d'une valeur commerciale relativement faible.
Suivant la présente invention, une opération améliorée est assurée; dans cette opération, la phase de distillation sous lë vide est élimi- née. De plus, des économies importantes dans l'équipement de fractionnement sont réalisées en alimentant une grande partie des vapeurs craquées et sensiblement tous les produits vaporeux des différentes zones d'un procédé combiné, aussi bien que l'huile brute réduite venant de la distillation de matière brute, à une zone unique de fractionnement de' produit, et en utilisant ces vapeurs pour libérer la matière brute réduite, dans la phase de fractionnement, denses composants distillables.
A cet effet, l'huile brute peut être soumise à distillation dans une unité de distillation courante de matière brute pour produire un courant de sommet de naphte vierge' léger, un courant de naphte lourd séparé, un courant encore plus lourd de la gamme du kérosène et de l'huile Diesel, et des dépôts de matière brute réduite. Toutes les autres fractions sont alimentées à un appareil de fractionnement unique de produit, substantiellement comme suit.
L'huile brute réduite du type mentionné ci-avant peut être envoyée directement à une portion supérieure de la section inférieure de mise en contact d'une colonne sensiblement habituelle de fractionnement de produit.
Le courant de naphte lourd peut être soumis à un traitement de reforming catalytique ou thermique à haute température, ou autre conversion, en vue de l'amélioration de ses qualités de carburant de moteur. La totalité de l'effluent vaporisé de cette zone de conversion est alimentée à la colonne de fractionnement de produit en un point inférieur au point d'alimentation de l'huile brute réduite, sensiblement à la température de la zone de conversion.
Le naphte vierge léger peut être introduit dans la colonne de fractionnement en un point inférieur au point d'alimentation de l'huile brute réduite, et peut être préchauffé si nécessaire. Différents courants de produit final peuvent' être récupérés de l'appareil de fractionnement de produit, ces courants pouvant comprendre un gaz combustible de tête, une
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fraction à point d'ébullition inférieur de la gamme d'ébullition des carbu- rants de moteur, une fraction d'huile de chauffage, une fraction de gasoil et une fraction de dépôts lourds de la gamme du fuel-oil.
En plus, il peùt y avoir production d'une fraction de gasoil qui contient la fraction de ga- soil vierge désirée pour l'alimentation à une autre phase de conversion, en mélange avec une fraction de recyclage ou convertie, en un rapport opti- mum, pour l'opération de conversion ultimeo La fraction de gasoil est, de préférence, envoyée à une phase de cracking catalytique pour y être conver- tie en quantités supplémentaires de carburant de moteur, huile Diesel, char- ge de cycle de la gamme du gasoil, et dép8ts lourds.
La majeure partie de l'effluent total de cette zone de cracking est envoyée sans sensible perte de chaleur à l'appareil de fractionnement de produit en un point inférieur à l'alimentation de l'huile brute réduite.
De cette manière, l'huile brute réduite est soumise à un chauffage, une va- porisation et une action de séparation ou libération ,avec des vapeurs pro- venant du procédé de cracking de gasoil, et les vapeurs de naphte.
Le restant de la matière effluente de la phase de cracking cata- lytique est envoyée à une tour de dérivation pour condenser partiellement une charge de cycle à point d'ébullition supérieur contenant des constituants formant du coke, qui est enlevée au bas de la tour et rejetée du procédé.
Les vapeurs bouillant au-dessus de la charge de cycle rejetée s'échappent au sommet de la tour de dérivation et sont,renvoyées à l'appareil unique de fractionnement de produit en un point supérieur à celui de l'introduction de l'huile brute réduite.
Lorsqu'on opère sensiblement de la manière décrite ci-avant, des volumes très grands de vapeurs du procédé sont disponibles et utilisés pour la séparation ou libération de la matière brute réduite, avec l'effet que le volume de carburant lourd finalement produit peut être gardé au minimum.
On tiendra compte que l'invention., dans son aspect le plus large,'1 n'est pas limitée au type, et au nombre de zones de conversion intermédiaires indiquées ci-avant, qui dépendent entièrement du type de l'huile brute à traiter et des types, qualité et proportions relatives des produits désirés. D'autres zones de conversion peuvent être ajoutées ou substituées à celles mentionnéeso D'autres zones de conversion qui peuvent être ajoutées au procédé de l'invention comprennent une opération d'hydroforming et/ou des processus d'amélioration de l'indice d'octane pour le naphte vierge.
Une opération de rupture de viscosité, thermique ou à suspension, une cokéfaction, etc. peuvent être appliquées aux dépôts ou produits de queue venant de la tour de fractionnement de produit. Les vapeurs de produit de l'une quelconque de ces zones peuvent être alimentées à la zone de fractionnement unique de produit, substantiellement comme on l'a décrit ci-avant.
Dans certains, cas, le procédé de l'invention peut encore être simplifié en éliminant l'appareil de distillation d'huile brute et en alimentant l'entièreté de l'huile brute directement dans l'appareil de fractionnement de produit. Ceci peut être possible si des fractions séparées de kérosène et/ou de naphte vierge ne sont pas requises. Lorsqu'on opère de cette manière, l'entièrefénted l'huile brute peut être alimentée à une partie supérieure de la section inférieure de mise en contact de l'appareil de fractionnement de produit. Un courant de naphte lourd et une charge de cracking de gasoil peuvent être retirés de l'appareil de fractionnement et soumis aux conversions décrites ci-avant, spécialement à un reforming et à un cracking catalytique.
Les produits vaporisés de ces conversions peuvent alors être renvoyés à l'appareil de fractionnement de produit en un point inférieur au poiht d'alimentation de l'huile brute, De même, du naphte léger et des gaz de tête venant de l'appareil de fractionnement peuvent être renvoyés au bas de l'appareil de fractionnement pour aider à la séparation ou libération de l'huile brute. Sous tous les autres rapports, le déroulement du procédé sera sensiblement analogue à celui indiqué ci-avant.
Au-dessus, la figure représente un schéma d'une réalisation pré-
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férée du procédé combiné suivant l'invention.
En se référant au dessin, la référence 10 désigne un appareil de distillation d'huile brute, 12 désigne un four pour le reforming du naphte, et 14 désigne un appareil de fractionnement de produit. Une zone de cracking est illustrée schématiquement en 16. Les fonctionp et co-action de l'appareil en cause seront expliquées ci-après en utilisant comme exemple le raffinage d'une huile brute de pétrole, de poids spécifique moyen, du type de l'huile brute du West Texas, dans une raffinerie ayant une capacité d'environ 35.000 barrols d'huile brute par jour. Il doit être compris, cependant, que l'appareil peut être utilisé pour le raffinage de différents types d'huiles brutes similaires sur une échelle plus grande ou plus petite, d'une manière générale analogue.
Dans un exemple particulier, environ 350000 barrils par jour de l'huile brute sont pompés par une conduite 20 dans un serpentin de chauffage placé dans un fourneau 26, dans lequel ils sont chauffés jusqu'à une température convenable pour la vaporisation d'une partie importante de l'huile.
L'huile ainsi chauffée est envoyée par la conduite 28 à une partie inférieure de l'appareil de distillation d'huile brute 10, où elle peut pénétren à une température d'environ 650 à 800 F et à une pression effective d'environ 10 à 70 libres par pouce carré. L'appareil de distillation 10 est, de préférence, pourvu d'une série de plateaux à chapeaux de barbotage horizontaux ou similaires 32 pour améliorer le fractionnement de l'alimentation d'une manière courante. Un reflue peut être réalisé à l'aide d'un ou plusieurs condenseurs partiels 34 disposés au sommet de l'appareil de distillation 10.
Pour les buts du présent exemple, l'appareil de distillation 10 peut fonctionner de telle sorte que trois courants de distillat et des produits de queue de distillation soient obtenus de la manière suivante.
Tous les constituants de l'huile brute, bouillant en dessous d'en- viron 250 F sont enlevés ensemble sous forme d'un courant vaporeux de naphte vierge léger, et ce au sommet par la conduite 36.
Ce courant peut s'élever à environ 10 à 20 % de l'huile brute chargée. Tout ce courant ou une partie de celui-ci peut être enlevé du procédé par une conduite 38 et ensuite condensé de la manière habituelle.. Un courant liquide de naphte lourd ayant une gamme d'ébullitions d'environ 250 à 4000F est enlevé par une conduite 40, d'une partie supérieure de l'appareil de distillation 10, en un-point inférieur au condenseur 34. Une partie du naphte lourd de la conduite 40 peut être enlevée du procédé par la conduite 41. Environ 15 à 20% de l'huile brute chargée sont récupérés par la conduite 400 Une fraction de kérosène ou d'huile Diesel, bouillant dans la gamme d'environ 400 à 700 F et s'élevant à environ 20 à 30% de l'huile brute, est enlevée du procédé par une conduite 42.
Le restant de la charge, s'élevant à environ 30 à 50% et consistant principalement en constituants bouillant au-dessus de 700 à 800 F, est enlevé comme huile brute réduite par une conduite 44, du bas de l'appareil de distillation 100 La fraction de kérosène enlevée par la conduite 42 convient normalement comme kérosène ou huile Diesel, après traitement habituel, et elle peut être envoyée directement à l'emmagasinage. Les autres fractions peuvent être traitées suivant la présente invention, comme on le décrira ci-après.
