EA033755B1 - Способ получения бтк из смешанного источника углеводородов с использованием каталитического крекинга - Google Patents

Способ получения бтк из смешанного источника углеводородов с использованием каталитического крекинга Download PDF

Info

Publication number
EA033755B1
EA033755B1 EA201691723A EA201691723A EA033755B1 EA 033755 B1 EA033755 B1 EA 033755B1 EA 201691723 A EA201691723 A EA 201691723A EA 201691723 A EA201691723 A EA 201691723A EA 033755 B1 EA033755 B1 EA 033755B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
range
aromatization
catalyst
catalytic cracking
hydrocracking
Prior art date
Application number
EA201691723A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201691723A1 (ru
Inventor
Pelaez Raul Velasco
Original Assignee
Saudi Basic Ind Corp
Sabic Global Technologies Bv
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 Saudi Basic Ind Corp, Sabic Global Technologies Bv filed Critical Saudi Basic Ind Corp
Publication of EA201691723A1 publication Critical patent/EA201691723A1/ru
Publication of EA033755B1 publication Critical patent/EA033755B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/38—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals
    • B01J23/40—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals of the platinum group metals
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/88—Molybdenum
    • B01J23/883—Molybdenum and nickel
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
    • B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
    • B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
    • B01J29/40—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the pentasil type, e.g. types ZSM-5, ZSM-8 or ZSM-11, as exemplified by patent documents US3702886, GB1334243 and US3709979, respectively
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
    • B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
    • B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
    • B01J29/60—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the type L, as exemplified by patent document US3216789
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/02—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1059—Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/30—Aromatics

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу получения БТК, включающему каталитический крекинг, раскрытие ароматических колец и извлечение БТК. Кроме того, настоящее изобретение относится к технологическому агрегату для превращения углеводородного подаваемого потока в БТК, включающему установку для каталитического крекинга, установку для раскрытия ароматических колец и установку для извлечения БТК.

