FR2811327A1 - Procede et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres reactionnelles successives - Google Patents
Procede et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres reactionnelles successives Download PDFInfo
- Publication number
- FR2811327A1 FR2811327A1 FR0008732A FR0008732A FR2811327A1 FR 2811327 A1 FR2811327 A1 FR 2811327A1 FR 0008732 A FR0008732 A FR 0008732A FR 0008732 A FR0008732 A FR 0008732A FR 2811327 A1 FR2811327 A1 FR 2811327A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- effluents
- fractionation
- reaction chamber
- chamber
- column
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 74
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 74
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 176
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 135
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 19
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 11
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 10
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 54
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 19
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 17
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 14
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 10
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 10
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 4
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000686 essence Substances 0.000 description 1
- -1 for example Chemical class 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical class [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes 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
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Superconductors And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
L'invention concerne un procédé de craquage en lit fluidisé d'une charge hydrocarbonée dans lequel des particules caloporteuses, éventuellement catalytiques, circulent dans deux chambres réactionnelles successives (1; 16), dans chacune desquelles elles sont mises en contact avec au moins une coupe d'hydrocarbures, et les effluents réactionnels issus de chacune desdites chambres sont dirigés vers une même unité de fractionnement.Les effluents de chacune des chambres réactionnelles (1; 16) sont fractionnés en partie séparément dans une même colonne de fractionnement (12) partiellement cloisonnée, et au moins une coupe issue (13) du fractionnement séparé des effluents d'une des deux chambres réactionnelles (1; 16) est, en tout ou partie, réinjectée dans l'autre chambre.
Description
1 2811327
Procédé et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres réactionnelles successives La présente invention concerne le craquage d'hydrocarbures en présence de particules caloporteuses, catalytiques ou non, circulant en phase fluidisée. Elle a plus particulièrement pour objet un procédé de craquage en lit fluidisé, dans lequel des particules caloporteuses circulent dans deux chambres réactionnelles successives, dans chacune desquelles elles sont mises en contact avec une ou plusieurs coupes
d'hydrocarbures à craquer.
L'invention concerne également un dispositif conçu pour la mise
en oeuvre du procédé selon l'invention.
De manière connue en soi, l'industrie pétrolière a recours à des procédés de conversion des charges lourdes d'hydrocarbures, dans lesquels des molécules hydrocarbonées à haut poids moléculaire et à point d'ébullition élevé sont scindées en molécules plus petites, qui peuvent bouillir dans des domaines de températures plus faibles,
convenant à l'usage recherché.
Pour effectuer ce type de conversion, elle dispose en particulier de procédés dits de craquage à l'état fluide. Dans ce type de procédés, la charge d'hydrocarbures, généralement pulvérisée sous forme de fines gouttelettes, est mise en contact avec des particules caloporteuses à haute température et qui circulent dans le réacteur sous forme de lit fluidisé, c'est à dire en suspension plus ou moins dense au sein d'un fluide gazeux assurant ou assistant leur transport. Au contact des particules chaudes, il y a vaporisation de la charge, suivie du craquage des molécules d'hydrocarbures. La réaction de craquage est de type thermique, lorsque les particules ont uniquement une fonction caloporteuse. Elle est de type catalytique, lorsque les particules caloporteuses ont également une fonction catalytique, c'est à dire présentent des sites actifs favorisant la réaction de craquage, comme c'est le cas en particulier dans le procédé dit de craquage catalytique à l'état fluide (communément dénommé procédé FCC, de l'anglais " Fluid
Catalytic Cracking ").
Après que, suite aux réactions de craquage, l'on ait atteint la gamme de poids moléculaires désirée, avec un abaissement correspondant des points d'ébullition, les effluents réactionnels sont séparés des particules. Ces dernières, désactivées en raison du coke qui
2 2811327
s'est déposé à leur surface, sont généralement strippées afin de récupérer les hydrocarbures entraînes, puis régénérées par combustion
du coke, et enfin remises en contact avec la charge à craquer.
Les réacteurs utilisés sont le plus souvent des réacteurs verticaux de type tubulaire, dans lesquels la charge et les particules se déplacent suivant un flux essentiellement ascendant (le réacteur est alors dénommé " riser ") ou suivant un flux essentiellement descendant (le
réacteur est alors dénommé " dropper " ou " downer ").
Une difficulté majeure, dans de tels procédés, consiste à réaliser un craquage à la fois complet et sélectif de la charge, c'est à dire de parvenir à craquer l'intégralité de la charge, de manière à en obtenir une quantité maximale d'hydrocarbures valorisables, tout en minimisant la quantité de sous-produits indésirables. Cet objectif est d'autant plus difficile à atteindre que les charges à craquer présentent des intervalles d'ébullition relativement larges, et sont constituées de composés très divers qui craquent dans des conditions sensiblement
différentes pour conduire à des produits variés.
C'est pourquoi les procédés actuellement mis en oeuvre effectuent une conversion généralement incomplète de la charge. Dans ces procédés, le craquage est réalisé dans un seul réacteur, dont les conditions opératoires, choisies en fonction de la nature moyenne des hydrocarbures constituant la charge, ne permettent pas de craquer correctement toute la gamme des hydrocarbures présents de manière à obtenir sélectivement les produits désirés. Il en résulte des effluents réactionnels constitués de produits très divers, dont une proportion importante sont issus d'un craquage insuffisant de la charge et constituent pour le raffineur des produits indésirables, difficilement valorisables. Une première solution consiste à recycler tout ou partie de ces produits dans le réacteur de craquage, de manière à leur faire subir une seconde étape de craquage. Toutefois, une telle mesure s'avère non seulement peu efficace, mais également nuisible, dans la mesure o un tel recyclage a souvent pour effet d'affecter sensiblement la qualité du
craquage de la charge fraîche.
Une seconde solution consiste à augmenter la sévérité du craquage, afin de craquer de manière plus poussée la charge injectée et convertir tous les types d'hydrocarbures présents. Toutefois, une telle mesure, si elle permet d'augmenter le taux de conversion de la charge, favorise en revanche des phénomènes de surcraquage, qui se traduisent par une diminution de la sélectivité de la conversion: on observe une production accrue de gaz secs et de coke au détriment des hydrocarbures intermédiaires recherchés. Plusieurs solutions ont été proposées dans l'art antérieur, afin de
remédier aux problèmes précités.
Dès 1947, le brevet US N0 2,488,713 propose un procédé de craquage catalytique mettant en oeuvre deux réacteurs successifs, dans chacun desquels circulent des particules catalytiques. Dans le premier réacteur, une coupe de recycle lourd (résidu du fractionnement des effluents du craquage, du type connu sous le nom de " slurry >) est craquée au contact des particules catalytiques en provenance du régénérateur. Dans le second réacteur, une charge fraîche ainsi qu'une coupe de recycle intermédiaire du type des distillats sont craquées au contact des particules en provenance du premier réacteur. A la sortie de chacun des deux réacteurs, les effluents hydrocarbonés sont séparés des particules, puis sont combinés et dirigés vers une colonne de
fractionnement classique.
Le premier inconvénient d'un tel procédé est que la charge fraîche est traitée, dans le second réacteur, en présence de particules qui ont été déjà largement cokées et désactivées dans le premier réacteur, au contact de la charge de recycle lourd, particulièrement riche en composés polyaromatiques réfractaires. Il en résulte, dans le deuxième réacteur, une mauvaise activité catalytique de ces particules d'o une qualité médiocre du craquage de la charge fraîche, une conversion à la
fois peu élevée et peu sélective.
Un second inconvénient vient du fait que la coupe de recycle lourd s'enrichit progressivement en composés lourds les plus réfractaires, qui, même recyclés au premier réacteur, ne craquent pas
ou craquent de manière incomplète, et " tournent en rond " dans l'unité.
Ceci vient aggraver les problèmes décrits ci-dessus de cokéfaction prématurée des particules au premier réacteur. Une purge prévue sur la
ligne de recyclage ne résout pas le problème de manière satisfaisante.
En effet, le recycle étant constitué du résidu de fractionnement des effluents combinés des deux réacteurs, la purge non seulement n'extrait qu'une partie des composés les plus réfractaires que l'on souhaite
4 2811327
éliminer de l'unité, mais extrait en plus une fraction de composés directement issus de la charge fraîche, qui n'ont pas été convertis lors de leur passage dans le second réacteur, mais qui auraient pu être
craqués dans le premier réacteur au contact des particules régénérées.
La mauvaise sélectivité de ce système de purge induit ainsi une perte
supplémentaire de rendement en produits souhaités.
Par ailleurs, le brevet EP N 573316 décrit un procédé de craquage catalytique dans lequel la réaction se déroule dans deux réacteurs successifs, le premier réacteur étant à flux descendant (downer), et le second étant à flux ascendant ( riser). La charge à craquer est mise au contact des particules régénérées à l'entrée du réacteur à écoulement descendant, au bas duquel le mélange charge/particules est transféré dans le réacteur à écoulement ascendant. La charge circule donc au contact des particules dans deux réacteurs successifs, ce qui permet d'augmenter le rendement global en hydrocarbures craqués. Toutefois, ce procédé n'est absolument pas sélectif: les hydrocarbures déjà convertis dans le premier réacteur poursuivent leur craquage dans le second réacteur, d'o un phénomène de surcraquage générant une production accrue de gaz secs et de coke,
au détriment des coupes intermédiaires recherchées.
Poursuivant ses recherches dans le domaine du craquage en lit fluidisé, la Demanderesse s'est intéressée à ces procédés dans lesquels on utilise deux réacteurs de craquage, afin d'améliorer le taux et la sélectivité de la conversion par rapport aux procédés traditionnels mettant en oeuvre un seul réacteur. Ce faisant, elle a mis au point un procédé permettant de remédier aux inconvénients des systèmes de l'art antérieur. A cet effet, la présente invention concerne un procédé de craquage en lit fluidisé d'une charge hydrocarbonée dans lequel des particules caloporteuses, éventuellement catalytiques, circulent dans deux chambres réactionnelles successives? dans chacune desquelles elles sont mises en contact avec au moins une coupe d'hydrocarbures, et les effluents réactionnels issus de chacune desdites chambres sont dirigés
vers une même unité de fractionnement.
Ce procédé se caractérise en ce que les effluents de chacune des chambres réactionnelles sont fractionnés en partie séparément dans une même colonne de fractionnement partiellement cloisonnée, et en ce
2811327
qu'au moins une coupe issue du fractionnement séparé des effluents d'une des deux chambres réactionnelles est, en tout ou partie,
réinjectée dans l'autre chambre.
Dans le présent exposé, on désigne par chambre réactionnelle toute enceinte pourvue de moyens d'introduction de particules caloporteuses (catalytiques ou non), de moyens d'injection d'une ou plusieurs coupes d'hydrocarbures à craquer, d'une zone réactionnelle de craquage et de moyens de séparation des effluents de craquage et des particules. Ce terme inclut en particulier tout type de réacteur de craquage thermique ou catalytique en lit fluidisé, quel que soit son
mode de fonctionnement (ascendant ou descendant).
Selon l'invention, des hydrocarbures sont craqués dans une première chambre réactionnelle, au contact de particules pleinement actives en provenance du régénérateur. A la sortie de cette première chambre, les effluents sont séparés des particules, et ces dernières poursuivent leur parcours dans une seconde chambre réactionnelle dans laquelle leur activité résiduelle est utilisée pour craquer une
quantité additionnelle d'hydrocarbures.
Considérant la charge à craquer, celle-ci subit une première étape
de craquage classique dans l'une de ces deux chambres réactionnelles.
Les effluents correspondants sont ensuite fractionnés dans la même colonne de fractionnement que les effluents issus de l'autre chambre, mais en partie de manière séparée. On récupère alors, du fractionnement séparé des effluents issus de la première étape de craquage, une ou plusieurs coupes comprenant des produits indésirables. Ces coupes sont ensuite, en tout ou partie, réinjectées dans l'autre chambre réactionnelle. Elles y subissent une seconde étape de craquage indépendante de la première, et dont les conditions opératoires peuvent être ajustées en fonction de la nature de ces hydrocarbures réinjectés et du type de produits que l'on souhaite en obtenir. Un tel schéma de procédé est possible grâce à la colonne de fractionnement spécifique intervenant dans l'invention. Cette colonne est en effet partiellement cloisonnée, ce qui permet de fractionner les effluents issus de chacun des deux réacteurs en partie séparément, c'est à dire sans qu'il y ait de contact entre eux. Bien entendu, la partie des effluents des deux réacteurs ainsi fractionnés de manière séparée
6 2811327
correspond à la partie contenant des coupes riches en produits indésirables, auxquels le raffineur souhaite faire subir une seconde étape de craquage. L'autre partie desdits effluents est combinée dans la zone non cloisonnée de la colonne, dans laquelle les effluents sont fractionnés en commun. Par rapport aux systèmes traditionnels à un seul réacteur, le procédé selon l'invention permet une conversion à la fois plus poussée et plus sélective de la charge à craquer. Elle permet en effet au raffineur de réinjecter des produits peu valorisables obtenus lors d'une première étape de craquage classique, de manière à faire subir à ces produits une seconde étape de craquage. Le fait que le recyclage desdits produits se fasse dans un réacteur différent présente l'avantage, d'une part, de pouvoir réaliser ce second craquage dans des conditions appropriées et, d'autre part, d'éviter d'affecter la qualité de la première étape de
craquage de la charge.
Par rapport aux systèmes à deux réacteurs proposés dans l'art antérieur, le procédé selon l'invention permet de soumettre les hydrocarbures constituant la charge à des circuits de craquage distincts, parfaitement adaptés aux natures diverses des ces hydrocarbures, de manière à en obtenir une quantité maximale de produits valorisables. En effet, la charge à craquer subit une première conversion, à la suite de laquelle les produits indésirables obtenus sont fractionnés séparément des effluents de l'autre réacteur, dans un
compartiment de la zone cloisonnée de la colonne de fractionnement.
Ces produits sont alors réinjectés dans un réacteur distinct, dans lequel ils subissent une seconde étape de caquage, dans des conditions
spécifiquement appropriées à leur nature.
Les effluents résultant de ce second craquage sont alors fractionnés dans la même colonne que les effluents du premier craquage, et le système de fractionnement cloisonné de cette colonne permet d'éviter que les composés indésirables résiduels, non convertis après passage dans les deux réacteurs (en particulier des composés particulièrement réfractaires au craquage), ne soient recyclés une seconde fois et " tournent en rond " dans l'unité. En effet, de tels composés sont récupérés, dans la colonne de fractionnement, dans le compartiment de fractionnement cloisonné des effluents issus de la seconde étape de craquage. Ces composés sont ainsi récupérés
7 2811327
séparément des effluents issus de la première étape de craquage, et ils peuvent par exemple être éliminés de l'unité. Ce système permet de ne réinjecter dans l'une des chambres réactionnelles que des hydrocarbures issus exclusivement de l'autre chambre. L'on évite ainsi tout phénomène d'enrichissement des coupes recyclées en composés réfractaires, ce qui dégraderait progressivement la qualité du craquage desdites coupes, tout en provoquant une cokéfaction excessive des
particules circulant dans l'unité.
Ainsi, le procédé selon l'invention permet de valoriser au mieux des produits indésirables issus d'une première étape de craquage classique, afin de produire une quantité additionnelle de produits à plus grande valeur ajoutée. Pour une même charge de départ, il offre au raffineur la possibilité de réaliser un craquage à la fois plus complet et plus sélectif en faveur du type de produits qu'il souhaite obtenir. La
rentabilité de l'unité s'en trouve sensiblement améliorée.
Par ailleurs, la Demanderesse a mis au point un dispositif
permettant une mise en oeuvre efficace du procédé selon l'invention.
La présente invention a donc également pour objet un dispositif de craquage en lit fluidisé d'une charge hydrocarbonée, mettant en oeuvre deux chambres réactionnelles reliées entre elles par un moyen de transfert des particules caloporteuses, une colonne de fractionnement et des conduites d'amenée des effluents hydrocarbonés issus de
chacune des deux chambres à ladite colonne de fractionnement.
Ce dispositif se caractérise en ce que: -ladite colonne de fractionnement comporte dans sa partie interne au moins deux zones distinctes: une première zone de fractionnement cloisonné constituée de deux compartiments, communiquant chacun avec une seconde zone de fractionnement commun; - les conduites d'amenée des effluents issus de la première et de la deuxième chambre réactionnelle débouchent respectivement dans le premier et le deuxième compartiment de ladite zone de fractionnement cloisonné; des moyens sont prévus pour le recyclage et l'injection dans l'une des chambres réactionnelles d'au moins une coupe soutirée du compartiment de fractionnement cloisonné des effluents de l'autre
chambre réactionnelle.
8 2811327
Un premier avantage du dispositif selon l'invention est lié au fait que les effluents hydrocarbonés issus des deux chambres réactionnelles sont traités en partie séparément, mais dans une seule et même colonne de fractionnement. Ce système permet d'éviter de recourir à deux colonnes distinctes, donc d'avoir une unité compacte et de limiter
les investissements.
Un second avantage de ce dispositif est lié au fait qu'il permet une mise en oeuvre optimale du procédé selon l'invention. En effet, ladite zone de fractionnement cloisonné est avantageusement dimensionnée en fonction des plages d'ébullition des produits indésirables auxquels le raffineur souhaite faire subir une seconde étape de craquage. La zone de fractionnement commun sert en revanche au fractionnement de produits pour lesquels le raffineur ne souhaite pas différencier ceux issus de chacune des deux chambres réactionnelles, par exemple parce que ce sont des produits directement valorisables, qu'il ne souhaite pas recraquer. Les deux chambres réactionnelles intervenant dans l'invention sont désignées dans le présent exposé par " première " et " deuxième " chambre réactionnelle, étant entendu que cet ordre est adopté par référence au sens de circulation des particules caloporteuses à partir du régénérateur. Dans chacune de ces deux chambres, l'injection des hydrocarbures peut se faire à co-courant et/ou à contre-courant du flux
des particules caloporteuses.
Ces deux chambres réactionnelles peuvent notamment être constituées de tout type de réacteurs à écoulement descendant (downer), ou ascendant (riser). Bien que les deux chambres puissent tout-à-fait être identiques, le procédé selon l'invention est d'autant plus avantageux lorsque lesdites chambres sont différentes. Ceci permet en particulier de faire régner dans ces deux chambres des conditions opératoires différentes, adaptées au type d'hydrocarbures injectés dans chacune. En particulier, selon une variante préférée du procédé selon l'invention, le temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la première chambre réactionnelle est inférieur au temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la deuxième chambre réactionnelle. En effet, le craquage dans la première chambre réactionnelle se fait en présence de particules provenant directement du régénérateur, donc à
9 2811327
température particulièrement élevée et à activité maximale. De fait, il s'est avéré préférable d'éviter un contact prolongé entre ces particules et les hydrocarbures, de manière, d'une part, à éviter le surcraquage, d'autre part, à limiter la quantité de coke déposée sur les particules, qui préservent ainsi une partie de leur chaleur et de leur activité pour le craquage des hydrocarbures injectés dans la seconde chambre réactionnelle. Dans la deuxième chambre réactionnelle, en revanche, le craquage se fait dans les conditions plus douces, puisque les particules se sont en partie refroidies, voire désactivées, lors de leur passage dans la première chambre réactionnelle. Dès lors, il s'est avéré avantageux d'y prolonger le contact entre les particules et les hydrocarbures, de
manière à permettre un craquage suffisamment complet de ceux-ci.
Avantageusement, le temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la première chambre réactionnelle est compris entre 0,05 et secondes, de préférence entre 0,1 et 1 secondes. Quant au temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la deuxième chambre réactionnelle, il est avantageusement compris entre 0,1 et 10 secondes,
de préférence entre 0,4 et 5 secondes.
Selon un mode de réalisation préféré, l'écoulement de la charge et du catalyseur dans la première chambre réactionnelle se fait suivant une direction essentiellement descendante. Ladite chambre réactionnelle peut alors être constituée d'un réacteur sensiblement vertical à écoulement descendant du type connu sous le nom de "downer", tel que décrit par exemple dans la demande internationale de brevet WO 98/12279. En effet, ce type de réacteur permet un temps de contact particulièrement bref entre les hydrocarbures et le lit fluidisé de particules. Selon un mode de réalisation également préféré, l'écoulement de la charge et du catalyseur dans la deuxième chambre réactionnelle se fait suivant une direction essentiellement ascendante. Ladite chambre réactionnelle peut alors être constituée d'un réacteur sensiblement
vertical à écoulement ascendant, du type connu sous le nom de "riser".
En effet ce type de réacteur permet d'accéder à des temps de contact
plus longs entre les hydrocarbures et le lit fluidisé de particules.
La présente invention présente de nombreux modes de mise en oeuvre, parmi lesquels le raffineur saura choisir celle qui est la plus
2811327
adaptée aux types de produits qu'il souhaite obtenir, compte tenu du
type de charges à craquer dont il dispose.
Un premier mode de mise en oeuvre particulièrement avantageux consiste à cloisonner le fractionnement de la partie lourde des effluents issus des deux réacteurs. Ainsi, les effluents les plus lourds issus de chacune des deux chambres réactionnelles sont fractionnés
séparément, tandis que les effluents les plus légers sont combinés.
Cette configuration permet de faire subir une seconde étape de craquage à des produits lourds issus d'une première étape de craquage de la charge. De manière avantageuse, ladite coupe issue du fractionnement séparé des effluents de l'une des chambres réactionnelles et qui est, en tout ou partie, réinjectée dans l'autre
chambre, comprend du slurry et/ou un distillat lourd du type des HCO.
Dans le domaine du raffinage pétrolier, on désigne usuellement par HCO (de l'anglais "heavy cycle oil") une coupe lourde dont l'intervalle d'ébullition peut s'étendre d'un point initial généralement compris entre 320 et 400 C jusqu'à un point final généralement compris entre 450 et 480 C. C'est un produit peu valorisable, riche en soufre et en composés aromatiques, qui est généralement utilisé comme diluant des fuels
lourds.
Quant au produit dénommé communément " slurry ", il est constitué du résidu de fractionnement des effluents du craquage. C'est un produit très lourd, très visqueux, dont le point de coupe initial est généralement compris entre 450 et 480 C. Ce résidu est d'autant plus difficile à valoriser qu'il est particulièrement riche en composés polyaromatiques, et qu'il comprend une proportion appréciable de fines, c'est-à-dire de poussière provenant de l'érosion des particules
caloporteuses circulant dans l'unité.
Il est donc particulièrement judicieux de faire subir une seconde étape de craquage à des produits lourds du type des HCO et slurry, d'autant plus que cela permet de produire plus de produits
intermédiaires valorisables tels que les gazoles, les essences, les GPL.
Par ailleurs, pour ces modes de mise en oeuvre dans lesquels on recycle des coupes de type lourds, il s'est avéré préférable d'injecter de telles coupes dans la seconde chambre réactionnelle. On évite ainsi les risques de cokéfaction prématurée des particules caloporteuses dans la première chambre réactionnelle. On peut alors il 2811327 avantageusement injecter tout ou partie de la charge fraîche dans la première chambre réactionnelle. Ainsi, selon une configuration particulièrement avantageuse, au moins une coupe issue du fractionnement séparé des effluents les plus lourds de la première chambre réactionnelle est, en tout ou partie, réinjectée dans la seconde
chambre réactionnelle.
Un second mode de mise en oeuvre particulièrement avantageux consiste à cloisonner le fractionnement de la partie légère des effluents issus des deux réacteurs. Ainsi, les effluents les plus légers issus de chacune des deux chambres réactionnelles sont fractionnés séparément
tandis que les effluents les plus lourds sont combinés.
Cette configuration permet de faire subir une seconde étape de craquage à des produits légers issus d'une première étape de craquage de la charge. De manière avantageuse, ladite coupe issue du fractionnement séparé des effluents de l'une des chambres réactionnelles et qui est, en tout ou partie, réinjectée dans l'autre chambre, comprend de l'essence. De manière usuelle, on désigne par essence des coupes dont l'intervalle d'ébullition peut s'étendre d'un point initial généralement supérieur ou égal à 20 C jusqu'à un point final généralement compris entre 140 et 220 C. Il peut être particulièrement avantageux pour le raffineur de faire subir une seconde étape de craquage à ce type de produits, dans la mesure o cela augmente la production en oléfines légères telles que par exemple des propènes et des butènes, qui sont des produits très recherchés, en particulier pour
des utilisations en pétrochimie.
Pour ces modes de mise en oeuvre dans lesquels on recycle des coupes de type légères, il peut être préférable d'injecter ces coupes recyclées dans la première chambre réactionnelle. En effet, le craquage d'essences en oléfines légères nécessitant des températures particulièrement élevées, il s'est avéré plus efficace de réaliser une telle conversion en présence de particules issues directement du régénérateur. La charge fraîche peut alors être injectée, en tout ou partie, dans la deuxième chambre réactionnelle. Ainsi, selon une configuration particulièrement avantageuse, au moins une coupe issue du fractionnement séparé des effluents les plus légers de la deuxième chambre réactionnelle est, en tout ou partie, réinjectée dans la première
chambre réactionnelle.
12 2811327
Selon la présente invention, au moins une coupe issue du fractionnement séparé des effluents de l'une des chambres
réactionnelles est, en tout ou en partie, réinjectée dans l'autre chambre.
Les proportions réinjectées dépendent notamment de la nature (plus ou moins dense, plus ou moins difficile à craquer,...) des coupes concernées. Ces proportions doivent également tenir compte des conditions opératoires régnant dans le réacteur dans lequel de telles coupes sont réinjectées, de manière à assurer la vaporisation complète et le craquage des hydrocarbures recyclés. Pour chaque coupe ainsi recyclée, la proportion réinjectée comprend avantageusement de 10 à % du flux de ladite coupe. Plus préférentiellement, cette proportion
est comprise entre 50 et 100 %.
Par ailleurs, chacune des coupes réinjectées peut être, préalablement à cette réinjection, combinée à d'autres coupes
d'hydrocarbures.
Par exemple, dans le cas du fractionnement séparé des effluents lourdsavec réinjection d'une coupe visqueuse de type " slurry ", il peut être particulièrement avantageux de diluer par une coupe plus légère la fraction réinjectée de ce slurry, de manière à faciliter la réinjection. Le diluant peut par exemple comprendre de la charge fraîche, en particulier des charges conventionnelles du type des gazoles ou des distillats. Le diluant peut par ailleurs comprendre par exemple des huiles de recyclage légères ("light cycle oils", LCO) ou des huiles lourdes
de recyclage ('heavy cycle oils", HCO).
Enfin, chacune des coupes réinjectées peut, préalablement à cette
réinjection, être soumise à un ou plusieurs traitements intermédiaires.
Avantageusement, un tel traitement intermédiaire inclut un hydrotraitement, tel que par exemple une hydrogénation, une
hydrodéaromatisation, une hydrodésulfuration, une hydrodéazotation.
De tels traitements sont usuellement effectués en présence de catalyseurs connus de l'Homme du Métier, et qui comportent généralement, déposés sur un support d'oxyde minéral réfractaire, un ou plusieurs métaux du Groupe VIII de la Classification Périodique des Eléments, parfois associés à d'autres métaux tels que ceux du Groupe
VI de la Classification Périodique des Eléments.
Dans la seconde chambre réactionnelle, le craquage des hydrocarbures est réalisé en présence des particules caloporteuses
13 2811327
provenant de la première chambre, dans laquelle elles ont été partiellement cokées, voire désactivées, au contact de la charge injectée dans cette première chambre. Une variante particulièrement avantageuse de l'invention consiste à introduire en amont de cette seconde chambre réactionnelle, en plus des particules issues de la première chambre réactionnelle, un appoint de particules en provenance du régénérateur. Cette variante s'avère particulièrement bénéfique lorsque la chaleur apportée par les particules issues de ladite première chambre est insuffisante pour vaporiser les hydrocarbures injectés dans la seconde chambre réactionnelle. L'appoint de particules régénérées permet alors d'apporter une quantité de chaleur additionnelle, et de contrôler la température régnant dans ladite seconde chambre. Par ailleurs, lorsque lesdites particules sont de type catalytique, ce système présente l'avantage supplémentaire d'introduire dans la seconde chambre un appoint en sites catalytiques pleinement actifs, de manière à optimiser les réactions de craquage des
hydrocarbures injectés dans cette seconde chambre.
De préférence, l'appoint de particules est introduit entre la zone o s'effectue la séparation des particules et des effluents de la première chambre réactionnelle et la zone o s'effectue l'injection des coupes d'hydrocarbures dans la deuxième chambre réactionnelle. Ledit appoint est avantageusement introduit de manière à assurer un mélange homogène avec les particules issues du premier réacteur. A cet effet, un système d'homogénéisation des lits fluidisés de particules tel que décrit dans la demande de brevet EP N 99.401112 au nom de la
Demanderesse peut s'avérer particulièrement utile.
L'invention met en oeuvre une colonne de fractionnement spécifique. En effet, celle-ci doit permettre la distillation simultanée des effluents issus des deux réacteurs, et être agencée de manière à ce que le fractionnement de ces deux types d'effluents soit réalisé en partie de
manière séparée, en partie de manière commune.
A cet effet, le volume intérieur de ladite colonne comprend deux zones: une zone de fractionnement cloisonné, dans laquelle les effluents issus des deux réacteurs sont fractionnés séparément, chacun dans un compartiment, de manière à éviter tout contact entre eux, et
14 2811327
- une zone de fractionnement commun, dans laquelle les effluents
issus des deux réacteurs sont mélangés.
Cette ségrégation partielle des effluents issus des deux réacteurs est réalisée à l'aide d'un cloisonnement disposé à l'intérieur de la colonne, lequel cloisonnement sépare une partie de ladite colonne en deux compartiments qui constituent ladite zone de fractionnement cloisonné. Cette colonne de fractionnement partiellement cloisonnée peut être agencée de multiples manières, selon la partie des effluents pour
lesquels on souhaite que le fractionnement se fasse de manière séparée.
Par exemple, si l'on souhaite cloisonner le fractionnement de la partie lourde des effluents issus de chacun des deux réacteurs, la zone de fractionnement cloisonné correspond à la partie inférieure de la colonne de fractionnement. Dans ce cas, différents modes de cloisonnement peuvent être envisagés pour le dispositif selon la
présente invention.
Selon un premier mode de réalisation, la zone de fractionnement cloisonné est séparée en deux compartiments grâce à un moyen de séparation sensiblement vertical, s'étendant à partir du fond de la colonne de fractionnement sur une partie de la hauteur de celle-ci. Il peut s'agir par exemple d'une paroi verticale plane. Il peut s'agir également d'une paroi verticale cylindrique dont l'axe de révolution est
parallèle à l'axe longitudinal de la colonne de fractionnement.
Selon un deuxième mode de réalisation, la zone de fractionnement cloisonné est séparée en deux compartiments grâce à un moyen de séparation sensiblement horizontal, par exemple constitué d'un plateau s'étendant sur une section horizontale de la colonne, et pourvu d'une ou plusieurs cheminées permettant le passage vers le haut, vers la zone de fractionnement commun, des effluents légers issus
du compartiment inférieur audit plateau.
De manière analogue, si l'on souhaite cloisonner le fractionnement de la partie légère des effluents issus de chacun des deux réacteurs, la zone de fractionnement cloisonné correspond à la partie supérieure de la colonne de fractionnement. Là encore, différents
modes de cloisonnement peuvent être mis en oeuvre.
