FR2975701A1 - Procede de reformage catalytique de naphta - Google Patents
Procede de reformage catalytique de naphta Download PDFInfo
- Publication number
- FR2975701A1 FR2975701A1 FR1254690A FR1254690A FR2975701A1 FR 2975701 A1 FR2975701 A1 FR 2975701A1 FR 1254690 A FR1254690 A FR 1254690A FR 1254690 A FR1254690 A FR 1254690A FR 2975701 A1 FR2975701 A1 FR 2975701A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- naphtha
- arenes
- naphthas
- process according
- reforming
- 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
- 241001120493 Arene Species 0.000 title claims abstract description 69
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 41
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 35
- 238000002407 reforming Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 60
- -1 hydrocarbon arenes Chemical class 0.000 title description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 86
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 78
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 57
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 56
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 39
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 32
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 29
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 27
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 24
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 12
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 10
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 claims description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 9
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 8
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 claims description 8
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N Acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims description 5
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N morpholine-4-carbaldehyde Chemical compound O=CN1CCOCC1 LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 51
- 239000000047 product Substances 0.000 description 26
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 20
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 18
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 14
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 12
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 10
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical group [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 8
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 7
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 7
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- URLKBWYHVLBVBO-UHFFFAOYSA-N Para-Xylene Chemical group CC1=CC=C(C)C=C1 URLKBWYHVLBVBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000274 adsorptive effect Effects 0.000 description 6
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 6
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 6
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 5
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 4
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 4
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N alumanylidynesilicon Chemical compound [Al].[Si] CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000622 liquid--liquid extraction Methods 0.000 description 2
- IVSZLXZYQVIEFR-UHFFFAOYSA-N m-xylene Chemical group CC1=CC=CC(C)=C1 IVSZLXZYQVIEFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 2
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 101150079871 6.7 gene Proteins 0.000 description 1
- 229910011255 B2O3 Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000714933 Chryseobacterium nakagawai Species 0.000 description 1
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002847 PtSn Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910004369 ThO2 Inorganic materials 0.000 description 1
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N Trioxochromium Chemical compound O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000020335 dealkylation Effects 0.000 description 1
- 238000006900 dealkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006298 dechlorination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007323 disproportionation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007327 hydrogenolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- DBJYYRBULROVQT-UHFFFAOYSA-N platinum rhenium Chemical compound [Re].[Pt] DBJYYRBULROVQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007363 ring formation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- ZCUFMDLYAMJYST-UHFFFAOYSA-N thorium dioxide Chemical compound O=[Th]=O ZCUFMDLYAMJYST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010555 transalkylation reaction Methods 0.000 description 1
- ISNYUQWBWALXEY-OMIQOYQYSA-N tsg6xhx09r Chemical compound O([C@@H](C)C=1[C@@]23CN(C)CCO[C@]3(C3=CC[C@H]4[C@]5(C)CC[C@@](C4)(O)O[C@@]53[C@H](O)C2)CC=1)C(=O)C=1C(C)=CNC=1C ISNYUQWBWALXEY-OMIQOYQYSA-N 0.000 description 1
- 238000004073 vulcanization Methods 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
- C10G61/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen
- C10G61/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C4/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a larger number of carbon atoms
- C07C4/02—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a larger number of carbon atoms by cracking a single hydrocarbon or a mixture of individually defined hydrocarbons or a normally gaseous hydrocarbon fraction
- C07C4/04—Thermal processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/16—Oxygen-containing compounds
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/20—Nitrogen-containing compounds
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/22—Compounds containing sulfur, selenium, or tellurium
-
- 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
- C10G35/00—Reforming naphtha
- C10G35/04—Catalytic reforming
-
- 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
- C10G61/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen
- C10G61/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only
- C10G61/04—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only the refining step being an extraction
-
- 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
- C10G61/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen
- C10G61/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only
- C10G61/06—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only the refining step being a sorption process
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G63/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one other conversion process
- C10G63/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G63/04—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one cracking step
-
- 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
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
- C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/20—C2-C4 olefins
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/30—Aromatics
Abstract
La présente invention divulgue un procédé de reformage catalytique de naphta comprenant, en présence de gaz hydrogène, la mise en contact de naphta avec un catalyseur de reformage dans les conditions d'une pression de 0,15 à 3,0 MPa, d'une température de 300 à 540 °C, d'une vitesse spatiale en volume de 2,1 à 50 h , pour effectuer une réaction de reformage catalytique superficielle de manière à obtenir un rapport de conversion de naphtène supérieur à 85 % en masse et un rapport de conversion des paraffines en arènes et en hydrocarbures en C inférieur à 30 % en masse. Ce procédé peut être utilisé pour produire au maximum des paraffines à partir de naphta tout en produisant des arènes à partir de naphta, de manière que les naphtas deviennent les matières premières pour produire à la fois des arènes et des matériaux de craquage d'éthylène de bonne qualité.
Description
Procédé de reformage catalytique de naphta
Domaine technique La présente invention concerne un procédé de reformage catalytique de naphta, en particulier un procédé de reformage catalytique pour produire des hydrocarbures aromatiques (arènes) et des matériaux de craquage d'éthylène en utilisant le naphta comme matière première.
Arrière-plan de l'invention Le reformage catalytique et le craquage à la vapeur d'eau sont les technologies industrielles matures dans le domaine pétrochimique. Le but principal du reformage catalytique est de produire des arènes, de l'essence à haut indice d'octane et de l'hydrogène ; le but principal du craquage à la vapeur d'eau est de produire de l'éthylène et une quantité relativement faible de propylène. La matière première du dispositif de reformage catalytique est le naphta qui est également l'ingrédient principal dans la matière première du dispositif de craquage à la vapeur d'eau. Du fait que le pétrole brut devient lourd, que le rendement en naphta diminue et que la demande globale en éthylène et en arènes augmente en permanence, les problèmes de compétition sur les matières premières entre le dispositif de reformage catalytique et le dispositif de craquage à la vapeur d'eau deviennent de plus en plus notables. Au cours du procédé de reformage catalytique, diverses réactions concurrentes peuvent se produire en même temps, notamment la déshydrogénation du cyclohexane en arène, la déshydrogénation et l'isomérisation de l'alkylcyclopentane en arène, la déshydrogénation et la cyclisation de la paraffine en arène, l'hydrocraquage de la paraffine en produits hydrocarbonés légers ayant une plage d'ébullition autre que celle de l'essence, la désalkylation de l'alkylbenzène et l'isomérisation de la paraffine. Pour obtenir des composants de mélange d'essence à haut indice d'octane ou des arènes, on souhaite non seulement que les naphtènes soient déshydrogénés et cyclisés en arènes, mais également que les paraffines soient converties dans une mesure maximale pour augmenter le rendement en arènes. Par suite, une conversion hautement sélective de paraffines en arènes est toujours au centre des difficultés pour le développement de technologies de reformation. Pour convertir des paraffines en arènes, le document CN n° 1267708A divulgue un procédé de reformage catalytique pour produire des produits riches en arènes en utilisant trois zones catalytiques. Ledit procédé comprend la mise en contact des matières premières hydrocarbonées dans un système catalytique comprenant au moins trois régions catalytiques continues, dans lesquelles le système catalytique comprend une première zone de reformage catalytique à double fonction, une zone de reformage de zéolites contenant un catalyseur comprenant un métal du groupe du platine et une zéolite non acide et une zone de reformage catalytique finale à double fonction. En comparaison de la technologie de l'état de la technique, le procédé technologique combiné a une profondeur de traitement élevée et un haut rendement en arènes si bien qu'il convient particulièrement à un usage conjoint avec un dispositif de reformage à lit mobile d'un catalyseur régénéré en continu. Le document GB n° 1165972 divulgue un procédé de reformage catalytique pour un hydrocarbure de pétrole ayant une plage d'ébullition d'essence ou de naphta, comprenant la conversion d'un hydrocarbure de pétrole contenant au moins 15 % en volume de naphtènes et au moins 25 % en volume de paraffines en un reformat ayant un nombre d'octane recherche d'au moins 90 et un gaz de recyclage contenant de l'hydrogène dans une pluralité de zones réactionnelles à lit fixe adiabatiques, au moins une zone de déshydrogénation de naphtènes étant prévue devant la pluralité de zones et au moins une déshydrocyclisation de paraffines étant prévue derrière la pluralité de zones ; et en présence d'hydrogène moléculaire et d'un catalyseur de reformage supporté comprenant un métal du groupe du Pt, le rapport volumique catalytique de la zone de déshydrogénation de naphtènes à la zone de déshydrocyclisation de paraffines se situant dans la plage de 1:20 à 3:1 ; le rapport molaire hydrogène/huile étant de 0,5 à 8,0 ; le premier réacteur ayant une température d'entrée maintenue à 438-493 °C pendant au moins 80 % de la durée totale du procédé de reformage pour fournir une conversion de naphtènes en arènes de 75 à 95 % et pour former un effluent provenant de la zone de déshydrogénation de naphtènes contenant moins de 10 % en poids de naphtènes ; le passage de l'effluent de la zone de déshydrogénation de naphtènes à la zone de déshydrocyclisation de paraffines, dans lequel le rapport molaire hydrogène/huile est de 7 à 30 et la température d'entrée est de 482 à 538 °C de manière à se situer au moins 6,7 °C au-dessus de la température d'entrée du premier réacteur de la zone de déshydrogénation de naphtènes pendant au moins 50 % de la durée totale du procédé de reformage pour former le reformat souhaité et le gaz de recyclage contenant de l'hydrogène. Le document GB n° 1313367 divulgue un procédé de reformage d'une matière première hydrocarbonée, comprenant la reformation d'une matière première hydrocarbonée contenant des naphtènes et des paraffines en un reformat, le passage de la matière première hydrocarbonée et de gaz hydrogène à travers un réacteur de déshydrogénation de naphtènes chargé d'un catalyseur, qui est exempt de rhénium, comprenant un métal de la série du platine sur un support d'alumine pour effectuer la déshydrogénation de naphtènes afin de former des arènes ; puis le passage de la charge hydrocarbonée et de gaz hydrogène à travers un réacteur de déshydrogénation de naphtènes chargé d'un catalyseur comprenant un métal de la série du platine et du rhénium sur un support d'alumine pour effectuer la déshydrocyclisation de paraffines afin de former des arènes. Les technologies de reformage catalytique courantes se focalisent principalement sur la manière de convertir au maximum des naphtènes et des paraffines de naphta en arènes au lieu de fournir au dispositif de craquage d'éthylène un maximum de paraffines de haute qualité comme matières premières de craquage d'éthylène lorsque l'on convertit des naphtas en arènes par reformage. Le naphta est un mélange constitué de nombreux hydrocarbures, tels que des paraffines normales, des paraffines isomères, des naphtènes et des arènes. En comparaison des paraffines isomères et des naphtènes, les paraffines normales ont un rendement plus élevé d'éthylène produit par craquage.