Description

Настоящее изобретение относится к способу получения БТК, включающему каталитический крекинг, раскрытие ароматических колец и извлечение БТК. Кроме того, настоящее изобретение относится к технологическому агрегату для превращения углеводородного подаваемого потока в БТК, включающему установку для каталитического крекинга, установку для раскрытия ароматических колец и установку для извлечения БТК.
Как это было описано ранее, ароматические углеводороды, включающие п-ксилол, могут быть получены из углеводородного подаваемого потока при использовании способа, включающего стадии получения фракции лигроина и фракции легкого рециклового газойля из зоны каталитического крекинга; объединения фракций бензина и легкого рециклового газойля; гидрообработки объединенных фракций бензина и легкого рециклового газойля для получения продукта, подвергнутого гидрообработке; фракционирования продукта, подвергнутого гидрообработке, в зоне фракционирования для получения погона легких фракций, погона лигроина, подаваемого потока в установку для гидрокрекинга и фракции непрореагировавшей нефти; отправления подаваемого потока в установку для гидрокрекинга в зону гидрокрекинга для получения продукта установки для гидрокрекинга; отправления продукта установки для гидрокрекинга на рециркуляцию в зону фракционирования при подаче продукта установки для гидрокрекинга выше вывода подаваемого потока в установку для гидрокрекинга, но ниже вывода погона лигроина; отправления погона лигроина в зону дегидрирования для получения дегидрированного лигроина; а дегидрированного лигроина - в установку для извлечения ароматических соединений в целях извлечения п-ксилола и других ароматических соединений; см. публикацию WO 2013/052228 A1.
Основной недостаток способа из публикации WO 2013/052228 A1 заключается в относительно низком выходе по ароматическим соединениям.
Одна цель настоящего изобретения заключается в предложении способа получения БТК из смешанного углеводородного потока, характеризующегося улучшенным выходом по высокоценным продуктам нефтехимического производства, предпочтительно продукту БТКЭ.
Достижения разрешения вышеупомянутой проблемы добиваются в результате предложения вариантов осуществления, описанных ниже в настоящем документе и охарактеризованных в формуле изобретения. В соответствии с этим настоящее изобретение предлагает способ получения БТК, включающий:
(a) проведение каталитического крекинга углеводородного подаваемого потока в целях получения бензина каталитического крекинга и рециклового газойля;
(b) проведение для рециклового газойля раскрытия ароматических колец в целях получения БТК; и (c) извлечение БТК из бензина каталитического крекинга.
В контексте настоящего изобретения неожиданно было установлено то, что выход высокоценных продуктов нефтехимического производства, таких как БТК, может быть улучшен при использовании улучшенного способа в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе. Например, максимальная теоретическая степень получения БТКЭ, продемонстрированная в публикации WO 2013/052228, может быть оценена составляющей 28 мас.% от подаваемого потока. Данная оценка в своей основе имеет заявленную степень превращения (98 мас.%) смеси из бензина и продукта ЛРГ (обычно 75% от подаваемого потока в установку способа ККПСК) и селективность по отношению к ароматическим соединениям (38 мас.%). В случае настоящего изобретения может быть продемонстрировано то, что при использовании способов ароматизации для дополнительной переработки газов, полученных при использовании совокупного комплекса, могут быть получены выходы по БТКЭ на границах установки, большие чем 35 мас.% от подаваемого потока.
В публикации US 2008/0156696 A1 описывается способ ККПСК для превращения C3/C4 подаваемых потоков в олефины и ароматические соединения, включающий крекинг первого углеводородного подаваемого потока, который предпочтительно содержит газойль, в первом лифт-реакторе и крекинг второго углеводородного подаваемого потока, содержащего легкие углеводороды, содержащие три и/или четыре атома углерода, во втором лифт-реакторе. В публикации US 2008/0156696 A1 описывается то, что определенный тяжелый поток, который получают в способе ККПСК, может быть отправлен на рециркуляцию во второй лифт-реактор. Способ из публикации US 2008/0156696 A1 имеет своей целью превращение недорогостоящего C3/C4 исходного сырья, такого как СНГ, в ароматические соединения при использовании установки способа ККПСК. Кроме того, в публикации US 2008/0156696 A1 излагается то, что при переработке легкого подаваемого потока в способе ККПСК выгодно подавать в способ ККПСК тяжелое исходное сырье в качестве предшественника кокса в целях получения достаточного количества кокса для функционирования способа ККПСК в условиях теплового баланса. В публикации US 2008/0156696 A1 просто описывается отправление на рециркуляцию в установку способа ККПСК, и, таким образом, не предлагается способ, где рецикловые газойли подвергают воздействию установки для раскрытия ароматических колец.
В способе настоящего изобретения может быть использована любая углеводородная композиция, которая является подходящей для использования в качестве подаваемого потока на каталитический крекинг.
Предпочтительно углеводородный подаваемый поток содержит одного или нескольких представителей, выбираемых из группы, состоящей из лигроина, керосина, газойля и мазута.
- 1 033755
Более предпочтительно углеводородный подаваемый поток содержит газойль, наиболее предпочтительно газойль вакуумной перегонки. В зависимости от уровня содержания водорода в подаваемом потоке выгодным может оказаться увеличение уровня содержания водорода в углеводородном подаваемом потоке в результате гидрообработки перед проведением для углеводородного подаваемого потока каталитического крекинга. Способы увеличения уровня содержания водорода в углеводородном подаваемом потоке хорошо известны на современном уровне техники и включают гидрообработку. Предпочтительно гидрообработка включает введение углеводородного подаваемого потока в присутствии водорода в контакт с катализатором гидрирования, обычно содержащим металл гидрирования, такой как Ni, Mo, Co, W, Pt и Pd, в присутствии или в отсутствие промоторов, нанесенный на инертный носитель, такой как оксид алюминия. Технологические условия, использующиеся для гидрообработки углеводородного подаваемого потока, в общем случае включают технологическую температуру в диапазоне 200-450°C, предпочтительно 300-425°C, и давление в диапазоне 1-25 МПа, предпочтительно 2-20 МПа (изб.).
В случае использования мазута в качестве подаваемого потока мазут перед проведением каталитического крекинга может быть специально подвергнут сольвентной деасфальтизации. Предпочтительно мазут дополнительно фракционируют, например, при использовании установки для вакуумной перегонки в целях разделения мазута на фракцию газойля вакуумной перегонки и фракцию мазута вакуумной перегонки. Предпочтительно подаваемый поток, использующийся в способе настоящего изобретения, содержит менее чем 8 мас.% асфальтенов, более предпочтительно менее чем 5 мас.% асфальтенов. Предпочтительно подаваемый поток, использующийся в способе настоящего изобретения, содержит менее чем 20 ч./млн (мас.) металлов.
Термины лигроин, керосин, газойль и мазут в настоящем документе используют при придании им их значения, общепринятого в сфере способов переработки нефти; см. публикации Alfke et al. (2007) Oil Refining, Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry и Speight (2005) Petroleum Refinery Processes, Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology. В данном отношении необходимо отметить то, что может иметь место перекрывание между различными фракциями сырой нефти вследствие наличия сложной смеси углеводородных соединений, включенных в сырую нефть, и технических ограничений, накладываемых на способ перегонки сырой нефти. Предпочтительно термин лигроин в соответствии с использованием в настоящем документе относится к нефтяной фракции, полученной в результате перегонки сырой нефти и характеризующейся диапазоном температур кипения приблизительно 20-200°C, более предпочтительно приблизительно 30-190°С. Предпочтительно легкий лигроин представляет собой фракцию, характеризующуюся диапазоном температур кипения приблизительно 20-100°C, более предпочтительно приблизительно 30-90°C. Тяжелый лигроин предпочтительно характеризуется диапазоном температур кипения приблизительно 80-200°C, более предпочтительно приблизительно 90-190°C. Предпочтительно термин керосин в соответствии с использованием в настоящем документе относится к нефтяной фракции, полученной в результате перегонки сырой нефти и характеризующейся диапазоном температур кипения приблизительно 180-270°C, более предпочтительно приблизительно 190-260°C. Предпочтительно термин газойль в соответствии с использованием в настоящем документе относится к нефтяной фракции, полученной в результате перегонки сырой нефти и характеризующейся диапазоном температур кипения приблизительно 250-360°C, более предпочтительно приблизительно 260-350°C. Предпочтительно термин мазут в соответствии с использованием в настоящем документе относится к нефтяной фракции, полученной в результате перегонки сырой нефти и характеризующейся температурой кипения, большей чем приблизительно 340°C, более предпочтительно большей чем приблизительно 350°C.
Способ настоящего изобретения включает каталитический крекинг, который включает введение подаваемого потока в контакт с катализатором каталитического крекинга в условиях проведения каталитического крекинга. Технологические условия, подходящие для использования при каталитическом крекинге, также описываемые в настоящем документе в качестве условий проведения каталитического крекинга, могут быть легко определены специалистами в соответствующей области техники; см. публикацию Alfke et al. (2007), процитированный выше источник.
Термин каталитический крекинг используется в настоящем документе в его общепринятом смысле и, таким образом, может быть определен в качестве способа превращения подаваемого потока, содержащего высококипящие высокомолекулярные углеводородные фракции неочищенных сырых нефтей, в более низкокипящие углеводородные фракции и газообразные олефины в результате введения упомянутого подаваемого потока в контакт с катализатором каталитического крекинга в условиях проведения каталитического крекинга. Предпочтительно каталитический крекинг, использующийся в способе настоящего изобретения, включает введение подаваемого потока в контакт с катализатором каталитического крекинга в условиях проведения каталитического крекинга, где катализатор каталитического крекинга включает пористый катализатор, содержащий кислотные каталитические центры, предпочтительно цеолит, и где условия проведения каталитического крекинга включают температуру в диапазоне 400-800°C и давление в диапазоне 10-800 кПа (изб.).
Предпочтительно каталитический крекинг проводят в установке для каталитического крекинга в псевдоожиженном слое катализатора или установке способа ККПСК. В соответствии с этим предпоч
- 2 033755 тительный каталитический крекинг, использующийся в способе настоящего изобретения, является каталитическим крекингом в псевдоожиженном слое катализатора или способом ККПСК. В установке способа ККПСК каталитический крекинг имеет место в общем случае при использовании катализатора на основе очень активного цеолита в характеризующейся коротким временем контакта вертикальной или имеющей восходящий уклон трубе, называемой лифт-реактором. Предварительно нагретый подаваемый поток распыляют в основании лифт-реактора через питающие сопла, где он вступает в контакт с чрезвычайно горячим псевдоожиженным катализатором. Предпочтительные технологические условия, использующиеся для каталитического крекинга в псевдоожиженном слое катализатора, в общем случае включают температуру в диапазоне 425-730°C и давление в диапазоне 10-800 кПа (изб.). Горячий катализатор испаряет подаваемый поток и катализирует прохождение реакций крекинга, которые разбивают высокомолекулярные углеводороды на более легкие компоненты, в том числе СНГ, легкий дистиллят и средний дистиллят. Смесь катализатор/углеводород перетекает снизу вверх через лифт-реактор в течение нескольких секунд, а после этого смесь разделяется при использовании циклонов. Углеводороды, свободные от катализатора, отправляют в основной фракционатор (компонент установки способа ККПСК для разделения на топливный газ (метан), C2-C4 углеводороды, бензин способа ККПСК, легкий рецикловый газойль и в соответствующих условиях тяжелый рецикловый газойль). C2-C4 углеводородная фракция, полученная при использовании способа ККПСК, в общем случае представляет собой смесь из парафинов и олефинов. В соответствии с использованием в настоящем документе термин бензин каталитического крекинга относится к легкому дистилляту, полученному в результате каталитического крекинга, который является относительно обогащенным по моноароматическим углеводородам. В соответствии с использованием в настоящем документе термин рецикловый газойль относится к среднему дистилляту и тяжелому дистилляту, полученным в результате каталитического крекинга, которые являются относительно обогащенными по углеводородам, содержащим конденсированные ароматические кольца. В соответствии с использованием в настоящем документе термин легкий рецикловый газойль относится к среднему дистилляту, полученному в результате каталитического крекинга, который является относительно обогащенным по ароматическим углеводородам, содержащим два конденсированных ароматических кольца. В соответствии с использованием в настоящем документе термин тяжелый рецикловый газойль относится к тяжелому дистилляту, полученному в результате каталитического крекинга, который является относительно обогащенным по углеводородам, содержащим более чем 2 конденсированных ароматических кольца. Отработанный катализатор высвобождают из подвергнутых крекингу углеводородных паров и отправляют в десорбер, где его вводят в контакт с водяным паром для удаления углеводородов, остающихся в порах катализатора. После этого отработанный катализатор перетекает в регенератор с псевдоожиженным слоем катализатора, где используют воздух (или в некоторых случаях воздух плюс кислород) для выжигания кокса в целях восстановления активности катализатора, а также получения необходимого тепла для последующего цикла реакции, при этом крекинг представляет собой эндотермическую реакцию. Затем регенерированный катализатор перетекает в основание лифт-реактора, повторяя цикл. В зависимости от углеводородного подаваемого потока и желательного ассортимента продуктов способ настоящего изобретения может включать несколько установок способа ККПСК, функционирующих в различных технологических условиях. В соответствии с использованием в настоящем документе термины способ ККПСК низкой жесткости или способ ККПСК нефтеперерабатывающей установки относятся к способу ККПСК, который оптимизируют в направлении получения бензина каталитического крекинга. Большинство обычных нефтеперерабатывающих установок оптимизируют в направлении получения бензина, обычные технологические рабочие условия способа ККПСК могут рассматриваться как представляющие способ ККПСК низкой жесткости. Предпочтительные технологические условия, использующиеся для способа ККПСК нефтеперерабатывающей установки, в общем случае включают температуру в диапазоне 425-570°C и давление в диапазоне 10-800 кПа (изб.).
Предпочтительно каталитический крекинг, использующийся в способе настоящего изобретения, является каталитическим крекингом с псевдоожиженным слоем катализатора, включающим введение подаваемого потока в контакт с катализатором способа ККПСК в условиях осуществления способа ККПСК, где катализатор способа ККПСК содержит цеолит, и где условия осуществления способа ККПСК включают температуру в диапазоне 425-730°C и давление в диапазоне 10-800 кПа (изб.).
Более предпочтительно каталитический крекинг в псевдоожиженном слое катализатора, использующийся в способе настоящего изобретения, представляет собой способ ККПСК высокой жесткости, предпочтительно включающий температуру в диапазоне 540-730°C и давление в диапазоне 10-800 кПа (изб.).
В соответствии с использованием в настоящем документе термины способ ККПСК высокой жесткости или способ ККПСК нефтехимической установки относятся к способу ККПСК, который оптимизируют в направлении получения олефинов. Способы ККПСК высокой жесткости на предшествующем уровне техники известны и, помимо прочего, описываются в публикациях EP 0909804 A2, EP 0909582 A1 и US 5846402. Предпочтительные технологические условия, использующиеся для способа ККПСК высокой жесткости, в общем случае включают температуру в диапазоне 540-730°C и давление в диапазоне 10800 кПа (изб.).
- 3 033755
Термины алкан или алканы используются в настоящем документе при придании им их установленного значения и в соответствии с этим описывают ациклические разветвленные или неразветвленные углеводороды, описывающиеся общей формулой CnH2n+2 и поэтому полностью состоящие из атомов водорода и насыщенных атомов углерода; см., например, публикацию IUPAC. Compendium of Chemical Terminology, 2nd ed. (1997). Термин алканы в соответствии с этим описывает неразветвленные алканы (нормальные парафины, или н-парафины, или н-алканы) и разветвленные алканы (изопарафины или изоалканы), но исключает нафтены (циклоалканы).