Selon un premier mode de réalisation, la zone de fractionnement cloisonné est séparée en deux compartiments grâce à un moyen de
2811327
séparation sensiblement vertical, s'étendant à partir de la tête de la colonne de fractionnement sur une partie de la hauteur de celle-ci, tel que par exemple une paroi verticale plane ou une paroi verticale cylindrique dont l'axe de révolution est parallèle à l'axe longitudinal de la colonne de fractionnement. Selon un deuxième mode de réalisation, la zone de fractionnement cloisonné est séparée en deux compartiments grâce à un moyen de séparation sensiblement horizontal, par exemple constitué d'un plateau s'étendant sur une section horizontale de la colonne, et pourvu d'une ou plusieurs cheminées permettant le passage vers le bas, vers la zone de fractionnement commun, des effluents lourds issus du
compartiment supérieur audit plateau.
Les conditions opératoires dans lesquelles fonctionne chacune des deux chambres réactionnelles peuvent varier. Elles sont de préférence différentes dans chacune de ces deux chambres, compte tenu des natures différentes des hydrocarbures qui y sont injectés. D'une manière générale, ces conditions opératoires incluent une température de réaction comprise entre 450 et 900 C, et une pression voisine de la pression atmosphérique. L'Homme de l'Art sait parfaitement optimiser
ces conditions en fonction du type de coupes pétrolières à craquer.
Les charges d'hydrocarbures susceptibles d'être craquées dans le cadre de la présente invention peuvent être extrêmement diverses. Elles comprennent en particulier, mais non limitativement, les charges usuelles des procédés de craquage, comme par exemple des distillats et/ou des gazoles issus de la distillation atmosphérique ou sous vide, des
distillats et/ou des gazoles de viscoréduction, des résidus désasphaltés.
Le procédé selon l'invention est, par ailleurs, parfaitement adapté à la conversion de charges plus lourdes, contenant des fractions bouillant normalement jusqu'à 700 C et plus, pouvant renfermer des quantités élevées d'asphaltènes et présenter une teneur en carbone Conradson allant jusqu'à 4% et au delà. Ainsi, la charge peut comprendre des distillats lourds, des résidus de distillation
atmosphérique, voire des résidus de distillation sous vide.
Les charges injectées peuvent le cas échéant avoir reçu un traitement préalable tel que, par exemple, un hydrotraitement en présence d'un catalyseur approprié, par exemple un catalyseur à base
de cobalt et de molybdène déposés sur un oxyde réfractaire poreux.
16 2811327
Afin de faciliter son injection, surtout lorsqu'elle est visqueuse, la charge à craquer peut par ailleurs être diluée par une ou plusieurs coupes plus légères, qui peuvent inclure des coupes intermédiaires issues de la zone de fractionnement des effluents de craquage. A cet effet, les LCO ou HCO cités ci-dessus peuvent constituer d'excellents diluants. Dans le cadre de la présente invention, il n'apparaît pas nécessaire de mentionner le type de particules caloporteuses, catalytiques ou non, employé, ni les moyens de mise en circulation de telles particules sous forme de lits fluidisés plus ou moins dilués par des fluides gazeux de dilution, dans la mesure o ce sont des données bien connues de
l'Homme de l'Art.
Les diverses formes de mise en oeuvre de l'invention mentionnées cidessus vont être décrites ci-après plus en détail, en référence aux dessins annexés. Ceux-ci visent seulement à illustrer l'invention et n'ont donc aucun caractère limitatif, le procédé objet de la présente invention
pouvant être mis en ceuvre suivant de très nombreuses variantes.
Sur ces dessins: La figure 1 est une vue schématique d'un premier mode de mise en oeuvre du procédé de craquage selon l'invention, dans lequel on cloisonne le fractionnement de la partie lourde des effluents issus des deux réacteurs. Les figures 2 et 3 représentent deux variantes possibles pour la colonne de fractionnement partiellement cloisonnée intervenant dans le
procédé illustré sur la figure 1.
La figure 4 est une vue schématique d'un second mode de mise en oeuvre du procédé de craquage selon l'invention, dans lequel on cloisonne le fractionnement de la partie légère des effluents issus des deux réacteurs. La figures 5 représente une variante possible pour la colonne de fractionnement partiellement cloisonnée intervenant dans le procédé
illustré sur la figure 4.
La figure 1 représente une unité de craquage catalytique comprenant deux chambres réactionnelles successives, la première à
écoulement descendant et la seconde à écoulement ascendant.
Cette unité comprend une première chambre réactionnelle constituée d'un réacteur tubulaire 1 à flux descendant, connu sous le
1 7 2811327
nom de "downer". Ce réacteur est relié dans sa partie supérieure à une enceinte 2, à partir de laquelle il est alimenté par un flux de particules de
catalyseur régénérées, avec un débit régulé au moyen d'une vanne 3.
La charge à craquer est acheminée par la ligne 4 et injectée dans le réacteur 1 au moyen des injecteurs 5. Les particules de catalyseur et les
hydrocarbures s'écoulent alors de haut en bas dans le réacteur 1.
A la base du réacteur 1, le mélange débouche dans l'enceinte 6, dans la partie supérieure de laquelle un séparateur, non représenté, sépare les particules de catalyseur des effluents réactionnels, qui sont dirigés vers la zone de fractionnement par la ligne 7. Dans la partie inférieure de l'enceinte 6, les particules sont strippées, au moyen de
vapeur d'eau amenée par la ligne 8 au diffuseur 9.
Les particules sont ensuite évacuées par le conduit 10 hors de l'enceinte 6, et transférées à la base de la deuxième chambre réactionnelle. Cette dernière est constituée d'un réacteur 16 en forme de colonne, de type connu en soi, dit élévateur de charge, ou riser. Le réacteur 16 est alimenté à sa base par le conduit 10 en particules de catalyseur. En option, on peut prévoir un conduit non représenté pour l'acheminement d'un appoint de particules régénérées provenant directement du régénérateur 23 que l'on décrira plus en détail ci-après, avec un débit régulé de manière à optimiser les conditions de craquage
dans ce deuxième réacteur.
Un gaz élévateur, par exemple de la vapeur d'eau, est introduit dans la colonne 16 par la ligne 11, au moyen d'un diffuseur 19, tandis qu'une charge comprenant une proportion substantielle d'une coupe issue du fractionnement séparé des effluents les plus lourds du premier réacteur 1, est acheminée au moyen de la ligne 13 et injectée dans le réacteur 16 au moyen des injecteurs-pulvérisateurs 14. Les particules de catalyseur et les hydrocarbures s'écoulent alors de bas en haut dans le
réacteur 16.
La colonne 16 débouche à son sommet dans une enceinte 15, qui lui est par exemple concentrique et dans laquelle s'effectuent la séparation de la charge craquée et le strippage des particules désactivées de catalyseur. Les particules sont séparées de la charge traitée au moyen d'un cyclone 17, qui est logé dans l'enceinte 15, au sommet de laquelle est prévue une ligne d'évacuation 18 des effluents du deuxième réacteur Ix 2811327 16, lesquels sont acheminés vers la zone de fractionnement. Les particules désactivées se déplacent par gravité vers la base de l'enceinte 15. Une ligne 20 alimente en fluide de strippage, généralement de la vapeur d'eau, des injecteurs ou diffuseurs 21 de gaz de fluidisation disposés régulièrement à la base de l'enceinte 15. Les particules sont ensuite évacuées à la base de l'enceinte 15 vers un régénérateur 23, par l'intermédiaire du conduit 22. Dans le régénérateur 23, le coke déposé sur les particules est brûlé à l'aide d'air ou d'un autre gaz riche en oxygène, injecté à la base du régénérateur 23 par une ligne 24, qui alimente des injecteurs ou diffuseurs 25 régulièrement espacés. Les particules entraînées par le gaz de combustion sont séparées par des cyclones 26, et le gaz de combustion est évacué par une ligne 27, tandis que les particules s'écoulent vers la base de l'enceinte 23, d'o elles sont recyclées par le conduit 28 vers
l'enceinte 2 d'alimentation du premier réacteur 1.
Les effluents réactionnels issus de chacun des réacteurs 1 et 16 sont acheminés respectivement par les lignes 7 et 18 vers la colonne de fractionnement 12. Cette dernière est constituée de deux zones: une zone inférieure 40 de fractionnement cloisonné, et une zone supérieure 41 de fractionnement commun. La zone 40 de fractionnement cloisonné est divisée en deux compartiments 38 et 39 par un moyen de séparation 37, constitué d'une paroi verticale plane, s'étendant à partir du fond de
la colonne 12 sur une partie de la hauteur de celle-ci.
Conformément à l'invention, les lignes 7 et 18 d'amenée des effluents des deux réacteurs débouchent de part et d'autre du moyen de séparation 37, dans les compartiments respectifs 39 et 38, dans lesquels les produits lourds correspondants sont fractionnés séparément. Ces produits correspondent à des résidus de distillation ou " slurry ", dont le point de coupe initial est de préférence choisi à une valeur comprise
entre 450 et 480 C.
Les deux compartiments 38 et 39 communiquent avec la zone de fractionnement commun 41, située dans la partie supérieure de la colonne 12, et dans laquelle s'effectue le fractionnement des produits plus légers contenus dans les effluents combinés des deux réacteurs 1 et
16.
Le fractionnement par distillation de ces fractions plus légères est réalisé de manière classique, afin d'obtenir les produits recherchés. En
19 2811327
particulier, l'homme de l'Art sait parfaitement choisir les points de
coupes en fonction des produits qu'il souhaite obtenir.
Traditionnellement, cette distillation est réalisée de manière à isoler: les produits gazeux aux conditions normales de température et de pression (hydrocarbures en C1 à C4), soutirés par la ligne 43; - une coupe d'essences, dont l'intervalle d'ébullition peut aller de C jusque vers 140-220 C, soutirée par la ligne 44; - une coupe de type gazole ou LCO, dont l'intervalle d'ébullition s'étend généralement de 140-220 C jusque vers 320-400 C, soutirée par
la ligne 45.
- une coupe de type distillat ou HCO, dont l'intervalle d'ébullition s'étend généralement de 320-400 C jusque vers 450-480 C, soutirée par
la ligne 46.
Bien entendu, la zone de fractionnement peut parfaitement comprendre des colonnes additionnelles classiques non représentées, couplées à la colonne 12, dans lesquelles peut être effectué une partie du fractionnement des effluents communs décrit ci-dessus et/ou des
fractionnements ultérieurs.
Dans le procédé représenté ici, seuls les résidus des effluents des
deux réacteurs sont fractionnés séparément. Il est bien entendu tout-à-
fait possible de fractionner de manière séparée d'autres produits lourds tels qu'en particulier le HCO, voire le LCO, de manière à recycler tout ou partie de ceux-ci vers le second réacteur 16, seuls ou en mélange avec le slurry. Pour cela, il suffit d'utiliser un moyen de séparation 37 s'étendant sur une hauteur plus importante de la colonne 12, de manière à ce que la zone de fractionnement cloisonné 40 comprenne également la zone de
distillation et de soutirage du HCO (voire du LCO).
Les résidus condensés dans les compartiments 38 et 39 sont soutirés respectivement par les lignes 42 et 13. La coupe soutirée par la ligne 13, qui correspond au slurry issu du fractionnement séparé des effluents de la première chambre réactionnelle 1, est, conformément à l'invention, recyclée vers la deuxième chambre réactionnelle 16. En option, la ligne 47 permet de diluer cette fraction de fond par une coupe moins visqueuse, par exemple tout ou partie de la coupe HCO soutirée par la ligne 46. En option également, la ligne 48 permet de soutirer une partie de ladite fraction de fond, de manière à n'en injecter qu'une
proportion donnée dans le réacteur 16.
2811327
Quant à la coupe soutirée par la ligne 42, elle correspond au slurry issu du fractionnement séparé des effluents de la deuxième chambre réactionnelle 16. Cette coupe, qui comprend des composés particulièrement réfractaires non convertis après craquage successif dans chacun des deux réacteurs, peut être par exemple évacuée de l'unité. La figure 2, sur laquelle les organes déjà décrits en relation avec la figure 1 sont désignés par les mêmes chiffres de référence, représente une première variante de réalisation de la colonne de fractionnement 12, qui fait apparaître un autre moyen de cloisonner la partie inférieure
de ladite colonne.
Sur cette figure, la colonne 12 comprend un moyen de séparation constitué, comme dans la figure 1, d'un cloisonnement sensiblement vertical, s'étendant à partir du fond de la colonne 12. Toutefois, cet élément de cloisonnement se compose ici d'une paroi verticale cylindrique 37' dont l'axe de révolution est parallèle à l'axe longitudinal de la colonne 12. Cet élément cylindrique est disposé intérieurement et concentriquement à la paroi de la colonne 12, et il s'étend à partir du fond de celle-ci sur une hauteur suffisante, partageant ainsi la zone de fractionnement cloisonnée 40 en deux compartiments 39 et 38, dans lesquels débouchent respectivement la ligne 7 d'acheminement des effluents de la première chambre réactionnelle 1, et la ligne 18
d'acheminement des effluents de la seconde chambre réactionnelle 16.
Dans cette configuration, les deux compartiments 38 et 39 sont donc
concentriques.
Chaque compartiment 38 et 39 communique directement avec la zone de fractionnement commun 41 située au-dessus, dans laquelle s'effectue, de manière classique, le fractionnement des produits plus
légers contenus dans les effluents combinés des deux réacteurs.
Dans la variante présentée sur la figure 2, l'élément de cloisonnement 37' s'étend sur une hauteur plus importante de la colonne 12, de manière à couvrir également la zone de distillation des coupes de type HCO. Par ailleurs, on ne sépare pas le HCO du slurry, si bien que les résidus, soutirés par les lignes 42 et 13 dans le fond de chacun des deux compartiments respectifs 38 et 39, sont constitués
d'un mélange de ces deux types de produits.
2 1 2811327
Le résidu soutiré par la ligne 13, constitué d'un mélange de HCO et de slurry issu du fractionnement séparé des effluents lourds de la première chambre réactionnelle 1, est, conformément à l'invention,
recyclé en tout ou partie vers la deuxième chambre réactionnelle 16.
Bien entendu, les lignes d'alimentation 7 et 18 peuvent tout à fait être interverties, à condition d'intervertir également les deux lignes 13 et
42 de soutirage des produits correspondants.
La figure 3, sur laquelle les organes déjà décrits en relation avec la figure 1 sont à nouveau désignés par les mêmes chiffres de référence, représente une seconde variante de réalisation de la colonne de fractionnement 12 de cette figure 1, dans laquelle le moyen 37" de séparation de la zone inférieure 40 de fractionnement cloisonné est de
type horizontal.
Sur cette figure, la zone 40 comprend un cloisonnement interne constitué d'un plateau horizontal 37", lequel est dimensionné de manière à recouvrir la totalité de la section transversale de la colonne
12 et à être en contact étanche avec la paroi verticale interne de celleci.
Ce cloisonnement délimite un premier compartiment supérieur 39, dans lequel débouche la ligne 7 d'acheminement des effluents de la première chambre réactionnelle 1, et un second compartiment inférieur 38, dans lequel débouche la ligne 18 d'acheminement des effluents de la seconde chambre réactionnelle 16. Dans cette configuration, les deux
compartiments 38 et 39 sont donc disposées l'un au dessus de l'autre.
Chaque compartiment, 38, 39, communique directement avec la zone de fractionnement commun 41 située au-dessus. En effet, le plateau 37" est pourvu d'au moins une cheminée 50, qui permet le passage vers le haut, vers ladite zone de fractionnement commun 41, des produits vaporisés provenant du compartiment 38 inférieur au plateau 37". Ainsi, les effluents les plus légers issus de la seconde chambre réactionnelle 16 remontent-ils via cette cheminée vers la zone commune 41, o ils sont fractionnés et soutirés par les lignes 43, 44 et , en mélange avec les effluents légers issus de la première chambre
réactionnelle 1.
La cheminée 50 est surmontée d'une coiffe 51, par exemple conique, qui permet d'éviter que des hydrocarbures ne passent du compartiment supérieur 39 au compartiment inférieur 38. Ce système
22 2811327
permet donc d'assurer une parfaite ségrégation des effluents lourds
issus des deux réacteurs 1 et 16.
La coupe soutirée par la ligne 13 du compartiment 39 de fractionnement cloisonné des effluents lourds issus de la première chambre réactionnelle 1 est, conformément à l'invention, recyclée en
tout ou partie vers la deuxième chambre réactionnelle 16.
Dans cette variante comme dans celle présentée à la figure 2, les lignes d'alimentation 7 et 18 peuvent être interverties (le fractionnement séparé des effluents lourds du premier réacteur 1 est alors effectué dans le compartiment inférieur 38, tandis que le fractionnement séparé des effluents lourds du second réacteur 16 est effectué dans le compartiment supérieur 39), à condition d'intervertir également les
deux lignes 13 et 42 de soutirage des produits correspondants.
La figure 4 représente également une unité de craquage catalytique comprenant, comme celle présentée figure 1, une première chambre réactionnelle 1 à écoulement descendant et une seconde chambre réactionnelle 16 à écoulement ascendant. Cette unité comporte de nombreux éléments communs avec l'unité présentée à la figure 1 et désignés par les mêmes chiffres de référence, de sorte que seuls les
éléments différents seront décrits ci-après.
* Le procédé illustré sur cette figure 4 correspond à un mode de réalisation de l'invention, dans lequel on fractionne séparément les effluents les plus légers provenant de chacun des deux réacteurs 1 et 16, afin de réinjecter dans l'un d'eux des produits légers issus de
l'autre.
A cet effet, la colonne de fractionnement 12 comprend une zone supérieure 40 de fractionnement cloisonné des effluents légers, et une zone inférieure 41 de fractionnement commun des effluents lourds. La zone 40 de fractionnement cloisonné est divisée en deux compartiments 38 et 39 par un moyen de séparation 37, constitué d'une paroi verticale plane s'étendant vers le bas à partir de la tête de la colonne 12, sur une
partie de la hauteur de celle-ci.
Conformément à l'invention, les lignes 7 et 18 d'amenée des effluents des réacteurs respectifs 1 et 16 débouchent de part et d'autre du moyen de séparation 37, dans les compartiments respectifs 39 et 38, dans lesquels les produits légers correspondants sont fractionnés séparément, de manière à isoler:
23 2811327
- les produits gazeux aux conditions normales de température et de pression (hydrocarbures en C1 à C4), soutirés respectivement des compartiments 38 et 39 par les lignes 43a et 43b; - deux coupes de type essences, dont l'intervalle d'ébullition peut aller de 20 C jusque vers 140-220 C, soutirées respectivement des
compartiments 38 et 39 par les lignes 44a et 44b.
La coupe d'essence soutirée par la ligne 44a, issue du fractionnement séparé des effluents les plus légers de la deuxième chambre réactionnelle, est acheminée vers les injecteurs 5, à partir desquels elle est réinjectée dans la première chambre réactionnelle 1. En effet, bien que, dans le cadre de l'invention, il soit tout à fait possible de recycler cette coupe vers la deuxième chambre réactionnelle 16,il s'est avéré plus efficace de craquer une telle coupe dans la première chambre 1, au contact des particules de température maximale provenant directement du régénérateur 23. Dès lors, la charge fraîche peut être en tout ou partie injectée dans le second réacteur 16. A cet effet, elle est
acheminée aux injecteurs 14 via la ligne 52.
Dans la zone 41 de fractionnement commun de la colonne 12, s'effectue, de manière classique, le fractionnement des produits plus lourds contenus dans les effluents combinés des deux réacteurs 1 et 16, de manière à isoler: - une coupe de type gazole ou LCO, dont l'intervalle d'ébullition s'étend généralement de 140-220 C jusque vers 320-400 C, soutirée par la ligne 45; - une coupe de type distillat ou HCO, dont l'intervalle d'ébullition s'étend généralement de 320-400 C jusque vers 450-480 C, soutirée par la ligne 46; - un résidu de distillation ou (, slurry ", dont le point de coupe initial est généralement choisi à une valeur comprise entre 450 et 480 C,
soutiré par la ligne 53.
La figure 5, o les organes déjà décrits en relation avec la figure 4 sont désignés par les mêmes chiffres de référence, représente une variante de réalisation de la colonne de fractionnement 12 de cette figure 4, dans laquelle le moyen 37"de séparation de la zone supérieure
40 de fractionnement cloisonné est de type horizontal.
Sur cette figure 5, la zone 40 comprend un cloisonnement interne constituéd'un plateau horizontal 37", dimensionné de manière à
24 2811327
recouvrir la totalité de la section transversale de la colonne 12 et à être
en contact étanche avec la paroi verticale interne de celle.
Ce cloisonnement délimite un premier compartiment supérieur 39, dans lequel débouche la ligne 7 d'acheminement des effluents de la première chambre réactionnelle 1, et un second compartiment inférieur 38, dans lequel débouche la ligne 18 d'acheminement des effluents de
la seconde chambre réactionnelle 16.
Chaque compartiment 38, 39 communique directement avec la zone de fractionnement commun 41 située au-dessous. En effet, le plateau 37" est pourvu d'au moins une cheminé 50, qui permet le passage vers le bas, vers ladite zone de fractionnement commun 41, des produits lourds provenant du compartiment 39 supérieur au plateau 37". Ainsi, les effluents les plus lourds issus de la première chambre réactionnelle 1 descendent-ils via cette cheminé vers la zone commune 41, o ils sont fractionnés et soutirés par les lignes 45, 46 et 53, en mélange avec les effluents lourds issus de la deuxième chambre
réactionnelle 16.
La cheminé 50 est pourvue d'une chicane 51, par exemple conique, qui permet d'éviter que des hydrocarbures ne passent du compartiment inférieur 38 au compartiment supérieur 39. Ce système permet donc d'assurer une parfaite ségrégation des effluents légers
issus des deux réacteurs 1 et 16.
La coupe d'essences soutirée par la ligne 44a du compartiment 38 de fractionnement cloisonné des effluents légers issus de la deuxième chambre réactionnelle 16 est, conformément à l'invention, recyclée en
tout ou partie vers la première chambre réactionnelle 1.
Les exemples ci-après, qui n'ont pas de caractère limitatif, sont uniquement destinés à illustrer la mise en oeuvre de l'invention et les
avantages de celle-ci.
EXEMPLES
Exemple I:
Deux essais de craquage catalytique ont été effectués à partir d'une charge pétrolière lourde, constituée d'un mélange de 50% en poids de résidu atmosphérique et de 50% en poids de distillat sous vide,
provenant tous deux de la distillation d'un pétrole brut de type Kirkuk.
Le premier essai a été réalisé dans une unité expérimentale de craquage catalytique conforme à celle représentée sur la Figure 1, qui
2811327
comporte deux chambres réactionnelles successives (1;16), la première (1) à écoulement descendant ("downer"), et la seconde (16) à écoulement ascendant ("riser"). Le catalyseur utilisé est un catalyseur commercial classique, de type zéolithique. Conformément à l'invention, les effluents de chacune de ces deux chambres réactionnelles sont dirigés vers une même colonne de fractionnement (12), cloisonnée dans sa partie inférieure (40) par une paroi verticale plane (37). La charge fraîche est injectée dans la première chambre réactionnelle (1), tandis que dans la seconde chambre réactionnelle (16) on recycle une coupe issue du
fractionnement séparé des effluents de la première chambre (1).
Par ailleurs, un essai comparatif (essai n 2) a été réalisé dans les mêmes conditions, mais en remplaçant la colonne de fractionnement partiellement cloisonnée (12) par une colonne classique, dans laquelle les effluents de chacune des deux chambres (1;16) sont combinés et fractionnés de manière traditionnelle. La charge fraîche est injectée dans la première chambre réactionnelle (1), tandis que dans la seconde chambre réactionnelle (16) on recycle une coupe issue du fractionnement
des effluents combinés des deux chambres.
Dans ces deux essais, la coupe recyclée dans la seconde chambre réactionnelle (16) correspond à un distillat lourd ou HCO, d'intervalle d'ébullition s'étendant de 380 C à 480 C. Dans l'essai 1 conforme à l'invention, la totalité du HCO provenant du fractionnement cloisonné des effluents de la première chambre réactionnelle (1) est injectée dans la deuxième chambre réactionnelle (16). Dans l'essai comparatif 2, le taux de recycle (rapport de la quantité de HCO recyclée dans la deuxième chambre réactionnelle à la quantité totale de HCO produite dans l'unité)
est de 0,8.
Les conditions opératoires, identiques dans les deux essais, sont les suivantes: - Température de sortie de la première chambre réactionnelle (1) 540 C - Température de sortie de la deuxième chambre réactionnelle (16) 515 C - Rapport C/O dans la première chambre réactionnelle (1) (rapport massique entre la quantité de catalyseur C et celle O de la charge injectée dans cette chambre): 6 - Rapport C/O dans la deuxième chambre réactionnelle (16): 8
26 2811327
- Température du régénérateur (23): 690 C Le tableau qui suit résume les résultats obtenus, en terme de taux de conversion de la coupe HCO recyclée dans la deuxième chambre réactionnelle (i.e. quantité de HCO converti / quantité de HCO recyclé), et de rendement en produits de conversion (i.e. poids de produit obtenu /
poids de HCO converti).
Essai 1 Essai 2 (comparatif) Rendements: Taux de conversion (% en poids) 34,6 24,5 Rendement en gaz secs (% en poids) 2,2 1,5 Rendement en GPL (% en poids) 5,8 4,3 Rendement en essence (% en poids) 13,1 10,1 Rendement en LCO (% en poids) 20,0 20,8 Rendement en slurry (% en poids) 45,4 54,7 Rendement en coke (% en poids) 13,5 8,6 Dans le tableau ci-dessus, les produits obtenus sont définis comme suit: - gaz secs: hydrocarbures légers à 1 ou 2 atomes de carbone et hydrogène sulfuré (H2S); - GPL: hydrocarbures légers à 3 ou 4 atomes de carbone; - essence: coupe d'hydrocarbures dont l'intervalle d'ébullition s'étend de C jusqu'à 220 C; - LCO: coupe d'hydrocarbures dont l'intervalle d'ébullition s'étend de 220 C jusqu'à 380 C; - slurry: résidu de distillation, qui contient des quantités importantes de poussières de catalyseur et dont l'intervalle d'ébullition s'étend à partir
de 480 C.
Les résultats ci-dessus montrent qu'il est beaucoup plus avantageux de recycler au second réacteur du HCO provenant du fractionnement cloisonné des effluents du premier réacteur (essai 1), que de recycler du HCO provenant du fractionnement des effluents
combinés des deux réacteurs (essai 2).
En effet, dans le premier cas, la coupe de HCO recyclée ne contient que des hydrocarbures issus d'un premier craquage de la charge fraîche, tandis que dans le second cas elle contient également
27 2811327
des hydrocarbures issus de la deuxième chambre, non convertis après passage dans les deux réacteurs successifs, donc particulièrement réfractaires au craquage, et qui "tournent en rond" dans l'unité. Dans l'essai 1 réalisé conformément à l'invention, l'élimination de tels composés grâce au système de fractionnement cloisonné améliore notablement la qualité du craquage dans la seconde chambre réactionnelle. On constate en effet que cette conversion est à la fois plus complète (augmentation de 10 points du taux de conversion), et plus sélective (forte diminution du rendement en en slurry, qui est un produit particulièrement indésirable, au profit d'une augmentation des rendements produits intermédiaires recherchés, tels que les essences et
les GPL).
Exemple 2:
Dans cet exemple, deux essais (respectivement 3 et 4) ont été réalisés dans les mêmes unités et dans les mêmes conditions opératoires que les essais respectifs 1 et 2 de l'exemple 1, à la différence près que cette fois la coupe recyclée dans la seconde chambre réactionnelle (16) est une coupe de type gazole ou LCO (d'intervalle d'ébullition s'étendant de 220 C à 380 C). Dans l'essai 3 conforme à l'invention, la totalité du LCO provenant du fractionnement cloisonné des effluents de la première chambre réactionnelle (1) est injectée dans la deuxième chambre réactionnelle (16). Dans l'essai comparatif 4, le taux de recycle (rapport de la quantité de LCO recyclé dans la deuxième chambre réactionnelle à la quantité totale de LCO produite dans l'unité)
est de 0,8. La charge fraiche utilisée est la même que dans l'exemple 1.
Pour chacun de ces deux essais, on a déterminé les propriétés de la coupe de LCO recyclée dans la seconde chambre réactionnelle. Le tableau cidessous illustre les résultats obtenus: Essai 3 Essai 4 (comparatif) Propriétés de la coupe de recycle: Densité (à 15 C) 0,9522 0,9543 Viscosité (à 50 C) 2,76 2,98 Teneur en soufre (% en poids) 2,59 2,71 Teneur en hydrogène moléculaire 10,10 9,79 (% en poids)
28 2811327
Les résultats ci-dessus illustrent, d'une manière complémentaire
à ceux de l'exemple 1, certains avantages apportés par l'invention.
On constate en effet que, dans l'essai 3 effectué conformément à l'invention, la coupe de recycle est de qualité nettement supérieure à celle obtenue dans l'essai comparatif 4. Dans l'essai 3, cette coupe est moins lourde, moins visqueuse, moins riche en impuretés soufrées; la
teneur en hydrogène des hydrocarbures qu'elle contient est plus élevée.
Cette coupe est donc moins riche en hydrocarbures lourds, en particulier en composés polyaromatiques particulièrement réfractaires
au craquage.
Cet exemple illustre donc le fait que, dans le procédé selon l'invention, les qualités de la coupe de recycle sont supérieures, ce qui contribue à de meilleurs rendements, une meilleure sélectivité et une meilleure qualité des produits obtenus lors du craquage de cette coupe
dans la seconde chambre réactionnelle 16.
Exemple 3:
Dans cet exemple, on utilise une unité expérimentale de craquage catalytique conforme à celle représentée sur la Figure 4, qui comporte deux chambres réactionnelles successives (1;16), la première (1) à écoulement descendant ("downer"), et la seconde (16) à écoulement ascendant ("riser"). Le catalyseur utilisé est un catalyseur commercial
classique, de type Néolithique.
Un premier essai (essai n 5) est réalisé conformément à l'invention les effluents de chacune de ces deux chambres réactionnelles sont dirigés vers une même colonne de fractionnement (12), cloisonnée dans sa partie supérieure (40) par une paroi verticale plane (37). La charge fraîche est injectée dans la deuxième chambre réactionnelle (16), tandis que dans la première chambre réactionnelle (1) on recycle une coupe issue du fractionnement séparé des effluents de la deuxième chambre (16). Par ailleurs, un essai comparatif (essai n 6) a été réalisé dans les mêmes conditions, mais en remplaçant la colonne de fractionnement partiellement cloisonnée (12) par une colonne classique, dans laquelle les effluents de chacune des deux chambres (1;16) sont combinés et fractionnés de manière traditionnelle. La charge fraîche est injectée dans la deuxième chambre réactionnelle (16), tandis que dans la première
29 2811327
chambre réactionnelle (1) on recycle une coupe issue du fractionnement
des effluents combinés des deux chambres.
Dans ces deux essais, la coupe recyclée dans la première chambre réactionnelle (1) est une essence légère (d'intervalle d'ébullition s'étendant de 20 C à 220 C). Dans l'essai 5 conforme à l'invention, la totalité de l'essence provenant du fractionnement cloisonné des effluents de la deuxième chambre réactionnelle (16) est injectée dans la première chambre réactionnelle (1). Dans l'essai comparatif 6, le taux de recycle (rapport de la quantité d'essence recyclée dans la première chambre réactionnelle à la quantité totale d'essence produite dans l'unité) est de 0,8. La charge fraîche utilisée est la même que dans l'exemple 1, et les conditions opératoires, identiques dans les deux essais, sont les suivantes: - Température de sortie de la première chambre réactionnelle (1) 540 C - Température de sortie de la deuxième chambre réactionnelle (16) 515 C - Rapport C/O dans la première chambre réactionnelle (1): 8 Rapport C/O dans la deuxième chambre réactionnelle (16): 6 - Température du régénérateur (23): 690 C Pour chacun de ces deux essais, on a déterminé les propriétés de
la coupe d'essence recyclée dans la première chambre réactionnelle (1).
Le tableau ci-dessous illustre les résultats obtenus Essai 5 Essai 6 (comparatif) Propriétés de la coupe de recycle: Densité (à 15 C) 0,7130 0, 7289 Teneur en soufre (% en poids) 0,063 0,078 Teneur en hydrogène moléculaire 14,30 13,77 (% en poids) Teneur en composés aromatiques 16,0 17,5 (% en poids) Là encore, on constate que dans l'essai 5 effectué conformément à l'invention, la coupe de recycle est de qualité nettement supérieure à celle obtenue dans l'essai comparatif 6. En effet, dans l'essai 5 cette
2811327
coupe est moins lourde, moins riche en impuretés soufrés; sa teneur en hydrogène moléculaire est plus élevée, et sa teneur en hydrocarbures aromatiques est moindre. Il en résulte, lors du craquage d'une telle coupe dans la première chambre réactionnelle (1), non seulement des rendements plus élevés, mais également de meilleures qualités des
produits de craquage.
De manière générale, les exemples ci-dessus illustrent parfaitement quelques-uns des nombreux avantages apportés par la présente invention. En particulier, ils montrent que l'invention permet de recycler de manière optimale certaines coupes d'hydrocarbures issues d'une première étape de craquage de la charge fraîche, ce qui permet d'augmenter de manière substantielle le rendement total de conversion de cette charge, avec une sélectivité accrue en faveur des
produits spécifiques recherchés.
31 2811327
Claims (28)
1. Procédé de craquage en lit fluidisé d'une charge hydrocarbonée dans lequel des particules caloporteuses, éventuellement catalytiques, circulent dans deux chambres réactionnelles successives (1; 16), dans chacune desquelles elles sont mises en contact avec au moins une coupe d'hydrocarbures, et les effluents réactionnels issus de chacune desdites chambres sont dirigés vers une même unité de fractionnement, caractérisé en ce que les effluents de chacune des chambres réactionnelles (1;16) sont fractionnés en partie séparément dans une même colonne de fractionnement (12) partiellement cloisonnée, et en ce qu'au moins une coupe issue (13, 44a) du fractionnement séparé des effluents d'une des deux chambres réactionnelles (1;16) est, en tout ou
partie, réinjectée dans l'autre chambre.
2. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que le temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la première chambre réactionnelle (1) est inférieur au temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la
deuxième chambre réactionnelle (16).
3. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que le temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la première chambre réactionnelle (1) est
compris entre 0,05 et 5 secondes, de préférence entre 0,1 et 1 seconde.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que le temps de séjour des hydrocarbures injectés dans la deuxième chambre réactionnelle (16) est
compris entre O, 1 et 10 secondes, de préférence entre 0,4 et 5 secondes.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que l'écoulement de la charge et des particules dans la première chambre réactionnelle (1) se fait suivant
une direction essentiellement descendante.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que l'écoulement de la charge et des particules dans la deuxième chambre réactionnelle (16) se fait suivant
une direction essentiellement ascendante.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que, dans ladite colonne (12) de fractionnement partiellement cloisonnée, les effluents les plus lourds
32 2811327
issus de chacune des deux chambres réactionnelles sont fractionnés
séparément, tandis que les effluents les plus légers sont combinés.
8. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que ladite coupe (13) issue du fractionnement séparé des effluents de l'une des chambres réactionnelles et qui est, en tout ou partie, réinjectée dans l'autre chambre, comprend du slurry et/ou un distillat lourd du type des HCO et/ou une coupe du type gazole telle que du LCO.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 7 et 8,
caractérisé en que au moins une coupe (13) issue du fractionnement séparé des effluents les plus lourds de la première chambre réactionnelle (1) est, en tout ou partie, réinjectée dans la seconde
chambre réactionnelle (16).
10. Procédé selon l'une quelconque des revendications i à 6,
caractérisé en ce que, dans ladite colonne (12) de fractionnement partiellement cloisonnée, les effluents les plus légers issus de chacune des deux chambres réactionnelles sont fractionnés séparément, tandis
que les effluents les plus lourds sont combinés.
11. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que ladite coupe (44a) issue du fractionnement séparé des effluents de l'une des chambres réactionnelles et qui est, en tout ou partie,
réinjectée dans l'autre chambre, comprend de l'essence.
12. Procédé selon l'une quelconque des revendications 10 et 11,
caractérisé en ce que au moins une coupe (44a) issue du fractionnement séparé des effluents les plus légers de la deuxième chambre réactionnelle (16) est, en tout ou partie, réinjectée dans la
première chambre réactionnelle (1).
13. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que ladite coupe (13; 44a) issue du fractionnement séparé des effluents de l'une des chambres réactionnelles et qui est, en tout ou partie, réinjectée dans l'autre chambre est, préalablement à cette réinjection, combinée à d'autres
coupes d'hydrocarbures.
14. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que ladite coupe (13; 44a) issue du fractionnement séparé des effluents de l'une des charnbres réactionnelles et qui est, en tout ou partie, réinjectée dans l'autre
31 2811327
chambre est, préalablement à cette réinjection, soumise à un ou
plusieurs traitements intermédiaires.
15. Procédé selon la revendication 14, caractérisé en ce que ledit traitement intermédiaire inclut un hydrotraitement, tel que par exemple une hydrogénation, une hydrodéaromatisation, une
hydrodésulfuration, une hydrodéazotation.
16. Procédé selon l'une quelconque des revendications
précédentes, caractérisé en ce que l'on introduit en amont de la seconde chambre réactionnelle (16), en plus des particules issues de la première chambre réactionnelle (1), un appoint de particules en provenance du
régénérateur (23).
17. Dispositif de craquage en lit fluidisé d'une charge hydrocarbonée, mettant en oeuvre deux chambres réactionnelles (1; 16) reliées entre elles par un moyen (10) de transfert des particules caloporteuses, une colonne de fractionnement (12) et des conduites (7; 18) d'amenée des effluents hydrocarbonés issus de chacune des deux chambres (1; 16) à ladite colonne de fractionnement (12), caractérisé en ce que: - ladite colonne de fractionnement (12) comporte, dans sa partie interne, au moins deux zones distinctes: une première zone (40) de fractionnement cloisonné constituée de deux compartiments (38; 39), communiquant chacun avec une seconde zone de fractionnement commun (41); les conduites (7; 18) d'amenée des effluents issus de la première et de la deuxième chambre réactionnelle (1;16) débouchent respectivement dans le premier et le deuxième compartiment (39; 38) de ladite zone (40) de fractionnement cloisonné; des moyens sont prévus (13; 44a) pour le recyclage et l'injection dans l'une des chambres réactionnelles (1; 16) d'au moins une coupe soutirée du compartiment de fractionnement cloisonné des effluents de
l'autre chambre réactionnelle.
18. Dispositif selon la revendication précédente, caractérisé en
ce que lesdites chambres réactionnelles (1; 16) sont différentes.
19. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 17 et
18, caractérisé en ce que la première chambre réactionnelle (1) est constituée d'un réacteur sensiblement vertical à écoulement descendant
du type connu sous le nom de downer.
34 2811327
20. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 17 à
19, caractérisé en que la seconde chambre réactionnelle (16) est constituée d'un réacteur sensiblement vertical à écoulement ascendant,
du type connu sous le nom de riser.
21. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 17 à
, caractérisé en que la zone de fractionnement cloisonné (40)
correspond à la partie inférieure de la colonne de fractionnement (12).
22. Dispositif selon la revendication 21, caractérisé en ce que la zone de fractionnement cloisonné (40) est séparée en deux compartiments (38; 39) grâce à un moyen de séparation sensiblement vertical (37; 37'), s'étendant à partir du fond de la colonne de
fractionnement (12) sur une partie de la hauteur de celle-ci.
23. Dispositif selon la revendication 21, caractérisé en que la zone de fractionnement cloisonné (40) est séparée en deux compartiments (38; 39) grâce à un moyen de séparation sensiblement horizontal, constitué d'un plateau (37') s'étendant sur une section horizontale de la colonne (12), et pourvu d'une ou plusieurs cheminées (50) permettant le passage vers le haut, vers la zone (41) de fractionnement commun, des effluents légers issus du compartiment
(38) inférieur audit plateau (37').
24. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 17 à
, caractérisé en que la zone de fractionnement cloisonné (40)
correspond à la partie supérieure de la colonne de fractionnement (12).
25. Dispositif selon la revendication 24, caractérisé en ce que la zone de fractionnement cloisonné (40) est séparée en deux compartiments (38; 39) grâce à un moyen de séparation sensiblement vertical (37; 37), s'étendant à partir de la tête de la colonne de
fractionnement (12) sur une partie de la hauteur de celle-ci.
26. Dispositif selon la revendication 24, caractérisé en que la zone de fractionnement cloisonné (40) est séparée en deux compartiments (38; 39) grâce à un moyen de séparation sensiblement horizontal, constitué d'un plateau (37') s'étendant sur une section horizontale de la colonne (12), et pourvu d'une ou plusieurs cheminées (50) permettant le passage vers le bas, vers la zone de fractionnement commun (41), des effluents lourds issus du compartiment (39)
supérieur audit plateau (37').
3 5 2811327
27. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 22 ou
, caractérisé en que ledit moyen de séparation est constitué d'une
paroi verticale plane (37).
28. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 22 ou
25, caractérisé en que ledit moyen de séparation est constitué d'une paroi verticale cylindrique (37'), dont l'axe de révolution est parallèle à
l'axe longitudinal de la colonne de fractionnement (12).
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0008732A FR2811327B1 (fr) | 2000-07-05 | 2000-07-05 | Procede et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres reactionnelles successives |
| DE60108007T DE60108007T2 (de) | 2000-07-05 | 2001-06-29 | Verfahren und Einrichtung zum Cracken von Kohlenwasserstoffen in zwei aufeinanderfolgenden Reaktionstufen |
| AT01401737T ATE286107T1 (de) | 2000-07-05 | 2001-06-29 | Verfahren und einrichtung zum cracken von kohlenwasserstoffen in zwei aufeinanderfolgenden reaktionstufen |
| EP01401737A EP1170355B1 (fr) | 2000-07-05 | 2001-06-29 | Procédé et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres réactionelles successives |
| ES01401737T ES2236159T3 (es) | 2000-07-05 | 2001-06-29 | Procedimiento y dispositivo para el craqueo de hidrocarburos con dos zonas de reaccion sucesivas. |
| CA002352018A CA2352018C (fr) | 2000-07-05 | 2001-07-03 | Procede et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres reactionnelles successives |
| US09/897,436 US6767451B2 (en) | 2000-07-05 | 2001-07-03 | Procedure and device for cracking of hydrocarbons using two successive reaction chambers |
| US10/847,374 US7544333B2 (en) | 2000-07-05 | 2004-05-18 | Device for cracking of hydrocarbons using two successive reaction chambers |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0008732A FR2811327B1 (fr) | 2000-07-05 | 2000-07-05 | Procede et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres reactionnelles successives |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2811327A1 true FR2811327A1 (fr) | 2002-01-11 |
| FR2811327B1 FR2811327B1 (fr) | 2002-10-25 |
Family
ID=8852125
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR0008732A Expired - Fee Related FR2811327B1 (fr) | 2000-07-05 | 2000-07-05 | Procede et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres reactionnelles successives |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6767451B2 (fr) |
| EP (1) | EP1170355B1 (fr) |
| AT (1) | ATE286107T1 (fr) |
| CA (1) | CA2352018C (fr) |
| DE (1) | DE60108007T2 (fr) |
| ES (1) | ES2236159T3 (fr) |
| FR (1) | FR2811327B1 (fr) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007074304A1 (fr) | 2005-12-27 | 2007-07-05 | Alstom Technology Ltd | Installation de conversion d'hydrocarbures petroliers a installation de combustion integree comprenant une capture du dioxyde de carbone |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2785907B1 (fr) * | 1998-11-13 | 2001-01-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant des reacteurs a ecoulements descendant et ascendant |
| CA2576329A1 (fr) * | 2004-08-10 | 2006-02-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methode et appareillage permettant d'obtenir un distillat moyen et des olefines legeres a partir d'une charge d'hydrocarbures |
| US20060231459A1 (en) * | 2005-03-28 | 2006-10-19 | Swan George A Iii | FCC process combining molecular separation with staged conversion |
| US20080011645A1 (en) * | 2006-07-13 | 2008-01-17 | Dean Christopher F | Ancillary cracking of paraffinic naphtha in conjuction with FCC unit operations |
| US20080011644A1 (en) * | 2006-07-13 | 2008-01-17 | Dean Christopher F | Ancillary cracking of heavy oils in conjuction with FCC unit operations |
| CA2661072A1 (fr) * | 2006-08-18 | 2008-02-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Procede pour separer des particules d'un courant gazeux contenant des particules |
| CN101679880B (zh) | 2007-04-13 | 2013-05-22 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于由烃原料生产中间馏分油产物和低级烯烃的系统和方法 |
| RU2463335C2 (ru) * | 2007-04-30 | 2012-10-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Установка и способ получения средних дистиллятов и низших олефинов из углеводородного сырья |
| RU2474606C2 (ru) * | 2007-10-10 | 2013-02-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы и способы получения средних дистиллятов и низших олефинов из углеводородного сырья |
| WO2010061986A1 (fr) * | 2008-11-26 | 2010-06-03 | Sk Energy Co., Ltd. | Procédé de préparation d'un combustible propre et d’aromatiques à partir de mélanges hydrocarbonés de craquage catalytique en lit fluide |
| CN101921611B (zh) * | 2009-06-12 | 2013-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降低汽油硫含量的催化裂化方法及系统 |
| AU2010326267B2 (en) * | 2009-12-01 | 2015-07-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Two stage hydroprocessing with divided wall column fractionator |
| EP2591073B1 (fr) | 2010-07-08 | 2019-07-03 | Indian Oil Corporation Ltd. | Procédé de craquage catalytique fluide à deux étages |
| BR112013014250A2 (pt) * | 2010-12-14 | 2016-09-20 | Uop Llc | processo e aparelho para remover aromáticos polinucleares pesados de uma corrente hidroprocessada |
| JP6158807B2 (ja) | 2011-07-27 | 2017-07-05 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | 下降流反応装置におけるパラフィン系ナフサの流動接触分解 |
| US8822747B2 (en) * | 2011-12-21 | 2014-09-02 | Uop Llc | Combined xylene isomerization and transalkylation process unit |
| US8888899B2 (en) * | 2012-04-12 | 2014-11-18 | Kellogg Brown & Root Llc | Transfer line for the primary cyclone of a gasifier |
| FR3015514B1 (fr) | 2013-12-23 | 2016-10-28 | Total Marketing Services | Procede ameliore de desaromatisation de coupes petrolieres |
| CN111013500B (zh) * | 2019-10-25 | 2022-02-25 | 河北美邦工程科技股份有限公司 | 一种浆态床连续加氢反应装置 |
| CN114426877B (zh) * | 2020-10-29 | 2023-07-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原油催化裂解生产低碳烯烃和btx的方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2488713A (en) * | 1947-05-01 | 1949-11-22 | Universal Oil Prod Co | Catalytic cracking of residual hydrocarbons |
| EP0573316A1 (fr) * | 1992-05-07 | 1993-12-08 | Institut Francais Du Petrole | Procédé et dispositif de craquage catalytique dans deux zones réactionnelles successives |
| WO1998012279A1 (fr) * | 1996-09-18 | 1998-03-26 | Total Raffinage Distribution S.A. | Procede et dispositif de craquage catalytique en lit fluidise d'une charge d'hydrocarbures |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3437584A (en) * | 1967-08-09 | 1969-04-08 | Universal Oil Prod Co | Method for converting heavy carbonaceous materials |
| US5824208A (en) * | 1994-05-27 | 1998-10-20 | Exxon Research & Engineering Company | Short contact time catalytic cracking process |
| US5582711A (en) * | 1994-08-17 | 1996-12-10 | Exxon Research And Engineering Company | Integrated staged catalytic cracking and hydroprocessing process |
| US5755933A (en) * | 1995-07-24 | 1998-05-26 | The M. W. Kellogg Company | Partitioned distillation column |
| FR2757872B1 (fr) * | 1996-12-31 | 1999-06-25 | Total Raffinage Distribution | Procede d'hydrotraitement d'une charge hydrocarbonee et dispositif pour sa mise en oeuvre |
| FR2785907B1 (fr) * | 1998-11-13 | 2001-01-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant des reacteurs a ecoulements descendant et ascendant |
| US6630066B2 (en) * | 1999-01-08 | 2003-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking and hydrotreating separate refinery streams |
-
2000
- 2000-07-05 FR FR0008732A patent/FR2811327B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-06-29 ES ES01401737T patent/ES2236159T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-29 DE DE60108007T patent/DE60108007T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-29 EP EP01401737A patent/EP1170355B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-29 AT AT01401737T patent/ATE286107T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-07-03 CA CA002352018A patent/CA2352018C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2001-07-03 US US09/897,436 patent/US6767451B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-05-18 US US10/847,374 patent/US7544333B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2488713A (en) * | 1947-05-01 | 1949-11-22 | Universal Oil Prod Co | Catalytic cracking of residual hydrocarbons |
| EP0573316A1 (fr) * | 1992-05-07 | 1993-12-08 | Institut Francais Du Petrole | Procédé et dispositif de craquage catalytique dans deux zones réactionnelles successives |
| WO1998012279A1 (fr) * | 1996-09-18 | 1998-03-26 | Total Raffinage Distribution S.A. | Procede et dispositif de craquage catalytique en lit fluidise d'une charge d'hydrocarbures |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007074304A1 (fr) | 2005-12-27 | 2007-07-05 | Alstom Technology Ltd | Installation de conversion d'hydrocarbures petroliers a installation de combustion integree comprenant une capture du dioxyde de carbone |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE60108007T2 (de) | 2005-12-08 |
| ATE286107T1 (de) | 2005-01-15 |
| US7544333B2 (en) | 2009-06-09 |
| US20040211704A1 (en) | 2004-10-28 |
| EP1170355A1 (fr) | 2002-01-09 |
| CA2352018A1 (fr) | 2002-01-05 |
| EP1170355B1 (fr) | 2004-12-29 |
| ES2236159T3 (es) | 2005-07-16 |
| CA2352018C (fr) | 2010-02-02 |
| US20020096452A1 (en) | 2002-07-25 |
| US6767451B2 (en) | 2004-07-27 |
| DE60108007D1 (de) | 2005-02-03 |
| FR2811327B1 (fr) | 2002-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1170355B1 (fr) | Procédé et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres réactionelles successives | |
| EP1800742B1 (fr) | Réacteur à deux zones réactionnelles fluidisées avec système de séparation gaz/solide intégré | |
| EP0323297B1 (fr) | Procédé de conversion d'hydrocarbures en lit fluidisé | |
| EP1413622B1 (fr) | Procédé de craquage catalytique dans deux zones de craquage integrées de sévérité différente suivies d'une zone de refroidissement | |
| EP2441816B1 (fr) | Procédé de craquage catalytique adapté au traitement de charges à faible carbon conradson comportant le recyclage d'une coupe cokante selon une technologie nouvelle | |
| FR2791354A1 (fr) | Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lits bouillonnants et une etape d'hydrotraitement | |
| EP2627736B1 (fr) | Procede de craquage et de stripage multi-etage dans une unite de fcc. | |
| EP2336273B1 (fr) | Procédé de craquage catalytique avec maximisation des bases gazoles | |
| EP0191695B1 (fr) | Procédé et dispositif d'injection de catalyseur dans un procédé de craquage catalytique à l'état fluide, notamment de charges lourdes | |
| CA1259577A (fr) | Procede et appareil pour craquage catalytique en lit fluide | |
| EP0489726B1 (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee | |
| EP1131389B1 (fr) | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant des reacteurs a ecoulements descendant et ascendant | |
| FR2659346A1 (fr) | Procede de craquage avec oligomerisation ou trimerisation des olefines presentes dans les effluents. | |
| EP0851020A1 (fr) | Procédé d'hydrotraitement d'une charge hydrocarbonée et dispositif pour sa mise en oeuvre | |
| EP0291408B1 (fr) | Procédé de vapocraquage dans une zone réactionnelle en lit fluide | |
| FR3080628A1 (fr) | Procede d'hydrocraquage de charges hydrocarbonees. | |
| FR2770225A1 (fr) | Procede et dispositif de vaporisation selective des charges d'hydrocarbures en craquage catalytique | |
| FR2970478A1 (fr) | Procede d'hydroconversion en lit fixe d'un petrole brut, etete ou non, un fractionnement, puis un desasphaltage de la fraction lourde pour la production d'un brut synthetique preraffine | |
| FR2658833A1 (fr) | Procede de craquage a l'etat fluide d'une charge d'hydrocarbures. | |
| EP0322276A1 (fr) | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique de charges lourdes comportant un second strippage en lit fluide | |
| FR3090683A1 (fr) | Conversion d’un brut pétrolier en lit fluidisé compartimenté | |
| WO1991003527A1 (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee | |
| FR2621322A1 (fr) | Procede de vaporisation d'une charge liquide dans un procede de craquage catalytique en lit fluide | |
| FR2521157A1 (fr) | Preparation d'une charge de craquage catalytique fluide par vaporisation selective | |
| FR2868788A1 (fr) | Procede de conversion d'une alimentation d'hydrocarbures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20080331 |