Les vapeurs de naphte vierge léger de la conduite 36 peuvent être envoyées directement à une partie inférieure d'un appareil de fractionnement de produit 14. Si on le désire, ce courant de vapeur peut être préchauffé jusqu'à environ 800 à 1000 F pour répondre aux exigences au point de vue chaleur, de l'appareil de fractionnement 14. Ceci peut être réalisé en faisant passer au moins une partie de::! vapeurs de la conduite 36 à travers un ser- pentin de chauffage disposé dans un fourneau 46. Les vapeurs chauffées de naphte vierge léger sont envoyées par une conduite 47 à la partie inférieure de l'appareil de fractionnement de produit 14.
Le courant de naphte lourd de la conduit- 40 peut être pompé par une pompe 48 à travers le serpentin de chauffage d'in fourneau 12 à une pres-
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sion effective d'environ 200 à 1000 livres par pouce carré pour être soumis à un reforming thermique. Cette zone de reforming peut être de toute concep- tion habituelle bien connue dans la pratique et peut comprendre un fourneau tubulaire habituel conçu pour donner un temps de séjour à l'huile,d'environ
10 volumes de liquide par volume d'espace de réaction par heure (V/V/heure) à environ 1000 à 1100 F et à une pression effective d'environ 200 à 1000 li- vres par pouce carré.
A ces conditions, l'indice d'octane du naphte peut être accru d'environ 30-50 à environ 70-90 (indice d'octane Research) sans cracking excessif en hydrocarbures normalement gazeux. La totalité de l'ef- fluent du fourneau de refroming 12 est envoyée, sensiblement à la température et à la pression de reforming, par une conduite 52 pourvue d'un dispositif de décharge de pression, tel qu'une valve ou un venturi 54, à la partie in- férieure de l'appareil de fractionnement de produit 14, en un point voisin mais de préférence inférieur au point d'alimentation de la conduite 47.
Sous les conditions de la pression effective réduite de l'appareil de frac- tionnement, d'environ 5 à 15 livres par pouce carré., le naphte est sensible- ment vaporisé complètement, lorsqu'il pénètre à la partie inférieure de l'ap- pareil de fractionnement de produit 14.
La matière brute réduite de la conduite 44 peut être envoyée di- rectement à la partie intermédiaire de l'appareil de fractionnement 14, sen- siblement à la température de son enlèvement de l'appareil de distillation
10 suivant les exigences en chaleur. La conduite 44 mène à l'appareil de fractionnement 14 en un point supérieur aux points d'alimentation des conduites 47 et 52. De cette manière, les vapeurs alimentées par les conduites 47 et 52 se dirigent vers le haut à travers l'appareil de fractionnement de produit 14 à l'encontre de l'huile brute réduite s' écoulant vers le bas, pour libérer cette dernière des constituants vaporisables. Cet effet et.le fonctionnement de l'appareil de fractionnement 14 seront décrits avec plus de détail ci-après.
Un courant latéral d'hydrocarbures de la gamme d'ébullitions du gasoil, s'élevant à environ 45 à 70% de l'huile brute et bouillant entre environ 600 -700 F et 900 F-1000 F courant qui convient comme charge de cracking catalytique, peut être retiré par la conduite 56 d'une section intermédiaire d'appareil de fractionnement 14 grâce à une pompe 58, et envoyé par la conduite 56 à la zone de cracking catalytique 16. Ce courant contient à la f ois des fractions de gasoil craqué et de gasoil vierge. Tout système habituel de cracking, apte à convertir des hydrocarbures de la gamme du gasoil en huiles à point d' ébullition inférieure, spécialement de la gamme des carburants de moteur,peut être utilisé.
Une opération continue ou par fournées peut être utilisée avec lit fixe;, lit mobile, système "fluide" ou à suspensiono La chaleur requise pour le cracking peut être fournie comme chaleur préalable des matières du procédé, et/ou comme chaleur sensible du catalyseur régénéré de manière exothermique, ou encore de toute autre manière courante.
Des catalyseurs du type à gel ou à argile synthétique ou naturelle modifiée tels que des argiles montmorillonite activées, des composés de silice et d'alumine, de silice et de magnésie., ou autres catalyseurs de cra- cking, habituels, peuvent être utilisés à des températures d'environ 800 à 1000 F et à des pressions effectives allant de la pression atmosphérique à 25 livres par poauce carrée le tout d'une manière connue en pratique.
Une partie importante de la matière effluente hydrocarbonée totale de la zone de cracking 16 est envoyée, sensiblement à la température de cracking d'environ 850 à 1000 F par une conduite 62 à la partie inférieure de l'appareil de fractionnement de produit 14, dans certains cas en un point intermédiaire aux points d'alimentation de l'huile brute réduite et des naph- tes.de reforming et vierge. Si la zone de cracking 16 fonctionne à une pression élevée, la pression peut être ramenée par la valve 64 à la pression de l'appareil de fractionnement. Dans la plupart des cas, la matière craquée pénètre dans l'appareil de fractionnement 14 à l'état de vapeur pour augmenter l'action de séparation des vapeurs alimentées par les conduites 47 et 52.
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Si on le désire, une partie du courant de gasoil retiré de l'appareil de fractionnement de produit 14 par la conduite 56 peut être envoyée dans la conduite 65 refroidie dans le réfrigérateur 66, et renvoyée comme reflux par la conduite 68 à une partie intermédiaire de l'appareil de fractionnement de produit 14, en dessous de la conduite d'enlèvement 56 mais, de préférence, au-dessus de la conduite d'alimentation 44 pour l'huile brute réduite. Ou encore, une portion du gasoil refroidi peut être retirée du procédé par la conduite 72, si on le désire.
Comme montré au dessin., l'appareil de fractionnement 14 comprend une section inférieure de séparation 74 et une section supérieure de fractionnement 76. Les deux sections sont pourvues de moyens convenables pour améliorer le contact à contre-courant entre le liquide descendant et les vapeurs ascendantes. En vue de la séparation, un agencement à chicanes a été trouvé efficace, comme montré schématiquement pour la section 74 par les éléments 78. La section 76 est représentée comme contenant un certain nombre de plateaux à chapeaux de barbotage 82, destinés à améliorer l'efficacité du procédé de fractionnement. Les sections 74 et 76 peuvent opérer comme suit.
La section de séparation 74 reçoit, à côté des courants liquides et vaporeux alimentés par les conduites 47, 52, 62 et 44, une alimentation liquide introduite à sa partie supérieure et comprenant une fraction de gasoil enlevée du bas de la section 76 par la conduite 56 et alimentée à la section 74 par la conduite 68. Ce gasoil est alimenté à la section 74 pour fournir un réglage ou contrôle sur le reflux et lloenlèvement de chaleur dans cette section,afin d'atteindre le point final désiré et l'épuration du gasoil.
Toute la chaleur nécessaire pour la séparation et le fractionnement dans l'appareil 14 est, de préférence , fournie sous forme de chaleur sensible des courants hydrocarbonés pénétrant dans la section 74, pour maintenir une température d'environ 750 à 850 F dans la partie la plus basse de la section 74. Les vapeurs s'élevant dans la section 74 libèrent la fraction de gasoil, la matière brute réduite et les produits liquides craqués, s'écoulant vers le bas, de sensiblement tous leurs constituants distillables, et ce mélange vaporeux passe à une température d'environ 700 à 8000F dans la section de fractionnement 76 pour y être traité, comme expliqué par après.
L'huile brute réduite venant de la conduite 44, qui peut contenir jusqu'à environ 75% du gasoil convenant pour l'alimentation à l'unité catalytique, est scindée et chauffée par les vapeurs craquées à environ 900 F et 8 livres par pouce carré de pression effective, et par les vapeurs de naphte vierge à environ 800 F, et par le produit de reforming à environ 1025 F. L'effet de pression pattielle des autres courants et leur teneur en chaleur sont suffisants pour forcer les constituants de gasoil de l'huile brute réduite à se vaporiser.
L'effet net du procédé dans la section 74 est alors (1) un courant inférieur de fuel-oil sans flux,sélévant à environ 15 à 20 % de l'huile brute et contenant environ 85 à 95% d'huile brute réduite ayant subi un flashing, environ 2 à 4% de goudron de reforming, et environ 3 à 6% d'huile lourde, venant de l'opération catalytique, le tout mélangé automatiquement de manière qu'il puisse être mis en flux avec une charge de mélange d'huile légère pour la correction de la viscosité du fuel-oil, et (2) des vapeurs contenant tous les produits de distillation à obtenir de l'appareil de fractionnement 14 et quittant la section 74 au sommet à environ 775 F.
Une matière lourde, contenant tous les constituants non distillables de l'huile brute chargée et des fractions converties dans le fourneau de reforming 12 et la zone de cracking 16, est recueillie à environ 750 à 8500F dans la zone inférieure de la section 74, d'où elle peut être enlevée par la conduite 84. Si on le désire, la température dans le fond de la section 74 peut être réduite à environ 700 F en recyclant par la conduite 92 des dépôts lourds venant de la conduite 84 grâce à ane pompe 86 et après passage par un réfrigérateur 88. Le refroidissement brusque des dépôts peut être avantageux pour éviter un cracking et une cokéfaction des produits liquides
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lourds.