Термины ароматические углеводороды или ароматические соединения являются очень хорошо известными на современном уровне техники. В соответствии с этим термин ароматический углеводород относится к циклически сопряженному углеводороду, характеризующемуся стабильностью (вследствие делокализации), которая является значительно большей, чем стабильность гипотетической локализованной структуры (например, структуры Кекуле). Наиболее часто встречающийся метод определения ароматичности заданного углеводорода заключается в наблюдении диатропичности в спектре 1Н ЯМР, например, присутствия химических сдвигов в диапазоне от 7,2 до 7,3 м. д. для протонов бензольных колец.
Термины нафтеновые углеводороды, или нафтены, или циклоалканы используются в настоящем документе при придании им их установленного значения и в соответствии с этим описывают насыщенные циклические углеводороды.
Термин олефин используется в настоящем документе при придании ему его общепризнанного значения. В соответствии с этим олефин относится к ненасыщенному углеводородному соединению, содержащему по меньшей мере одну двойную связь углерод-углерод. Предпочтительно термин олефины относится к смеси, содержащей двух и более представителей, выбираемых из этилена, пропилена, бутадиена, бутилена-1, изобутилена, изопрена и циклопентадиена.
Термин СНГ в соответствии с использованием в настоящем документе относится к общепризнанному акрониму для термина сжиженный нефтяной газ. СНГ в общем случае состоит из смеси из C2-C4 углеводородов, то есть смеси из этана, пропана и бутанов и в зависимости от источника также и этилена, пропилена и бутиленов.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин C# углеводороды, где # представляет собой положительное целое число, подразумевает описание всех углеводородов, содержащих # атомов углерода. Кроме того, термин C#+ углеводороды подразумевает описание всех углеводородных молекул, содержащих # и более атомов углерода. В соответствии с этим термин C5+ углеводороды подразумевает описание смеси из углеводородов, содержащих 5 и более атомов углерода. Термин C5+ алканы в соответствии с этим относится к алканам, содержащим 5 и более атомов углерода.
Термины легкий дистиллят, средний дистиллят и тяжелый дистиллят используются в настоящем документе при придании им их значения, общепринятого в сфере способов переработки нефти; см. публикацию Speight, J. G. (2005), процитированный выше источник. В данном отношении необходимо отметить то, что может иметь место перекрывание между различными фракциями перегонки вследствие наличия сложной смеси углеводородных соединений, содержащихся в потоке продукта, полученном при проведении операций нефтеперерабатывающей или нефтехимической установки, и технических ограничений, накладываемых на способ перегонки, использующийся для разделения различных фракций. Предпочтительно легкий дистиллят является углеводородным дистиллятом, полученным в способе нефтеперерабатывающей или нефтехимической установки и характеризующимся диапазоном температур кипения приблизительно 20-200°C, более предпочтительно приблизительно 30-190°C. Легкий дистиллят зачастую является относительно обогащенным по ароматическим углеводородам, содержащим одно ароматическое кольцо. Предпочтительно средний дистиллят является углеводородным дистиллятом, полученным при использовании способа нефтеперерабатывающей или нефтехимической установки и характеризующимся диапазоном температур кипения приблизительно 180-360°C, более предпочтительно приблизительно 190-350°C. Средний дистиллят является относительно обогащенным по ароматическим углеводородам, содержащим два ароматических кольца. Предпочтительно тяжелый дистиллят является углеводородным дистиллятом, полученным при использовании способа нефтеперерабатывающей или нефтехимической установки и характеризующимся температурой кипения, большей чем приблизительно 340°C, более предпочтительно большей чем приблизительно 350°C. Тяжелый дистиллят является относительно обогащенным по углеводородам, содержащим более чем 2 ароматических кольца. В соответствии с этим дистиллят, произведенный при использовании нефтеперерабатывающей или нефтехимической установки, получают в результате химического превращения с последующим фракционированием, например, в результате перегонки или в результате экстрагирования, что контрастирует с тем, что имеет место для фракции сырой нефти.
Способ настоящего изобретения включает раскрытие ароматических колец, которое включает введение рециклового газойля в присутствии водорода в контакт с катализатором раскрытия ароматических колец в условиях проведения раскрытия ароматических колец. Технологические условия, подходящие для использования при раскрытии ароматических колец и также описываемые в настоящем документе в качестве условий проведения раскрытия ароматических колец, легко могут быть определены специа- 4 033755 листами в соответствующей области техники; см., например, публикации US 3256176, US 4789457 и US
7513988.
В соответствии с этим настоящее изобретение предлагает способ получения БТК, включающий:
(a) проведение для углеводородного подаваемого потока каталитического крекинга в целях получения бензина каталитического крекинга и рециклового газойля;
(b) проведение для рециклового газойля в присутствии водорода раскрытия ароматических колец в целях получения БТК; и (c) извлечение БТК из бензина каталитического крекинга.
Термин раскрытие ароматических колец используется в настоящем документе в своем общепринятом смысле и, таким образом, может быть определен в качестве способа превращения углеводородного подаваемого потока, который является относительно обогащенным по углеводородам, содержащим конденсированные ароматические кольца, таким как рецикловый газойль, для получения потока продукта, содержащего легкий дистиллят, который является относительно обогащенным по БТК (бензин, произведенный при использовании способа РАК), а предпочтительно СНГ. Такой способ раскрытия ароматических колец (способ РАК), например, описывается в публикациях US 3256176 и US 4789457. Такие способы могут включать либо один каталитический реактор с неподвижным слоем катализатора, либо два таких реактора в последовательности совместно с одной или несколькими установками для фракционирования в целях отделения желательных продуктов от непрореагировавшего материала, а также могут включать возможность отправления непрореагировавшего материала на рециркуляцию в один или оба реактора. Реакторы могут функционировать при температуре в диапазоне 200-600oC, предпочтительно 300-400oC, давлении в диапазоне 3-35 МПа, предпочтительно от 5 до 20 МПа, совместно с 5-20 мас.% водорода (по отношению к углеводородному исходному сырью), где упомянутый водород может протекать прямоточно с углеводородным исходным сырьем или противоточно по отношению к направлению течения углеводородного исходного сырья, в присутствии двухфункционального катализатора, активного в отношении как гидрирования-дегидрирования, так и расщепления колец, где могут быть проведены упомянутые насыщение ароматических колец и расщепление колец. Катализаторы, использующиеся в таких способах, содержат один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Pd, Rh, Ru, Ir, Os, Cu, Co, Ni, Pt, Fe, Zn, Ga, In, Mo, W и V в металлической форме или форме сульфида металла, нанесенных на носитель в виде кислотного твердого вещества, такой как оксид алюминия, диоксид кремния, оксид алюминия-диоксид кремния и цеолиты. В данном отношении необходимо отметить то, что термин нанесенный на носитель в соответствии с использованием в настоящем документе включает любой обычный способ получения катализатора, который объединяет один или несколько элементов с каталитическим носителем. В результате адаптирования либо индивидуально, либо в комбинации состава катализатора, рабочей температуры, рабочей объемной скорости и/или парциального давления водорода способ может быть сориентирован в направлении полного насыщения и последующего расщепления всех колец или в направлении сохранения одного ароматического кольца ненасыщенным и последующего расщепления всех колец, кроме одного. В последнем случае способ РАК приводит к получению легкого дистиллята (бензина способа РАК), который является относительно обогащенным по углеводородным соединениям, содержащим одно ароматическое и/или нафтеновое кольцо. В контексте настоящего изобретения предпочитается использовать способ раскрытия ароматических колец, который оптимизируют для сохранения одного ароматического или нафтенового кольца в неизменном виде и, таким образом, для получения легкого дистиллята, который является относительно обогащенным по углеводородным соединениям, содержащим одно ароматическое или нафтеновое кольцо. Один дополнительный способ раскрытия ароматических колец (способ РАК) описывается в публикации US 7513988. В соответствии с этим способ РАК может включать насыщение ароматических колец при температуре в диапазоне 100-500°C, предпочтительно 200-500°C, более предпочтительно 300-500°C, давлении в диапазоне 2-10 МПа совместно с 1-30 мас.%, предпочтительно 5-30 мас.% водорода (по отношению к углеводородному исходному сырью) в присутствии катализатора гидрирования ароматических соединений и расщепление колец при температуре в диапазоне 200-600°C, предпочтительно 300-400°C, давлении в диапазоне 1-12 МПа совместно с 1-20 мас.% водорода (по отношению к углеводородному исходному сырью) в присутствии катализатора расщепления колец, где упомянутые насыщение ароматических колец и расщепление колец могут быть проведены в одном реакторе или в двух последовательных реакторах. Катализатор гидрирования ароматических соединений может быть обычным катализатором гидрирования/гидрообработки, таким как катализатор, содержащий смесь из Ni, W и Mo, на жаропрочном носителе, обычно оксиде алюминия. Катализатор расщепления колец содержит компонент в виде переходного металла или сульфида данного металла и носитель. Предпочтительно катализатор содержит один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Pd, Rh, Ru, Ir, Os, Cu, Co, Ni, Pt, Fe, Zn, Ga, In, Mo, W и V в металлической форме или форме сульфида металла, нанесенных на носитель в виде кислотного твердого вещества, такой как оксид алюминия, диоксид кремния, оксид алюминия-диоксид кремния и цеолиты. В данном отношении необходимо отметить то, что термин нанесенный на носитель в соответствии с использованием в настоящем документе включает любой обычный способ получения катализатора, который объединяет один или несколько элементов с носителем катализатора. В
- 5 033755 результате адаптирования либо индивидуально, либо в комбинации состава катализатора, рабочей температуры, рабочей объемной скорости и/или парциального давления водорода способ может быть сориентирован в направлении полного насыщения и последующего расщепления всех колец или в направлении сохранения одного ароматического кольца ненасыщенным и последующего расщепления всех колец, кроме одного. В последнем случае способ РАК приводит к получению легкого дистиллята (бензина способа РАК), который является относительно обогащенным по углеводородным соединениям, содержащим одно ароматическое кольцо. В контексте настоящего изобретения предпочитается использовать способ раскрытия ароматических колец, который оптимизируют для сохранения одного ароматического кольца в неизменном виде и, таким образом, для получения легкого дистиллята, который является относительно обогащенным по углеводородным соединениям, содержащим одно ароматическое кольцо.
Предпочтительно раскрытие ароматических колец включает введение рециклового газойля в присутствии водорода в контакт с катализатором раскрытия ароматических колец в условиях проведения раскрытия ароматических колец, где катализатор раскрытия ароматических колец содержит компонент в виде переходного металла или сульфида данного металла и носитель, предпочтительно содержащий один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Pd, Rh, Ru, Ir, Os, Cu, Co, Ni, Pt, Fe, Zn, Ga, In, Mo, W и V в металлической форме или форме сульфида металла, нанесенных на носитель в виде кислотного твердого вещества, предпочтительно выбираемый из группы, состоящей из оксида алюминия, диоксида кремния, оксида алюминия-диоксида кремния и цеолитов, и где условия проведения раскрытия ароматических колец включают температуру в диапазоне 100-600oC, давление в диапазоне 112 МПа. Предпочтительно условия проведения раскрытия ароматических колец, кроме того, включают присутствие 1-30 мас.% водорода (по отношению к углеводородному исходному сырью).
Предпочтительно катализатор раскрытия ароматических колец включает катализатор гидрирования ароматических соединений, содержащий один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Ni, W и Mo, на жаропрочном носителе, предпочтительно оксиде алюминия; и катализатор расщепления колец, содержащий компонент в виде переходного металла или сульфида данного металла и носитель, предпочтительно содержащий один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Pd, Rh, Ru, Ir, Os, Cu, Co, Ni, Pt, Fe, Zn, Ga, In, Mo, W и V в металлической форме или форме сульфида металла, нанесенных на носитель в виде кислотного твердого вещества, предпочтительно выбираемый из группы, состоящей из оксида алюминия, диоксида кремния, оксида алюминия-диоксида кремния и цеолитов, и где условия проведения гидрирования ароматических соединений включают температуру в диапазоне 100-500°C, предпочтительно 200-500°C, более предпочтительно 300-500°C, давление в диапазоне 2-10 МПа и присутствие 1-30 мас.%, предпочтительно 5-30 мас.% водорода (по отношению к углеводородному исходному сырью), и где расщепление колец включает температуру в диапазоне 200-600°C, предпочтительно 300-400°C, давление в диапазоне 1-12 МПа и присутствие 1-20 мас.% водорода (по отношению к углеводородному исходному сырью).
Способ настоящего изобретения включает извлечение БТК из смешанного углеводородного потока, содержащего ароматические углеводороды, такие как бензин каталитического крекинга. Для извлечения БТК могут быть использованы любые обычные средства отделения БТК от смешанного углеводородного потока. Одно такое подходящее для использования средство извлечения БТК включает обычное сольвентное экстрагирование. Бензин каталитического крекинга и легкий дистиллят перед сольвентным экстрагированием могут быть подвергнуты обработке бензина. В соответствии с использованием в настоящем документе термины обработка бензина или гидрообработка бензина относятся к способу, где обогащенный по ненасыщенным и ароматическим соединениям углеводородный подаваемый поток, такой как бензин каталитического крекинга, подвергают селективной гидрообработке таким образом, чтобы были бы гидрированы двойные связи углерод-углерод олефинов и диолефинов, содержащихся в упомянутом подаваемом потоке; см. также публикацию US 3556983. Обычно установка для обработки бензина может включать способ первой ступени для улучшения стабильности углеводородного потока, обогащенного по ароматическим соединениям, в результате селективного гидрирования диолефинов и алкенильных соединений, что, таким образом, делает его подходящим для использования при дальнейшей переработке на второй ступени. Реакцию гидрирования первой ступени проводят при использовании катализатора гидрирования, обычно содержащего Ni и/или Pd, в присутствии или в отсутствие промоторов, нанесенного на носитель в виде оксида алюминия, в реакторе с неподвижным слоем катализатора. Гидрирование первой ступени обычно проводят в жидкой фазе, включая температуру технологического ввода, составляющую 200°C и менее, предпочтительно находящуюся в диапазоне 30-100°C. На второй ступени подвергнутый гидрообработке углеводородный поток, обогащенный по ароматическим соединениям, первой ступени может быть подвергнут дополнительной переработке для получения исходного сырья, подходящего для использования при извлечении ароматических соединений в результате селективного гидрирования олефинов и удаления серы в результате гидродесульфурирования. При гидрировании второй ступени обычно используют катализатор гидрирования, содержащий элементы, выбираемые из группы, состоящей из Ni, Mo, Co, W и Pt, в присутствии или в отсутствие промоторов, нанесенные на носитель в виде оксида алюминия, в реакторе с неподвижным слоем катализатора, где катализатор имеет сульфидную форму. Технологические условия в общем случае включают технологическую температуру
- 6 033755 в диапазоне 200-400°С, предпочтительно 250-350°C и давление в диапазоне 1-3,5 МПа, предпочтительно 2-3,5 МПа (изб.). После этого обогащенный по ароматическим соединениям продукт, полученный при использовании установки УОБ, дополнительно подвергают извлечению БТК при использовании обычного сольвентного экстрагирования. В случае обогащенной по ароматическим соединениям углеводородной смеси, которая должна быть подвергнута обработке бензина, характеризующейся низким уровнем содержания диолефинов и алкенильных соединений, углеводородный поток, обогащенный по ароматическим соединениям, может быть непосредственно подвергнут гидрированию второй ступени или даже непосредственно подвергнут экстрагированию ароматических соединений. Предпочтительно установка для обработки бензина является установкой для гидрокрекинга в соответствии с представленным ниже описанием изобретения в настоящем документе, которая является подходящей для использования при превращении подаваемого потока, который является обогащенным по ароматическим углеводородам, содержащим одно ароматическое кольцо, в очищенный БТК.
Продуктом, получаемым в способе настоящего изобретения, является БТК. Термин БТК в соответствии с использованием в настоящем документе относится к смеси из бензола, толуола и ксилолов. Предпочтительно продукт, полученный в способе настоящего изобретения, включает, кроме того, подходящие для использования ароматические углеводороды, такие как этилбензол. В соответствии с этим настоящее изобретение предпочтительно предлагает способ получения смеси из бензола, толуола, ксилолов и этилбензола (БТКЭ). Полученный продукт может представлять собой физическую смесь из различных ароматических углеводородов или может быть непосредственно подвергнут дальнейшему разделению, например, в результате перегонки, для получения потоков различных очищенных продуктов. Такой поток очищенного продукта может включать поток бензольного продукта, поток толуольного продукта, поток ксилольного продукта и/или поток этилбензольного продукта.
Предпочтительно раскрытие ароматических колец, кроме того, приводит к получению легкого дистиллята, и где из упомянутого легкого дистиллята извлекают БТК. Предпочтительно БТК, получаемый в результате раскрытия ароматических колец, содержится в легком дистилляте. В данном варианте осуществления БТК, содержащийся в легком дистилляте, отделяют от других углеводородов, содержащихся в упомянутом легком дистилляте, в результате извлечения БТК.
Предпочтительно БТК извлекают из бензина каталитического крекинга и/или из легкого дистиллята в результате проведения для упомянутых бензина каталитического крекинга и/или легкого дистиллята гидрокрекинга. В результате выбора гидрокрекинга для извлечения БТК в результате сольвентного экстрагирования может быть улучшен выход по БТК способа настоящего изобретения, поскольку моноароматические углеводороды, отличные от БТК, могут быть превращены в БТК в результате гидрокрекинга.
Предпочтительно бензин каталитического крекинга подвергают гидрообработке перед проведением гидрокрекинга в целях насыщения всех олефинов и диолефинов. В результате удаления олефинов и диолефинов в бензине каталитического крекинга может быть лучше отрегулировано тепловыделение во время гидрокрекинга, что, таким образом, улучшает удобство в эксплуатации. Более предпочтительно олефины и диолефины отделяют от бензина каталитического крекинга при использовании обычных способов, таких как описанные в публикациях US 7019188 и WO 01/59033 A1. Предпочтительно олефины и диолефины, которые были отделены от бензина каталитического крекинга, подвергают ароматизации, что, тем самым, улучшает выход по БТК способа настоящего изобретения.
Способ настоящего изобретения может включать гидрокрекинг, который включает введение бензина каталитического крекинга и предпочтительно легкого дистиллята в присутствии водорода в контакт с катализатором гидрокрекинга в условиях проведения гидрокрекинга. Технологические условия, подходящие для использования при гидрокрекинге и также описываемые в настоящем документе в качестве условий для проведения гидрокрекинга, могут быть легко определены специалистами в соответствующей области техники; см. публикацию Alfke et al. (2007), процитированный выше источник. Предпочтительно бензин каталитического крекинга перед проведением гидрокрекинга подвергают гидрообработке бензина в соответствии с представленным выше описанием изобретения в настоящем документе. Предпочтительно C9 + углеводороды, содержащиеся в потоке подвергнутого гидрокрекингу продукта, отправляют на рециркуляцию либо в установку для гидрокрекинга, либо предпочтительно на раскрытие ароматических колец.
Термин гидрокрекинг используется в настоящем документе в его общепринятом смысле и, таким образом, может быть определен в качестве способа каталитического крекинга, которому содействует наличие повышенного парциального давления водорода; см., например, публикацию Alfke et al. (2007), процитированный выше источник. Продукты данного способа представляют собой насыщенные углеводороды и в зависимости от условий проведения реакции, таких как температура, давление и объемная скорость, и активности катализатора ароматические углеводороды, в том числе БТК. Технологические условия, использующиеся для гидрокрекинга, в общем случае включают технологическую температуру в диапазоне 200-600°C, повышенное давление в диапазоне 0,2-20 МПа, объемные скорости в диапазоне 0,1-20 ч-1. Реакции гидрокрекинга протекают при задействовании бифункционального механизма, который требует наличия кислотной функции, которая обеспечивает прохождение крекинга и изомеризации и которая обеспечивает прохождение разрыва и/или перегруппировки связей углерод-углерод, содержа
- 7 033755 щихся в углеводородных соединениях, содержащихся в подаваемом потоке, и функции гидрирования. Множество катализаторов, использующихся для способа гидрокрекинга, получают в результате объединения различных переходных металлов или сульфидов данных металлов с твердым носителем, таким как оксид алюминия, диоксид кремния, оксид алюминия-диоксид кремния, оксид магния и цеолиты. Предпочтительно БТК извлекают из бензина каталитического крекинга и/или легкого дистиллята в результате проведения для упомянутых бензина каталитического крекинга и/или легкого дистиллята гидрокрекинга бензина. В соответствии с использованием в настоящем документе термины гидрокрекинг бензина или ГКБ относятся к способу гидрокрекинга, который является в особенности хорошо подходящим для использования при превращении сложного углеводородного подаваемого потока, который является относительно обогащенным по ароматическим углеводородным соединениям, таким как бензин способа ККПСК - в СНГ и БТК, где упомянутый способ оптимизируют для сохранения одного ароматического кольца в неизменном виде у ароматических соединений, содержащихся в подаваемом потоке способа ГКБ, но для удаления большинства боковых цепей у упомянутого ароматического кольца. В соответствии с этим основной продукт, полученный в результате гидрокрекинга бензина, является БТК, и способ может быть оптимизирован для получения БТК сорта, соответствующего химическому реагенту. Предпочтительно углеводородный подаваемый поток, который подвергают гидрокрекингу бензина, кроме того, содержит легкий дистиллят. Более предпочтительно углеводородный подаваемый поток, который подвергают гидрокрекингу бензина, предпочтительно не содержит более чем 1 мас.% углеводородов, содержащих более чем одно ароматическое кольцо. Предпочтительно условия проведения гидрокрекинга бензина включают температуру в диапазоне 300-580°C, более предпочтительно 400-580°C, а еще более предпочтительно 430-530°C. Меньшие температуры необходимо избегать, поскольку становится благоприятным гидрирование ароматического кольца, если только не будет использован специфически адаптированный катализатор гидрокрекинга. Например, в случае содержания катализатором дополнительного элемента, который уменьшает активность катализатора по гидрированию, такого как олово, свинец или висмут, для гидрокрекинга бензина могут быть выбраны меньшие температуры; см., например, публикации WO 02/44306 A1 и WO 2007/055488. В случае чрезмерно высокой температуры реакции выход по СНГ (в особенности пропану и бутанам) будет понижаться, а выход по метану увеличиваться. Поскольку активность катализатора может понижаться в течение срока службы катализатора, выгодно постепенно увеличивать температуру реактора в течение срока службы катализатора для сохранения скорости превращения при гидрокрекинге. Это означает то, что оптимальная температура в начале рабочего цикла предпочтительно находится на нижнем краю температурного диапазона при гидрокрекинге. Оптимальная температура реактора будет увеличиваться по мере дезактивирования катализатора, так что в конце цикла (незадолго до замещения или регенерирования катализатора) температуру предпочтительно выбирают на верхнем краю температурного диапазона при гидрокрекинге.
Предпочтительно гидрокрекинг бензина для углеводородного подаваемого потока проводят при давлении в диапазоне 0,3-5 МПа (изб.), более предпочтительно при давлении в диапазоне 0,6-3 МПа (изб.), в особенности предпочтительно при давлении в диапазоне 1-2 МПа (изб.), а наиболее предпочтительно при давлении в диапазоне 1,2-1,6 МПа (изб.). В результате увеличения давления реактора может быть увеличена степень превращения C5 + неароматических соединений, но это также приводит к увеличению выхода по метану и гидрированию ароматических колец с образованием циклогексановых соединений, которые могут быть подвергнуты крекингу для получения соединений СНГ. Это в результате приводит к уменьшению выхода по ароматическим соединениям, поскольку увеличивается давление, и поскольку некоторое количество циклогексана и изомерного ему метилциклопентана подвергается неполному гидрокрекингу, имеет место оптимум степени чистоты для получающегося в результате бензола при давлении в диапазоне 1,2-1,6 МПа.
Предпочтительно гидрокрекинг бензина для углеводородного подаваемого потока проводят при объемной скорости при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 0,1-20 ч-1, более предпочтительно при объемной скорости при расчете на единицу массы катализатора в час в диапазоне 0,2-15 ч-1, а наиболее предпочтительно при объемной скорости при расчете на единицу массы катализатора в час в диапазоне 0,4-10 ч-1. В случае чрезмерно большой объемной скорости не все парафиновые компоненты, совместно кипящие с БТК, подвергаются гидрокрекингу, так что будет невозможно добиться достижения технических характеристик БТК в результате простой перегонки продукта реактора. При чрезмерно малой объемной скорости выход по метану увеличивается за счет пропана и бутана. В результате выбора оптимальной объемной скорости при расчете на единицу массы катализатора в час было к удивлению установлено то, что достигается достаточно полная реакция для соединений, совместно кипящих с бензолом, при получении кондиционного БТК в отсутствие потребности в рециркуляции жидкости.
Предпочтительно гидрокрекинг включает введение бензина каталитического крекинга, а предпочтительно легкого дистиллята в присутствии водорода в контакт с катализатором гидрокрекинга в условиях проведения гидрокрекинга, где катализатор гидрокрекинга содержит 0,1-1 мас.% металла гидрирования по отношению к совокупной массе катализатора и цеолит, характеризующийся размером пор в диапазоне 5-8 А и молярным соотношением между диоксидом кремния (SiO2) и оксидом алюминия (Al2O3) в
- 8 033755 диапазоне 5-200, и где условия проведения гидрокрекинга включают температуру в диапазоне 400580°C, давление в диапазоне 300-5000 кПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 0,1-20 ч-1. Металл гидрирования предпочтительно представляет собой по меньшей мере один элемент, выбираемый из группы 10 Периодической таблицы элементов, наиболее предпочтительно Pt. Цеолит предпочтительно представляет собой продукт MFI. Предпочтительно используют температуру в диапазоне 420-550°C, давление в диапазоне 600-3000 кПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час в диапазоне 0,2-15 ч-1, а более предпочтительно температуру в диапазоне 430-530°C, давление в диапазоне 1000-2000 кПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час в диапазоне 0,4-10 ч-1.
Одно преимущество выбора данного специфического катализатора гидрокрекинга в соответствии с представленным выше описанием изобретения в настоящем документе заключается в отсутствии потребности в десульфурировании подаваемого потока на гидрокрекинг.
В соответствии с этим предпочтительные условия проведения гидрокрекинга бензина, таким образом, включают температуру в диапазоне 400-580°C, давление в диапазоне 0,3-5 МПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час в диапазоне 0,1-20 ч-1. Более предпочтительные условия проведения гидрокрекинга бензина включают температуру в диапазоне 420-550°C, давление в диапазоне 0,6-3 МПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час в диапазоне 0,2-15 ч-1. В особенности предпочтительные условия проведения гидрокрекинга бензина включают температуру в диапазоне 430-530°C, давление в диапазоне 1-2 МПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час в диапазоне 0,4-10 ч-1.
Предпочтительно раскрытие ароматических колец и предпочтительно гидрокрекинг, кроме того, приводят к получению СНГ, и где упомянутый СНГ подвергают ароматизации для получения БТК.
Способ настоящего изобретения может включать ароматизацию, которая включает введение СНГ в контакт с катализатором ароматизации в условиях проведения ароматизации. Технологические условия, подходящие для использования при ароматизации, также описываемые в настоящем документе в качестве условий проведения ароматизации, легко могут быть определены специалистами в соответствующей области техники; см. публикацию Encyclopaedia of Hydrocarbons (2006) Vol. II, Chapter 10.6, p. 591-614.
Термин ароматизация используется в настоящем документе в его общепринятом смысле и, таким образом, может быть определен в качестве способа превращения алифатических углеводородов в ароматические углеводороды. Существует множество технологий ароматизации, описанных на предшествующем уровне техники и использующих С3-С8 алифатические углеводороды в качестве сырьевого материала; см., например, публикации US 4056575; US 4157356; US 4180689; Micropor. Mesopor. Mater. 21, 439; WO 2004/013095 A2 и WO 2005/08515 A1. В соответствии с этим катализатор ароматизации может содержать цеолит, предпочтительно выбираемый из группы, состоящей из продукта ZSM-5 и цеолита L, и может, кроме того, содержать один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Ga, Zn, Ge и Pt. В случае подаваемого потока, в основном содержащего C3-C5 алифатические углеводороды, предпочтительным будет кислотный цеолит. В соответствии с использованием в настоящем документе термин кислотный цеолит относится к цеолиту в его базовой протонной форме. В случае подаваемого потока, в основном содержащего C6-C8 углеводороды, предпочтительным будет некислотный цеолит. В соответствии с использованием в настоящем документе термин некислотный цеолит относится к цеолиту, который является подвергнутым основному обмену, предпочтительно при использовании щелочного металла или щелочноземельных металлов, таких как цезий, калий, натрий, рубидий, барий, кальций, магний и их смеси, для уменьшения кислотности. Основный обмен может иметь место во время синтеза цеолита при добавлении щелочного металла или щелочноземельного металла в качестве компонента реакционной смеси или может иметь место для кристаллического цеолита до или после осаждения благородного металла. Цеолит подвергают основному обмену в такой степени, когда большинство или все из катионов, ассоциированных с алюминием, относятся к щелочному металлу или щелочноземельному металлу. Одним примером молярного соотношения одновалентное основание:алюминий в цеолите после основного обмена является по меньшей мере приблизительно 0,9. Предпочтительно катализатор выбирают из группы, состоящей из продуктов HZSM-5 (где обозначение HZSM-5 описывает продукт ZSM-5 в его протонной форме), Ga/HZSM-5, Zn/HZSM-5 и Pt/GeHZSM-5. Условия проведения ароматизации могут включать температуру в диапазоне 450-550°C, предпочтительно 480-520°C, давление в диапазоне 100-1000 кПа (изб.), предпочтительно 200-500 кПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 0,1-20 ч-1, предпочтительно 0,4-4 ч-1.
Предпочтительно ароматизация включает введение СНГ в контакт с катализатором ароматизации в условиях проведения ароматизации, где катализатор ароматизации содержит цеолит, выбираемый из группы, состоящей из продукта ZSM-5 и цеолита L, необязательно, кроме того, содержащий один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Ga, Zn, Ge и Pt, и где условия проведения ароматизации включают температуру в диапазоне 400-600°C, предпочтительно 450-550°C, более предпочтительно 480-520°C, давление в диапазоне 100-1000 кПа (изб.), предпочтительно 200-500 кПа (изб.) и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 0,1-20 ч-1, предпочтительно 0,4-4 ч-1.
- 9 033755
Предпочтительно каталитический крекинг, кроме того, приводит к получению СНГ, и упомянутый
СНГ, полученный в результате каталитического крекинга, подвергают ароматизации для получения БТК.
Предпочтительно только часть СНГ, полученного в способе настоящего изобретения (например, полученного при использовании одного или нескольких представителей, выбираемых из группы, состоящей из раскрытия ароматических колец, гидрокрекинга и каталитического крекинга), подвергают ароматизации для получения БТК. Часть СНГ, который не подвергают ароматизации, может быть подвергнута синтезу олефинов, например, в результате проведения пиролиза или предпочтительно дегидрирования.
Предпочтительно пропилен и/или бутилены перед проведением ароматизации отделяют от СНГ, полученного в результате каталитического крекинга.
Средства и способы для отделения пропилена и/или бутиленов от смешанных C2-C4 углеводородных потоков хорошо известны на современном уровне техники и могут задействовать перегонку и/или экстрагирование; см. публикацию Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, vol. 6, Chapter Butadiene, 388-390 and vol. 13, Chapter Ethylene, p. 512.
Предпочтительно некоторое или все количество C2 углеводородов отделяют от СНГ, полученного в способе настоящего изобретения, перед проведением для упомянутого СНГ ароматизации.
Предпочтительно СНГ, полученный в результате гидрокрекинга и раскрытия ароматических колец, подвергают первой ароматизации, которую оптимизируют в направлении ароматизации парафиновых углеводородов. Предпочтительно упомянутая первая ароматизация предпочтительно включает условия проведения ароматизации, включающие температуру в диапазоне 400-600°C, предпочтительно 450550°C, более предпочтительно 480-520°C, давление в диапазоне 100-1000 кПа (изб.), предпочтительно 200-500 кПа (изб.), и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 0,1-7 ч-1, предпочтительно 0,4-2 ч-1. Предпочтительно СНГ, полученный в результате каталитического крекинга, подвергают второй ароматизации, которую оптимизируют в направлении ароматизации олефиновых углеводородов. Предпочтительно упомянутая вторая ароматизация предпочтительно включает условия проведения ароматизации, включающие температуру в диапазоне 400-600°C, предпочтительно 450-550°C, более предпочтительно 480-520°C, давление в диапазоне 100-1000 кПа (изб.), предпочтительно 200-700 кПа (изб.), и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 1-20 ч-1, предпочтительно 2-4 ч-1.
Как это было установлено, ароматический углеводородный продукт, полученный из олефиновых подаваемых потоков, может содержать меньше бензола и больше ксилолов и C9 + ароматических соединений в сопоставлении с жидким продуктом, получающимся в результате из парафиновых подаваемых потоков. Подобный эффект может наблюдаться в случае увеличения технологического давления. Как это было установлено, подаваемые потоки на ароматизацию олефиновых соединений являются подходящими для использования при проведении операции при повышенном давлении в сопоставлении со способом ароматизации, использующим парафиновые углеводородные подаваемые потоки, что в результате приводит к получению повышенной степени превращения. В том, что касается парафинового подаваемого потока и способа низкого давления, неблагоприятное воздействие давления на селективность по отношению к ароматическим соединениям может быть скомпенсировано улучшенными селективностями по отношению к ароматическим соединениям для подаваемых потоков на ароматизацию олефиновых соединений.
Предпочтительно один или несколько представителей, выбираемых из группы, состоящей из раскрытия ароматических колец, гидрокрекинга и ароматизации, кроме того, приводят к получению метана, и где упомянутый метан используют в качестве топливного газа для получения технологического тепла. Предпочтительно упомянутый топливный газ может быть использован для получения технологического тепла для гидрокрекинга, раскрытия ароматических колец и/или ароматизации.
Предпочтительно ароматизация, кроме того, приводит к получению водорода, и где упомянутый водород используют при гидрокрекинге и/или раскрытии ароматических колец.
Одна представительная схема технологических потоков, иллюстрирующая конкретные варианты осуществления при осуществлении способа настоящего изобретения, описывается на фиг. 1-3. Фиг. 1-3 должны пониматься в качестве представления иллюстрации изобретения и/или задействованных принципов.
В одном дополнительном аспекте настоящее изобретение также относится к технологическому агрегату, подходящему для использования при осуществлении способа изобретения. Данный технологический агрегат и способ, осуществляемый в упомянутом технологическом агрегате, в частности, представлены на фиг. 1 -3.
В соответствии с этим настоящее изобретение предлагает технологическое устройство для получения БТК, включающее установку для каталитического крекинга (4), включающую ввод (1) углеводородного подаваемого потока и вывод (6) бензина каталитического крекинга и вывод (7) рециклового газойля; установку (9) для раскрытия ароматических колец, включающую ввод (7) рециклового газойля и вывод (13) БТК; и установку (8) извлечения БТК, включающую ввод (6) бензина каталитического крекинга и вывод (12) БТК.
- 10 033755
Данный аспект настоящего изобретения представлен на фиг. 1. В соответствии с использованием в настоящем документе термины ввод X или вывод X, где X представляет собой заданную углеводородную фракцию и тому подобное, относятся к вводу или выводу потока, содержащего упомянутую углеводородную фракцию и тому подобное. В случае вывода X, непосредственно соединенного с расположенной ниже по ходу технологического потока нефтеперерабатывающей установкой, включающей ввод X, упомянутое непосредственное соединение может включать дополнительные установки, такие как теплообменники, установки для разделения и/или очистки в целях удаления нежелательных соединений, содержащихся в упомянутом потоке, и тому подобное.
В случае подачи в контексте настоящего изобретения в установку более чем одного подаваемого потока упомянутые подаваемые потоки могут быть объединены для получения одного единственного ввода в установку или могут формировать раздельные вводы в установку.
Установка (9) для раскрытия ароматических колец предпочтительно, кроме того, имеет вывод (10) легкого дистиллята, который подают в установку (8) для извлечения БТК. БТК, полученный в установке (9) для раскрытия ароматических колец, может быть отделен от легкого дистиллята для получения вывода (13) БТК. Предпочтительно БТК, полученный в установке (9) для раскрытия ароматических колец, содержится в легком дистилляте (10) и отделяется от упомянутого легкого дистиллята в установке (8) для извлечения БТК.
Установка (4) для каталитического крекинга предпочтительно, кроме того, включает вывод (2) топливного газа и/или вывод (3) СНГ. Кроме того, установка (4) для каталитического крекинга предпочтительно имеет вывод (5) кокса, полученного в результате каталитического крекинга, который в общем случае имеет форму частиц закоксованного катализатора, которые подвергают коксоудалению, после чего частицы подвергнутого коксоудалению горячего катализатора повторно вводят в установку (4) для каталитического крекинга. Установка (9) для раскрытия ароматических колец предпочтительно, кроме того, включает вывод топливного газа и/или вывод (14) СНГ. Установка (8) для извлечения БТК предпочтительно, кроме того, включает вывод (20) топливного газа и/или вывод (11) СНГ.
Предпочтительно технологическое устройство настоящего изобретения, кроме того, включает установку (16) для ароматизации, включающую ввод (3) СНГ и вывод (17) БТК, полученного в результате ароматизации.
Данный аспект настоящего изобретения представлен на фиг. 2.
СНГ, подаваемый в установку (16) для ароматизации, предпочтительно получается при использовании (4) установки для каталитического крекинга, но также может быть получен при использовании и других установок, таких как установка (9) для раскрытия ароматических колец и/или установка (8) для извлечения БТК. Установка (16) для ароматизации предпочтительно, кроме того, включает вывод (15) топливного газа и/или вывод (27) СНГ. Предпочтительно установка (16) для ароматизации, кроме того, включает вывод водорода, который подают в установку (18) для раскрытия ароматических колец, и/или вывод водорода, который подают в установку (19) для извлечения БТК.
Предпочтительно технологическое устройство настоящего изобретения, кроме того, включает установку (25) для второй ароматизации в дополнение к установке (16) для первой ароматизации, где упомянутая установка (25) для второй ароматизации включает ввод СНГ, полученного при использовании установки (14) для раскрытия ароматических колец, и/или СНГ, полученного при использовании установки (11) для извлечения БТК, и вывод БТК, полученного при использовании установки (28) для второй ароматизации. Данный аспект настоящего изобретения представлен на фиг. 3.
Установка (25) для второй ароматизации предпочтительно, кроме того, включает ввод СНГ (27), полученного при использовании установки для первой ароматизации. Установка (25) для второй ароматизации предпочтительно, кроме того, включает вывод (26) топливного газа и/или вывод (29) СНГ, который предпочтительно отправляют на рециркуляцию в упомянутую установку (25) для второй ароматизации. Кроме того, установка (25) для второй ароматизации предпочтительно включает вывод (22) водорода. Данный водород, полученный при использовании установки (25) для второй ароматизации, предпочтительно подают в установку (9) для раскрытия ароматических колец через технологическую линию (24) и/или в установку (8) для извлечения БТК через технологическую линию (23). Установка (16) для первой ароматизации и/или установка (25) для второй ароматизации могут, кроме того, приводить к получению C9 + углеводородов. Такие C9 + углеводороды предпочтительно подают на раскрытие (9) ароматических колец.
На фиг. 1-3 используют следующие далее ссылочные позиции:
- углеводородный подаваемый поток,
- топливный газ, полученный в результате каталитического крекинга,
- СНГ, полученный в результате каталитического крекинга,
- установка для каталитического крекинга,
- кокс, полученный в результате каталитического крекинга,
- бензин каталитического крекинга,
- рецикловый газойль,
- установка для извлечения БТК,
- 11 033755
- установка для раскрытия ароматических колец,
- легкий дистиллят, полученный в результате раскрытия ароматических колец,
- СНГ, полученный в результате извлечения БТК,
- БТК, полученный в результате извлечения БТК,
- БТК, полученный в результате раскрытия ароматических колец,
- СНГ, полученный в результате раскрытия ароматических колец,
- топливный газ, полученный в результате (первой) ароматизации,
- установка для (первой) ароматизации,
- БТК, полученный в результате (первой) ароматизации,
- водород, полученный в результате (первой) ароматизации, который подают на раскрытие ароматических колец,
- водород, полученный в результате (первой) ароматизации, который подают на извлечение БТК,
- топливный газ, полученный в результате извлечения БТК,
- топливный газ, полученный в результате раскрытия колец БТК,
- водород, полученный в результате второй ароматизации,
- водород, полученный в результате второй ароматизации, который подают на извлечение БТК,
- водород, полученный в результате второй ароматизации, который подают на раскрытие ароматических колец,
- установка для второй ароматизации,
- топливный газ, полученный в результате второй ароматизации,
- СНГ, полученный в результате первой ароматизации,
- БТК, полученный в результате второй ароматизации,
- СНГ, полученный в результате второй ароматизации.
Необходимо отметить то, что изобретение относится ко всем возможным комбинациям из признаков, описанных в настоящем документе, в частности признаков, перечисленных в формуле изобретения.
Кроме того, необходимо отметить то, что термин включающий не исключает присутствия других элементов. Однако также необходимо понимать то, что описание в отношении продукта, включающего определенные компоненты, также раскрывает и продукт, состоящий из данных компонентов. Подобным образом, также необходимо понимать то, что описание в отношении способа, включающего определенные стадии, также раскрывает и способ, состоящий из данных стадий.
Теперь настоящее изобретение будет более полно описано при использовании следующих далее неограничивающих примеров.
Пример 1.
Экспериментальные данные, представленные в настоящем документе, получали в результате моделирования технологической схемы в компании Aspen Plus. Для установки каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора выходы по продуктам и составы продуктов в своей основе имеют экспериментальные данные, полученные из литературы. Для раскрытия ароматических колец с последующим гидрокрекингом бензина использовали реакционную схему, в которой все полиароматические соединения превращались в БТК и СНГ, а все нафтеновые и парафиновые соединения превращались в СНГ.
В примере 1 подвергнутый гидрообработке газойль вакуумной перегонки (ГВП), имеющий своим происхождением Дацинскую сырую нефть, отправляют в установку для каталитического крекинга высокой жесткости. Данная установка приводит к получению газового потока, погона легкого дистиллята, погона среднего дистиллята и кокса. Погон легкого дистиллята (свойства продемонстрированы в табл. 1), кроме того, облагораживают в установке для гидрокрекинга бензина для получения потока, обогащенного по БТК, и потока неароматических соединений. Средний дистиллят, также называемый легким рецикловым газойлем, облагораживают в установке для раскрытия ароматических колец в условиях, сохраняющих 1 ароматическое кольцо в неизменном виде. Обогащенный по ароматическим соединениям продукт, полученный в последней установке, отправляют в установку для гидрокрекинга бензина в целях улучшения степени чистоты БТКЭ, содержащегося в данном потоке. Результаты представлены в табл. 2, приведенной ниже в настоящем документе.
Продукты, которые получают, подразделяют на продукты нефтехимического синтеза (олефины и БТКЭ, что представляет собой акроним для БТК+этилбензол) и другие продукты (водород, метан и тяжелые фракции, содержащие C9 и более тяжелые ароматические соединения). Говоря в целом, имеет место недостаток количества водорода в 1,3 мас.% от совокупного подаваемого потока.
Для примера 1 выход по БТКЭ составляет 16,4 мас.% от совокупного подаваемого потока.
Пример 2.
Пример 2 является идентичным примеру 1, за исключением нижеследующего.
В способе ароматизации подвергают обработке C3 и C4 углеводороды, полученные при использовании установки для каталитического крекинга, установки для гидрокрекинга бензина и установки для раскрытия ароматических колец. Различные структуры выходов вследствие вариаций состава исходного сырья (например, уровня содержания олефиновых соединений) получали из литературы и использовали
- 12 033755 в модели для определения ассортимента продуктов на границах установки (табл. 2). Водород, полученный при использовании установки для ароматизации (установки для получения водорода), впоследствии может быть использован в установках для потребления водорода (установке для гидрокрекинга бензина и установке для раскрытия ароматических колец).
Получают заметное увеличение выхода по БТКЭ при одновременном увеличении степени получения водорода. Говоря в целом, имеет место небольшой прирост количества водорода в 0,3 мас.% от совокупного подаваемого потока.
Для примера 2 выход по БТКЭ составляет 46,5 мас.% от совокупного подаваемого потока.
Пример 3.
Пример 3 является идентичным примеру 1, за исключением нижеследующего.
Для способа каталитического крекинга в качестве исходного сырья используют легкий прямогонный лигроин. Выходы по продуктам и составы продуктов при использовании данного подаваемого потока в своей основе имеют экспериментальные данные, полученные из литературы. Использование более легкого исходного сырья позволяет избегать получения среднего дистиллята и, таким образом, появления потребности в установке для раскрытия ароматических колец в целях переработки данной фракции. В дополнение к этому имеет место радикальное увеличение количества полученного водорода в сопоставлении со случаем, когда используют продукт ГВП (совокупный прирост количества водорода в 0,6 мас.% от совокупного подаваемого потока в сопоставлении с недостатком в 1,3 мас.% от совокупного подаваемого потока в примере 1).
Выходы по продуктам на границах установки представлены в табл. 2, приведенной ниже в настоящем документе.
Для примера 3 выход по БТКЭ составляет 16,0 мас.% от совокупного подаваемого потока.
Пример 4.
Пример 4 является идентичным примеру 2, за исключением нижеследующего.
Использовали то же самое исходное сырье (легкий прямогонный лигроин), что и в примере 3. Таким образом, в данном случае установка для раскрытия ароматических колец не требуется. Говоря в целом, это случай с наибольшим приростом количества водорода: 1,7 мас.% от совокупного подаваемого потока.
Для примера 4 выход по БТКЭ составляет 35,9 мас.% от совокупного подаваемого потока.
Таблица 1
Свойства легкого дистиллята способа ККПСК-ВЖ
ТНК С5 °C
ткк 180 °C
Уровень содержания водорода 10,39 °C
Уровень содержания углерода 88,86 мас.%
Плотность 0,8158 г/мл
Уровень содержания н-парафина 6,3 мас.% Уровень содержания нафтена 1,73 мас.%
Уровень содержания изопарафина 3,77 мас.% Уровень содержания ароматических соединений 78,92 мас.%
Уровень содержания олефинов 9,28 мас.%
Таблица 2
Ассортименты продуктов на границах установки
ПРОДУКТЫ Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4
мас.% от подаваемого потока мас.% от подаваемого потока мас.% от подаваемого потока мас.% от подаваемого потока
СО и СО2 0,6 % 0,6 % 1,1 % 1,1 %
Н2 * 0,4 % 2,0 % 0,9 % 2,0 %
СН4 4,7 % 11,0% 13,1 % 17,6 %
Этилен 9,8 % 9,8 % 18,4% 18,4%
Этан 5,9 % 12,2 % 12,6 % 17,2 %
Пропилен 24,6 % 0,2 % 17,5 % 0,2 %
Пропан 9,6 % 2,3 % 10,4% 2,5 %
1-бутен 9,2 % 0,0 % 3,1 % 0,0 %
Изобутен 4,0 % 0,0 % 3,0 % 0,0 %
н-бутан 3,5 % 0,0 % 1,0 % 0,0 %
Изобутан 0,0 % 0,0 % 0,2 % 0,0 %
ГАЗЫ 72,2 % 38,2 % 81,4 % 59,0 %
ЛЕГКИЙ ЛИГРОИН 2,0 % 2,0 % 0,0 % 0,0 %
Бензол 4,7 % 12,0 % 1,8 % 6,7 %
Толуол 6,4 % 21,1 % 8,1 % 17,8 %
Ксилолы 4,9 % 8,9 % 6,2 % 8,8 %
ЭБ 0,4 % 4,4 % 0,0 % 2,6 %
БТКЭ 16,4 % 46,5 % 16,0 % 35,9 %
С9 АРОМАТИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ 0,9 % 4,9 % 0,0 % 2,6 %
КОКС 8,4 % 8,4 % 2,5 % 2,5 %
* - количества водорода, продемонстрированные в табл. 1, представляют собой водород, полученный в системе и из ассортимента продуктов вне границ установки. Результат по совокупному балансу по водороду может быть найден в каждом примере.

Claims (16)

1. Способ получения смеси бензола, толуола, ксилола (БТК), включающий стадии, на которых проводят:
(a) каталитический крекинг углеводородного подаваемого потока в установке каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора (ККПСК) с получением бензина каталитического крекинга и рециклового газойля;
(b) раскрытие ароматических колец рециклового газойля в присутствии водорода с получением БТК и (c) извлечение БТК из бензина каталитического крекинга.
2. Способ по п.1, в котором раскрытие ароматических колец, кроме того, приводит к получению легкого дистиллята, из которого извлекают БТК.
3. Способ по п.1 или 2, в котором БТК извлекают из бензина каталитического крекинга и/или из легкого дистиллята в результате проведения гидрокрекинга упомянутых бензина каталитического крекинга и/или легкого дистиллята.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором раскрытие ароматических колец и предпочтительно гидрокрекинг, кроме того, приводят к получению сжиженного нефтяного газа (СНГ), и упомянутый СНГ подвергают ароматизации для получения БТК.
5. Способ по любому из пп.1-4, в котором каталитический крекинг, кроме того, приводит к получению СНГ, который подвергают ароматизации для получения БТК.
6. Способ по п.5, в котором пропилен и/или бутилены перед проведением ароматизации отделяют от СНГ, полученного в результате каталитического крекинга.
7. Способ по любому из пп.1-6, в котором каталитический крекинг представляет собой каталитический крекинг с псевдоожиженным слоем катализатора, включающий введение подаваемого потока в контакт с катализатором способа ККПСК в условиях осуществления способа ККПСК, где катализатор способа ККПСК содержит цеолит, и где условия осуществления способа ККПСК включают температуру в диапазоне 425-730°C и давление в диапазоне 10-800 кПа изб.
8. Способ по любому из пп.1-7, в котором каталитический крекинг представляет собой способ ККПСК высокой жесткости, предпочтительно включающий температуру в диапазоне 540-730°C и давление в диапазоне 10-800 кПа изб.
9. Способ по любому из пп.3-8, в котором упомянутый гидрокрекинг включает введение бензина каталитического крекинга и предпочтительно легкого дистиллята в присутствии водорода в контакт с катализатором гидрокрекинга в условиях проведения гидрокрекинга, где катализатор гидрокрекинга содержит 0,1-1 мас.% металла гидрирования по отношению к совокупной массе катализатора и цеолит, характеризующийся размером пор в диапазоне 5-8 А и молярным соотношением между диоксидом кремния (SiO2) и оксидом алюминия (Al2O3) в диапазоне 5-200, и где условия проведения гидрокрекинга включают температуру в диапазоне 400-580°C, давление в диапазоне 300-5000 кПа изб. и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 0,1-20 ч-1.
10. Способ по любому из пп.1-9, в котором упомянутое раскрытие ароматических колец включает введение рециклового газойля в присутствии водорода в контакт с катализатором раскрытия ароматических колец в условиях проведения раскрытия ароматических колец, причем катализатор раскрытия ароматических колец содержит переходный металл или сульфид данного металла и носитель, предпочтительно катализатор содержит один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Pd, Rh, Ru, Ir, Os, Cu, Co, Ni, Pt, Fe, Zn, Ga, In, Mo, W и V в металлической форме или форме сульфида металла, нанесенных на носитель в виде кислотного твердого вещества, предпочтительно выбираемый из группы, состоящей из оксида алюминия, диоксида кремния, оксида алюминия-диоксида кремния и цеолитов, и условия проведения раскрытия ароматических колец включают температуру в диапазоне 100600°C, давление в диапазоне 1-12 МПа.
11. Способ по п.10, в котором катализатор раскрытия ароматических колец включает катализатор гидрирования ароматических соединений, содержащий один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Ni, W и Mo, на жаропрочном носителе, предпочтительно оксиде алюминия; и катализатор расщепления колец, содержащий компонент в виде переходного металла или сульфида данного металла и носитель, и условия проведения гидрирования ароматических соединений включают температуру в диапазоне 100-500°C, давление в диапазоне 2-10 МПа и присутствие 1-30 мас.% водорода по отношению к углеводородному исходному сырью, и расщепление колец включает температуру в диапазоне 200-600°C, давление в диапазоне 1-12 МПа и присутствие 1-20 мас.% водорода по отношению к углеводородному исходному сырью.
12. Способ по любому из пп.4-11, в котором ароматизация включает введение СНГ в контакт с катализатором ароматизации в условиях проведения ароматизации, где катализатор ароматизации содержит цеолит, выбираемый из группы, состоящей из ZSM-5 и цеолита L, необязательно, кроме того, содержащий один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Ga, Zn, Ge и Pt, и где условия проведения ароматизации включают температуру в диапазоне 400-600°C, давление в диапазоне 100-1000 кПа изб. и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в
- 14 033755 диапазоне 0,1-20 ч-1.
13. Способ по любому из пп.4-12, в котором СНГ, полученный в результате гидрокрекинга и раскрытия ароматических колец, подвергают первой ароматизации, которую оптимизируют в направлении ароматизации парафиновых углеводородов, причем упомянутая первая ароматизация предпочтительно включает условия проведения ароматизации, включающие температуру в диапазоне 400-600°C, давление в диапазоне 100-1000 кПа изб. и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 0,1-7 ч-1; и/или в котором СНГ, полученный в результате каталитического крекинга, подвергают второй ароматизации, которую оптимизируют в направлении ароматизации олефиновых углеводородов, причем упомянутая вторая ароматизация предпочтительно включает условия проведения ароматизации, включающие температуру в диапазоне 400-600°C, давление в диапазоне 100-1000 кПа изб. и объемную скорость при расчете на единицу массы катализатора в час (ОСМЧ) в диапазоне 1-20 ч-1.
14. Способ по любому из пп.1-13, в котором одна или несколько операций из группы, состоящей из раскрытия ароматических колец, гидрокрекинга и ароматизации, кроме того, приводят к получению метана, который используют в качестве топливного газа для получения технологического тепла.
15. Способ по любому из пп.1-14, в котором углеводородный подаваемый поток содержит один или несколько веществ, выбираемых из группы, состоящей из лигроина, керосина, газойля и мазута.
16. Способ по любому из пп.4-15, где ароматизация, кроме того, приводит к получению водорода, который используют при гидрокрекинге и/или раскрытии ароматических колец.
EA201691723A 2014-02-25 2014-12-10 Способ получения бтк из смешанного источника углеводородов с использованием каталитического крекинга EA033755B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP14156611 2014-02-25
PCT/EP2014/077256 WO2015128019A1 (en) 2014-02-25 2014-12-10 Process for producing btx from a mixed hydrocarbon source using catalytic cracking

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201691723A1 EA201691723A1 (ru) 2017-04-28
EA033755B1 true EA033755B1 (ru) 2019-11-22

Family

ID=50151225

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201691723A EA033755B1 (ru) 2014-02-25 2014-12-10 Способ получения бтк из смешанного источника углеводородов с использованием каталитического крекинга

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10358612B2 (ru)
EP (1) EP3110921B1 (ru)
JP (2) JP6619350B2 (ru)
KR (1) KR102374847B1 (ru)
CN (1) CN106029841B (ru)
EA (1) EA033755B1 (ru)
ES (1) ES2681801T3 (ru)
SG (1) SG11201606524RA (ru)
WO (1) WO2015128019A1 (ru)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11001765B2 (en) 2016-02-25 2021-05-11 Sabic Global Technologies B.V. Process for combined hydrodesulfurization and hydrocracking of heavy hydrocarbons
WO2017148735A1 (en) * 2016-03-01 2017-09-08 Sabic Global Technologies B.V. Process for producing monoaromatic hydrocarbons from a hydrocarbon feed comprising polyaromatics
SA119400539B1 (ar) 2018-03-12 2022-07-03 انديان اويل كوربوريشين ليمتد تركيبة وعملية لها لمحفز تحول هيدروجيني
CN112567007A (zh) * 2018-07-27 2021-03-26 沙特基础工业全球技术公司 Hncc和原油常压蒸馏塔之间的工艺集成
US11104855B2 (en) 2019-08-31 2021-08-31 Uop Llc Co-processing of light cycle oil and heavy naphtha
FR3104605B1 (fr) * 2019-12-16 2022-04-22 Ifp Energies Now Dispositif et procédé de production d’oléfines légères par craquage catalytique et vapocraquage.
FR3104604B1 (fr) * 2019-12-16 2022-04-22 Ifp Energies Now Dispositif et procédé de production d’oléfines légères et d’aromatiques par craquage catalytique.
US11149220B2 (en) 2020-02-13 2021-10-19 Saudi Arabian Oil Company Process and system for hydrogenation, hydrocracking and catalytic conversion of aromatic complex bottoms
US11248173B2 (en) 2020-02-13 2022-02-15 Saudi Arabian Oil Company Process and system for catalytic conversion of aromatic complex bottoms
US11268037B2 (en) 2020-02-13 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Process and system for hydrodearylation and hydrogenation of aromatic complex bottoms
US11279888B2 (en) 2020-02-13 2022-03-22 Saudi Arabian Oil Company Process and system for hydrogenation of aromatic complex bottoms
US11279891B2 (en) 2020-03-05 2022-03-22 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for direct crude oil upgrading to hydrogen and chemicals
EP3901237B1 (en) * 2020-04-21 2023-09-06 Indian Oil Corporation Limited Process configuration for production of petrochemical feed-stocks
CN111672535A (zh) * 2020-06-18 2020-09-18 中国石油化工股份有限公司 一种重油加甲烷改质同时富产低碳芳烃的催化剂及方法
US11180432B1 (en) 2021-01-18 2021-11-23 Saudi Arabian Oil Company Process for fluidized catalytic cracking of disulfide oil to produce BTX
US11591526B1 (en) 2022-01-31 2023-02-28 Saudi Arabian Oil Company Methods of operating fluid catalytic cracking processes to increase coke production
CN116622406A (zh) * 2022-07-17 2023-08-22 中国石油化工股份有限公司 催化裂化汽油生产烯烃和芳烃的工艺方法
KR20240018709A (ko) 2022-08-02 2024-02-14 공주대학교 산학협력단 분해연료유로부터 단환 방향족 탄화수소를 제조하는 방법 및 이를 위한 촉매 비드

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5685972A (en) * 1995-07-14 1997-11-11 Timken; Hye Kyung C. Production of benzene, toluene, and xylene (BTX) from FCC naphtha
US20080051615A1 (en) * 2006-08-24 2008-02-28 Stavens Elizabeth L Process for the production of benzene, toluene, and xylenes
US20080156696A1 (en) * 2006-12-29 2008-07-03 Niccum Phillip K FCC process for converting C3/C4 feeds to olefins and aromatics
US20090173666A1 (en) * 2008-01-03 2009-07-09 Headwaters Technology Innovation, Llc Process for increasing the mono-aromatic content of polynuclear-aromatic-containing feedstocks
CN101767035A (zh) * 2009-01-06 2010-07-07 中国科学院大连化学物理研究所 用于催化裂化汽油生产btx芳烃的催化剂及其制备方法
US20110270005A1 (en) * 2009-03-27 2011-11-03 Shinichiro Yanagawa Method for producing aromatic hydrocarbons
US20120000819A1 (en) * 2009-03-30 2012-01-05 Jx Nippon Oil & Energy Corporation Method of producing alkylbenzene and catalyst used therefor
WO2013182534A1 (en) * 2012-06-05 2013-12-12 Saudi Basic Industries Corporation Process for producing btx from a c5-c12 hydrocarbon mixture

Family Cites Families (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3256176A (en) 1964-10-21 1966-06-14 Phillips Petroleum Co Hydrocracking heavy hydrocarbons to gasoline and distillate
US3331766A (en) * 1965-01-18 1967-07-18 Union Oil Co Selective hydrocracking process
GB1207269A (en) 1967-10-19 1970-09-30 Bayer Ag A process for the selective hydrogenation of pyrolysis gasoline
US4056575A (en) 1975-06-05 1977-11-01 The British Petroleum Company Limited Chemical process making aromatic hydrocarbons over gallium catalyst
US4180689A (en) 1976-12-20 1979-12-25 The British Petroleum Company Limited Process for converting C3 -C12 hydrocarbons to aromatics over gallia-activated zeolite
GB1537780A (en) 1976-12-20 1979-01-04 British Petroleum Co Dehydrocyclodimerising c3-c8 hydrocarbons
US4789457A (en) * 1985-06-03 1988-12-06 Mobil Oil Corporation Production of high octane gasoline by hydrocracking catalytic cracking products
US6270654B1 (en) 1993-08-18 2001-08-07 Ifp North America, Inc. Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors
FR2764902B1 (fr) 1997-06-24 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape de conversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrocraquage
EP0909804B1 (en) 1997-10-15 2010-09-08 China Petro-Chemical Corporation A process for production of ethylene and propylene by catalytic pyrolysis of heavy hydrocarbons
NO318036B1 (no) 1997-10-15 2005-01-24 Res Inst Petroleum Processing Katalysator for katalytisk pyrolyseprosess for fremstilling av lette olefiner og fremgangsmate for fremstilling derav
US6900365B2 (en) * 1999-11-15 2005-05-31 Chevron Phillips Chemical Company Lp Process for converting heavy hydrocarbon feeds to high octane gasoline, BTX and other valuable aromatics
US6551502B1 (en) 2000-02-11 2003-04-22 Gtc Technology Corporation Process of removing sulfur compounds from gasoline
KR100557558B1 (ko) 2000-11-30 2006-03-03 에스케이 주식회사 탄화수소 혼합물로부터 방향족 탄화수소 및 액화석유가스를 제조하는 방법
US7019188B2 (en) 2002-06-14 2006-03-28 Nova Chemicals (International) S.A. Use of ionic liquids to separate olefins, diolefins and aromatics
US6784333B2 (en) 2002-08-06 2004-08-31 Saudi Basic Industries Corporation Catalyst for aromatization of alkanes, process of making and using thereof
US7214308B2 (en) 2003-02-21 2007-05-08 Institut Francais Du Petrole Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
AU2004251845A1 (en) 2003-06-27 2005-01-06 Bayer Cropscience Aktiengesellschaft Pyrazolopyrimidines
US7128827B2 (en) * 2004-01-14 2006-10-31 Kellogg Brown & Root Llc Integrated catalytic cracking and steam pyrolysis process for olefins
US7601254B2 (en) * 2005-05-19 2009-10-13 Uop Llc Integrated fluid catalytic cracking process
CA2541051C (en) 2005-09-20 2013-04-02 Nova Chemicals Corporation Aromatic saturation and ring opening process
KR101234448B1 (ko) 2005-11-14 2013-02-18 에스케이이노베이션 주식회사 탄화수소 혼합물로부터 방향족 탄화수소 및 액화석유가스를제조하는 공정
US7704377B2 (en) 2006-03-08 2010-04-27 Institut Francais Du Petrole Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a boiling bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content
US20080093262A1 (en) 2006-10-24 2008-04-24 Andrea Gragnani Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a fixed bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content
CN101209947B (zh) * 2006-12-27 2011-05-18 中国石油化工股份有限公司 一种低碳烷烃芳构化方法
US7938952B2 (en) 2008-05-20 2011-05-10 Institute Francais Du Petrole Process for multistage residue hydroconversion integrated with straight-run and conversion gasoils hydroconversion steps
KR101503069B1 (ko) * 2008-10-17 2015-03-17 에스케이이노베이션 주식회사 유동층 접촉 분해 공정의 경질 사이클 오일로부터 고부가 방향족 및 올레핀을 제조하는 방법
FR2951735B1 (fr) 2009-10-23 2012-08-03 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de residu integrant une technologie lit mobile et une technologie lit bouillonnant
US9005430B2 (en) 2009-12-10 2015-04-14 IFP Energies Nouvelles Process and apparatus for integration of a high-pressure hydroconversion process and a medium-pressure middle distillate hydrotreatment process, whereby the two processes are independent
SG189484A1 (en) * 2010-10-22 2013-05-31 Sk Innovation Co Ltd The method for producing valuable aromatics and light paraffins from hydrocarbonaceous oils derived from oil, coal or wood
US8617384B2 (en) 2011-10-07 2013-12-31 Uop Llc Integrated catalytic cracking gasoline and light cycle oil hydroprocessing to maximize p-xylene production
FR2981659B1 (fr) 2011-10-20 2013-11-01 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre
FR3019554B1 (fr) * 2014-04-07 2017-10-27 Ifp Energies Now Procede de production d'olefines legeres et de btx utilisant une unite fcc traitant une charge lourde de type vgo tres hydrotraite, couplee avec une unite de reformage catalytique et un complexe aromatique traitant une charge de type naphta.
US9422487B2 (en) * 2014-04-09 2016-08-23 Uop Llc Process for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons
US9732289B2 (en) * 2014-06-27 2017-08-15 Uop Llc Integrated process for conversion of vacuum gas oil and heavy oil
US20160108326A1 (en) * 2014-10-16 2016-04-21 Uop Llc Cloud point improvement for partial conversion hydrocracking units
FR3027911B1 (fr) 2014-11-04 2018-04-27 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydrocraquage en lit bouillonnant, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments
FR3027912B1 (fr) 2014-11-04 2018-04-27 IFP Energies Nouvelles Procede de production de combustibles de type fuel lourd a partir d'une charge hydrocarbonee lourde utilisant une separation entre l'etape d'hydrotraitement et l'etape d'hydrocraquage
FR3033797B1 (fr) 2015-03-16 2018-12-07 IFP Energies Nouvelles Procede ameliore de conversion de charges hydrocarbonees lourdes

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5685972A (en) * 1995-07-14 1997-11-11 Timken; Hye Kyung C. Production of benzene, toluene, and xylene (BTX) from FCC naphtha
US20080051615A1 (en) * 2006-08-24 2008-02-28 Stavens Elizabeth L Process for the production of benzene, toluene, and xylenes
US20080156696A1 (en) * 2006-12-29 2008-07-03 Niccum Phillip K FCC process for converting C3/C4 feeds to olefins and aromatics
US20090173666A1 (en) * 2008-01-03 2009-07-09 Headwaters Technology Innovation, Llc Process for increasing the mono-aromatic content of polynuclear-aromatic-containing feedstocks
CN101767035A (zh) * 2009-01-06 2010-07-07 中国科学院大连化学物理研究所 用于催化裂化汽油生产btx芳烃的催化剂及其制备方法
US20110270005A1 (en) * 2009-03-27 2011-11-03 Shinichiro Yanagawa Method for producing aromatic hydrocarbons
US20120000819A1 (en) * 2009-03-30 2012-01-05 Jx Nippon Oil & Energy Corporation Method of producing alkylbenzene and catalyst used therefor
WO2013182534A1 (en) * 2012-06-05 2013-12-12 Saudi Basic Industries Corporation Process for producing btx from a c5-c12 hydrocarbon mixture

Also Published As

Publication number Publication date
JP2017510673A (ja) 2017-04-13
KR102374847B1 (ko) 2022-03-16
EP3110921A1 (en) 2017-01-04
EA201691723A1 (ru) 2017-04-28
US20170009156A1 (en) 2017-01-12
EP3110921B1 (en) 2018-05-23
SG11201606524RA (en) 2016-09-29
CN106029841B (zh) 2018-09-04
WO2015128019A1 (en) 2015-09-03
JP6619350B2 (ja) 2019-12-11
ES2681801T3 (es) 2018-09-17
US10358612B2 (en) 2019-07-23
CN106029841A (zh) 2016-10-12
JP2020007557A (ja) 2020-01-16
KR20160124818A (ko) 2016-10-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10563136B2 (en) Process for producing BTX from a mixed hydrocarbon source using pyrolysis
US10358612B2 (en) Process for producing BTX from a mixed hydrocarbon source using catalytic cracking
JP6470760B2 (ja) エチレンおよびｂｔｘの収率が改善された、原油を石油化学製品に転化するための方法および装置
KR102369550B1 (ko) 원유를 탄소 효율이 향상된 석유화학물질로 변환시키기 위한 방법 및 장치
EP3017027A1 (en) Process for the production of light olefins and aromatics from a hydrocarbon feedstock
US10131854B2 (en) Process for producing BTX from a mixed hydrocarbon source using coking

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM