CN102046757A - 用于轻质烃供料的流体催化裂化器热平衡 - Google Patents

用于轻质烃供料的流体催化裂化器热平衡 Download PDF

Info

Publication number
CN102046757A
CN102046757A CN2009801197546A CN200980119754A CN102046757A CN 102046757 A CN102046757 A CN 102046757A CN 2009801197546 A CN2009801197546 A CN 2009801197546A CN 200980119754 A CN200980119754 A CN 200980119754A CN 102046757 A CN102046757 A CN 102046757A
Authority
CN
China
Prior art keywords
mixture
hydrocarbon
catalyzer
hydrocarbon feed
temperature
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.)
Granted
Application number
CN2009801197546A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102046757B (zh
Inventor
A·克劳德
A·苏布拉马尼安
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Kellogg Brown and Root LLC
Original Assignee
Kellogg Brown and Root LLC
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kellogg Brown and Root LLC filed Critical Kellogg Brown and Root LLC
Publication of CN102046757A publication Critical patent/CN102046757A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102046757B publication Critical patent/CN102046757B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/02Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
    • C10G11/04Oxides
    • C10G11/05Crystalline alumino-silicates, e.g. molecular sieves
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/305Octane number, e.g. motor octane number [MON], research octane number [RON]
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02Gasoline
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20C2-C4 olefins

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

提供了用于加工烃的系统和方法。含有一种或多种研究法辛烷值小于88的C4-C20烃的第一烃供料可以在第一温度和一种或多种催化剂存在下进行裂化,来提供第一裂化的混合物。第二烃供料可以引入到该第一混合物中,来提供第二混合物。该第二混合物可以在第一温度裂化,来提供第二裂化的混合物,该第二裂化的混合物含有丙烯和一种或多种研究法辛烷值为大约88-大约95的烃,和一种或多种结焦催化剂。