L'huile brute réduite combinée s'élevant à environ 15 à 20% de l'hui- le brute peut être récupérée par la conduite 94 pour être traitée encore en- suite, comme on le verra ci-aprèso
Aux conditions du présent exemple, environ 3000 à 6000 mol./heure de vapeurs hydrocarbonées seront disponibles pour traiter en vue de sépara- tion environ 300 à 600 mol./heure de liquide dans la section 74. Ce rapport vapeur-liquide favorable a pour résultat l'obtention d'un effet de sépara- tion quantitatif important dans la dection 74. Le nombre de chicanes et les dimensions de la section 74 dépendent principalement du type de l'huile brute chargée et des produits désirés.
Pour les buts du présent exemple, cette section peut avoir environ 18 pieds de diamètre et 30 pieds de hauteur, et est équipée de 7 jeux de dispositifs de mise en contact d'un type habituel à disques.
En se référant maintenant à la section ou zone de cracking 16, du gasoil extérieur peut être ajouté à la conduite d'alimentation 56 allant à la section de cracking 16, par la conduite 96. Dans l'exemple spécifique utilisé ici, environ 5000 barrils de gasoil par jour sont introduits par la conduite 96. La quantité de charge d'alimentation de cracking, retirée de l'appareil de fractionnement de produit 14 par la conduite 56 et envoyée à la section de cracking 16 s'élève à environ 130000 barrils par jour, de sorte que l'alimentation totale à la section de cracking 16 est d'environ 18,000 barrils par jour.
Dans les 13.000 barrils d'alimentation par jour, environ 80000 barrils par jour sont de l'alimentation franche ayant subi un flashing, et environ 5000 barrils par jour sont constitués par de la charge de recyclage.
La majeure partie des produits vaporeux craqués quittant la section de cracking 16 passe par la conduite 62 comme signalé ci-avant, et cette partie s'élève à environ 150000 barrils par jour. Le restant des produits craqués s'élevant à environ 3000 barrils'par jour est envoyé par la conduite 98 à une tour de dérivation 102 pour la séparation et l'enlèvement d'une certaine partie de la charge de cycle indésirable. La tour de dérivation 102 comporte une grande section de fractionnement supérieure 104 et une section inférieure plus petite de séparation 106. Dans l'exemple spécifique décrite la section de fractionnement 104 à un diamètre d'environ 6 pieds et une hauteur d'environ 18 pieds, tandis que la section de séparation 106 a un diamètre d'environ 2 pieds et une hauteur d'environ 15 pieds.
Une conduite d'entrée de vapeur 108 est prévue pour l'introduction de vapeur de séparation? dans la partie inférieure de la section 106. Les produits craqués venant de la conduite 98 sont, de préférence, introduits dans la partie inférieure de la section de fractionnement supérieure 104 de la tour 102, dans laquelle ils sont fractionnés pour enlever des constituants réfractaires à point d'ébullition supérieur,, La tour 102 fonctionne à une pression effective d'environ 6 à 8 livres par pouce carré.
La température des vapeurs sortant au sommet par la conduite 118 est d'environ 600 à 650 F
Du liquide de reflux pour la tour de dérivation 102 est, de préférence, retiré de l'appareil de fractionnement de produit 14 par la conduite 112 grâce à une pompe 114 et passe par un réfrigérateur 116 pour être introduit ensuite au sommet de la section de fractionnement 104 de manière que les vapeurs ascendantes soient fractionnées lorsqu'elles s'élèvent à contrecourant par rapport au condensat liquide. Le liquide de reflux est retiré de la partie inférieure de la section de fractionnement 76 de la tour 14 mais au-dessus du point d'enlèvement de gasoil par la conduite 56. Le circuit 114-112-116-122 consiste principalement en un circuit intermédiaire d'enlèvement de chaleur pour la tour 14.
Les vapeurs de tête de la tour 102 passent par une conduite 118 et sont, de préférence., renvoyées à la partie inférieure de la section de fractionnement 76 de la tour 14, entre les points d'enlèvement du liquide de reflux par la conduite 112 et de gasoil par la conduite 56.
La quantité de vapeurs renvoyées à la tour 14 par la conduite 118' est d'environ 1500 barrils par jour, mesurés comme liquide. Le condensat li-
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quide passant de la partie inférieure de la section de fractionnement 104 de la tour 102 dans la partie supérieure de la section de séparation 106 est libéré des constituants volatils, et une charge de cycle s'élevant à environ 1500 barrils par jour et ayant une gamme de points d'ébullition, supérieure à environ 6500F,, est enlevée de la base de la section de sêparation 106 par la conduite 124 et écartée. Cette charge de cycle peut être utilisée comme combustible ou peut être craquée dans des unités de cracking séparées.
Les produits vaporeux craqués passent vers le haut dans la section de fractionnement 76 de la tour 14 et y sont fractionnés pour séparer de la gazoline et des hydrocarbures plus légers, des consyituants à point d'ébul- lition supérieur. Les vapeurs dans la section de fractionnement 76 de la tour 14 peuvent être à environ 5500 à 650 F, juste au-dessus de la conduite d'enlèvement 56, et les vapeurs sont refroidies et condensées par une huile de reflux refroidie à environ 1300F et recyclée par la conduite 122 à la tour 14. Des constituants plus lourds sont condensés et descendent dans la tour à contre-courant par rapport aux vapeurs.
La tour de fractionnement de produit 14 est maintenue à une pression effective d'environ 4 livras par pouce carré au sommet et de 8 livres par pouce carré à la base, et par con- séquent. les vapeurs de tête quittant la tour 14 par la conduite 132 contiennent des quantités appréciables d'hydrocarbures normalement gazeux. Les vapeurs de tête s'échappant de la tour 14 par la conduite 132, comme repré- senté au dessin, sont condensées dans le condenseur 134 et envoyées à un séparateur de gaz 136 pour la séparation du gaz d'avec les hydrocarbures liquides.
Les hydrocarbures liquides consistent en gazoline et sont enlevés du séparateur 136 par une conduite 138; une partie est retirée comme'produit par la conduite 142 tandis que le reste est renvoyé comme reflux par la conduite 144 au sommet de la section de fracttionnement 76 de la tour 14.
Le gaz s'échappant au sommet du séparateur de gaz 136 par la conduite 146 contient des constituants de gazoline et peut être envoyé à un système compresseur et d'absorption, de type connu ou standard, pour récupérer les constituants de gazoline, comme produit.
De l'huile de chauffage peut être retirée de la tour 14 par la conduite 148 à une température d'environ 4500 à 500 F
Les produits finals peuvent être récupérés comme suit.. De la gazoline de point d'ébullition final'de 400 F, s'élevant à environ 50 à 60% de l'huile brute et ayant un indice d'octane d'environ 80 à 90 (nombre d'octane Research) est récupérée par la conduite 142. De l'huile de chauffage ou de l'huile Diesel légère sont récupérées par la conduite 148 à un pourcentage d'environ 15 à 25% de l'huile brute.
En revenant maintenant à l'huile brute réduite et aux dépôts craqués lourds, combinés, enlevés par la conduite 84, ces produits combinés peuvent être, si on le désire, mélangés avec de l'huile de chauffage ou des fractions plus légères alimentées par la conduite 148 pour régler leur viscosité afin de répondre aux exigences. Les dépôts peuvent être refroidis jusqu'à environ 300 à 500 F dans un réfrigérateur 88 et envoyés par la conduite 152 à des appareils de filtrage (non représentés) ou peuvent être traités d'une autre manière.
La quantité de dépôts ou produits de queue enlevés par la conduite 152 dans le présent exemple est d'environ 8500 barrils par Jour-, Des filtres à sable courants, des filtres à céramique agglomérée poreuse ou rotatif s peuvent être utilisés pour enlever du résidu combiné, toutes les particules solides formant boue ou en suspension., telles que du coke,du catalyseur emporté de la zone de cracking 16, etc. Les solides enlevés durant le filtrage peuvent être éliminés ou, s'ils comprennent du catalyseur, ils peuvent être envoyés à des dispositifs de récupération de catalyseur (non représentés). Un résidu de la qualité d'un fuel-oil est récupéré comme filtrat.
Le système illustré au dessin admet diverses variantes. Comme signalé précédemment, une ou plusieurs zones de cokéfaction ou de rupture
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de viscosité (visbreaking) de l'huile brute réduite peuvent être prévues.
Par exemple, une partie des produits de queue ou l'entièreté de ceux-ci, passant par la conduite 84, peuvent être soumis, par exemple dans un fourneau
154 à une opération de rupture de viscosité et/ou de cokéfaction pour produi- re un résidu lourd et du coke, qui sont envoyés à un dispositif d'épuration ou séparation 156 par une conduite 158. De la vapeur d'épuration est intro- duite dans le bas du dispositif 156 par une conduite 162. Le résidu lourd et le coke sont enlevés du bas du dispositif d'épuration 156 par une conduite 164 et peuvent être enlevés du système par une conduite 166 et filtrés, ou bien ils peuvent passer par une conduite 168 et un réfrigérateur 170, et être mis en flux avec des dép8ts ou produits de queue venant de la tour 14 et passant par la conduite 152, et le mélange est filtré, si on le désire.
Les matières plus légères s'échappant au sommet du dispositif d'épuration 156 par la conduite 172 sont, de préférence, envoyées à la section de séparation 74, en dessous de l'entrée d'alimentation 44, pour être utilisées en vue de la séparation et y être soumises à un fractionnement, comme décrit ci-avant.
Un reforming catalytique, plutôt que thermique, peut être utilisé dans la zone de reforming 12, en utilisant des catalyseurs courants,tels que des oxydes et sulfures de métaux des groupes V,VI ou VIII, de préférence disposés sur des supports convenables., et en utilisant aussi des températures d'environ 850 à 1100 F et des pressons effectives allant de la pression atmosphérique à environ 400 livres par pouce carré, avec ou sans hydrogène ajouté de l'extérieur, le tout d'une manière connue en soi. D'autres traitements de raffinage, tels qu'un traitement à la bauxite; à l'argile, etc, peuvent suivre la phase de reforming 12, pourvu que la plus grande partie de l'effluent hydrocarboné de ces zones de traitement soit alimentée à l'appareil de fractionnement 14, comme décrit ci-avant.
Bien que toute une série de systèmes de cracking catalytique puissent être utilisés comme zone de cracking 16, un cracking catalytique fluidifié comprenant la production continue d'un effluent craqué et une circulation continue de catalyseur entre les zones de cracking et de régénération convient le mieux pour les buts de la présente invention.
Les matières catalytiques utilisées dans l'opération de cracking catalytique fluidifié., suivant la présente invention, sont des catalyseurs de cracking courants. Un catalyseur préféré consiste en un catalyseur de silice-alumines, dans lequel le pourcentage en poids de l'alumine est de l'ordre d'environ 5 à 40%. Ces catalyseurs peuvent encore contenir d'autres
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constituants, tels que par exemple Th02, W03' Io09 BeO, Bi20y CdO, U035 B2039 sno 29 Fe203y v 20 5y 0, Cr203' CaO, Tl;O 39 MgO et Ce 0 présents en une concentration d'environ 0,05 à 0,5%. La dimension des particules de catalyseur est habituellement inférieure à environ 200 microns. Habituellement, au moins 50% du catalyseur à une dimension en microns, de l'ordre d'environ 20 à 80.
Sous ces conditions, un lit fluidifié dense est maintenu dans la section inférieure de l'appareil de réaction, et une phase dispersée existe dans la partie supérieure de cet appareil.
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Les conditions de température#tde pression spécifiées dans l'exe ple ci-avant pour le fonctionnement de l'appareil de fractionnement 14, spécialement de la section de séparation 74, sont celles qui conviennent le mieux pour l'huile brute dont il est question ici. Les conditions peuvent varier dans une certaine mesure suivant principalement les caractéristiques d'ébullition de l'huile brute chargée, comme cela apparaîtra aisément aux techniciens en ce domaine. Par exemple, pour une huile brute plus légère le rendement d'huile brute réduite au bas de la section 74 peut être un peu inférieure, et vice-versa.
La présente invention est relative d'une manière générale à l'enlèvement efficace des constituants de gasoil, d'une huile brute réduite ouu ayant subi un topping, en soumettant l'huile brute réduite contenant ces constituants de gasoil à Inaction de séparation ou de libération du produit vaporeux obtenu dans une opération de cracking catalytique fluide. L'huile
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brute réduite ou ayant subi un topping est introduite dans une section inférieure d'une zone de fractionnement, tandis que le produit vaporeux venant de l'opération de cracking catalytique fluide est introduit dans la zone de fractionnement en un point inférieur au point d'introduction de l'huile brute ayant subi un topping.
La charge d'alimentation de cracking compre- nant des constituants bouillant principalement dans la gamme d'environ 650 à 975 F est retirée de la zone de fractionnement en un point supérieur au point d'introduction de l'huile brute ayant subi un toppingo
Par ce procédé, une charge d'alimentation propre avantageuse, pour l'opération de cracking catalytique, est assurée en utilisant réellement des vapeurs craquées catalytiquement, dans la zone de fractionnement, comme moyen de séparation ou de libération en vue d'un enlèvement de constituants de gasoil, à point d'ébullition élevé, d'une huile brute ayant subi un topping, contenant lesdits constituants.
Par la présente opération, il est possible d'enlever d'une huile brute ayant subi un topping, par une méthode autre que celle utilisant une opération de distillation sous le vide, sensiblement tous les constituants hydrocarbonés bouillant jusqu'à environ 10000F et' dans certains cas, jusqu'à même 1100 F, suivant la température et la proportion des vapeurs de séparation'.
L'amélioration de la présente invention consiste à prévoir une tour de dérivation 102, dans laquelle une partie des produits craqués cata- lytiquement passent pour être fractionnes en une charge de cycle d'une gamme d'ébullition de 6000 à 8000F. qui est écartée, et en hydrocarbures à point d'ébullition inférieur, qui sont renvoyés à l'appareil de fractionnement de produit 14. Les dépôts de la tour 14 sont également écartés du procédé.
En prévoyant la tour de dérivation, une certaine quantité de la charge de cycle aromatique hautement réfractaire est enlevée, et une meilleure alimentation est procurée pour la phase de cracking catalytique, de sorte qu'avec cette amélioration, une moindre quantité de coke est déposée sur le catalyseur pour une conversion donnée. Ou inversement, une conversion plus élevée peut être 'obtenue lors d'une production de coke donnée.
Le rejet d'une partie de la charge de cycle est réalisé sans perdre le principe de l'unité combinée, car la majeure partie des produits vaporeux craqués chauds passent vers la partie inférieure de l'appareil de fractionnement de produit. Avec la présente amélioration, il y a une perte minimum d'alimentation vierge ayant subi un flashing.
D'autres moyens d'enlèvement de cette charge de cycle hautement aromatique et très formatrice de carbone, de l'unité, réduisent sensiblement l'alimentation vierge. Ceci est évidemment avantageux en ce que cette matière vierge craque avec une tendance beaucoup plus faible à la formation de carbone et est la matière avantageuse pour le cracking. Par exemple, dans une unité combinée, une charge de cycle pourrait être enlevée en réduisant la température, par des moyens courants appropriés, dans la section inférieure de la tour 14. Ceci réduirait évidemment en même temps la gamme d'ébullitions et la quantité de matière vierge ayant subi un flashing. Ou bien, il est possible d'enlever une charge de cycle par un fractionnement ou condensation partielle des vapeurs totales venant de la zone de cracking 16.
Du fait de la basse température (700 F ou environ) requise pour obtenir une condensation importante de la charge de cycle, cela rendrait les vapeurs restantes non intéressantes pour l'utilisation dans le flashing d'une matière vierge provenant de l'huile brute réduite.
Ou bien, il est possible d'enlever une charge de cycle de la conduite 56. Cependant, dans ce cas, une partie adéquate de l'alimentation vierge est également enlevée.
On peut voir alors que l'utilisation de la présente invention enlevé sélectivement une charge de cycle du système avec le minimum de perte de chaleur et le minimum de perte subséquente d'alimentation vierge ayant subi un flashing, ou le minimum de perte directe d'alimentation vierge.
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La présente invention est spécialement conçue pour les unités combinées existantes qui produisent une quantité excessive de coke pour une conversion donnée durant un cracking catalytique; on peut l'appliquer, avec le minimum de perturbations, aux circuits existants.
Une autre manière de situer les résultats inattendus obtenus avec la présente invention est qu'une meilleure distribution de produit est obtenue,c'est-à-dire que, pour la même production de coke, 2 à 6 % de gazoline sont obtenus en plus, par rapport à l'alimentation, lorsque la tour de dérivation est utilisée, que lorsqu'il n'y a pas une telle tour. De même, avec la tour de dérivation, une plus grande quantité d'huile de chauffage est obtenue.
La présente invention est spécialement intéressante pour @tre utilisée avec des charges d'alimentation de qualité relativement pauvre, qui contiennent des quantités relativement grandes d'hydrocarbures aromati- ques à chaînes condensés ou qui, lors du cracking, forment des quantités relativement grandes d'hydrocarbures aromatiques à chaînes condensés. Des huiles de pétrole brutes de ce type consistent par exemple, en des huiles brutes du Moyen-Orient, telles que des huiles brutes d'Arabie et de Koweit., et en des huiles brutes d'Amérique du Sud, telles que des huiles de Bacha- quero, Lagunillas et Quiriquire.
A titre d'exemple des résultats améliorés obtenus avec la présente invention, ce qui suit illustre l'avantage obtenu par la prévision d'une unité combinéeo Dans cet exemple, le circuit de cracking fonctionnait dans les deux cas à un taux maximum d'alimentation totale et à un taux maximum de brûlage de coke, en vue d'une conversion maximum.