Le noyau benzénique des arènes est relativement difficile à craquer dans les conditions de craquage typiques et n'apporte aucune contribution à la production d'éthylène. Cependant, les naphtènes sont aisés à convertir en arènes dans les conditions de reformage catalytique et constituent une matière première de reformage catalytique de bonne qualité. Ainsi, la manière d'optimiser les matières premières utilisées dans les dispositifs de reformage catalytique et de craquage à la vapeur d'eau constitue le problème qui concerne les gens et que l'on veut le plus résoudre. La rectification est un procédé efficace pour séparer des naphtas en fractions étroites, mais il est difficile d'obtenir l'effet de séparation de paraffines normales d'autres hydrocarbures. La technologie de séparation par adsorption peut séparer des paraffines normales de naphtas. Le document CN n° 1476474A divulgue un procédé de production d'éthylène par craquage à la vapeur d'eau de paraffines normales, qui est un procédé de préparation du courant de matières premières acheminées dans le dispositif de reformage de naphtas et dans le dispositif de craquage à la vapeur d'eau. Ce procédé comprend tout d'abord le fractionnement de naphtas en un courant de paraffines en C5 et en un courant d'hydrocarbures en C6-C9, la séparation par adsorption d'un courant d'hydrocarbures en C6-C9, l'adsorption sélective d'alcanes normaux, l'utilisation d'un courant de paraffines en C5 obtenu par fractionnement comme désorbant, l'acheminement des alcanes normaux séparés des paraffines en C5 dans une solution de désorption dans la zone de craquage à la vapeur d'eau pour produire de l'éthylène et de l'huile de raffinat acheminée dans la zone de reformage pour produire de l'essence à haut indice d'octane. Le document CN n° 101198574A divulgue un procédé pour produire de l'éthylène par craquage à la vapeur d'eau de paraffines normales, comprenant la séparation par adsorption d'hydrocarbures en C5-C9, la séparation d'alcanes normaux d'alcanes non normaux, l'utilisation comme désorbant d'hydrocarbures en C10-C16 et de leurs mélanges, l'acheminement des paraffines normales séparées par adsorption dans la zone de craquage à la vapeur d'eau pour produire de l'éthylène et l'acheminement d'hydrocarbures non normaux dans la zone de reformage ainsi que la conversion en arènes.
Le document CN n° 1710030A divulgue un procédé permettant l'utilisation optimisée de naphta, comprenant la séparation par adsorption de naphta avec des tamis moléculaires 5A, l'obtention du produit huileux désorbé riche en hydrocarbures normaux et de produits huileux de raffinat riches en hydrocarbures non normaux, dans lequel procédé des hydrocarbures normaux de l'huile désorbée ont une teneur de 80 à 100 % en poids. L'huile désorbée peut être utilisée comme matière de craquage à la vapeur d'eau de bonne qualité ou séparée en fractions étroites par rectification pour préparer des réactifs et des produits huileux de type solvant de haute qualité, et l'huile de raffinat peut être utilisée comme matière première de reformage catalytique de bonne qualité ou comme composant de mélange d'essence propres de haut indice d'octane. Bien que, lors de la séparation par adsorption de naphta, des paraffines normales comme matières premières pour le craquage à la vapeur d'eau puisse augmenter le rendement en éthylène, la demande de naphta augmente grandement pour obtenir la même production d'éthylène étant donné que les paraffines normales du naphta ont une teneur inférieure. Teneur de l'invention Le but de la présente invention est de fournir un procédé pour reformer par voie catalytique des naphtas, qui produit des arènes et produit simultanément au maximum des paraffines de bonne qualité à partir des naphtas par un procédé de reformage catalytique superficiel. L'autre but de la présente invention est de fournir un procédé de production d'arènes et d'éthylène en utilisant des naphtas comme matières premières. Le procédé de reformage catalytique de naphta selon la présente invention comprend, en présence de gaz hydrogène, la mise en contact de naphta avec un catalyseur de reformage dans les conditions d'une pression de 0,15 à 3,0 MPa, d'une température de 300 à 540 °C et d'une vitesse spatiale volumique de 2,1 à 50 h-1 pour effectuer une réaction de reformage catalytique superficielle de manière à obtenir un rapport de conversion de naphtènes supérieur à 85 % en masse et un rapport de conversion de paraffines en arènes et d'hydrocarbures en C4-inférieur à 30 % en masse.
Le procédé de la présente invention implique un procédé de reformage catalytique superficiel de naphta, dans lequel les naphtènes du naphta sont convertis en arènes et la conversion de paraffines est contrôlée en même temps, ce qui peut permettre d'obtenir au maximum des paraffines au cours du procédé de reformage. Les paraffines sont les matières premières de bonne qualité pour la production d'éthylène par craquage à la vapeur d'eau. Le procédé de la présente invention peut donc suffisamment utiliser les composants de naphta pour convertir des naphtènes (qui sont aisés pour produire des arènes) en arènes et pour fabriquer des paraffines qui sont converties en d'autres substances aussi peu que possible de manière à garder plus de paraffines dans le produit reformé par voie catalytique. Après la séparation des arènes dans le produit, des paraffines peuvent être utilisées comme matières premières de bonne qualité dans le dispositif pour produire de l'éthylène par craquage à la vapeur d'eau. Description du dessin La Fig. 1 représente le schéma du procédé préféré de la présente invention. Description détaillée de l'invention La présente invention concerne un procédé de reformage catalytique superficiel de naphta, c'est-à-dire le contrôle de la profondeur de la réaction de reformage en contrôlant les conditions réactionnelles de manière à assurer une conversion sensible de naphtènes de naphta en arènes et éviter simultanément la conversion de paraffines autant que possible. Dans le procédé préféré, les réactions comprenant l'isomérisation de paraffines en isoalcanes à chaîne ramifiée, la déshydrocyclisation en arènes, l'hydrogénolyse en méthane et l'hydrocraquage en alcanes en C3 et C4 sont minimisées de manière que la plupart des paraffines restent dans le produit reformé. Les arènes du produit reformé sont séparées des paraffines, puis les paraffines sont acheminées dans le dispositif de craquage à la vapeur d'eau pour produire de l'éthylène et obtenir du propylène et du 1,3-butadiène en même temps. Lesdites trois oléfines (éthylène, propylène et 1,3-butadiène) sont abrégées en "trois oléfines". En utilisant la même quantité de naphta, la présente invention en comparaison de l'état de la technique peut produire plus d'arènes légers (benzène, toluène et xylène, abrégés en BTX), de l'éthylène, du propylène et du 1,3-butadiène. Le procédé de reformage catalytique superficiel de la présente invention implique le contrôle de la profondeur de la réaction de reformage en contrôlant les conditions réactionnelles, principalement la température et la vitesse spatiale des matières premières, pour convertir des paraffines aussi peu que possible. De préférence, le rapport de conversion de naphtènes du naphta est supérieur à 90 % en masse et le rapport de conversion de paraffines en arènes et en hydrocarbures en C4- est inférieur à 10 % en masse, les hydrocarbures en C4- étant des hydrocarbures ayant 4 atomes de carbone ou moins. La réaction de reformage catalytique dans le procédé de la présente invention est réalisée de préférence à une pression de 0,2 à 2,0 MPa, à une température de 350 à 520 0C, mieux encore de 400 à 500 0C, à une vitesse spatiale volumique de naphta de 3 à 30 h-1, mieux encore de 8,0 à 25,0 h-1, avec un rapport volumique hydrogène/hydrocarbures de 0,1 à 20:1, mieux encore de 1 à 8:1. Le reformage catalytique de la présente invention peut être réalisé en utilisant la technologie de reformage en continu (lit mobile), la technologie de reformage à semi-régénération (lit fixe) ou la technologie de reformage à régénération cyclique. Le catalyseur de reformage de la présente invention comprend 0,01 à 5,0 % en masse d'un métal du groupe VIII, 0,01 à 5,0 % en masse d'un halogène et 90,0 à 99,97 % en masse d'un support d'oxyde inorganique. Le catalyseur de reformage peut encore comprendre 0,01 à 5,0 % en masse d'un métal du groupe VIII, 0,01 à 5,0 % en masse d'un halogène, 0,01 à 10,0 % en masse d'un métal choisi parmi Re, Sn, Ge, Ir et Rh et 80,0 à 99,97 % en masse d'un support d'oxyde inorganique.
En outre, ledit catalyseur de reformage peut encore comprendre un ou plusieurs constituants métalliques choisis dans le groupe constitué d'un métal alcalin, de métaux alcalinoterreux, d'éléments de terres rares, In, Co, Ni, Fe, W, Mo, Cr, Bi, Sb, Zn, Cd et Cu. Le support d'oxyde inorganique du catalyseur de reformage comprend l'alumine, la magnésie, l'oxyde chromique, B203, TiO2, ThO2, Zn02, ZrO2, la silice-alumine, la silice-magnésie, l'oxyde de chrome- alumine, Al203-B203, Si02-ZrO2, diverses céramiques, diverses alumines, diverses bauxites, SiO2, le carbure de silicium, divers silicates et diverses argiles de type synthétique ou naturel, des zéolites de silicium- aluminium cristallines, notamment la zéolite X, la zéolite Y, la mordénite, la zéolite 13, la zéolite Q ou la zéolite L qui peuvent être du type hydrogène, de préférence d'un type non acide (dans lesquels il peut y avoir un ou plusieurs métaux alcalins occupant les positions échangeables par un cation dans les zéolites de silicium-aluminium cristallines non acides), des zéolites d'un autre type que les zéolites de silicium-aluminium, notamment des phosphoaluminates ou des phosphoaluminosilicates. Le support d'oxyde inorganique est de préférence l'alumine. Le catalyseur de reformage est préparé par le procédé classique, comprenant tout d'abord la préparation d'un support moulé qui peut être de forme sphérique ou cylindrique, puis l'imprégnation et l'introduction de constituants métalliques et d'un halogène. Si le catalyseur comprend les deuxième et troisième constituants métalliques, le procédé préféré consiste à tout d'abord introduire les deuxième et troisième constituants métalliques dans le support et à introduire finalement le métal du groupe VIII et l'halogène. Le support dans lequel les constituants métalliques sont introduits est séché et calciné à une température de 450 à 650 °C pour obtenir un catalyseur de reformage dans un état d'oxydation. Le catalyseur de reformage dans un état d'oxydation doit passer par un ajustement avec un halogène. L'halogène introduit dans le catalyseur est de préférence le chlore et l'ajustement à l'halogène est réalisé par le traitement d'activation à l'eau chlorée à une température de 370 à 600 °C. Avant utilisation, le catalyseur de reformage dans un état d'oxydation doit être réduit dans une atmosphère d'hydrogène à une température de 315 à 650 °C pour obtenir un catalyseur de reformage à l'état réduit. En ce qui concerne le catalyseur de reformage au platine-rhénium, un traitement de pré-vulcanisation est encore requis.
Le naphta de la présente invention peut être un mélange d'hydrocarbures ayant un point d'ébullition initial selon la norme ASTM D-86 de 40 à 80 °C et un point d'ébullition final de 160 à 220 °C, principalement des hydrocarbures en C5-C12, notamment des alcanes, des naphtènes, des arènes et des oléfines. Les naphtas de la présente invention peuvent comprendre 30 à 85 % en masse d'alcanes, 10 à 50 % en masse de naphtènes et 5 à 30 % en masse d'arènes.
Les naphtas de la présente invention sont constitués de naphta à distillation directe, de naphta hydrocraqué, de naphta cokéifié, de naphta craqué par voie catalytique ou d'un condensat de gisement. Les impuretés du naphta, notamment des oléfines, du soufre, de l'azote, de l'arsenic, de l'oxygène, du chlore et similaires ont des effets défavorables sur le dispositif de reformage catalytique et sur le catalyseur de reformage. Par suite, les naphtas seront de préférence hydroraffinés avant la réaction de reformage pour hydrosaturer les oléfines qui s'y trouvent et éliminer les impuretés telles que le soufre, l'azote, l'arsenic, l'oxygène, le chlore et similaires afin d'obtenir les naphtas hydroraffinés.
La réaction d'hydroraffinage des naphtas est réalisée à une température de 260 à 460 °C, de préférence de 280 à 400 °C, à une pression de 1,0 à 8,0 MPa, de préférence de 1,6 à 4,0 MPa, à une vitesse spatiale volumique des matières premières de 1 à 20 h-1, de préférence de 2 à 8 h-1, avec un rapport volumique hydrogène/hydrocarbures de 10 à 1000:1 au cours de la réaction, de préférence de 50 à 600:1.
Le catalyseur hydroraffiné aura les capacités d'hydrosaturer les oléfines ainsi que les capacités d'hydrodésulfuration, de dénitrification et de désoxygénation. Le catalyseur hydroraffiné comprend 5 à 49 % en masse d'un composant actif d'hydrogénation, 0,1 à 1,0 % en masse d'un halogène et 50,0 à 94,9 % en masse d'un support d'oxyde inorganique, le composant actif d'hydrogénation étant un oxyde d'un ou plusieurs métaux choisis dans le groupe constitué de Co, Ni, Fe, W, Mo, Cr, Bi, Sb, Zn, Cd, Cu, In et des métaux de terres rares, et le support d'oxyde inorganique est de préférence l'alumine. Le catalyseur d'hydroraffinage mentionné ci-dessus peut être préparé par le procédé classique. Par exemple, le document CN n° 1169337A divulgue tout d'abord le moulage d'hydroxyde d'aluminium, la calcination dans l'air ou la vapeur d'eau pour obtenir un support de y-alumine, puis l'introduction des composants actifs d'hydrogénation par un procédé d' imprégnation. En ce qui concerne les naphtas hydroraffinés, les procédés suivants peuvent être encore utilisés pour éliminer les impuretés nocives. Par exemple, le document CN n° 1353005A divulgue l'élimination du chlore du naphta en utilisant un agent de déchloruration comprenant le composant actif d'hydroxyde de calcium ou d'hydroxyde de calcium + carbonate de calcium, ou de carbonate de sodium + carbonate de calcium. Le document CN n° 86100015A divulgue l'élimination du soufre du naphta en utilisant un agent de désulfuration approprié, par exemple constitué de nickel, de diatomite, de dioxyde de silicium et d'alumine. Le document CN n° 1095749A divulgue l'élimination d'impuretés à base d'arsenic dans les naphtas en utilisant un agent d'élimination d'arsenic approprié, par exemple du nickel métallique supporté sur de l'alumine.
Le produit hydroraffiné de naphta est séparé pour obtenir du gaz sec et du gaz liquéfié, où le produit liquide obtenu est le naphta raffiné comprenant du soufre en quantité inférieure à 0,5 pg/g, de l'azote en quantité de moins de 0,5 pg/g, de l'arsenic en quantité de moins de 1,0 ng/g et du plomb en quantité de moins de 10 ng/g. Dans le procédé de la présente invention, l'étape 2) suivante peut être effectuée ultérieurement à l'étape réactionnelle de reformage catalytique superficiel précitée : 2) l'acheminement du produit reformé dans un dispositif de séparation gaz-liquide pour séparer l'hydrogène, le gaz liquéfié et le reformat. Puis, l'étape suivante 3) peut également comprendre : 3) le passage du reformat à travers un dispositif de séparation d'arènes pour séparer les arènes et les paraffines afin d'obtenir une fraction riche en arènes et une fraction riche en paraffines.
Ensuite, l'étape suivante 4) peut également comprendre : 4) l'acheminement de la fraction riche en paraffines dans le dispositif de craquage à la vapeur d'eau pour produire de l'éthylène par craquage. La combinaison de ladite réaction de reformage catalytique superficielle avec la technologie de séparation en arènes et de craquage à la vapeur d'eau peut au maximum produire de l'éthylène tout en produisant des arènes par reformage catalytique. En comparaison du procédé de reformage catalytique ou du procédé de séparation par adsorption classique, le procédé de la présente invention peut produire plus de BTX, d'éthylène, de propylène et de 1,3-butadiène avec le même rendement en arènes. On décrira ci-dessous en détail les étapes 2) à 4) mentionnées ci-dessus. Après le procédé de réaction de reformage catalytique superficiel de la présente invention mentionné ci-dessus, le produit reformé par voie catalytique obtenu par le procédé de la présente invention peut être acheminé dans le dispositif de séparation gaz-liquide pour séparer le gaz hydrogène, le gaz liquéfié et le reformat qui s'y trouvent. Le procédé de fonctionnement spécifique du dispositif de séparation gaz-liquide comprend le refroidissement du produit reformé, puis l'acheminement dans le réservoir de séparation gaz-liquide et la séparation du gaz riche en hydrogène de la phase liquide, le réservoir de séparation gaz-liquide ayant une température de fonctionnement de 0 à 65 °C ; puis l'acheminement du produit en phase liquide dans une colonne de fractionnement, où des hydrocarbures légers inférieurs à C4 ou C5 sont séparés en haut de colonne et des mélanges de reformat des hydrocarbures égaux ou supérieurs à C5 ou C6 (c'est-à-dire, des hydrocarbures C5+ ayant 5 atomes de carbone ou plus ou des hydrocarbures en C6+ ayant 6 atomes de carbone ou plus) sont obtenus en bas de colonne.
Des arènes et des paraffines du reformat précité peuvent être séparées par le dispositif de séparation d'arènes, où le dispositif de séparation d'arènes est de préférence un dispositif d'extraction d'arènes ou un dispositif de séparation par adsorption d'arènes pour obtenir une fraction riche en arènes et une fraction riche en paraffines. Lorsque les arènes du reformat sont séparés par le dispositif d'extraction d'arènes, le solvant d'extraction utilisé ici est de préférence choisi dans le groupe constitué du sulfolane, du sulfoxyde de diméthyle, du formamide de diméthyle, de la N- méthylpyrrolidone, de la N-formylmorpholine, du triglycol, du tétraglycol, du pentaglycol, du méthanol ou de l'acétonitrile.
Le procédé d'extraction d'arènes peut être un procédé d'extraction liquide-liquide ou d'extraction-distillation. Le procédé de séparation d'arènes par extraction liquide-liquide comprend la mise en contact du reformat avec un solvant d'extraction dans la phase liquide de la colonne d'extraction afin d'obtenir un solvant riche en composés de type arènes en bas de colonne et un liquide de raffinat riche en composés autres que des arènes en haut de colonne, le liquide de raffinat pouvant être purifié dans la colonne de lavage pour éliminer le solvant en traces résiduelles afin d'obtenir un mélange d'hydrocarbures riche en paraffines. Le solvant riche en composés de type arènes est acheminé dans la colonne de séparation de solvant, où des arènes sont déchargées du haut de la colonne de récupération et un solvant pauvre est déchargé en bas de colonne, puis recyclé à la colonne d'extraction. Le procédé de séparation d'arènes par extraction-distillation comprend l'acheminement du reformat dans la colonne d'extraction-distillation, la mise en contact avec le solvant d'extraction à l'état de phase gazeuse, où des composés autres que des arènes et une petite quantité de solvant sont déchargés en haut de colonne et un solvant riche en arènes est déchargé en bas de colonne et acheminé dans la colonne de séparation de solvant, séparant les composés de type arènes du solvant, le solvant pauvre obtenu étant recyclé à la colonne d'extraction-distillation. Les arènes mixtes séparées à l'étape d'extraction d'arènes peuvent être acheminées dans le dispositif de combinaison d'arènes pour produire du benzène, du toluène et du xylène, ainsi que du p-xylène par isomérisation du xylène et séparation par adsorption. Le dispositif de combinaison d'arènes est généralement constitué de plusieurs ou de la totalité des unités choisies dans le groupe constitué de l'extraction d'arènes, de l'isomérisation d'arènes en C8, de la séparation par adsorption, du disproportionnement du toluène et de la transalkylation des arènes et peut être utilisé pour produire des produits chimiques, tels que du benzène, du toluène, du p-xylène, du m-xylène, etc. Après la séparation des arènes du produit réformé de la présente invention, les composés obtenus riches en arènes et les mélanges hydrocarbonés riches en paraffines sont tous deux utilisés comme matières premières dans les dispositifs réactionnels ultérieurs de sorte que la pureté des arènes et la teneur en arènes des mélanges hydrocarbonés riches en paraffines ne soient pas strictement limitées. Par suite, une procédure qui est plus simplifiée que celle de l'unité d'extraction d'arènes classique peut être utilisée pour l'extraction de composés de type arènes. Dans ce cas, la colonne de séparation de solvant peut avoir un moindre nombre de plaques et le rapport molaire du solvant d'extraction aux matières premières d'extraction peut être de 1 à 10, de préférence de 1 à 5.
Des arènes du produit reformé de la présente invention peuvent être séparées des paraffines par un procédé de séparation par adsorption. Le reformat est acheminé dans la couche de lit absorbant, où les arènes qui s'y trouvent sont absorbées et les produits autres que les arènes sont déchargés de la couche de lit adsorbant. Ensuite, un agent désorbant est acheminé dans la couche de lit adsorbant pour désorber la couche de lit adsorbant. Au cours de la séparation par adsorption, l'adsorbant utilisé ici peut être n'importe quelle substance poreuse ayant des capacités d'adsorption en arènes, de préférence des zéolites NaX et NaY. Les mélanges d'hydrocarbures riches en paraffines obtenus par l'étape de séparation d'arènes précitée sont commodément utilisés comme matières premières pour le craquage à la vapeur d'eau pour la production d'éthylène, dans lequel le craquage à la vapeur d'eau est effectué dans les conditions d'une pression de 0, 05 à 0,30 MPa, d'un temps de séjour des réactifs de 0,01 à 0,6 s, d'un rapport massique de l'eau à l'huile de 0,3 à 1,0 et d'une température de sortie du four de craquage de 760 à 900 °C.
La solution préférée de la présente invention est encore élaborée en combinaison avec la figure. Sur la Fig. 1, les naphtas provenant de la canalisation 1 sont mélangés à du gaz hydrogène supplémentaire provenant de la canalisation 2, puis acheminés dans le réacteur de pré-hydrogénation 3 conjointement avec le gaz hydrogène recyclé provenant de la canalisation 9. Le produit pré-hydrogéné est acheminé dans le réservoir de séparation gaz-liquide 5 via la canalisation 4. Le gaz riche en hydrogène séparé dans la partie supérieure du réservoir de séparation gaz-liquide 5 est acheminé dans le compresseur de circulation 8 via la canalisation 6 pour recyclage et le courant déchargé du fond du réservoir de séparation gaz-liquide 5 est acheminé dans la colonne de rectification 10 via la canalisation 7. Lors de la rectification, le gaz liquéfié est déchargé du système via la canalisation 11 en haut de colonne de rectification 10 et les naphtas raffinés sont déchargés en bas de colonne de rectification 10, mélangés au gaz hydrogène recyclé provenant de la canalisation 19 via la canalisation 12 et acheminés dans le réacteur de reformage 13 pour le procédé de reformage catalytique peu profond de la présente invention. Le produit reformé est acheminé dans le réservoir de séparation gaz-liquide de produit reformé 15 via la canalisation 14, dans lequel le gaz riche en hydrogène séparé de sa partie supérieure est acheminé dans le compresseur de circulation 18 via la canalisation 16 pour recyclage et les composants liquides déchargés de sa partie inférieure sont acheminés dans la colonne de rectification de produits reformés 20 via la canalisation 17. Le gaz liquéfié obtenu par rectification est déchargé du système par la canalisation supérieure 21. Le reformat est déchargé de sa partie inférieure et acheminé via la canalisation 22 dans la zone de séparation d'arènes 23 qui peut être le dispositif d'extraction ou le dispositif de séparation par adsorption et extrait (ou adsorbé) avec un solvant pour séparer les arènes des non-arènes. Les composants riches en paraffines après séparation sont acheminés dans un dispositif de lavage à l'eau 26 via la canalisation 24. Lors du lavage à l'eau, les composants riches en paraffines sont acheminés via la canalisation 27 dans la zone de craquage à la vapeur d'eau 32 pour produire de l'éthylène par craquage à la vapeur d'eau. Le mélange déchargé du fond du dispositif de lavage à l'eau 26 contenant le solvant d'extraction et l'eau est déchargé via la canalisation 28 et peut être recyclé dans la zone de séparation d'arènes 23. Le solvant riche en arènes déchargé de la zone de séparation d'arènes 23 est acheminé dans la colonne de récupération de solvant 29 via la canalisation 25 pour séparer les arènes du solvant, le courant d'arènes obtenu en haut de colonne de récupération de solvant 29 étant déchargé via la canalisation 30 et pouvant être acheminé dans le dispositif de combinaison d'arènes pour séparer les produits de type arène, tels que le BTX ou pour les traitements ultérieurs, tels que l'isomérisation du xylène et la séparation par adsorption de p-xylène ; le solvant pauvre obtenu en bas de la colonne de récupération de solvant 29 est déchargé via la canalisation 31 et peut être recyclé dans la zone de séparation d'arènes 23. La présente invention est encore élaborée par les exemples suivants, mais n'est pas limitée à ces exemples.
EXEMPLE 1 Cet exemple implique l'hydroraffinage des naphtas. Dans un réacteur à écoulement continu à lit fixe de 20 ml, 20 ml de catalyseur d'hydroraffinage A (RS-1 produit par Sinopec Catalyst Company Changling Division) comprenant 0,03 % en masse de CoO, 2,0 % en masse de NiO, 19,0 % en masse de WO3r 0,7 % en masse de F et 78,27 % en masse de Al2O3 sont acheminés. Les naphtas ayant la composition et les propriétés énumérées dans le tableau I sont hydroraffinés dans les conditions d'une température de 290 °C, d'une pression partielle d'hydrogène de 1,6 MPa, d'un rapport volumique hydrogène/hydrocarbures de 200:1 et d'une vitesse spatiale volumique des matières premières de 8,0 h-1. Le produit est acheminé dans un dispositif de refroidissement à l'eau et séparé en phases gazeuse et liquide, dans lesquelles lesdites deux phases sont respectivement mesurées et leur composition analysée. La composition et les propriétés des naphtas raffinés sont illustrées dans le tableau II.
Tableau I Masse volumique, g/cm3 0,7252 Pt d'ébullition initial 79,8 10 % 99,8 Plage de 50 % 112,6 °C 90 % 144,4 distillation, Point d'ébullition final 161,3 Soufre, pg/g 428 Teneur en Azote, pg/g 0,9 impuretés Arsenic, ng/g 3,0 Plomb, ng/g 2,0 Paraffines 63,22 Composition Naphtènes 22,68 des groupes, % Arènes 12,48 en masse Oléfines 1,62 Tableau II Masse volumique, g/cm3 0,7255 Pt d'ébullition initial 80 10 % 100 Plage de 50 % 112 °C 90 % 144 distillation, Point d'ébullition final 162 Soufre, pg/g <0,5 Teneur en Azote, pg/g <0,5 impuretés Arsenic, ng/g <1 Plomb, ng/g <1 Paraffines 64,72 Composition Naphtènes 22,78 des groupes, % Arènes 12,50 en masse Oléfines 0,00 Selon les résultats du tableau II, on peut observer que, après hydroraffinage, les contenus en oléfine, soufre, azote, arsenic et plomb dans les naphtas répondent aux exigences du catalyseur de reformage catalytique sur les matières premières. EXEMPLES 2-3 Les naphtas raffinés du tableau II sont reformés par voie catalytique selon le procédé de la présente invention.
On utilise dans la réaction de reformage catalytique un catalyseur B de PtSn/y-Al203 (GCR-100A produit par HUNAN JIANCHANG PETROCHEMICAL CO., LTD) comprenant 0,35 % en masse de Pt, 0,30 % en masse de Sn, 1,0 % en masse de Cl et le y-Al203 restant.
Dans un réacteur à écoulement continu à lit fixe de 100 ml, on achemine 50 ml de catalyseur B. Les naphtas raffinés énumérés dans le tableau II comme matières premières de reformage catalytique sont reformés dans les conditions d'une température d'entrée des matières premières réactionnelles de 500 °C, d'une pression de réaction de 0,34 MPa, d'un rapport molaire hydrogène/hydrocarbures de 6,7 et d'une vitesse spatiale volumique des matières premières de 20,0 et 8,0 h-1, respectivement. Le produit reformé est rectifié pour obtenir le reformat en C5+. Les résultats de la réaction sont illustrés dans le tableau III. EXEMPLE 4 Les naphtas raffinés du tableau II sont reformés par voie catalytique selon le procédé de la présente invention. On utilise un catalyseur C de PtRe/y-Al203 (catalyseur CB-60, produit par SINOPEC CATALYST COMPANY Changling Division) comprenant 0,26 % en masse de Pt, 0, 26 % en masse de Re, 1,0 % en masse de Cl et le y-Al2O3 restant. Dans un réacteur à écoulement continu et à lit fixe de 100 ml, on achemine 50 ml de catalyseur C.
Avant utilisation, le catalyseur C a dû être pré-vulcanisé en ajoutant 0,1 % en masse de sulfure d'hydrogène dans le courant d'hydrogène via une température de 425 °C pour faire en sorte que la teneur en soufre dans le catalyseur atteigne 0,06 % en masse. Les naphtas raffinés énumérés dans le tableau II comme matières premières de reformage catalytique sont reformés dans les conditions d'une température d'entrée des matières premières réactionnelles de 475 °C, d'une pression réactionnelle de 1,4 MPa, d'un rapport molaire hydrogène/-hydrocarbures de 6,7 et d'une vitesse spatiale volumique des matières premières de 20,0 h-1. Le produit reformé est rectifié pour obtenir le reformat en C5+. Les résultats réactionnels sont illustrés dans le tableau III. EXEMPLE 5 Les naphtas raffinés du tableau II sont reformés catalytiquement selon le procédé de la présente invention. On utilise un catalyseur D de Pt/yAl2O3 (pellet à teneur en platine élevée produit par SINOPEC CATALYST COMPANY Changling Division) comprenant 0,50 % en masse de Pt, 0,8 % en masse de Cl et le y-Al2O3 restant.
Dans un réacteur à écoulement continu à lit fixe de 100 ml, on achemine 50 ml de catalyseur D. Les naphtas raffinés énumérés dans le tableau II comme matières premières de reformage catalytique sont reformés dans les conditions d'une température d'entrée des matières premières réactionnelles de 475 °C, d'une pression réactionnelle de 1,4 MPa, d'un rapport molaire hydrogène/hydrocarbures de 6,7 et d'une vitesse spatiale volumique des matières premières de 18,0 h-1. Le produit reformé est rectifié pour obtenir le reformat en C5+. Les résultats réactionnels sont illustrés dans le tableau III. EXEMPLE COMPARATIF 1 Cet exemple comparatif montre que les naphtas raffinés du tableau II sont reformés par voie catalytique selon le procédé classique. Les naphtas raffinés sont reformés par voie catalytique selon le procédé de l'exemple 2, si ce n'est que la vitesse spatiale volumique de la matière première est de 2,0 h-1. Les résultats sont illustrés dans le tableau III. EXEMPLE COMPARATIF 2 Cet exemple comparatif montre l'effet de reformage catalytique de l'huile de raffinat obtenue après séparation par adsorption des naphtas. Les naphtas énumérés dans le tableau I sont acheminés dans un lit fixe avec des tamis moléculaires 5A pour séparation par adsorption, dans lequel la température d'adsorption est de 200 °C ; la vitesse spatiale en masse des matières premières est de 0,3 h-1 ; la couche de lit de tamis moléculaire 5A a un rapport de la hauteur au diamètre de 8:1 ; l'adsorption dure 30 minutes. Le gaz non adsorbé par les tamis moléculaires 5A est condensé pour obtenir l'huile de raffinat riche en naphtènes et en arènes. Le matériau adsorbé est désorbé avec du gaz azote à une température de désorption de 400 °C et à une 10 vitesse spatiale des matières premières d'agent de désorption de 200 h-1 pour obtenir une huile désorbée riche en paraffines normales. L'huile de raffinat obtenue est reformée par voie catalytique selon le procédé de l'exemple comparatif 1. Les résultats sont illustrés dans le tableau III.
Tableau III Article/Ex. 2 3 4 5 Ex. Ex. comp. 1 comp. 2 Catalyseur n° B B C D B B Pression de 0,35 0,35 1,4 1,4 0,35 0,35 réaction, MPa Rapport hydro- 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 gène/hydrocar- bures, mole/mole Température de 500 500 475 475 500 500 réaction, °C Vitesse 20 8 20 18 2 2 spatiale en volume de matière première, h-1 Rendement de 98,35 96,23 95,88 94,01 89,72 91,46 reformat en C5+, % en masse Teneur en 34,83 50,82 32,62 31,89 78,50 80,56 arènes, % en masse Rapport de 92,01 97,30 91,92 92,20 99,23 99,16 conversion de naphtènes, % en masse Rapport de 5,74 27,83 7,23 7,92 70,43 72,82 conversion de paraffines en arènes et en oléfines en C4- % en masse EXEMPLES 6 A 8 Dans un réacteur à écoulement continu à lit fixe de 100 ml, on utilise 50 ml de catalyseur B de PtRe/y-Al203 et les naphtas raffinés énumérés dans le tableau II comme matières premières de reformage catalytique pour étudier les effets de différentes températures de réaction et de différentes vitesses spatiales en volume des matières premières sur la réaction de reformage catalytique à une pression réactionnelle de 0,70 MPa et avec un rapport molaire hydrogène/hydrocarbures de 2,2. Les températures d'entrée des matières réactionnelles, les vitesses spatiales en volume des matières premières et les résultats de la réaction dans les exemples sont illustrés dans le tableau IV. EXEMPLE 9 Dans un réacteur à écoulement continu à lit fixe de 100 ml, on achemine 50 ml de catalyseur C de PtRe/y-Al203 et les naphtas raffinés énumérés dans le tableau II comme matières premières de reformage catalytique sont reformés selon le procédé de la présente invention dans les conditions d'une pression réactionnelle de 1,30 MPa, d'un rapport molaire hydrogène/hydrocarbures de 4,5, d'une température réactionnelle de 436 °C, d'une vitesse spatiale en volume des matières premières de 2,1 h-1. Les résultats réactionnels sont illustrés dans le tableau IV.
Tableau IV Article/Ex. 6 7 8 9 Catalyseur n° B B B C Pression de réaction, MPa 0,7 0,7 0,7 1,3 Rapport hydrogène/hydrocar-bures, 2,2 2,2 2,2 4,5 mole/mole Température de réaction, °C 389 427 489 436 Vitesse spatiale en volume de 2,1 2,1 11,9 2,1 matière première, h-1 Rendement de reformat en C5+, % en 98,83 98,09 95,91 96,02 masse Teneur en arènes, % en masse 32,68 35,84 35,82 32,80 Rapport de conversion de 87,66 92,89 87,23 92,21 naphtènes, % en masse Rapport de conversion de 0,83 5,96 10,74 7,08 paraffines en en arènes et en masse oléfines en C4-, % On peut observer dans les tableaux III et IV que, lorsque l'on maintient la conversion de naphtènes en arènes, en diminuant la température réactionnelle ou en augmentant la vitesse spatiale en volume des matières premières, le rapport de conversion des paraffines en arènes et en hydrocarbures en C4- est fortement réduit dans la présente invention et que la plupart des paraffines restent en comparaison de la réaction de reformage classique. Dans le procédé de la présente invention, le rapport de conversion des naphtènes atteint plus de 85 % en masse et le rapport de conversion des paraffines en arènes et en oléfines en C4- est inférieur à 30 % en masse. Dans la plupart des cas, le rapport de conversion des paraffines en arènes et en oléfines en C4- est inférieur à 10 % en masse. EXEMPLE 10 Les exemples suivants montrent l'effet du reformat en C5+ obtenu par le procédé de la présente invention après séparation des arènes.
En utilisant du sulfolane comme solvant pour la séparation par extraction des arènes, le reformat en C5+ obtenu à l'exemple 2 est mis en contact avec du sulfolane dans la colonne d'extraction, dans laquelle le rapport massique solvant/matière première est de 2 ; la pression de la partie supérieure de la colonne d'extraction est de 0,45 MPa ; le rapport de reflux est de 0,25 ; la température à laquelle le solvant est acheminé dans la colonne est de 85 °C ; la température à laquelle la matière première est acheminée dans la colonne est de 50 °C. Un solvant riche en composés de types arènes est obtenu en bas de colonne d'extraction ; un liquide de raffinat contenant des composés autres que des arènes est obtenu en haut de colonne. Le solvant riche en composés de type arènes est distillé et séparé du solvant d'extraction pour obtenir des arènes mixtes et le liquide de raffinat est lavé à l'eau pour éliminer le solvant en traces résiduelles afin d'obtenir un mélange d'hydrocarbures riche en paraffines. Les rendements du mélange d'hydrocarbures riche en paraffines (par rapport aux naphtas) et en arènes (par rapport aux arènes du reformat de C5+) sont illustrés dans le tableau V.
EXEMPLE 11 Le reformat en C5+ obtenu à l'exemple 3 est traité de la même manière que dans l'exemple 10. Les rendements en mélange hydrocarboné riche en paraffines (par rapport aux naphtas) et en arènes (par rapport aux arènes du reformat en C5+) sont illustrés dans le tableau V.
EXEMPLE COMPARATIF 3 Cet exemple comparatif montre les effets de l'huile en C5+ classique reformée par voie catalytique après séparation des arènes.
Selon le procédé de l'exemple 10, les arènes et les paraffines du reformat en C5+ obtenus dans l'exemple comparatif 1 sont séparés en utilisant du sulfolane comme solvant d'extraction. Les rendements de mélange hydrocarboné riche en paraffines (par rapport aux naphtas) et en arènes (par rapport aux arènes du reformat en C5+) sont illustrés dans le tableau V. EXEMPLE COMPARATIF 4 Les naphtas énumérés dans le tableau I sont acheminés dans un lit fixe avec des tamis moléculaires 5A pour une séparation par adsorption, dans laquelle la température d'adsorption est de 200 °C ; la vitesse spatiale en masse des matières premières est de 0,3 h-1 ; la couche de lit de tamis moléculaire 5A a un rapport de la hauteur au diamètre de 8:1 ; l'adsorption dure 30 minutes. Le gaz non adsorbé par les tamis moléculaires 5A est condensé pour obtenir l'huile de raffinat riche en naphtènes et en arènes. Le matériau adsorbé est désorbé par du gaz azote à une température de désorption de 400 °C et une vitesse spatiale des matières premières de l'agent de désorption de 200 h-1 pour obtenir une huile désorbée riche en paraffines normales. Le rendement par rapport aux naphtas est illustré dans le tableau V.
Tableau V Article Ex. 10 Ex. 11 Ex. Ex. comp. 3 comp. 4 Rendement en arènes, 95 98 98,5 % en masse Rendement de mélange 65,81 48,31 20,35 29,60 hydrocarboné riche en paraffines, % en masse Les résultats du tableau V montrent que le rendement du mélange hydrocarboné riche en paraffines obtenu par le procédé de la présente invention est fortement accru en comparaison de ceux obtenus par les procédés de reformage et de séparation par adsorption classiques. Le procédé de la présente invention peut obtenir plus de paraffines qui sont les bonnes matières premières pour la production d'éthylène par craquage. Cela montre que le procédé de la présente invention peut utiliser suffisamment les ingrédients dans les naphtas et obtenir au maximum des paraffines tout en produisant des arènes de manière à faire en sorte que les naphtas deviennent les matières premières pour à la fois produire des arènes et obtenir au maximum des matériaux de craquage d'éthylène de bonne qualité. EXEMPLE 12 Cet exemple montre l'effet de craquage à la vapeur d'eau du mélange hydrocarboné riche en paraffines obtenu par le procédé de la présente invention. Le mélange hydrocarboné riche en paraffines obtenu selon l'exemple 10 est utilisé comme matériau de craquage à la vapeur d'eau. La réaction de craquage à la vapeur d'eau est effectuée dans les conditions d'une pression de sortie du four de craquage de 0,185 MPa, d'un temps de séjour de 0,20 s, d'un rapport massique eau/huile de 0,55 et d'une température de sortie du four de craquage de 840 °C.
Le rendement d'éthylène est illustré dans le tableau VI. EXEMPLE 13 Le mélange hydrocarboné riche en paraffines obtenu selon l'exemple il est utilisé comme matériau de craquage à la vapeur d'eau. La réaction de craquage à la vapeur d'eau est réalisée dans les conditions d'une pression de sortie du four de craquage de 0,185 MPa, d'un temps de séjour de 0,20 s, d'un rapport massique eau/huile de 0,55 et d'une température de sortie du four de craquage de 840 °C. Le rendement en éthylène est illustré dans le tableau VI. EXEMPLE COMPARATIF 5 Cet exemple montre l'effet de craquage à la vapeur d'eau du mélange hydrocarboné riche en paraffines normales obtenu par un procédé de reformage catalytique et d'extraction d'arènes classique. Le mélange hydrocarboné riche en paraffines obtenu par extraction-séparation d'arènes dans l'exemple comparatif 3 est utilisé comme matière première pour le craquage à la vapeur d'eau et craqué selon le procédé de l'exemple 12. Le rendement en éthylène est illustré dans le tableau VI. EXEMPLE COMPARATIF 6 Cet exemple montre l'effet du craquage à la vapeur d'eau du mélange hydrocarboné riche en paraffines normales obtenu par le procédé d'adsorption-séparation à partir de naphta.
L'huile désorbée riche en paraffines normales obtenue par le procédé de séparation par adsorption dans l'exemple comparatif 4 est utilisée comme matière première pour le craquage à la vapeur d'eau et craquée selon le procédé de l'exemple 12 . Le rendement en éthylène est illustré dans le tableau VI.
Tableau VI Article Ex. 12 Ex. 13 Ex. Ex. comp. 5 comp. 6 Matériaux de Huile de Huile de Huile de Huile de craquage raffinat raffinat raffinat raffinat reformé reformé réformée réformée de la de la de de présente présente manière manière invention invention classique classique Rendement 34,42 32,74 29,68 38,12 d'éthylène (par rapport à la matière première de craquage à la vapeur d'eau), % en masse Rendement de 54,91 53,29 50,41 57,95 trois oléfines (par rapport à la matière première de craquage à la vapeur d'eau), % en masse Production 22,65 14,83 6,05 11,28 d'éthylène par 100 kg de naphta, en kg Production de 36,14 24,14 10,27 17,15 trois oléfines par 100 kg de naphta, en kg * Les trois oléfines se réfèrent 10 l'éthylène, au propylène et au 1,3-butadiène.
Les résultats du tableau VI montrent que, après que les naphtas ont été séparés par adsorption selon l'état de la technique, les paraffines normales obtenues par la séparation par adsorption ont un faible rendement bien que les rendements de l'éthylène craqué à la vapeur d'eau et des trois oléfines provenant du mélange hydrocarboné riche en paraffines normales soient plus élevés. Par suite, les matières premières utiles pour le craquage à la vapeur d'eau sont réduites de manière correspondante et dans une grande mesure, la production d'éthylène et des trois oléfines par rapport aux 100 kg de naphta étant respectivement de 11,28 kg et de 17,15 kg, c'est-à-dire des chiffres bien inférieurs à ceux des exemples 12 et 13 de la présente invention. En comparaison du reformage catalytique classique, le procédé de la présente invention permet d'obtenir une augmentation notable de la production d'éthylène et des trois oléfines par 100 kg de naphta. EXEMPLE 14 Cet exemple montre les rendements d'éthylène et d'arènes que l'on peut obtenir à partir de 100 kg de naphta par le procédé de la présente invention. Les naphtas raffinés du tableau II sont reformés par voie catalytique selon le procédé de l'exemple 2 afin d'obtenir un reformat en C6+. Des arènes sont extraites et séparées du reformat selon le procédé de l'exemple 10. Ensuite, le mélange hydrocarboné obtenu riche en paraffines est craqué à la vapeur d'eau selon le procédé de l'exemple 12. Les productions d'éthylène et d'arènes sont illustrées dans le tableau VII.
EXEMPLE COMPARATIF 7 Le présent exemple comparatif montre les productions d'éthylène et d'arènes que l'on peut obtenir à partir de 100 kg de naphta selon l'état de la technique. 100 kg de naphta sont divisés en deux parties, l'une en quantité de 62,90 kg et l'autre en quantité de 37,10 kg. 62,90 kg de naphta sont separés par adsorption selon le procédé de l'exemple comparatif 4. L'huile désorbée riche en paraffines normales obtenue après séparation est craquée à la vapeur d'eau dans les conditions de craquage selon l'exemple 12 et l'huile de raffinat est reformée par voie catalytique selon le procédé de l'exemple comparatif 1. Ensuite, 37,10 kg de naphta sont craqués à la vapeur d'eau dans les conditions de craquage selon l'exemple 12. Les productions d'éthylène et d'arènes obtenues par lesdits deux procédés sont illustrées dans le tableau VII.
Tableau VII Article Ex.
14 Ex. comp.
7 Naphta, kg 100 100 Production d'éthylène, kg 22,65 18,12 Production de trois 36,14 29,29 oléfines, kg Production d'arènes, kg 32,54 32,50 Production de BTX, kg 22,12 21,24 Les résultats du tableau VII montrent que, lorsque la même production d'arènes est obtenue à partir de 100 kg de naphta dans le procédé de la 25 présente invention et dans l'état de la technique de l'exemple comparatif 7, la production de BTX dans le procédé de la présente invention augmente de 0,88 kg, c'est-à-dire de 4,14 %, la production d'éthylène dans20 le procédé de la présente invention augmente de 4,53 kg, c'est-à-dire de 25,00 % et la production des trois oléfines dans le procédé de la présente invention augmente de 6,85 kg, soit de 23,39 %.
Claims (19)
- REVENDICATIONS1. Procédé de reformage catalytique de naphtas comprenant, en présence de gaz hydrogène, la mise en contact des naphtas avec un catalyseur de reformage dans les conditions d'une pression de 0,15 à 3,0 MPa, d'une température de 300 à 450 °C et d'une vitesse spatiale en volume de 2,1 à 50 h-1 pour effectuer une réaction de reformage catalytique superficielle de manière à obtenir un rapport de conversion de naphtènes supérieur à 85 % en masse et un rapport de conversion de paraffines en arènes et en hydrocarbures en C4-inférieur à 30 % en masse.
- 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la réaction de reformage atteint un rapport de conversion de naphtène supérieur à 90 % en masse et un rapport de conversion de paraffines en arènes et en hydrocarbures en C4- inférieur à 10 % en masse.
- 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la réaction de reformage catalytique est effectuée dans les conditions d'une pression de 0,2 à 2,0 MPa, d'une température de 350 à 520 °C et d'une vitesse spatiale en volume de naphtas de 3,0 à 30 h-1.
- 4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le rapport molaire hydrogène/hydrocarbures dans la réaction de reformage se situe dans une plage de 0,1 à 20:1.
- 5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le rapport molaire hydrogène/hydrocarbures dans la réaction de reformage se situe dans une plage de 1 à 8:1.
- 6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la réaction de reformage de naphtas est effectuée dans les conditions d'une température de 400 à 500 0C et d'une vitesse spatiale en volume de naphtas de 8,0 à 25,0 h-1.
- 7. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le produit réactionnel de reformage est acheminé dans un dispositif de séparation gaz-liquide pour séparer le gaz hydrogène, le gaz liquéfié et le reformat.
- 8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que les arènes et les paraffines du reformat sont séparées par un dispositif de séparation d'arènes pour obtenir une fraction riche en arènes et une fraction riche en paraffines.
- 9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que le dispositif de séparation d'arènes est un dispositif d'extraction d'arènes ou un dispositif de séparation par adsorption d'arènes.
- 10. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que le reformat est un mélange hydrocarboné d'hydrocarbures en C5+ ou en C6.
- 11. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que le solvant d'extraction utilisé dans le dispositif d'extraction d'arènes est choisi dans le groupe constitué du sulfolane, du sulfoxyde de diméthyle, du formamide de diméthyle, de la N-méthylpyrrolidone, de la N-formylmorpholine, du triglycol, du tétraglycol, du pentaglycol, du méthanol ou de l'acétonitrile.
- 12. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le solvant d'extraction et la matièrepremière d'extraction ont un rapport massique de 1:5.
- 13. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que l'adsorbant utilisé dans le dispositif de séparation par adsorption d'arènes est le NaX ou le NaY.
- 14. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que la fraction riche en paraffines est acheminée dans un dispositif de craquage à la vapeur d'eau pour effectuer une réaction de craquage afin de produire de l'éthylène.
- 15. Procédé selon la revendication 14, caractérisé en ce que la réaction de craquage est effectuée dans les conditions d'une pression de 0,05 à 0,30 MPa, d'un temps de séjour des réactifs de 0,01 à 0,6 s, d'un rapport massique eau/huile de 0,3 à 1,0 et d'une température de sortie du four de craquage de 760 à 900 °C.
- 16. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que les naphtas sont un mélange d'hydrocarbures ayant un point d'ébullition initial selon la norme ASTM D-86 de 40 à 80 °C et un point d'ébullition final de 160 à 220 °C.
- 17. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le naphta comprend des naphtas à distillation directe, des naphtas hydrocraqués, des naphtas cokéifiés, des naphtas craqués par voie catalytique ou un condensat de gisement.
- 18. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le naphta comprend 30 à 85 % en masse d'alcanes, 10 à 50 % en masse de naphtènes et 5 à 30 % en masse d'arènes.
- 19. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le naphta est un naphta hydroraffiné comprenant du soufre en quantité inférieure à 0,5 ig/g, de l'azote en quantité inférieure à 0,5 pg/g, de l'arsenic en quantité de 1,0 ng/g et du plomb en quantité inférieure à 10 ng/g.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201110139274.5A CN102796553B (zh) | 2011-05-27 | 2011-05-27 | 一种石脑油催化重整方法 |
| CN201110139274.5 | 2011-05-27 | ||
| CN201110139265.6A CN102795958B (zh) | 2011-05-27 | 2011-05-27 | 一种以石脑油为原料生产芳烃和乙烯的方法 |
| CN201110139265.6 | 2011-05-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2975701A1 true FR2975701A1 (fr) | 2012-11-30 |
| FR2975701B1 FR2975701B1 (fr) | 2018-05-18 |
Family
ID=47145855
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR1254690A Active FR2975701B1 (fr) | 2011-05-27 | 2012-05-23 | Procede de reformage catalytique de naphta |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9303217B2 (fr) |
| JP (1) | JP6032944B2 (fr) |
| KR (1) | KR101882958B1 (fr) |
| FR (1) | FR2975701B1 (fr) |
| TW (1) | TWI544067B (fr) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104560131B (zh) * | 2013-10-24 | 2016-06-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种半再生催化重整方法 |
| FR3014895B1 (fr) * | 2013-12-17 | 2017-02-10 | Ifp Energies Now | Procede de reformage catalytique |
| EP3201295B1 (fr) | 2014-10-03 | 2019-06-26 | Saudi Arabian Oil Company | Procédé en deux phases de production de composés aromatiques à partir de condensats de gaz de schiste/gaz naturel |
| US10364200B2 (en) | 2017-05-03 | 2019-07-30 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Processes and systems for the conversion of acyclic hydrocarbons |
| WO2018203950A1 (fr) * | 2017-05-03 | 2018-11-08 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Procédés et systèmes pour la conversion d'hydrocarbures acycliques |
| US11365358B2 (en) * | 2020-05-21 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Conversion of light naphtha to enhanced value products in an integrated two-zone reactor process |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2479110A (en) * | 1947-11-28 | 1949-08-16 | Universal Oil Prod Co | Process of reforming a gasoline with an alumina-platinum-halogen catalyst |
| US3001927A (en) * | 1958-11-03 | 1961-09-26 | Universal Oil Prod Co | Conversion of hydrocarbon distillates to motor fuel mixtures rich in aromatic and isoparaffins |
| US3392107A (en) | 1966-01-05 | 1968-07-09 | Sinclair Research Inc | Process for reforming naphthene and paraffin containing hydrocarbons in the naphtha boiling point range in several stages to obtain a high octane gasoline |
| CA925451A (en) | 1969-07-31 | 1973-05-01 | D. Keith Carl | Reforming of naphthene-and paraffin-containing hydrocarbon feeds |
| US3827969A (en) * | 1972-12-29 | 1974-08-06 | Texaco Inc | Conversion of paraffins |
| DE68904417D1 (de) * | 1989-02-17 | 1993-02-25 | Council Scient Ind Res | Reformierverfahren fuer die katalytische umwandlung von kohlenwasserstofffraktionen zu aromatenreichem kohlenwasserstoffgemisch. |
| CN1035774C (zh) | 1993-05-27 | 1997-09-03 | 中国石油化工总公司石油化工科学研究院 | 一种烃类脱砷剂 |
| CN1056784C (zh) | 1996-06-28 | 2000-09-27 | 中国石油化工总公司 | 一种馏分油加氢处理催化剂及其制备方法 |
| AU741522B2 (en) * | 1997-04-18 | 2001-12-06 | Exxonmobil Chemical Patents Inc | Naphtha reforming catalyst and process |
| US5885439A (en) | 1997-11-04 | 1999-03-23 | Uop Llc | Catalytic reforming process with multiple zones |
| US6652737B2 (en) * | 2000-07-21 | 2003-11-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Production of naphtha and light olefins |
| US6407301B1 (en) | 2000-10-30 | 2002-06-18 | Uop Llc | Ethylene production by steam cracking of normal paraffins |
| CN1219581C (zh) | 2000-11-06 | 2005-09-21 | 北京三聚环保新材料有限公司 | 高温固体脱氯剂及其制备方法 |
| CN1253368C (zh) | 2002-11-29 | 2006-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种炼油与气化相结合的工艺方法 |
| US7629289B2 (en) | 2004-06-23 | 2009-12-08 | Uop Llc | Selective naphtha desulfurization process and catalyst |
| CN1292050C (zh) | 2004-06-29 | 2006-12-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 从全馏分石脑油中分离正构烷烃的方法 |
| US20060205988A1 (en) | 2005-03-11 | 2006-09-14 | Rice Lynn H | Ethylene production by steam cracking of normal paraffins |
| CN1285707C (zh) | 2005-07-07 | 2006-11-22 | 华东理工大学 | 石脑油的优化利用方法 |
| US7563358B2 (en) * | 2006-08-24 | 2009-07-21 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for the production of benzene, toluene, and xylenes |
| CN101376823B (zh) | 2007-08-31 | 2012-07-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种石脑油催化重整方法 |
| JP5291940B2 (ja) | 2008-01-17 | 2013-09-18 | Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 | ナフサ留分の水素化精製方法 |
| TWI418619B (zh) | 2008-12-19 | 2013-12-11 | China Petrochemical Technology Co Ltd | 改良烴油的氫化處理及催化裂解的合併方法 |
| JP5419672B2 (ja) | 2009-12-14 | 2014-02-19 | Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 | 炭化水素油の水素化精製方法 |
-
2012
- 2012-05-18 TW TW101117875A patent/TWI544067B/zh active
- 2012-05-23 FR FR1254690A patent/FR2975701B1/fr active Active
- 2012-05-25 US US13/480,837 patent/US9303217B2/en active Active
- 2012-05-25 JP JP2012119997A patent/JP6032944B2/ja active Active
- 2012-05-25 KR KR1020120056145A patent/KR101882958B1/ko active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR101882958B1 (ko) | 2018-07-26 |
| JP2012255149A (ja) | 2012-12-27 |
| TW201247860A (en) | 2012-12-01 |
| US9303217B2 (en) | 2016-04-05 |
| US20130020233A1 (en) | 2013-01-24 |
| KR20120132426A (ko) | 2012-12-05 |
| TWI544067B (zh) | 2016-08-01 |
| FR2975701B1 (fr) | 2018-05-18 |
| JP6032944B2 (ja) | 2016-11-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110139915B (zh) | 废塑料通过热解向如苯和二甲苯的高价值产物的转化 | |
| KR102374847B1 (ko) | 촉매적 분해를 이용하여 혼합 탄화수소 급원으로부터 btx를 생산하는 방법 | |
| CN103374395B (zh) | 一种以石脑油为原料生产芳烃和乙烯的方法 | |
| WO2003078547A2 (fr) | Procede de production conjointe de propylene et d'essence a partir d'une charge relativement lourde | |
| FR2975701A1 (fr) | Procede de reformage catalytique de naphta | |
| JP6574432B2 (ja) | 製油所重質炭化水素の石油化学製品へのアップグレードプロセス | |
| KR20160027045A (ko) | 탄화수소 공급원료로부터 방향족 화합물 및 경질 올레핀을 생산하는 방법 | |
| KR101525716B1 (ko) | 방향족 생성 증가 방법 | |
| EP1892229B1 (fr) | Procédé de production de propylène en presence d'un catalyseur macroporeux se presentant sous forme de billes spheriques | |
| FR2935377A1 (fr) | Procede de conversion d'une charge lourde en essence et en propylene presentant une structure de rendement modulable | |
| CN115103894B (zh) | 用于芳族物联合装置塔底物的催化转化的工艺和系统 | |
| US8747785B2 (en) | Apparatus for the reduction of gasoline benzene content by alkylation with dilute ethylene | |
| WO2021162899A1 (fr) | Procédé et système d'hydrodéarylation et d'hydrogénation de résidus de complexes aromatiques | |
| CN104711016A (zh) | 催化重整法 | |
| TWI544068B (zh) | A method for the production of olefins and aromatics from naphtha | |
| KR20220139372A (ko) | 방향족 콤플렉스 하부물질의 수소화를 위한 공정 및 시스템 | |
| KR20220137978A (ko) | 방향족 콤플렉스 하부물질의 수소화, 수소화분해 및 촉매 전환을 위한 공정 및 시스템 | |
| JP2017511829A (ja) | 高沸点炭化水素供給原料をより軽沸点の炭化水素生成物へ転換する方法 | |
| TW201510209A (zh) | 用於氫化包含芳香化合物之烴饋料之方法 | |
| TWI546375B (zh) | A method for producing olefins and low benzene content gasoline from naphtha | |
| CN109679691B (zh) | 一种由石脑油生产高辛烷值汽油的方法 | |
| US8895793B2 (en) | Process for the reduction of gasoline benzene content by alkylation with dilute ethylene | |
| CN1031410C (zh) | 提高烃原料品位的方法 | |
| WO2023117594A1 (fr) | Unité de production et de séparation des aromatiques avec valorisation d'un extrait et/ou d'un raffinat provenant d'un procédé d'extraction liquide-liquide | |
| TW201542799A (zh) | 二甲苯之製造方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 5 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 6 |
|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20170804 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 7 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 8 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 9 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 10 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 11 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 12 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 13 |