Description

用于轻质烃供料的流体催化裂化器热平衡
发明背景
本发明的实施方案通常涉及用于加工烃的系统和方法。更具体的,本发明的实施方案涉及用于热平衡FCC提升管反应器的系统和方法。
相关领域
流体催化裂化器(FCC)在将原料烃转化成一种或多种优选的产物中占有主要地位。FCC由几个部件组成:一种或多种提升管反应器,一种或多种分离器和一种或多种再生器。将烃供料和一种或多种催化剂加入到保持在高温和/或高压的提升管反应器中。烃在提升管反应器中的裂化产生了一种或多种裂化的烃和少量碳质焦炭,该焦炭沉积在催化剂的表面上。在穿过提升管反应器之后,这些焦炭沉积物使得催化剂失去活性。裂化的烃和结焦催化剂离开了提升管反应器,并且引入到一个或多个分离器中,在这里该结焦催化剂与该裂化烃分离。将该裂化的烃从FCC中除去,用于进一步的加工和/或处理。将该结焦催化剂引入到一个或多个再生器中,在这里将焦炭燃烧、氧化和/或转化成为一种或多种废气。该燃烧加工除去了催化剂表面的焦炭,再生了该催化剂,和允许它再循环回到提升管反应器中。因此在FCC运行中,最重要的是在整个FCC中保持高温和确保足够的焦炭聚积在催化剂来提供再生该催化剂所需的热。
轻质烃供料(它们含有12或者更少个碳原子)可以用作FCC的供料,来生产烯烃例如乙烯和丙烯。使用FCC生产烯烃通常需要使用专门的催化剂。此外,FCC必须在苛刻条件(即,高温和/或高压)运行,来促进所述供料裂化成为期望的烯烃。归因于所需的高温和轻质烃供料相对低的热值,FCC生产烯烃典型的需要补充燃料源,来保持提升管反应器的温度和来在再生器中再生该催化剂。
因此,需要改进的系统和方法,用于将一种或多种轻质烃供料转化成为烯烃产物,而在再生器中不需要补充的燃料源。
附图说明
因此在其中能够更详细的理解本发明上述特征的方式,本发明更具体的说明,上述的简要总结可以参考实施方案来进行,该实施方案中的一些表示在附图中。但是,应当注意的是该附图仅仅表示了本发明典型的实施方案,因此不认为是对它范围的限制,因为本发明可以用于其他同等有效的实施方案。
图1表示了一种根据此处所述的一种或多种实施方案的示例性系统,用于提高一种或多种烃的品质。
图2表示了另外一种根据此处所述的一种或多种实施方案的示例性系统,用于提高一种或多种烃的品质。
具体实施方式
现在将提供详细的说明。每个从属权利要求定义了单独的本发明,从侵权保护的目的,其被认为包括了该权利要求中所述的不同元件或者限制的等价物。根据上下文,全部下面提到的“本发明”在某些情况中可以仅仅指的是某些具体的实施方案。在其他情况中提到“本发明”被认为是在一种或多种,但不必是全部的权利要求中所述的主题。现在在下面将更详细的描述每个本发明,包括具体的实施方案,版本和实施例,但是本发明不限于这些实施方案,版本或者实施例,其被包括来使得当本专利的信息与可利用的信息和工艺相结合时,本领域技术人员能够制造和利用本发明。
提供了用于加工烃的系统和方法。含有一种或多种研究法辛烷值小于88的C4-C20烃的第一烃供料可以在第一温度和一种或多种催化剂存在下进行裂化,来提供第一裂化的混合物。第二烃供料可以引入到该第一混合物中,来提供第二混合物。该第二混合物可以在第一温度裂化,来提供第二裂化的混合物,该第二裂化的混合物含有乙烯,丙烯,一种或多种研究法辛烷值为大约88-大约95的烃,和一种或多种结焦催化剂。
该一种或多种催化剂可以包括一种或多种适于生产烯烃的裂化催化剂和一种或多种适于提高第一裂化的混合物中的裂化的烃化合物的研究法辛烷值的裂化催化剂。该一种或多种催化剂可以包括这样的混合物,该混合物含有下面两种催化剂:对于提高烯烃生产来说有用的催化剂,和对于提高第二裂化的混合物中的裂化的烃化合物的研究法辛烷值、将该重质第二给料催化裂化成更有用的轻质产物、和促进焦炭形成来说有用的催化剂。
该第二烃供料可以包括一种或多种燃料气体,甲烷,氢气,乙烷,丙烷,脱金属油,脱沥青油,真空瓦斯油,燃料油,瓦斯油,具有20或者更多个碳原子(C20+)的残油,其混合物或者其任意的组合。该第二烃供料的燃烧能够将焦炭层沉积到该一种或多种催化剂上。随后该焦炭的燃烧能够在将该一种或多种催化剂与第一烃供料混合之前,加热该一种或多种催化剂。
压力,第一温度和第二温度可以保持在“高度苛刻”的条件,即,保持在高温,压力和/或催化剂与油的比例。高度苛刻条件有利于将第一烃供料裂化成一种或多种烯烃化合物,包括乙烯,丙烯。高度苛刻的条件还能够提高裂化烃的辛烷值。在一种或多种实施方案中,该第一温度可以是大约500℃(930°F)-大约700℃(1290°F)。在一种或多种实施方案中,该第二温度可以低于第一温度,这归因于加热和或蒸发的第二供料的冷却效应以及维持裂化反应所需的热量输入。通过这些裂化反应所形成的焦炭能够提供足够的燃料值,来保持更高的第一温度。在该焦炭覆盖的催化剂与一种或多种烃分离之后,在再循环和与第一烃供料混合之前,焦炭可以燃烧来提高该催化剂的温度。第二烃供料的供给速率可以保持在与在第一混合物中产生期望的第一温度一致的值。