Dans un cas, une charge de cycle était enlevée en mélange avec de l'alimentation vierge (cequi correspond à un enlèvement par la conduite 56 dans l'exemple précédent) pour donner une opération de cracking catalytique équilibrée et une quantité maximum de gazolineo Dans l'autre cas, les principes de la présente invention étaient appliqués pour enlever une charge de cycle avec une perte négligeable d'alimentation vierge fraîche pour donner une opération de cracking catalytique équilibrée et une quantité maximum de gazoline,
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<tb>
<tb> Cas <SEP> A <SEP> Cas <SEP> B <SEP>
<tb> Charge <SEP> de <SEP> cycle <SEP> enlevée <SEP> Mélange <SEP> de <SEP> charge <SEP> de
<tb> suivant <SEP> l'invention.
<SEP> cycle <SEP> et <SEP> d'alimenta-
<tb> ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ <SEP> tion <SEP> fraîche <SEP> enlevé
<tb> % <SEP> d'enlèvement
<tb> (basés <SEP> sur <SEP> 100 <SEP> parties
<tb> d'alimentation <SEP> vierge
<tb> pour <SEP> le <SEP> cas <SEP> A)
<tb> Charge <SEP> de <SEP> cycle <SEP> 8,9 <SEP> 4,4
<tb> Alimentation <SEP> fraîche <SEP> néant <SEP> 9.0
<tb> % <SEP> de <SEP> conversion
<tb> (en <SEP> gazoline <SEP> et <SEP> produits <SEP> plus
<tb> légers, <SEP> basés <SEP> sur <SEP> 100 <SEP> 63,4 <SEP> 59,3
<tb> parties <SEP> d'alimentation <SEP> vierge
<tb> pour <SEP> le <SEP> cas <SEP> A)
<tb> % <SEP> d'huile <SEP> de <SEP> chauffage
<tb> (basés <SEP> sur <SEP> 100 <SEP> parties <SEP> d'alimentation <SEP> vierge <SEP> pour <SEP> le <SEP> cas <SEP> 25 <SEP> 24e2
<tb> A)
<tb> Productions <SEP> améliorées <SEP> de <SEP> gazoline <SEP> et <SEP> d'huile <SEP> de <SEP> chauffage,
<tb> dues <SEP> à <SEP> l'application <SEP> de <SEP> l'invention <SEP> (basées <SEP> sur <SEP> 100 <SEP> parties <SEP> 4,1 <SEP> (gazoline)
<tb> d'alimentation <SEP> vierge <SEP> pour <SEP> le <SEP> cas <SEP> A <SEP> 0,8 <SEP> (huile <SEP> de <SEP> chauffage)
<tb>
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L'exemple ci-avant montre l'application à une unité combinée existante. Il est clair que la présente invention est également intéressante pour réduire les dimensions initiales de l'installation de régénération du cracking catalytique, si ladite installation est réalisée à l'origine.
L'utilisation de la présente invention permettra une réduction de dimensions de 10 à 20% dans la section de régénération pour une quantité donnée de gazolineo
Le rapport des produits craqués passés dans la conduite 62 aux produits craqués passés dans la conduite 98 peut varier entre environ 4 pour 1, à 25 pour 1.
Le rapport des produits de queue ou dépôts de la tour de dérivation 102 à l'alimentation totale du cracking catalytique, fournie par les conduites 96 et 56 est- (l'environ 1 pour 5, à 1 pour 50, de préférence 1 pour 10, à 1 pour 250
REVENDICATIONS.
1. Procédé pour la production de produits de pétrole, de haute qualité., bouillant dans la gamme d'ébullitions des carburants de moteur, qui comprend ; le passage d'une huile brute réduite contenant des constituants de gasoil'bouillant jusqu'à environ 1100 F dans une zone de fractionnement ; l'enlève!!tent de ladite zone de fractionnement, en un point supérieur au point d'introduction de ladite huile brute réduite, d'une fraction de gasoil contenant des constituants hydrocarbonés bouillant jusqu'à environ 1100 F; l' envoi de ladite fraction de gasoil à une opération de cracking catalytique à des températures de l'ordre d'environ 850 à 1000 F et à des pressions effectives allant de la pression atmosphérique à environ 50 libres par pouce carré;
1-1-enlèvement de produits craqués, de ladite opération de cracking catalytique et l'introduction de la majeure partie de ces produits dans ladite zone de fractionnement en un point inférieur au point d'introduction de ladite huile brute réduite; le passage du restant des produitscraqués vers une zone de fractionnement séparée pour les fractionner en une fraction de produits de queue ou dépôts et en vapeur; l'enlèvement de la fraction de produits de queue ou dép8ts du procédé; et le passage des vapeurs vers la zone de fractionnement mentionnée en premier lieu en un point supérieur au point d'enlèvement de la fraction de gasoil.
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COMBINED PROCESS FOR CONVERSION OF HYDROCARBONS AND DISTILLATION. reso The present invention relates to the conversion of hydrocarbonso
The present invention relates to the refining of mineral oils and to the conversion of petroleum into higher value hydrocarbon oils.
In general, the invention relates to an improved process for obtaining maximum yields of products at low boiling point of the boiling ranges of chuaffage oils and of motor fuels, and of minimum yields of heavy products, such as fuel oils and tars, with a minimum of treatment phases and significantly reduced investment and treatment costs o The invention comprises a series of distillation and catalytic and / or thermal conversion zones, forming a whole , in which products from all zones can be brought to a single product fractionation zone and processed there such as topped raw material (summary distillation),
obtained as a liquid residue from a raw material distillation zone is freed of relatively high boiling point constituents.
In accordance with the present invention, there is efficient removal of relatively high boiling point constituents from a topped crude oil using product vapors from a fluid catalytic cracking operation.
In the practice of the invention generally explained above, it has been found that with certain crude or waste petroleum oils, there is an increase in closed chain aromatic hydrocarbons condensed in the feedstock. recycling obtained was cracking, and unexpectedly high productions of coke and carbonaceous material were obtained in catalytic cracking. The present invention relates to -
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leads to a reduction in the quantity of coke deposited on the catalyst by providing a bypass tower to remove part of the cracked products from the catalytic cracking zone.
The vapors or cracked products are partially condensed in a fractionator to remove recycle feed fractions, and vapors boiling above the boiling point of the rejected cycle feed are returned to the single product fractionation zone.
The remainder of the cracked products at substantially cracking temperatures are sent to the product fractionator to act as a separation or release means for the reduced crude oil, as will be described in more detail below.
It is well known in the art to produce reduced or roughly distilled raw materials by subjecting the raw material to different distillation operations. This crude roughly distilled (topping) comprising constituents of boiling gas oil in the range of about 6500 to 1100 F, and also certain constituents with a higher boiling point is then treated in such a way as to ensure maximum separation of. these constituents of diesel. This is usually achieved by using a vacuum distillation operation. The gas oil fraction separated in the vacuum distillation operation is then sent to a catalytic cracking process.
The vacuum distillation plant used to process the reduced raw material is expensive in terms of investment, operation and maintenance. As a result, combined methods of the current type must be used on a relatively large scale to be economical. Normally, refining capacities greater than, for example, about 20,000 barrels (barrels) per day of raw material are required to report operations of this type, while smaller refineries have to be designed on the basis of a high yield, often undesirable, of heavy fuel oil and other products of relatively low commercial value.
According to the present invention, improved operation is ensured; in this operation the vacuum distillation phase is removed. In addition, significant savings in fractionation equipment are achieved by feeding much of the cracked vapors and substantially all of the vaporous products to the different zones of a combined process, as well as the reduced crude oil from the distillation of raw material, to a single product fractionation zone, and using these vapors to release the reduced raw material, in the fractionation phase, dense distillable components.
For this purpose, the crude oil can be subjected to distillation in a running crude material distillation unit to produce a light top stream of virgin naphtha, a separate heavy naphtha stream, an even heavier stream in the range of. kerosene and diesel oil, and reduced raw material deposits. All other fractions are fed to a single product fractionator, substantially as follows.
Reduced crude oil of the above-mentioned type can be sent directly to an upper portion of the lower contacting section of a substantially conventional product fractionation column.
The heavy naphtha stream may be subjected to a high temperature catalytic or thermal reforming treatment, or other conversion, to improve its engine fuel qualities. All of the vaporized effluent from this conversion zone is fed to the product fractionation column at a point below the feed point of the reduced crude oil, substantially at the temperature of the conversion zone.
The light virgin naphtha can be introduced into the fractionator at a point below the feed point of the reduced crude oil, and can be preheated if necessary. Different end product streams can be recovered from the product fractionator, which streams may include an overhead fuel gas,
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lower boiling fraction of the boiling range of motor fuels, a heating oil fraction, a diesel fraction and a heavy deposit fraction of the fuel oil range.
In addition, there can be production of a gas oil fraction which contains the desired virgin gas fraction for feed to another conversion stage, mixed with a recycle fraction or converted, at an optimum ratio. mum, for the ultimate conversion operation o The gas oil fraction is preferably sent to a catalytic cracking phase to be converted there into additional quantities of engine fuel, diesel oil, cycle load of the range diesel, and heavy dep8ts.
Most of the total effluent from this cracking zone is sent without significant heat loss to the product fractionator at a point below the reduced crude oil feed.
In this way, the reduced crude oil is subjected to heating, vaporization and a separating or releasing action, with vapors from the gas oil cracking process, and naphtha vapors.
The remainder of the effluent from the catalytic cracking phase is sent to a bypass tower to partially condense a higher boiling point cycle feed containing coke-forming constituents, which is removed at the bottom of the tower and rejected from the process.
Vapors boiling above the rejected cycle charge escape at the top of the bypass tower and are returned to the single product fractionator at a point higher than the introduction of crude oil. scaled down.
When operating substantially as described above, very large volumes of process vapors are available and used for the separation or release of the reduced raw material, with the effect that the volume of heavy fuel ultimately produced can be reduced. kept to a minimum.
It will be borne in mind that the invention, in its broadest aspect, is not limited to the type, and the number of intermediate conversion zones indicated above, which depend entirely on the type of the crude oil to be processing and the types, quality and relative proportions of the products desired. Other conversion zones can be added or substituted for those mentioned. Other conversion zones which can be added to the process of the invention include a hydroforming operation and / or processes for improving the index. octane for virgin naphtha.
A viscosity, thermal or suspension breaking operation, coking, etc. can be applied to tailings or tailings from the product fractionation tower. Product vapors from any of these zones can be fed to the single product fractionation zone, substantially as described above.
In some cases, the process of the invention can be further simplified by eliminating the crude oil distillation apparatus and feeding all of the crude oil directly into the product fractionating apparatus. This may be possible if separate fractions of kerosene and / or virgin naphtha are not required. When operated in this manner, all of the crude oil can be supplied to an upper portion of the lower contacting section of the product fractionator. A heavy naphtha stream and gas oil cracking charge can be removed from the fractionator and subjected to the conversions described above, especially reforming and catalytic cracking.
Vaporized products from these conversions can then be returned to the product fractionator at a point below the crude oil feed point. Likewise, light naphtha and overhead gases from the crude oiler. Fractionation can be returned to the bottom of the fractionator to aid in the separation or release of the crude oil. In all other respects, the course of the process will be substantially similar to that indicated above.
Above, the figure shows a diagram of a pre-
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part of the combined method according to the invention.
Referring to the drawing, numeral 10 denotes a crude oil distillation apparatus, 12 denotes a furnace for reforming naphtha, and 14 denotes a product fractionation apparatus. A cracking zone is schematically illustrated at 16. The function and co-action of the device in question will be explained below using as an example the refining of a crude petroleum oil, of average specific weight, of the type of l. crude oil from West Texas at a refinery with a capacity of about 35,000 barrols of crude oil per day. It should be understood, however, that the apparatus can be used for refining different types of similar crude oils on a larger or smaller scale, generally analogously.
In a particular example, about 350,000 barrels per day of crude oil is pumped through line 20 into a heating coil placed in furnace 26, where it is heated to a temperature suitable for vaporization of a portion. important oil.
The oil thus heated is sent through line 28 to a lower part of the crude oil distillation apparatus 10, where it can enter at a temperature of about 650 to 800 F and an effective pressure of about 10. at 70 free per square inch. The still apparatus 10 is preferably provided with a series of horizontal bubble cap trays or the like 32 to improve the fractionation of the feed in a routine manner. A reflux can be carried out using one or more partial condensers 34 arranged at the top of the distillation apparatus 10.
For the purposes of the present example, still the still 10 can be operated such that three distillate streams and bottoms are obtained as follows.
All the constituents of the crude oil, boiling below about 250 F, are removed together as a vaporous stream of light virgin naphtha, at the top through line 36.
This current can amount to about 10 to 20% of the crude oil charged. All or part of this stream can be removed from the process through line 38 and then condensed in the usual manner. A heavy naphtha liquid stream having a boiling range of about 250 to 4000F is removed by a line 40, from an upper portion of still 10, to a point below condenser 34. Some of the heavy naphtha from line 40 can be removed from the process through line 41. About 15 to 20% of the crude oil charged is recovered through line 400 A fraction of kerosene or diesel oil, boiling in the range of about 400 to 700 F and amounting to about 20 to 30% of the crude oil, is removed of the process via a pipe 42.
The remainder of the feed, amounting to about 30-50% and consisting mainly of constituents boiling above 700-800 F, is removed as reduced crude oil through line 44, from the bottom of still 100 The fraction of kerosene removed through line 42 is normally suitable as kerosene or diesel oil, after usual processing, and can be sent directly to storage. The other fractions can be processed according to the present invention, as will be described below.
The light virgin naphtha vapors from line 36 can be sent directly to a lower portion of a product fractionator 14. If desired, this vapor stream can be preheated to about 800 to 1000 F to meet the requirements. the heat requirements of the fractionator 14. This can be achieved by passing at least part of:! vapors from line 36 through a heating coil disposed in furnace 46. Heated vapors of light virgin naphtha are sent through line 47 to the bottom of product fractionator 14.
The heavy naphtha stream from line 40 can be pumped by pump 48 through furnace heating coil 12 at a pressure.
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effective pressure of about 200 to 1000 pounds per square inch to be subjected to thermal reforming. This reforming zone may be of any customary design well known in the art and may include a customary tube furnace designed to give an oil residence time of about.
10 volumes of liquid per volume of reaction space per hour (V / V / hour) at about 1000 to 1100 F and at an effective pressure of about 200 to 1000 pounds per square inch.
Under these conditions, the octane number of naphtha can be increased from about 30-50 to about 70-90 (Research octane number) without excessive cracking into normally gaseous hydrocarbons. All of the effluent from the refroming furnace 12 is sent, substantially at reforming temperature and pressure, through a line 52 provided with a pressure relief device, such as a valve or a venturi 54. , at the lower part of the product fractionation apparatus 14, at a point close to but preferably lower than the feed point of the pipe 47.
Under the conditions of the reduced effective pressure of the fractionator, from about 5 to 15 pounds per square inch., The naphtha is substantially vaporized completely, as it enters the lower portion of the ap - similar product splitting 14.
The reduced raw material from line 44 may be sent directly to the intermediate portion of the fractionator 14, substantially at the temperature of its removal from the still.
10 according to the heat requirements. Line 44 leads to the fractionator 14 at a point higher than the feed points of lines 47 and 52. In this way, the vapors supplied by lines 47 and 52 are directed upwardly through the device. fractionation of product 14 against the reduced crude oil flowing downward, to free the latter from vaporizable constituents. This effect and the operation of the fractionator 14 will be described in more detail below.
A side stream of hydrocarbons in the gas oil boiling range, amounting to about 45 to 70% of the crude oil and boiling between about 600 -700 F and 900 F-1000 F current which is suitable as a cracking charge catalytic, can be withdrawn through line 56 from an intermediate section of fractionator 14 by means of a pump 58, and sent through line 56 to the catalytic cracking zone 16. This stream contains at times fractions of cracked gas oil and virgin gas oil. Any conventional cracking system capable of converting hydrocarbons from the diesel range to lower boiling point oils, especially from the range of motor fuels, can be used.
Continuous or batch operation can be used with a fixed bed, moving bed, "fluid" or suspension system. The heat required for cracking can be supplied as the preliminary heat of the process materials, and / or as the sensible heat of the regenerated catalyst exothermically, or even in any other common way.
Catalysts of the gel or synthetic or modified natural clay type such as activated montmorillonite clays, compounds of silica and alumina, silica and magnesia, or other conventional cracking catalysts can be used in this manner. temperatures of about 800 to 1000 F and effective pressures ranging from atmospheric pressure to 25 pounds per square inch all in a manner known in the art.
A significant portion of the total hydrocarbon effluent material from the cracking zone 16 is sent, substantially at the cracking temperature of about 850 to 1000 F, through a line 62 at the bottom of the product fractionator 14, into some instances at an intermediate point at the feed points of reduced crude oil and reforming and virgin naphtha. If the cracking zone 16 operates at a high pressure, the pressure can be reduced by the valve 64 to the pressure of the fractionator. In most cases, the cracked material enters the fractionator 14 in the vapor state to enhance the separating action of the vapors supplied through lines 47 and 52.
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If desired, part of the gas oil stream withdrawn from the product fractionator 14 through line 56 can be sent to line 65 cooled in refrigerator 66, and returned as reflux through line 68 to an intermediate portion. of the product fractionator 14, below the removal line 56 but preferably above the feed line 44 for reduced crude oil. Or, a portion of the cooled gas oil can be withdrawn from the process through line 72, if desired.
As shown in the drawing, the fractionator 14 comprises a lower separation section 74 and an upper fractionation section 76. Both sections are provided with suitable means for improving the countercurrent contact between the descending liquid and the vapors. ascending. In view of separation, a baffle arrangement has been found to be effective, as shown schematically for section 74 by elements 78. Section 76 is shown as containing a number of bubble cap trays 82, intended to improve performance. efficiency of the fractionation process. Sections 74 and 76 can operate as follows.
The separation section 74 receives, alongside the liquid and vapor streams supplied by the conduits 47, 52, 62 and 44, a liquid feed introduced at its upper part and comprising a fraction of gas oil removed from the bottom of the section 76 by the conduit 56 and fed to section 74 through line 68. This gas oil is fed to section 74 to provide adjustment or control over the reflux and removal of heat in that section, in order to achieve the desired end point and gas cleaning. diesel fuel.
All of the heat required for the separation and fractionation in apparatus 14 is preferably supplied as sensible heat from the hydrocarbon streams entering section 74, to maintain a temperature of about 750 to 850 F in the least portion. lower of Section 74. The vapors rising in Section 74 release the gas oil fraction, reduced raw material and cracked liquid products, flowing downward, of substantially all of their distillable constituents, and this vaporous mixture passes to a temperature of about 700 to 8000F in the fractionation section 76 for processing, as explained later.
The reduced crude oil from line 44, which can contain up to about 75% of the gas oil suitable for feeding to the catalytic unit, is split and heated by the cracked vapors to about 900 F and 8 pounds per inch. square of effective pressure, and by virgin naphtha vapors at about 800 F, and by the reforming product at about 1025 F. The pressure effect of the other streams and their heat content are sufficient to force the gas oil constituents crude oil reduced to vaporize.
The net effect of the process in section 74 is then (1) a lower flow of fuel oil without flux, amounting to about 15 to 20% of the crude oil and containing about 85 to 95% reduced crude oil having undergone a flashing, approximately 2 to 4% of reforming tar, and approximately 3 to 6% of heavy oil, coming from the catalytic operation, the whole mixed automatically so that it can be put into flux with a load of mixture of light oil for correcting the viscosity of fuel oil, and (2) vapors containing all of the distillates to be obtained from fractionator 14 and leaving section 74 at the top at about 775 F.
Heavy material, containing all of the non-distillable constituents of the crude oil charged and the converted fractions in reforming furnace 12 and cracking zone 16, is collected at about 750 to 8500F in the lower zone of section 74, d 'where it can be removed through line 84. If desired, the temperature in the bottom of section 74 can be reduced to about 700 F by recycling through line 92 heavy deposits from line 84 using a pump. 86 and after passing through a refrigerator 88. Abrupt cooling of the deposits can be advantageous to avoid cracking and coking of liquid products.
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heavy.
The combined reduced crude oil amounting to about 15 to 20% of the crude oil can be collected through line 94 for further processing afterwards, as will be seen below.
Under the conditions of the present example, about 3000 to 6000 mol./hour of hydrocarbon vapor will be available to treat for separation from about 300 to 600 mol./hour of liquid in section 74. This favorable vapor-liquid ratio results in As a result, a large quantitative separation effect is obtained in section 74. The number of baffles and the dimensions of section 74 depend primarily on the type of crude oil charged and the products desired.
For the purposes of this example, this section may be about 18 feet in diameter and 30 feet in height, and is equipped with 7 sets of contacting devices of a conventional disc type.
Referring now to the cracking section or zone 16, external gas oil can be added to the supply line 56 going to the cracking section 16, through the line 96. In the specific example used here, about 5000 barrels. of diesel per day are introduced through line 96. The amount of cracking feedstock withdrawn from product fractionating apparatus 14 through line 56 and sent to cracking section 16 is approximately 130,000 barrels. per day, so the total feed to cracking section 16 is about 18,000 barrels per day.
In the 13,000 barrels of feed per day, about 80,000 barrels per day is free flashing feed, and about 5,000 barrels per day is recycle charge.
The major part of the cracked vaporous products leaving the cracking section 16 passes through the line 62 as mentioned above, and this part amounts to about 150,000 barrels per day. The remainder of the cracked product amounting to about 3000 barrels per day is sent through line 98 to a bypass tower 102 for separation and removal of some of the unwanted cycle charge. The bypass tower 102 has a large upper fractionation section 104 and a smaller lower separation section 106. In the specific example described the fractionation section 104 has a diameter of about 6 feet and a height of about 18 feet. , while the partition section 106 is about 2 feet in diameter and about 15 feet high.
A steam inlet line 108 is provided for the introduction of separation steam? in the lower part of the section 106. The cracked products coming from the line 98 are preferably introduced into the lower part of the upper fractionation section 104 of the tower 102, where they are fractionated to remove refractory components. Higher boiling point, Tower 102 operates at an effective pressure of about 6 to 8 pounds per square inch.
The temperature of the vapors exiting at the top through line 118 is approximately 600 to 650 F
Reflux liquid for the bypass tower 102 is preferably withdrawn from the product fractionator 14 through line 112 by means of a pump 114 and passes through a refrigerator 116 to then be introduced to the top of the section. fractionation 104 so that the ascending vapors are fractionated as they rise countercurrent to the liquid condensate. The reflux liquid is withdrawn from the lower part of the fractionation section 76 of the tower 14 but above the point of diesel removal through the line 56. The circuit 114-112-116-122 consists mainly of a circuit heat removal intermediate for tower 14.
Overhead vapors from tower 102 pass through line 118 and are preferably returned to the lower portion of fractionation section 76 of tower 14 between the reflux liquid removal points through line 112 and diesel through line 56.
The quantity of vapors returned to tower 14 through line 118 'is approximately 1500 barrels per day, measured as liquid. The condensate li-
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when passing from the lower part of the fractionation section 104 of the tower 102 to the upper part of the separation section 106 is released volatile constituents, and a cycle charge amounting to about 1500 barrels per day and having a range boiling point, greater than about 6500F, is removed from the base of separation section 106 through line 124 and moved away. This cycle charge can be used as fuel or can be cracked in separate cracking units.
The vaporous cracked products pass upward into fractionation section 76 of tower 14 and are fractionated there to separate gasoline and lighter hydrocarbons, higher boiling point constituents. The vapors in fractionation section 76 of tower 14 can be at about 5500-650 F, just above the stripper line 56, and the vapors are cooled and condensed by reflux oil cooled to about 1300F and recycled through line 122 to tower 14. Heavier constituents are condensed and descend into the tower against the current to the vapors.
The product fractionation tower 14 is maintained at an effective pressure of about 4 pounds per square inch at the top and 8 pounds per square inch at the base, and therefore. overhead vapors leaving tower 14 through line 132 contain appreciable amounts of normally gaseous hydrocarbons. Overhead vapors escaping from tower 14 through line 132, as shown in the drawing, are condensed in condenser 134 and sent to gas separator 136 for separation of the gas from the liquid hydrocarbons.
Liquid hydrocarbons consist of gasoline and are removed from separator 136 through line 138; some is withdrawn as produced through line 142 while the remainder is returned as reflux through line 144 to the top of fractionation section 76 of tower 14.
The gas escaping at the top of gas separator 136 through line 146 contains gasoline constituents and can be sent to a compressor and absorption system, of known or standard type, to recover gasoline constituents, as product.
Heating oil can be removed from tower 14 through line 148 at a temperature of approximately 4500 to 500 F
The final products can be recovered as follows. Gasoline with a final boiling point of 400 F, amounting to about 50 to 60% of the crude oil and having an octane number of about 80 to. 90 (Research octane number) is recovered through line 142. Heating oil or light diesel oil is recovered through line 148 at a percentage of about 15 to 25% of the crude oil.
Returning now to the reduced crude oil and heavy cracked deposits, combined, removed through line 84, these combined products can be, if desired, mixed with heating oil or lighter fractions fed by the gas. pipe 148 to adjust their viscosity to meet the requirements. The deposits can be cooled to about 300 to 500 F in a refrigerator 88 and sent through line 152 to filtering devices (not shown) or can be treated in some other way.
The amount of sediment or tailings removed through line 152 in this example is about 8,500 barrels per day. Common sand filters, porous or rotary sinter ceramic filters can be used to remove combined residue. , any solid particles forming sludge or in suspension, such as coke, catalyst carried off from cracking zone 16, etc. The solids removed during filtering can be removed or, if they include catalyst, they can be sent to catalyst recovery devices (not shown). A fuel oil grade residue is recovered as the filtrate.
The system illustrated in the drawing admits various variants. As previously reported, one or more coking or breaking zones
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Reduced crude oil viscosity (visbreaking) can be expected.
For example, some or all of the tail products, passing through line 84, may be submitted, for example in a furnace
154 to a viscosity breaking and / or coking operation to produce a heavy residue and coke, which are sent to a scrubber or separation device 156 through a line 158. Scrub steam is introduced. from the bottom of device 156 through line 162. Heavy residue and coke are removed from the bottom of scrubber 156 through line 164 and may be removed from the system through line 166 and filtered, or they may pass through. through line 168 and refrigerator 170, and be flowed with deposits or tailings from tower 14 and passing through line 152, and the mixture is filtered, if desired.
Lighter materials escaping at the top of scrubber 156 through line 172 are preferably sent to separation section 74, below feed inlet 44, to be used for cleaning. separation and subjected to fractionation therein, as described above.
Catalytic, rather than thermal, reforming can be used in reforming zone 12, using common catalysts, such as oxides and sulphides of Group V, VI or VIII metals, preferably on suitable supports., And also using temperatures of about 850 to 1100 F and effective pressures ranging from atmospheric pressure to about 400 pounds per square inch, with or without hydrogen added from the outside, all in a manner known per se. Other refining treatments, such as bauxite treatment; clay, etc., can follow the reforming phase 12, provided that the greater part of the hydrocarbon effluent from these treatment zones is fed to the fractionator 14, as described above.
While a variety of catalytic cracking systems can be used as a cracking zone 16, fluidized catalytic cracking comprising the continuous production of cracked effluent and continuous circulation of catalyst between the cracking and regeneration zones is best suited for this purpose. the aims of the present invention.
The catalytic materials used in the fluidized catalytic cracking operation according to the present invention are common cracking catalysts. A preferred catalyst is a silica-aluminas catalyst, in which the weight percent of the alumina is on the order of about 5 to 40%. These catalysts may still contain other
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constituents, such as for example Th02, W03 'Io09 BeO, Bi20y CdO, U035 B2039 sno 29 Fe203y v 20 5y 0, Cr203' CaO, Tl; O 39 MgO and Ce 0 present in a concentration of about 0.05 to 0 , 5%. The size of the catalyst particles is usually less than about 200 microns. Usually at least 50% of the catalyst has a micron size, on the order of about 20 to 80.
Under these conditions, a dense fluidized bed is maintained in the lower section of the reaction apparatus, and a dispersed phase exists in the upper part of this apparatus.
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The temperature # t pressure conditions specified in the above example for the operation of the fractionator 14, especially the separation section 74, are those most suitable for the crude oil in question. here. Conditions may vary to some extent depending primarily on the boiling characteristics of the crude oil charged, as will readily be apparent to those skilled in the art. For example, for lighter crude oil the reduced crude oil yield at the bottom of section 74 may be somewhat lower, and vice versa.
The present invention relates generally to the efficient removal of gas oil constituents from a reduced or topped crude oil, by subjecting the reduced crude oil containing these gas oil constituents to a separation or separation action. release of the vaporous product obtained in a fluid catalytic cracking operation. Oil
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reduced or topped crude is introduced into a lower section of a fractionation zone, while the vaporous product from the fluid catalytic cracking operation is introduced into the fractionation zone at a point below the point of introduction crude oil having undergone a topping.
Cracking feedstock comprising constituents boiling predominantly in the range of about 650-975 F is withdrawn from the fractionation zone at a point above the point of introduction of the toppingo crude oil.
By this process, an advantageous clean feedstock for the catalytic cracking operation is provided by actually using catalytically cracked vapors in the fractionation zone as a means of separation or release for removal of high-boiling gas oil constituents of a topped crude oil containing said constituents.
By the present operation, it is possible to remove from a crude oil which has been topped, by a method other than that using a vacuum distillation operation, substantially all of the hydrocarbon constituents boiling up to about 10000F and 'in some cases up to 1100 F, depending on the temperature and the proportion of the separation vapors.
The improvement of the present invention is to provide a bypass tower 102, in which a portion of the catalytically cracked products are passed to be fractionated at a cycle charge of a boiling range of 6000 to 8000F. which is discarded, and lower boiling point hydrocarbons, which are returned to the product fractionator 14. The tower 14 deposits are also discarded from the process.
By providing the bypass tower, some of the highly refractory aromatic ring charge is removed, and better feed is provided for the catalytic cracking phase, so that with this improvement, less coke is deposited on it. the catalyst for a given conversion. Or conversely, a higher conversion can be obtained with a given coke production.
The rejection of part of the cycle charge is achieved without losing the principle of the combined unit, as most of the hot cracked vaporous products pass to the lower part of the product fractionator. With the present improvement, there is a minimum loss of flashed virgin power.
Other means of removing this highly aromatic and very carbon-forming ring charge from the unit significantly reduces the virgin feed. This is obviously advantageous in that this virgin material cracks with a much lower tendency to carbon formation and is the advantageous material for cracking. For example, in a combined unit, a cycle charge could be removed by reducing the temperature, by suitable routine means, in the lower section of tower 14. This would obviously at the same time reduce the boiling range and the amount of. virgin material having undergone a flashing. Or, it is possible to remove a cycle charge by fractionation or partial condensation of the total vapors coming from the cracking zone 16.
Due to the low temperature (700 F or so) required to achieve significant condensation of the cycle charge, this would make the remaining vapors unattractive for use in flashing virgin material from the reduced crude oil. .
Or, it is possible to remove a cycle charge from the line 56. However, in this case, an adequate portion of the virgin feed is also removed.
It can then be seen that the use of the present invention selectively removes a cycle load from the system with the minimum of heat loss and the minimum of subsequent loss of flashed virgin power, or the minimum of direct loss of flashing. blank feed.
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The present invention is specially designed for existing combination units which produce an excessive amount of coke for a given conversion during catalytic cracking; it can be applied, with the minimum of disturbance, to existing circuits.
Another way to situate the unexpected results obtained with the present invention is that a better distribution of product is obtained, that is to say that, for the same production of coke, 2 to 6% of gasoline is obtained in addition. , with respect to the power supply, when the bypass tower is used, than when there is no such tower. Likewise, with the bypass tower, more heating oil is obtained.
The present invention is especially valuable for use with relatively poor quality feedstocks which contain relatively large amounts of condensed chain aromatic hydrocarbons or which upon cracking form relatively large amounts of. condensed chain aromatic hydrocarbons. Crude petroleum oils of this type consist, for example, of crude oils from the Middle East, such as crude oils from Arabia and Kuwait., And crude oils from South America, such as oils from Bachaquero, Lagunillas and Quiriquire.
As an example of the improved results obtained with the present invention, the following illustrates the advantage obtained by providing a combined unit. In this example, the cracking circuit was operated in both cases at a maximum feed rate. total and at a maximum coke burn rate for maximum conversion.
In one instance, a cycle charge was removed mixed with virgin feed (which corresponds to removal through line 56 in the previous example) to give a balanced catalytic cracking operation and a maximum amount of gasoline in the Alternatively, the principles of the present invention were applied to remove cycle charge with negligible loss of fresh virgin feed to give a balanced catalytic cracking operation and maximum amount of gasoline,
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<tb>
<tb> Case <SEP> A <SEP> Case <SEP> B <SEP>
<tb> Load <SEP> of <SEP> cycle <SEP> removed <SEP> Mixture <SEP> of <SEP> load <SEP> of
<tb> following <SEP> the invention.
<SEP> power cycle <SEP> and <SEP>
<tb> ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ <SEP> tion <SEP> fresh <SEP> removed
<tb>% <SEP> of removal
<tb> (based <SEP> on <SEP> 100 <SEP> parts
blank <SEP> power supply <tb>
<tb> for <SEP> the <SEP> case <SEP> A)
<tb> Load <SEP> of <SEP> cycle <SEP> 8.9 <SEP> 4.4
<tb> Food <SEP> fresh <SEP> none <SEP> 9.0
<tb>% <SEP> of <SEP> conversion
<tb> (in <SEP> gasoline <SEP> and <SEP> products <SEP> more
<tb> lightweight, <SEP> based <SEP> on <SEP> 100 <SEP> 63.4 <SEP> 59.3
<tb> blank <SEP> power <SEP> parts
<tb> for <SEP> the <SEP> case <SEP> A)
<tb>% <SEP> of oil <SEP> from <SEP> heating
<tb> (based <SEP> on <SEP> 100 <SEP> parts <SEP> of supply <SEP> blank <SEP> for <SEP> the <SEP> case <SEP> 25 <SEP> 24e2
<tb> A)
<tb> Improved <SEP> productions <SEP> of <SEP> gasoline <SEP> and <SEP> of oil <SEP> of <SEP> heating,
<tb> due <SEP> to <SEP> application <SEP> of <SEP> invention <SEP> (based <SEP> on <SEP> 100 <SEP> parts <SEP> 4.1 <SEP> (gasoline)
<tb> power supply <SEP> virgin <SEP> for <SEP> the <SEP> case <SEP> A <SEP> 0.8 <SEP> (oil <SEP> from <SEP> heating)
<tb>
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The above example shows the application to an existing combination unit. It is clear that the present invention is also advantageous for reducing the initial dimensions of the installation for regenerating catalytic cracking, if said installation is originally carried out.
The use of the present invention will allow a size reduction of 10 to 20% in the regeneration section for a given quantity of gasoline.
The ratio of cracked products passed through line 62 to cracked products passed through line 98 can vary from about 4 to 1 to 25 to 1.
The ratio of tailings or deposits from bypass tower 102 to the total feed of catalytic cracking, supplied through lines 96 and 56 is (about 1 in 5, at 1 in 50, preferably 1 in 10 , at 1 in 250
CLAIMS.
1. A process for the production of high quality petroleum products boiling in the boiling range of motor fuels, which comprises; passing a reduced crude oil containing gasoline constituents boiling up to about 1100 F through a fractionation zone; removes it from said fractionation zone, at a point above the point of introduction of said reduced crude oil, a fraction of gas oil containing hydrocarbon constituents boiling up to about 1100 F; sending said fraction of gas oil to a catalytic cracking operation at temperatures on the order of about 850 to 1000 F and effective pressures ranging from atmospheric pressure to about 50 free per square inch;
1-1-removal of cracked products from said catalytic cracking operation and introduction of the major part of these products into said fractionation zone at a point below the point of introduction of said reduced crude oil; passing the remainder of the cracked products to a separate fractionation zone to fractionate them into a bottoms or deposits fraction and vapor; removing the bottoms or deposits fraction from the process; and passing the vapors to the first-mentioned fractionation zone at a point above the point of removal of the diesel fraction.