图1表示了根据一种或多种实施方案的一种示例性系统100,用于提高一种或多种烃的品质。在一种或多种实施方案中,系统100可以包括一种或多种提升管反应器105。管线130中的烃供料(“第二烃供料”)可以与经由管线135提供的一种或多种催化剂和和任选的经由管线145提供的蒸气进行混合或者合并。管线130中的第一烃供料可以包括但不限于一种或多种具有4-12个碳原子(C4-C20)的烃化合物。在一种或多种具体的实施方案中,该第一烃供料可以包括但不限于一种或多种具有4-8个碳原子(C4-C12)的烃化合物。该第一烃供料的研究法辛烷值可以是大约60-大约88;大约65-大约88;或者大约70-大约88。在一种或多种实施方案中,该第一烃供料的烯烃含量可以是大约0wt%-大约75wt%;大约0wt%-大约50wt%;或者大约0wt%-大约25wt%。该第一烃供料的正常沸点可以是大约95℃(200°F)-大约260℃(500°F);大约120℃(250°F)-大约240℃(465°F);或者大约150℃(300°F)-大约220℃(430°F)。
管线130中的第一烃供料在引入到提升管反应器105之前可以部分的或者完全的蒸发。在一种或多种实施方案中,管线130中的第一烃供料在引入到提升管反应器105之前,可以蒸发了大约25wt%或者更高;大约50wt%或者更高;大约75wt%或者更高;大约90wt%或者更高;大约95wt%或者更高;大约99wt%或者更高;或者大约99.9wt%或者更高。管线130中的第一烃供料可以在环境温度或者高温引入到提升管反应器105中。在一种或多种实施方案中,管线130中的该第一烃供料的温度最小可以是大约40℃(105°F);大约100℃(212°F);大约200℃(390°F);大约400℃(750°F);或者大约500℃(930°F)。
经由管线145引入的该任选的蒸气可以是饱和的或者过热的。在一种或多种实施方案中,经由管线145引入的该蒸气可以是饱和的,具有下面的最小供给压力:大约135kPa(5psig);大约310kPa(30psig);大约510kPa(60psig);大约720kPa(90psig);大约1130kPa(150psig);或者大约2160kPa(300psig)。在一种或多种实施方案中,该经由管线145引入的蒸气可以是过热的,具有下面的最小过热:大约15℃(30°F);大约30℃(60°F);大约45℃(90°F);大约60℃(120°F);或者大约90℃(150°F)。
经由管线135提供的一种或多种催化剂可以包括适于催化裂化第一和第二烃供料的催化剂,来提供一种或多种烯烃和/或一种或多种混合烃,其适于混合成一种或多种替代产物,该产物包括但不限于一种或多种烯烃,一种或多种链烷烃,一种或多种环烷烃,一种或多种芳烃或者其任意组合。该一种或多种催化剂可以包括但不限于下面的一种或多种:ZSM-11,ZSM-12,ZSM-23,ZSM-35,ZSM-38,Y型沸石,浸渍金属的催化剂,沸石,八面沸石,改性的八面沸石,Y型沸石,超稳定的Y型沸石(USY),稀土元素交换的Y型沸石(REY),稀土元素交换的超稳定的Y型沸石(REUSY),无稀土元素的Z-21,Socony Mobil#5沸石(ZSM-5),高活性沸石催化剂,其混合物或者其任意组合。
经由管线135提供的催化剂可以以与第一烃供料、第二烃供料或者合并的第一和第二烃供料成比例的速率引入到提升管反应器105中。在一种或多种实施方案中,催化剂供料∶烃供料的重量比可以是从最小值大约4∶1;大约8∶1;或者大约12∶1到最大值大约18∶1;大约25;1;大约30∶1;或者大约70∶1。在一种或多种具体的实施方案中,在提升管反应器105中,该催化剂供料∶烃供料的重量比可以是大约4∶1-大约30∶1。在一种或多种实施方案中,该一种或多种催化剂可以在高于第一催化剂/烃混合物温度的温度引入到提升管反应器中,来提供将供料温度升高到最终的反应温度和维持该吸热裂化反应所需的热量。在一种或多种实施方案中,该催化剂的温度可以从最小值大约600℃(1110°F);大约650℃(1200°F);或者大约700℃(1290°F)到最大值大约785℃(1445°F);大约815℃(1500°F);或者大约850℃(1560°F)。合并的第一烃供料和一种或多种催化剂(“第一混合物”)可以保持在下面的温度(“第一温度”):大约300℃(570°F)-大约900℃(1650°F);大约400℃(750°F)-大约800℃(1470°F);或者大约500℃(930°F)-大约700℃(1290°F)。
提升管反应器105可以包括适于在一种或多种催化剂存在下裂化一种或多种烃供料的任何的系统,装置或者系统或者装置的组合。提升管反应器105可以是一种在由参考图2更详细描述的流体催化裂化器(“FCC”)上的提升管。提升管反应器105可以以任何的物理方向或者几何形状来配置,包括水平的(0°仰角),垂直的(90°仰角),并包括其之间的任何中间角度。提升管反应器105可以在下面的温度运行:大约200℃(390°F)-大约1700℃(3090°F);大约300℃(570°F)-大约1400℃(2550°F);大约400℃(750°F)-大约1000℃(1830°F);或者大约500℃(930°F)-大约700℃(1290°F)。提升管反应器105可以在下面的压力运行:大约140kPa(5psig)-大约2160kPa(300psig);大约140kPa(5psig)-大约1130kPa(150psig);或者大约140kPa(5psig)-大约720kPa(90psig)。
经由管线140提供的第二烃供料可以在提升管反应器105内的任何点引入。在一种或多种实施方案中,管线140中的第二烃供料可以在与管线130中的第一烃供料相同的点引入。在一种或多种实施方案中,管线140中的第二烃供料可以在管线130中的第一烃供料后面的点引入。在一种或多种实施方案中,相对于管线130中的第一烃供料,管线140中的第二烃供料可以以同时,依次,替代或者任何其他方式或者频率引入。
管线140中的第二烃供料在引入到提升管反应器105之前可以部分的或者完全的蒸发。在一种或多种实施方案中,管线140中的第二烃供料在引入到提升管反应器105之前,可以蒸发了大约大约5wt%或者更高;大约10wt%或者更高;大约25wt%或者更高;大约50wt%或者更高;大约75wt%或者更高;大约90wt%或者更高;或者大约99.9wt%或者更高。管线140中的第二烃供料可以在环境温度或者高温引入到提升管反应器中。在一种或多种实施方案中,管线140中的第二烃供料可以处于下面的温度:大约40℃(105°F)或者更高;大约100℃(212°F)或者更高;大约200℃(390°F)或者更高;或者大约370℃(700°F)或者更高。
管线140中的第二烃供料的燃料产生值或者焦炭产生值能够足以保持提升管反应器105中期望的温度。在一种或多种实施方案中,引入到该提升管反应器中的催化剂的温度可以通过改变焦炭在催化剂表面上的沉积来调整。在一种或多种实施方案中,沉积在催化剂上的焦炭量可以通过改变到该反应器的第二烃供料来调整。在一种或多种实施方案中,提升管反应器105中的压力和第二温度可以保持在“高度苛刻”的条件。在一种或多种实施方案中,该第一和第二温度可以基本类似,即,差值小于55℃(100°F),或者不同,即,差值大于55℃(100°F)。提升管反应器105整体在高度苛刻的条件运行会有利于将该第一和第二烃供料裂化成为一种或多种烯烃化合物,例如乙烯和/或丙烯,和一种或多种具有适于燃料混合的研究法辛烷值的混合烃。
在提升管反应器105中,第一烃供料和第二烃供料,和一种或多种催化剂可以裂化,反应,转化和/或重新合并,来提供含有一种或多种裂化烃的混合物(“第二裂化的混合物”)。当该提升管反应器105中所存在的烃裂化和分解来形成最终产物时,至少一部分的第一和第二烃供料可以作为碳质焦炭层沉积到该一种或多种催化剂的外表面上。焦炭在催化剂表面上的沉积使得催化剂失活,并且形成了焦炭覆盖的催化剂。该焦炭覆盖的催化剂可以悬浮在管线110中的第二裂化的混合物中,离开提升管反应器105。
管线110中的第二裂化混合物中所存在的烃可以包括一种或多种烯烃,例如乙烯和丙烯,和一种或多种混合烃。管线110中的第二裂化混合物中所存在的该一种或多种混合烃的研究法辛烷值可以大于管线130中的第一烃供料的研究法辛烷值。
在一种或多种实施方案中,管线110中的第二裂化混合物的乙烯浓度可以是大约0.1vol%-大约20vol%;大约0.5vol%-大约17vol%;或者大约1vol%-大约15vol%。在一种或多种实施方案中,管线110中的第二裂化混合物的丙烯浓度可以是大约0.1vol%-大约25vol%;大约0.5vol%-大约17vol%;或者大约1vol%-大约15vol%。在一种或多种实施方案中,管线110的第二裂化混合物中混合烃的浓度可以是大约1vol%-大约75vol%;大约5vol%-大约40vol%;或者大约5vol%-大约30vol%。在一种或多种实施方案中,管线110的第二裂化混合物中的固体浓度可以是大约500ppmw-大约98wt%;大约2500ppmw-大约75wt%;大约1wt%-大约50wt%;或者大约5wt%-大约50wt%。
在一种或多种实施方案中,管线110的第二裂化混合物中全部或者部分的混合烃可以用于提供高的辛烷汽油混合配料。在一种或多种实施方案中,管线110的第二裂化混合物中的一种或多种混合烃的研究法辛烷值可以是大约88-大约100;大约88-大约97;或者大约88-大约92。在一种或多种实施方案中,该第二裂化混合物中的混合烃的整体常规沸点可以是大约95℃(200°F)-大约260℃(500°F);大约120℃(250°F)-大约240℃(465°F);或者大约150℃(300°F)-大约220℃(430°F)。
图2表示了根据所述的一种或多种实施方案的另外一种示例性系统200,用于提高一种或多种烃的品质。系统200包括一种或多种提升管反应器100,一种或多种分离器210和一种或多种再生器250。一种或多种分离器200可以包括一种或多种提升管旋风分离器215,上部旋风分离器220,强制通风器225,催化剂剥离器255,催化剂分配器260和旋塞阀270。该一种或多种再生器250可以包括一种或多种空气分配器265,再生器旋风分离器285和强制通风器290。在一种或多种实施方案中,系统200可以包括但不限于图2所示的一种或多种流化催化裂化系统200。
经由管线110离开提升管反应器105的第二裂化混合物可以引入到一种或多种分离器200中。在分离器200中,该第二裂化混合物可以流入一种或多种提升管旋风分离器215中,在其中至少一部分的焦炭覆盖的催化剂会与该第二裂化混合物选择性分离。该第二裂化混合物可以离开该一种或多种提升管旋风分离器215,流入一种或多种上部旋风分离器220,在其中能够分离另外的焦炭覆盖的催化剂。
该几乎无固体的第二裂化混合物可以从一种或多种上部旋风分离器220流入一种或多种分离器强制通风器225中,用于抽出和随后分级或者分离成一种或多种最终的烃产物,例如丙烯和一种或多种混合烃。在一种或多种分离器强制通风器225中的该几乎无固体的裂化的第二混合物的固体浓度可以是大约5ppmw-大约5wt%;大约10ppmw-大约4wt%;大约25ppmw-大约3.5wt%;或者大约50ppmw-大约3wt%。
在一种或多种提升管旋风分离器215和一种或多种上部旋风分离器220中从第二裂化混合物中分离的焦炭覆盖的催化剂可以引入到一种或多种催化剂剥离器255中。在该一种或多种催化剂剥离器255中,蒸气可以在一种或多种催化剂剥离器255中使用一种或多种蒸气分配器256来引入到焦炭覆盖的催化剂中。在催化剂再生之前,蒸气穿过催化剂剥离器255有助于除去在焦炭覆盖的催化剂中携带或者夹带的任何残留烃。该蒸气(其带有一种或多种在催化剂剥离器255中从焦炭覆盖的催化剂上剥离下来的烃)可以流入分离器210,然后流入一种或多种上部旋风分离器220。
经由一种或多种分配器256供给到催化剂剥离器255中的蒸气可以是饱和的或者过热的。在一种或多种实施方案中,经由一种或多种分配器256引入的蒸气可以是饱和的,具有下面的最小供给压力:大约135kPa(5psig);大约310kPa(30psig);大约510kPa(60psig);大约720kPa(90psig);大约1130kPa(150psig);或者大约2160kPa(300psig)。在一种或多种实施方案中,经由一种或多种分配器256引入的蒸气可以是过热的,具有下面最小的过热:大约15℃(30°F);大约30℃(60°F);大约45℃(90°F);大约60℃(120°F);或者大约90℃(150°F)。
焦炭覆盖的催化剂可以从催化剂剥离器255流入竖管257中。竖管257中的第一部分的焦炭覆盖的催化剂可以经由一种或多种分配器260流入一种或多种再生器250中。竖管257中的其余部分的焦炭覆盖的催化剂可以经由一种或多种旋塞阀270从系统200中抽出。在一种或多种实施方案中,竖管257中大约5wt%;大约10wt%;大约25wt%;大约50wt%;大约75wt%;大约85wt%;大约90wt%;大约95wt%;或者大约99wt%的焦炭覆盖的催化剂可以经由一种或多种分配器260引入到一种或多种再生器250中,并且经由一种或多种旋塞阀270将平衡量从竖管257中抽出。至少一部分补充的新催化剂可以通过加入到一种或多种提升管反应器105中和/或再生器250中,而加入到系统200中。
在一种或多种再生器250中,一种或多种氧化剂可以经由一种或多种空气分配器265进行分配。将空气加入到从竖管257排出的焦炭覆盖的催化剂能够导致催化剂表面上的焦炭氧化和/或燃烧成一种或多种废气,该废气包括但不限于:一氧化碳,二氧化碳,氢气,水蒸汽,其混合物或者其组合物。从催化剂表面除去焦炭能够重新露出催化剂表面,由此重新活化和/或再生了该催化剂。至少一部分的该重新活化和/或再生的催化剂可以经由一种或多种竖管280,卸料到管线135的阀295,从再生器250再循环到一种或多种提升管反应器105中。
作为此处使用的,术语“氧化剂”可以指的是适于氧化催化剂表面上的焦炭的任何化合物或者元素。这样的氧化剂可以包括但不限于空气,富氧空气(氧气浓度大于21wt%的空气),氧气,或者富氮空气(氮气浓度大于79wt%的空气)。
至少一部分的该再生的催化剂可以经由一种或多种竖管280流向管线135,来再循环到一种或多种提升管反应器105中。再生的催化剂从再生器250流向提升管反应器105能够通过使用一个或多个阀295进行控制。再生的催化剂能够满足一种或多种提升管反应器105所需的至少一部分的催化剂。在一种或多种实施方案中,该一种或多种提升管反应器105所需的最小大约25wt%;大约50wt%;大约75wt%;大约85wt%;大约90wt%;大约95wt%的催化剂可以用来自再生器250的再生催化剂来提供。
通过在再生器250中的催化剂表面上的焦炭的氧化和/或燃烧所产生的一种或多种废气可以流入一种或多种再生器旋风分离器285中,其中至少一部分悬浮在该废气中的催化剂可以被除去,并且返回再生器250。来自再生器旋风分离器285的废气可以经由一个或多个管道286离开再生器。该废气可以收集在再生器强制通风器290中。再生器强制通风器290中中所收集的废气可以导向随后的回收,再利用,再循环,处理和/或处置。
使用一组数值上限和一组数值下限描述了某些实施方案和特征。应当理解除非另有指示,否则从任何下限到任何上限之间的范围都是可以预期的。某些下限,上限和范围出现在下面的一个或多个权利要求中。全部的数1值是“大约”或者“大约”的所示值,并且考虑了本领域技术人员能够预想到的试验误差和偏差。
已经在上面定义了不同的术语。在权利要求所用的术语没有在上面定义的情况中,它应当被赋予相关领域技术人员能够给出的、在至少一个印刷的出版物或者公开的专利中涉及该术语的最宽的含义。此外,本申请中所引用的全部的专利,测试方法和其他文献完全引入作为参考和用于允许这样的引入的全部权限中,所述的参考到这样的程度,即,这样的公开内容与本申请不矛盾。
虽然前面涉及到本发明的实施方案,但是本发明的其他和另外的实施方案也可以设计,而不脱离其基本的范围,并且其范围是通过随后的权利要求来确定的。

Claims (20)

1.一种加工烃的方法,其包含:
将含有一种或多种C4-C20烃的第一烃供料与一种或多种催化剂混合,来提供处于第一温度的第一混合物,其中该第一烃供料的研究法辛烷值小于88;
将第二烃供料引入到该第一混合物中,来提供第二混合物;和
在第二温度裂化该第二混合物,来提供第二裂化的混合物,该第二裂化的混合物包含丙烯,一种或多种研究法辛烷值为大约88-大约95的烃,和一种或多种结焦催化剂。
2.权利要求1的方法,其进一步包含选择性分离该第二裂化的混合物,来提供一种或多种包含丙烯和一种或多种混合烃的最终产物。
3.权利要求1的方法,其中在加入第二烃供料之前,将至少一部分的该第一混合物在第一温度进行裂化。
4.权利要求1的方法,其中该第一温度是大约500℃-大约700℃。
5.权利要求1的方法,其中第一和第二温度之间的差值小于165℃。
6.权利要求1的方法,其中第一和第二温度之间的差值大于165℃。
7.权利要求1的方法,其中该第二烃供料包含氢气,甲烷,乙烷,丙烷,脱金属油,脱沥青油,真空瓦斯油,燃料油,瓦斯油,具有20或者更多个碳原子(C20+)的残油,其混合物或者其任意组合。
8.权利要求1的方法,其中该一种或多种催化剂包含ZSM-11,ZSM-12,ZSM-23,ZSM-35,ZSM-38,Y型沸石,浸渍金属的催化剂,沸石,八面沸石,改性的八面沸石,Y型沸石,超稳定的Y型沸石(USY),稀土元素交换的Y型沸石(REY),稀土元素交换的超稳定的Y型沸石(REUSY),无稀土元素的Z-21,Socony Mobil#5沸石(ZSM-5),或者高活性沸石催化剂。
9.权利要求1的方法,其中催化剂与烃的重量比是大约4∶1-大约30∶1。
10.一种加工烃的方法,其包含:
在第一温度和一种或多种催化剂存在下,对包含一种或多种C4-C20烃的第一烃供料进行裂化,来提供第一混合物,其中该第一温度是大约500℃-大约700℃和其中该第一烃供料的研究法辛烷值小于88;
将第二烃供料引入到第一混合物中,来提供第二混合物;和
在第二温度裂化该第二混合物,来提供第二裂化的混合物,该第二裂化的混合物包含丙烯、一种或多种研究法辛烷值为大约88-大约95的烃和一种或多种结焦催化剂,和其中该第二温度是大约480℃-大约650℃。
11.权利要求10的方法,其进一步包含选择性分离第二裂化的混合物,来提供一种或多种最终的产物。
12.权利要求10的方法,其中该第二烃供料包含氢气,甲烷,乙烷或者丙烷。
13.权利要求10的方法,其中该第二烃供料包含氢气,甲烷,乙烷,丙烷,脱金属油,脱沥青油,真空瓦斯油,燃料油,瓦斯油,具有20或者更多个碳原子(C20+)的残油,其混合物或者其的任意组合。
14.权利要求10的方法,其中该一种或多种催化剂包含ZSM-11,ZSM-12,ZSM-23,ZSM-35,ZSM-38,Y型沸石,浸渍金属的催化剂,沸石,八面沸石,改性的八面沸石,Y型沸石,超稳定的Y型沸石(USY),稀土元素交换的Y型沸石(REY),稀土元素交换的超稳定的Y型沸石(REUSY),无稀土元素的Z-21,Socony Mobil#5沸石(ZSM-5),或者高活性沸石催化剂。
15.权利要求10的方法,其中该催化剂与第一烃供料的比率是大约4∶1-大约30∶1。
16.一种加工烃的系统,其包含:
裂化区,在其中在第一温度和一种或多种催化剂存在下,对包含一种或多种C4-C20烃的第一烃供料进行裂化,来提供第一裂化的混合物,其中该第一烃供料的研究法辛烷值小于88;
供料区,在其中将第二烃供料与第一裂化的混合物混合,来提供第二混合物;和
裂化区,在其中将第二混合物在第一温度进行裂化,来提供第二裂化的混合物,该第二裂化的混合物包含丙烯,一种或多种研究法辛烷值为大约88-大约95的烃,和一种或多种结焦催化剂。
17.权利要求16的系统,其进一步包含分离区,在其中选择性分离第二裂化的混合物,来提供一种或多种包含丙烯和一种或多种研究法辛烷值为大约88-大约95的烃的最终产物。
18.权利要求16的系统,其进一步包含至少一个再生区,在其中一种或多种结焦催化剂可以再生来提供至少一部分的该一种或多种催化剂。
19.权利要求16的系统,其中该第一温度是大约500℃-大约700℃。
20.权利要求16的系统,其中该第一烃供料是在大约5psig-大约50psig的压力裂化的。
CN200980119754.6A 2008-05-29 2009-05-12 用于轻质烃供料的流体催化裂化器热平衡 Active CN102046757B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/128971 2008-05-29
US12/128,971 US20090299119A1 (en) 2008-05-29 2008-05-29 Heat Balanced FCC For Light Hydrocarbon Feeds
PCT/US2009/002926 WO2009145869A1 (en) 2008-05-29 2009-05-12 Heat balanced fcc for light hydrocarbon feeds

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102046757A true CN102046757A (zh) 2011-05-04
CN102046757B CN102046757B (zh) 2014-09-24

Family

ID=41377421

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200980119754.6A Active CN102046757B (zh) 2008-05-29 2009-05-12 用于轻质烃供料的流体催化裂化器热平衡

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20090299119A1 (zh)
EP (1) EP2297279A4 (zh)
CN (1) CN102046757B (zh)
WO (1) WO2009145869A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114341317A (zh) * 2019-08-05 2022-04-12 沙特基础工业全球技术公司 用于石脑油催化裂解的额外热源

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8246914B2 (en) * 2008-12-22 2012-08-21 Uop Llc Fluid catalytic cracking system
US8993824B2 (en) * 2011-09-28 2015-03-31 Uop Llc Fluid catalytic cracking process
US9745519B2 (en) 2012-08-22 2017-08-29 Kellogg Brown & Root Llc FCC process using a modified catalyst

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1264417A (zh) * 1997-05-23 2000-08-23 美孚石油公司 烃类改质方法
CN1670133A (zh) * 2004-03-15 2005-09-21 中国石油化工股份有限公司 利用c4-c6馏分生产轻质烯烃的催化转化方法
CN1796501A (zh) * 2004-12-28 2006-07-05 中国石油化工股份有限公司 一种汽油改质方法

Family Cites Families (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3886060A (en) * 1973-04-30 1975-05-27 Mobil Oil Corp Method for catalytic cracking of residual oils
US4051013A (en) * 1973-05-21 1977-09-27 Uop Inc. Fluid catalytic cracking process for upgrading a gasoline-range feed
US3948757A (en) * 1973-05-21 1976-04-06 Universal Oil Products Company Fluid catalytic cracking process for upgrading a gasoline-range feed
US3966587A (en) * 1974-12-23 1976-06-29 Texaco Inc. Method for controlling regenerator temperature in a fluidized cracking process
US4180454A (en) * 1978-01-03 1979-12-25 Exxon Research & Engineering Co. Method for combusting carbon monoxide in a fluid catalytic cracking process
US4428822A (en) * 1982-04-26 1984-01-31 Texaco Inc. Fluid catalytic cracking
US4585545A (en) * 1984-12-07 1986-04-29 Ashland Oil, Inc. Process for the production of aromatic fuel
US4606810A (en) * 1985-04-08 1986-08-19 Mobil Oil Corporation FCC processing scheme with multiple risers
FR2584732B1 (fr) * 1985-07-10 1988-08-19 Raffinage Cie Francaise Procede et dispositif pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures, avec controle de la temperature de reaction
US4624771A (en) * 1985-09-18 1986-11-25 Texaco Inc. Fluid catalytic cracking of vacuum residuum oil
US4830728A (en) * 1986-09-03 1989-05-16 Mobil Oil Corporation Upgrading naphtha in a multiple riser fluid catalytic cracking operation employing a catalyst mixture
US5167795A (en) * 1988-01-28 1992-12-01 Stone & Webster Engineering Corp. Process for the production of olefins and aromatics
US5271826A (en) * 1988-03-03 1993-12-21 Mobil Oil Corporation Catalytic cracking of coke producing hydrocarbons
US4867863A (en) * 1988-03-29 1989-09-19 Mobil Oil Corporation Resid catalytic cracking process utilizing ZSM-5 for increased gasoline octane
US5087349A (en) * 1988-11-18 1992-02-11 Stone & Webster Engineering Corporation Process for selectively maximizing product production in fluidized catalytic cracking of hydrocarbons
US4927522A (en) * 1988-12-30 1990-05-22 Mobil Oil Corporation Multiple feed point catalytic cracking process using elutriable catalyst mixture
US5154818A (en) * 1990-05-24 1992-10-13 Mobil Oil Corporation Multiple zone catalytic cracking of hydrocarbons
US5846496A (en) * 1990-12-28 1998-12-08 Naphtachimie S.A. Apparatus for manufacturing chemical products
US5185077A (en) * 1991-03-25 1993-02-09 Mobil Oil Corporation Transfer line quenching with cyclone separation
US5308475A (en) * 1992-11-23 1994-05-03 Mobil Oil Corporation Use of ZSM-12 in catalytic cracking for gasoline octane improvement and co-production of light olefins
US5770043A (en) * 1994-08-17 1998-06-23 Exxon Research And Engineering Company Integrated staged catalytic cracking and hydroprocessing process
US6142457A (en) * 1998-01-30 2000-11-07 Mobil Oil Corporation Atomizing feed nozzle
JP2000044969A (ja) * 1998-07-27 2000-02-15 Tonen Corp 無鉛高オクタン価ガソリン組成物
US5944982A (en) * 1998-10-05 1999-08-31 Uop Llc Method for high severity cracking
US6123830A (en) * 1998-12-30 2000-09-26 Exxon Research And Engineering Co. Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process
US20020003103A1 (en) * 1998-12-30 2002-01-10 B. Erik Henry Fluid cat cracking with high olefins prouduction
US7029571B1 (en) * 2000-02-16 2006-04-18 Indian Oil Corporation Limited Multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks
US20010042700A1 (en) * 2000-04-17 2001-11-22 Swan, George A. Naphtha and cycle oil conversion process
US20010042702A1 (en) * 2000-04-17 2001-11-22 Stuntz Gordon F. Cycle oil conversion process
EP1892280A1 (en) * 2006-08-16 2008-02-27 BIOeCON International Holding N.V. Fluid catalytic cracking of oxygenated compounds
US20090299118A1 (en) * 2008-05-29 2009-12-03 Kellogg Brown & Root Llc FCC For Light Feed Upgrading

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1264417A (zh) * 1997-05-23 2000-08-23 美孚石油公司 烃类改质方法
CN1670133A (zh) * 2004-03-15 2005-09-21 中国石油化工股份有限公司 利用c4-c6馏分生产轻质烯烃的催化转化方法
CN1796501A (zh) * 2004-12-28 2006-07-05 中国石油化工股份有限公司 一种汽油改质方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114341317A (zh) * 2019-08-05 2022-04-12 沙特基础工业全球技术公司 用于石脑油催化裂解的额外热源

Also Published As

Publication number Publication date
EP2297279A4 (en) 2015-12-23
EP2297279A1 (en) 2011-03-23
US20090299119A1 (en) 2009-12-03
CN102046757B (zh) 2014-09-24
WO2009145869A1 (en) 2009-12-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5424879B2 (ja) Fccユニットの運用を用いたパラフィン系ナフサの付属的分解
KR101798970B1 (ko) 촉매방식 분해 장치 및 방법
CN106964302B (zh) 有两个流化反应段与集成气/固分离系统的新反应器
US8088335B2 (en) Catalytic conversion apparatus
EP3365412B1 (en) Methods and apparatus for fluid catalytic cracking
CN109704904B (zh) 一种多产低碳烯烃和轻芳烃的方法
CN109705905B (zh) 一种多产低碳烯烃的方法和装置
US11230672B1 (en) Processes for producing petrochemical products that utilize fluid catalytic cracking
KR20140049033A (ko) 하향류 반응기에서 파라핀계 나프타의 유동접촉분해 방법
WO2010101686A2 (en) Process for preventing metal catalyzed coking
CN115335492B (zh) 通过流化催化裂化方法和装置由原油生产轻质烯烃
CN102046756A (zh) 用于提高轻质供料品质的流化催化裂化器
CN102046757B (zh) 用于轻质烃供料的流体催化裂化器热平衡
CN112423874A (zh) 利用多级催化剂反应和再生以最大化烯烃产量
CN112723970B (zh) 一种重质油生产丙烯、乙烯和芳烃的方法和催化转化装置
US8124822B2 (en) Process for preventing metal catalyzed coking
US9982204B2 (en) Process for producing a chemical feedstock and apparatus relating thereto
US8124020B2 (en) Apparatus for preventing metal catalyzed coking
JP7238203B2 (ja) 流動接触分解プロセス及び装置
CN111423905B (zh) 催化裂解的工艺和系统
TWI494421B (zh) Catalytic cracking apparatus and method
CN112745899B (zh) 一种生产低碳烯烃的催化转化方法和催化转化装置
CN111423904B (zh) 催化裂解的工艺和系统

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant