FR3123230A1 - Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d’une charge hydrocarbonée - Google Patents
Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d’une charge hydrocarbonée Download PDFInfo
- Publication number
- FR3123230A1 FR3123230A1 FR2105595A FR2105595A FR3123230A1 FR 3123230 A1 FR3123230 A1 FR 3123230A1 FR 2105595 A FR2105595 A FR 2105595A FR 2105595 A FR2105595 A FR 2105595A FR 3123230 A1 FR3123230 A1 FR 3123230A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- gas phase
- catalyst
- regeneration
- hydrogen
- process according
- 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.)
- Pending
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 26
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 51
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 68
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 40
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 30
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 30
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 23
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 17
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 15
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 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
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000006900 dealkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007327 hydrogenolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000005673 monoalkenes Chemical class 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- JTXAHXNXKFGXIT-UHFFFAOYSA-N propane;prop-1-ene Chemical group CCC.CC=C JTXAHXNXKFGXIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/0015—Feeding of the particles in the reactor; Evacuation of the particles out of the reactor
- B01J8/0025—Feeding of the particles in the reactor; Evacuation of the particles out of the reactor by an ascending fluid
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/0015—Feeding of the particles in the reactor; Evacuation of the particles out of the reactor
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/08—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles
- B01J8/082—Controlling processes
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/08—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles
- B01J8/12—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles moved by gravity in a downward flow
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/08—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles
- B01J8/12—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles moved by gravity in a downward flow
- B01J8/125—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with moving particles moved by gravity in a downward flow with multiple sections one above the other separated by distribution aids, e.g. reaction and regeneration sections
-
- 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
- C10G35/10—Catalytic reforming with moving catalysts
- C10G35/12—Catalytic reforming with moving catalysts according to the "moving-bed" method
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
- C10G51/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural serial stages only
- C10G51/026—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural serial stages only only catalytic cracking steps
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
- B01J2208/00008—Controlling the process
- B01J2208/00017—Controlling the temperature
- B01J2208/00106—Controlling the temperature by indirect heat exchange
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
- B01J2208/00008—Controlling the process
- B01J2208/00539—Pressure
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
- B01J2208/00008—Controlling the process
- B01J2208/00584—Controlling the density
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
- B01J2208/00743—Feeding or discharging of solids
-
- 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
- C10G2400/22—Higher 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
L’invention concerne un procédé de traitement catalytique d’une charge hydrocarbonée avec régénération en continu du catalyseur, procédé dans lequel on fait successivement circuler ladite charge dans une pluralité de zones réactionnelles en série (R1,R2,R3,R4), le catalyseur circulant en lit mobile successivement dans la pluralité des zones réactionnelles en s’écoulant de l’extrémité amont à l’extrémité aval de chacune des zones réactionnelles et étant transporté par une phase gazeuse convoyeuse g1 depuis l’extrémité aval d’une zone réactionnelle à l’extrémité amont de la zone réactionnelle suivante, caractérisé en ce que ladite phase gazeuse convoyeuse g1 présente une densité supérieure ou égale à 1 kg/m3. Figure pour l’abrégé : Fig 1
Description
La présente invention concerne les procédés de traitements catalytiques de charges hydrocarbonées, à régénération continue de catalyseur. La régénération continue de catalyseur est aussi connue sous l’acronyme anglo-saxon CCR pour « Continuous Catalytic Regeneration ». Ces procédés comprennent, notamment, le reformage catalytique de charges hydrocarbonées, notamment de type naphta, afin de les convertir en composés aromatiques et/ou en essences, et la déshydrogénation des paraffines, afin de les convertir en oléfines.
Généralement, l’objectif d’une unité de reformage catalytique est de convertir les composés naphténiques et paraffiniques (n-paraffines et iso-paraffines) en composés aromatiques. Les principales réactions mises en jeu sont la déshydrogénation des naphtènes et la déshydrocyclisation des paraffines en aromatiques, l’isomérisation des paraffines et des naphtènes. D’autres réactions dites « parasites » peuvent également se produire telles que l’hydrocraquage et l’hydrogénolyse des paraffines et des naphtènes, l’hydro-déalkylation des alkyl-aromatiques donnant lieu à des composés légers et des aromatiques plus légers, ainsi que la formation de coke à la surface des catalyseurs.
Prenons d’abord le cas des procédés de réformage catalytique à régénération de catalyseur en continu : Les charges typiquement envoyées dans une unité de reformage catalytique sont riches en composés paraffiniques et naphténiques et relativement pauvres en composés aromatiques. Ce sont généralement des naphtas issus de la distillation de pétrole brut ou des condensats de gaz naturel. D’autres charges peuvent également être disponibles, contenant des teneurs variables en aromatiques, à savoir les naphtas lourds de craquage catalytique, de cokéfaction, d’hydrocraquage, ou encore les essences de vapocraquage. L’invention s’intéressera plus particulièrement à la conversion de charge de type naphta.
Par ailleurs, il peut être nécessaire de prétraiter les charges, notamment celles de type naphta, avant de les traiter par réformage catalytique : ce prétraitement est généralement un hydrotraitement. Par hydrotraitement, on désigne l’ensemble des procédés d’épuration qui permettent d’éliminer, par action de l’hydrogène, les impuretés diverses contenues dans des charges hydrocarbonées. Ainsi, les procédés d’hydrotraitement permettent d’éliminer, par action de l’hydrogène, des impuretés présentes dans les charges telles que l’azote (on parle alors d’hydrodéazotation), le soufre (on parle alors d’hydrodésulfuration), l’oxygène (on parle alors d’hydrodéoxygénation), et les composés contenant des métaux qui peuvent empoisonner le catalyseur et engendrer des problèmes opératoires lors de traitements aval, comme le reformage (on parle alors d’hydrodémétallation). Un exemple de procédé d’hydrotraitement est décrit dans le brevet FR 2 966 835.
Des exemples de procédé de réformage catalytique de type régénératif et à répartition optimisée de catalyseur sont décrits dans les brevets FR 2 657 087 et FR 3 024 460, avec une unité de réformage utilisant une succession de réacteurs montés en série, chacun étant muni d’un lit catalytique mobile, l’effluent de chaque réacteur, excepté le dernier (le plus aval) étant chauffé avant introduction dans le réacteur suivant, de façon à contrebalancer l’endothermie des réactions de réformage et à maintenir dans chacun des réacteurs une température suffisante pour que les réactions de conversion voulues aient lieu.
Prenons maintenant le cas des procédés de déshydrogénation catalytique à régénération de catalyseur en continu : Dans le cas de la déshydrogénation des paraffines, comme par exemple la déshydrogénation du propane afin de produire du propylène, la charge paraffinique est prétraitée (adsorption, séchage, élimination des C4+…) avant d’entrer dans l’unité de déshydrogénation proprement dite incluant la section réactionnelle et la section régénération du catalyseur en continu (CCR). La réaction de déshydrogénation s’effectue dans le réacteur où la charge est en contact avec le catalyseur qui circule en lit mobile. Cette réaction est fortement endothermique, et l’effluent en sortie de premier réacteur doit donc être réchauffé dans un four afin d’obtenir la température souhaitée en entrée du second réacteur. Cette séquence se répète ensuite dans les réacteurs suivants. Une unité de déshydrogénation du propane se compose généralement de quatre réacteurs en série, alors que dans le cas du butane, trois réacteurs peuvent suffire. En sortie de section réactionnelle, l’effluent subit une hydrogénation sélective des dioléfines en mono oléfines, et est traité afin d’éliminer les composés légers (C2-), enfin un splitter propane-propylène permet de séparer le propylène produit du propane résiduel qui est recyclé. Des exemples de procédé de déshydrogénation des paraffines utilisant la circulation du catalyseur en continu (CCR) sont donnés dans le brevet US 3 978 150 pour une configuration de zones réactionnelles superposées, et dans le brevet US 5 336 829 pour une configuration de réacteurs en série côte à côte.
L’invention s’intéresse plus particulièrement au cheminement, en lit mobile, du catalyseur dans l’unité de réformage ou de déshydrogénation : le catalyseur circule successivement dans les réacteurs en série, en s’écoulant par gravité dans chacun des réacteurs depuis leur partie haute vers leur partie basse, si on prend l’exemple de réacteurs orientés verticalement et agencés côte à côte, comme décrit dans les brevets précités. Pour circuler d’un réacteur au suivant, le catalyseur est soutiré en continu depuis la partie basse d’un réacteur et transporté vers la partie haute du réacteur suivant par une/des conduites externes aux réacteurs. Une fois soutiré de la partie basse du dernier des réacteurs, le catalyseur usé est envoyé dans un réacteur de régénération, et, une fois régénéré, il est à nouveau envoyé en partie haute du premier des réacteurs de la série pour redémarrer un cycle production-régénération.
Le brevet FR 2 657 087 décrit plus particulièrement des moyens mis en œuvre pour faire circuler le catalyseur d’un réacteur au suivant, puis du dernier réacteur de la série vers le réacteur de régénération. Il s’agit, dans ce brevet, de faire pénétrer le catalyseur en partie haute du premier réacteur de la série de réacteurs, le plus amont donc, par une pluralité de conduites dans lequel il chemine sous forme d’un lit mobile. Puis il est soutiré par une pluralité de conduites convergeant dans une conduite commune par laquelle il atteint un ballon appelé « pot de lift ». Ce soutirage est effectué en continu, la régularité du débit d’écoulement du catalyseur étant assurée par un réglage approprié à l’aide d’un gaz convoyeur, qui est de l’hydrogène, et qui peut être produit par l’unité de réformage elle-même ou être de l’hydrogène pur ou recyclé, et qui est injecté par une conduite au niveau de ce « pot de lift ». Le catalyseur est ensuite entraîné du « pot de lift » vers le réacteur suivant par un dispositif élévateur, décrit sous le terme de « lift » par le gaz convoyeur, il atteint ensuite un récipient d’où, par une pluralité de conduites, il atteint le deuxième réacteur en partie haute, où le même trajet recommence jusqu’au troisième réacteur etc… Il est enfin soutiré en partie basse du dernier réacteur de la série, on parle alors de catalyseur « usé », par une pluralité de conduites qui l’amènent dans un ballon « accumulateur-décanteur » par un autre moyen élévateur de type « lift ». Il est ensuite convoyé par un autre gaz convoyeur, de l’azote généralement, vers le réacteur de régénération. Au préalable, le catalyseur doit être purgé de toute trace d’hydrogène, la régénération du catalyseur s’opérant en conditions oxydantes : des dispositifs de transition entre les circuits sous hydrogène et sous azote sont donc à prévoir.
Ces moyens mis en œuvre par transport pneumatique pour faire circuler le catalyseur d’un réacteur à l’autre sont efficaces. Il s’avère cependant, que dans certaines configurations d’utilisation, ils peuvent présenter certains inconvénients. En effet, ils comprennent un certain nombre de conduites, qui présentent une géométrie spécifique, avec des coudes notamment, ce qui peut entraîner des risques de dépôt dans les conduites, ou encore des risques d’érosion des parois des conduites, voire des phénomènes d’attrition non voulus sur les particules de catalyseur.
L’invention a alors pour but d’améliorer la conception des moyens pour convoyer le catalyseur d’un réacteur au suivant, dans une unité de réformage de charges hydrocarbonées (par exemple traitant des charges de type naphta) ou de déshydrogénation de charges hydrocarbonées (par exemple traitant des charges de type paraffines).
L’invention a tout d’abord pour objet un procédé de traitement catalytique d’une charge hydrocarbonée avec régénération en continu du catalyseur, procédé dans lequel on fait successivement circuler ladite charge dans une pluralité de zones réactionnelles en série, le catalyseur circulant en lit mobile successivement dans la pluralité des zones réactionnelles en s’écoulant de l’extrémité amont à l’extrémité aval de chacune des zones réactionnelles et étant transporté par une phase gazeuse convoyeuse depuis l’extrémité aval d’une zone réactionnelle à l’extrémité amont de la zone réactionnelle suivante. Selon l’invention, ladite phase gazeuse convoyeuse présente une densité supérieure ou égale à 1 kg/m3, notamment supérieure ou égale à 2 kg/m3ou supérieure ou égale à 3 kg/m3, et de préférence d’au plus 5 kg/m3ou d’au plus 4 kg/m3.
Cette densité est mesurée, notamment, à une température T comprise entre 200 et 550°C, et à une pression absolue P comprise entre 0,1 et 0,7 MPa.
Dans le cas d’un réformage catalytique, cette densité est notamment mesurée à une température T1 comprise entre 200 °C et 450°C, notamment à 300°C, et à une pression absolue P1 comprise entre 0,4 MPa et 0,7 MPa, notamment de 0,5 MPa, qui sont les températures et pressions habituellement rencontrées dans les conduites de lift en réformage.
Dans le cas d’une déshydrogénation, cette densité est notamment mesurée à une température T2 comprise entre 300 et 550°C, notamment à 400°C, et à une pression absolue P2 comprise entre 0,1 et 0,4 MPa, notamment à 0,25 MPa, qui sont les températures et pressions habituellement rencontrées dans les conduites de lift en déshydrogénation.
Avantageusement, le traitement catalytique selon l’invention est un réformage catalytique, notamment traitant une charge de type naphta, en vue de produire des hydrocarbures aromatiques et/ou des essences, ou une déshydrogénation catalytique, notamment traitant une charge de type paraffine, en vue de produire des oléfines.
Avantageusement, ladite phase gazeuse g1 convoyeuse, pour atteindre ces densités, présente une densité supérieure d’au moins 30%, notamment d’au moins 50%, de préférence au moins deux ou trois fois supérieure à celle de l’hydrogène mesurée à une température T comprise entre 200 et 550°C, et à une pression absolue P comprise entre 0,1 et 0,7 MPa , et notamment
- dans le cas du réformage, à une température T1 comprise entre 200°C et 450°C, notamment à 300°C, et à une pression absolue P1 comprise entre 0,4 MPa et 0,7 MPa, notamment de 0,5 MPa,
- et dans le cas de la déshydrogénation, à une température T2 comprise entre 300 et 550°C, notamment à 400°C, et à une pression absolue P2 comprise entre 0,1 et 0,4 MPa, notamment à 0,25 MPa.
- dans le cas du réformage, à une température T1 comprise entre 200°C et 450°C, notamment à 300°C, et à une pression absolue P1 comprise entre 0,4 MPa et 0,7 MPa, notamment de 0,5 MPa,
- et dans le cas de la déshydrogénation, à une température T2 comprise entre 300 et 550°C, notamment à 400°C, et à une pression absolue P2 comprise entre 0,1 et 0,4 MPa, notamment à 0,25 MPa.
On comprend dans tout le présent texte les termes « amont » et « aval » en référence au sens général d’écoulement de la charge traversant les réacteurs de l’installation de réformage ou de déshydrogénation.
On comprend dans tout le présent texte par le terme « phase gazeuse » un gaz ou un mélange de gaz différents, pouvant également comporter des impuretés.
La « zone réactionnelle » est à comprendre comme un réacteur, ou une pluralité de réacteurs, ou une portion distincte d’un réacteur, avec tous les équipements ad hoc connus de l’homme de l’art (du type ouverture d’amenée et de soutirage connectées aux conduites, vannes, moyens de contrôle thermique etc…).
La charge de type naphta (dans le cas d’un réformage) ou de type paraffine (dans le cas d’une déshydrogénation) selon l’invention peut avoir subir un ou des traitements préalables au reformage ou à la déshydrogénation, et notamment un hydrotraitement.
L’invention se focalise donc non pas sur un bouleversement dans les choix des moyens mécaniques, de type conduites, vannes, ballons etc… mis en œuvre pour transporter le catalyseur, ou sur leur agencement, mais plutôt sur un choix particulier des caractéristiques du gaz convoyeur, à savoir un choix de densité augmentée. Il s’est en effet avéré, que, de manière surprenante, choisir un gaz convoyeur plus dense que de façon conventionnelle (à savoir de l’hydrogène ou de l‘hydrogène dit « enrichi », c’est-à-dire comprenant jusqu’à 10% en volume d’un autre gaz de type hydrocarbure(s) léger(s), dans des conditions opératoires de pression et de température T,P habituellement utilisées) avait un impact très favorable sur la circulation des particules de catalyseur dans les différentes conduites l’acheminant d’un réacteur à l’autre : concrètement, les risques de dépôt de particules sur les parois des conduites, plus particulièrement dans les portions de conduite qui sont horizontales ou obliques (non verticales) ou au niveau des « coudes » connectant des portions de conduite (dans les portions non rectilignes de celles-ci), diminuent fortement, voire disparaissent complètement. Il en est de même des risques d’érosion des parois, ce qui permet de diminuer les opérations de vérification/maintenance (remplacement, nettoyage) de ces conduites. On a aussi observé une diminution, voire une suppression des risques d’attrition des particules, qui peuvent changer de façon incontrôlée leurs caractéristiques granulométriques, ce qui est à éviter/limiter si on veut maîtriser leur efficacité catalytique. A noter que la densité
De préférence, ladite phase gazeuse convoyeuse présente une densité supérieure d’au moins 30%, notamment d’au moins 50%, de préférence au moins deux ou trois fois supérieure à celle de l’hydrogène mesurée à une température T comprise entre 200 et 550°C, et à une pression absolue P comprise entre 0,1 et 0,7 MPa. L’invention vise donc préférentiellement une densité très nettement supérieure à la densité conventionnelle donc (par rapport à de l’hydrogène et par rapport à de l’hydrogène dit enrichi également), pour maximiser l’effet obtenu.
Pour obtenir un gaz convoyeur de densité élevée, plusieurs modes de réalisation existent selon l’invention, qui sont alternatifs ou cumulables entre eux.
Selon un premier mode de réalisation, l’invention choisit de modifier la composition chimique de la phase gazeuse convoyeuse : avantageusement, ladite phase gazeuse convoyeuse comprend au moins un gaz présentant une masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène, notamment de l’azote et/ou au moins un hydrocarbure léger en C1-C6.
L’azote présente l’avantage d’être beaucoup plus dense que l’hydrogène enrichi, par un facteur de plus de 6. Il présente aussi l’avantage d’être le gaz généralement utilisé pour servir de gaz convoyeur du catalyseur usé depuis le dernier réacteur vers le régénérateur, et depuis le régénérateur vers le premier réacteur.
Les hydrocarbures légers présentent l’avantage d’être éventuellement déjà disponibles dans l’unité de réformage, en étant formés au cours des étapes de réaction de reformage. Ils se présentent sous la forme d’un mélange d’hydrocarbures en C1-C6, généralement avec en majorité des hydrocarbures en C1-C3.
La phase gazeuse convoyeuse peut comporter un mélange de ces différents types de gaz, elle peut aussi associer de l’hydrogène avec au moins un de ces différents gaz, sa densité étant alors à comprendre comme la densité moyenne du mélange de gaz considérés.
Ladite phase gazeuse convoyeuse peut ainsi comprendre au moins 25% volume, notamment au moins 45% volume ou au moins 50% volume ou au moins 80% volume de gaz, et jusqu’à 100% volume de gaz présentant une masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène.
Dans le cas des 100%, ladite phase gazeuse convoyeuse g1 ne comprend alors qu’ un ou des gaz présentant une masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène (sans tenir compte d’éventuelles impuretés).
Le ou les gaz de masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène peut/peuvent provenir du procédé de réformage (ou de déshydrogénation) lui-même, en tant que réactif ou produit ou sous-produit de recyclage du réformage. C’est le cas des hydrocarbures en C1-C6 ou de l’hydrogène (ou plutôt, comme mentionné plus haut, généralement de l’hydrogène « enrichi » contenant jusqu’à 10% d’un autre gaz).
Selon un second mode de réalisation, on augmente la densité de la phase gazeuse convoyeuse en diminuant sa température par rapport à la température conventionnelle T (comprise entre 200 et 550°C) : on ajuste la température de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 à une température T3 inférieure à 200°C, notamment comprise entre 50°C et 150°C, pour en augmenter la densité. La température de la phase gazeuse convoyeuse peut être diminuée par tout type de moyens connus, comme des échangeurs thermiques, des refroidisseurs. On peut être amené ensuite à réchauffer les particules avant qu’elles n’entrent dans le réacteur suivant.
Selon un troisième mode de réalisation, on augmente la densité de la phase gazeuse convoyeuse en augmentant sa pression par rapport à la pression conventionnelle P (comprise entre 0,1 et 0,7 MPa) : on ajuste la pression de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 jusqu’à une pression P3 d’au moins 1 MPa, notamment comprise entre 1,5 MPa et 4 MPa, pour en augmenter la densité. On modifie/augmente la pression de gaz par tout moyen connu, notamment en redimensionnant les compresseurs déjà présents, généralement, pour mettre sous pression le gaz afin de le faire circuler et qu’il transporte les particules de la façon voulue.
L’invention peut s’appliquer à des conceptions de zones réactionnelles très variées : Les zones réactionnelles peuvent être disposées respectivement dans des réacteurs agencés côte-à-côte. Les zones réactionnelles peuvent aussi être superposées les unes aux autres, la plus amont étant celle disposée en haut et la zone la plus aval étant celle la plus en bas. On a ainsi un « empilement » de zones réactionnelles de haut en bas, c’est une configuration, par exemple, décrite dans le brevet US 3 647 680.
Dans une configuration comme dans l’autre, le catalyseur s’écoule en continu dans chaque réacteur/zone réactionnelle depuis son extrémité haute amont vers son extrémité basse aval, puis est transporté par ladite phase gazeuse convoyeuse via une connexion fluidique depuis l’extrémité basse aval d’un réacteur/zone réactionnelle vers l’extrémité haute amont du réacteur suivant/de la zone réactionnelle de la série de réacteurs/zones réactionnelles. Enfin, il est transporté de la zone réactionnelle la plus aval vers le régénérateur, et enfin du régénérateur vers la zone réactionnelle la plus amont.
Les connexions fluidiques permettant le transport par la phase gazeuse des particules de catalyseur comportent notamment une ou des conduites connectant au moins une sortie d’un réacteur/d’une zone réactionnelle à au moins une entrée du réacteur suivant/de la zone réactionnelle suivante, et éventuellement des ballons ou pots. Des configurations possibles sont décrites dans le brevet FR 2 657 087 précité.
Avantageusement, on transporte par une phase gazeuse de régénération g2 le catalyseur depuis l’extrémité aval de la dernière section réactionnelle de la série de sections réactionnelles vers une zone de régénération et depuis la zone de régénération vers l’extrémité amont de la première zone réactionnelle de la série de sections réactionnelles.
De préférence, la phase gazeuse de régénération g2 est inerte, notamment à base d’azote, et il peut être nécessaire de purger d’abord le catalyseur de tout gaz non inerte avant son transport vers la zone de régénération.
Selon une variante de l’invention, la phase gazeuse de régénération g2 et la phase convoyeuse g1 sont de même composition et/ou aux mêmes conditions de température et/ou de pression. Il peut par exemple s’agir d’azote.
L’invention a également pour objet toute installation de traitement catalytique d’une charge hydrocarbonée avec régénération en continu du catalyseur, de réformage catalytique ou de déshydrogénation en particulier, mettant en œuvre le procédé décrit plus haut.
L’invention a également pour objet une installation de traitement catalytique d’une charge hydrocarbonée avec régénération en continu du catalyseur, notamment de réformage catalytique d’une charge hydrocarbonée, de type naphta, en vue de produire des hydrocarbures aromatiques et/ou des essences, ou de déshydrogénation de paraffines en vue de produire des oléfines. Cette installation comprend selon l’invention une pluralité de zones réactionnelles connectées en série dans lesquelles la charge circule successivement, et des connexions fluidiques assurant le transport du catalyseur par une phase gazeuse convoyeuse g1 depuis l’extrémité aval d’une zone réactionnelle à l’extrémité amont de la zone réactionnelle suivante. Ladite installation comporte des dispositifs d’ajustement de la température et/ou de la pression et/ou de la composition de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 pour ajuster sa densité à une densité supérieure à ou égale à 1 kg/m3, notamment supérieure ou égale à 2 kg/m3ou supérieure ou égale à 3 kg/m3, et de préférence d’au plus 5 kg/m3ou d’au plus 4 kg/m3(dans les conditions de fonctionnement de l’installation).
Les dispositifs pour ajuster la pression de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 peuvent avantageusement comporter un ou des compresseurs,
Les dispositifs pour ajuster la température de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 peuvent avantageusement comporter un/des échangeurs thermiques et/ou un/des refroidisseurs.
Les dispositifs d’ajustement de la composition de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 peuvent avantageusement comporter un mélangeur de gaz alimenté par une source d’hydrogène et une source d’azote et/ou une source d’hydrocarbures en C1-C6, lesdites sources d’hydrogène et d’hydrocarbures en C1-C6 étant de préférence issues du traitement (notamment du reformage) catalytique opéré dans l’installation. On peut ainsi prévoir une conduite d’amenée d’hydrogène enrichi et une conduite d’amenée d’hydrocarbures légers produits par l’installation, qui convergent en une conduite unique avec la proportion voulue entre les deux types de gaz pour constituer la phase gaz convoyeuse voulue à amener dans les conduites dites de « lift » pour transporter les particules de catalyseur, avec tout moyen connu pour ce faire (vannes, portions de conduites, compresseurs etc…)
Comme mentionné plus haut, les différents modes de réalisation de l’invention peuvent être combinés, deux à deux ou tous ensembles, par exemple en modifiant à la fois la composition chimique de la phase gazeuse et sa température (ou sa pression), ou à la fois sa pression et sa température.
L’invention sera détaillée ci-après à l’aide d’exemples de réalisation non limitatifs, traitant du procédé de réformage avec régénération en continu du catalyseur (CCR). Ces exemples peuvent être transposés de façon très similaire à un procédé de déshydrogénation avec régénération en continu du catalyseur.
Liste des figures
La représente une portion d’une installation de réformage catalytique pouvant appliquer l’invention, notamment la section réactionnelle et la section de régénération du procédé. Elle est extrêmement schématique et ne respecte pas forcément l’échelle entre les différents éléments représentés, c’est un schéma de principe.
La représente schématiquement les différents régimes d’écoulement du catalyseur en fonction de la vitesse du gaz convoyeur dans une portion de conduite rectiligne verticale utilisée dans l’installation de la .
La représente schématiquement les différents régimes d’écoulement du catalyseur en fonction de la vitesse du gaz convoyeur dans une portion de conduite rectiligne horizontale.
La est un graphe représentant les vitesses d’engorgement pour une conduite verticale et vitesses de saltation pour une conduite horizontale en fonction de la densité du gaz convoyeur.
La est un graphe représentant l’écart entre la vitesse du gaz convoyeur et la vitesse d’engorgement en fonction de sa densité pour des portions de conduite verticales.
La est un graphe représentant l’écart entre la vitesse du gaz convoyeur et la vitesse de saltation en fonction de sa densité pour des portions de conduite obliques.
La est une représentation d’une simulation de conduite de « lift » transportant le catalyseur d’un réacteur au suivant.
Claims (15)
- Procédé de traitement catalytique d’une charge hydrocarbonée avec régénération en continu du catalyseur, procédé dans lequel on fait successivement circuler ladite charge dans une pluralité de zones réactionnelles en série (R1,R2,R3,R4), le catalyseur circulant en lit mobile successivement dans la pluralité des zones réactionnelles en s’écoulant de l’extrémité amont à l’extrémité aval de chacune des zones réactionnelles et étant transporté par une phase gazeuse convoyeuse g1 depuis l’extrémité aval d’une zone réactionnelle à l’extrémité amont de la zone réactionnelle suivante, caractérisé en ce que ladite phase gazeuse convoyeuse g1 présente une densité supérieure ou égale à 1 kg/m3, notamment supérieure ou égale à 2 kg/m3ou supérieure ou égale à 3 kg/m3, et de préférence d’au plus 5 kg/m3ou d’au plus 4 kg/m3.
- Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le traitement catalytique est un réformage catalytique, notamment traitant une charge de type naphta, en vue de produire des hydrocarbures aromatiques et/ou des essences, ou une déshydrogénation catalytique, notamment traitant une charge de type paraffine, en vue de produire des oléfines.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que ladite phase gazeuse g1 convoyeuse présente une densité supérieure d’au moins 30%, notamment d’au moins 50%, de préférence au moins deux ou trois fois supérieure à celle de l’hydrogène mesurée à une température T comprise entre 200 et 550°C, et à une pression absolue P comprise entre 0,1 et 0,7 MPa.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que ladite phase gazeuse convoyeuse g1 comprend au moins un gaz présentant une masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène, notamment de l’azote et/ou au moins un hydrocarbure léger en C1-C6.
- Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que ladite phase gazeuse convoyeuse g1 comprend au moins 25% volume, notamment au moins 45% volume ou au moins 50% volume, ou au moins 80% volume, de gaz présentant une masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène.
- Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que ladite phase gazeuse convoyeuse g1 ne comprend qu’un ou des gaz présentant une masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène.
- Procédé selon l’une des revendications 4 à 6, caractérisé en ce que le ou les gaz de masse molaire supérieure à celle de l’hydrogène provient du procédé de réformage lui-même, en tant que réactif ou produit ou sous-produit de recyclage du réformage.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’on ajuste la température de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 à une température T3 inférieure à 200°C, notamment comprise entre 50°C et 150°C, pour en augmenter la densité.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’on ajuste la pression de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 jusqu’à une pression P3 d’au moins 1 MPa, notamment comprise entre 1,5 MPa et 4 MPa, pour en augmenter la densité.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que les zones réactionnelles sont disposées respectivement dans des réacteurs (R1,R2,R3,R4) agencés côte-à-côte, ou sont superposées les unes aux autres, le catalyseur s’écoulant en continu dans chaque réacteur depuis son extrémité haute amont vers son extrémité basse aval, puis étant transporté par ladite phase gazeuse convoyeuse via une connexion fluidique depuis l’extrémité basse aval d’un réacteur vers l’extrémité haute amont du réacteur suivant de la série de réacteurs.
- Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que la connexion fluidique comporte une ou des conduites connectant au moins une sortie d’un réacteur à au moins une entrée du réacteur suivant, et éventuellement des ballons ou pots.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’on transporte par une phase gazeuse de régénération g2 le catalyseur depuis l’extrémité aval de la dernière section réactionnelle (R4) de la série de sections réactionnelles vers une zone de régénération (RG) et depuis la zone de régénération vers l’extrémité amont de la première zone réactionnelle (R1) de la série de sections réactionnelles (R1,R2,R3,R4), ladite phase gazeuse de régénération g2 étant de préférence inerte, notamment à base d’azote, avec purge optionnelle du catalyseur de tout gaz non inerte avant son transport vers la zone de régénération.
- Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que la phase gazeuse de régénération g2 et la phase convoyeuse g1 sont de même composition et/ou aux mêmes conditions de température et/ou de pression.
- Installation de traitement catalytique d’une charge hydrocarbonée avec régénération en continu du catalyseur, notamment de réformage catalytique d’une charge hydrocarbonée, de type naphta, en vue de produire des hydrocarbures aromatiques et/ou des essences, ou de déshydrogénation de paraffines en vue de produire des oléfines, installation comprenant une pluralité de zones réactionnelles (R1,R2,R3,R4) connectées en série dans lesquelles la charge circule successivement, et des connexions fluidiques assurant le transport du catalyseur par une phase gazeuse convoyeuse g1 depuis l’extrémité aval d’une zone réactionnelle à l’extrémité amont de la zone réactionnelle suivante, caractérisée en ce que ladite installation comporte des dispositifs d’ajustement de la température et/ou de la pression et/ou de la composition de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 pour ajuster sa densité à une densité supérieure à ou égale à 1 kg/m3, notamment supérieure ou égale à 2 kg/m3ou supérieure ou égale à 3 kg/m3, et de préférence d’au plus 5 kg/m3ou d’au plus 4 kg/m3.
- Installation selon la revendication précédente, caractérisée en ce que les dispositifs pour ajuster la pression de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 comportent un ou des compresseurs, et/ou les dispositifs pour ajuster la température de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 comportent un/des échangeurs thermiques et/ou un/des refroidisseurs, et/ou les dispositifs d’ajustement de la composition de ladite phase gazeuse convoyeuse g1 comportent un mélangeur de gaz alimenté par une source d’hydrogène et une source d’azote et/ou une source d’hydrocarbures en C1-C6, lesdites sources d’hydrogène et d’hydrocarbures en C1-C6 étant issus du traitement catalytique, notamment du réformage, opéré dans l’installation.
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR2105595A FR3123230A1 (fr) | 2021-05-28 | 2021-05-28 | Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d’une charge hydrocarbonée |
| KR1020237044435A KR20240014064A (ko) | 2021-05-28 | 2022-05-20 | 탄화수소 공급원료를 처리하기 위한 연속적인 촉매 재생을 이용한 방법 |
| PCT/EP2022/063766 WO2022248362A1 (fr) | 2021-05-28 | 2022-05-20 | Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d'une charge hydrocarbonee |
| EP22729707.4A EP4347101A1 (fr) | 2021-05-28 | 2022-05-20 | Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d'une charge hydrocarbonee |
| CN202280038549.2A CN117396269A (zh) | 2021-05-28 | 2022-05-20 | 用于处理烃原料的连续催化再生方法 |
| TW111119589A TW202311510A (zh) | 2021-05-28 | 2022-05-26 | 處理烴進料之具有連續催化再生之方法 |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR2105595 | 2021-05-28 | ||
| FR2105595A FR3123230A1 (fr) | 2021-05-28 | 2021-05-28 | Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d’une charge hydrocarbonée |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3123230A1 true FR3123230A1 (fr) | 2022-12-02 |
Family
ID=77021493
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR2105595A Pending FR3123230A1 (fr) | 2021-05-28 | 2021-05-28 | Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d’une charge hydrocarbonée |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP4347101A1 (fr) |
| KR (1) | KR20240014064A (fr) |
| CN (1) | CN117396269A (fr) |
| FR (1) | FR3123230A1 (fr) |
| TW (1) | TW202311510A (fr) |
| WO (1) | WO2022248362A1 (fr) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2758059A (en) * | 1953-06-15 | 1956-08-07 | Union Oil Co | Catalytic process and apparatus for reforming and then hydrofining naphtha using a common catalyst |
| US3647680A (en) | 1969-09-25 | 1972-03-07 | Universal Oil Prod Co | Continuous reforming-regeneration process |
| US3978150A (en) | 1975-03-03 | 1976-08-31 | Universal Oil Products Company | Continuous paraffin dehydrogenation process |
| US4172027A (en) * | 1977-01-31 | 1979-10-23 | Institut Francais Du Petrole | Catalytic process for reforming or production of aromatic hydrocarbons |
| DE2265608C2 (fr) * | 1971-11-16 | 1988-01-28 | Institut Francais Du Petrole, Rueil-Malmaison, Hauts-De-Seine, Fr | |
| FR2657087A1 (fr) | 1990-01-17 | 1991-07-19 | Inst Francais Du Petrole | Procede de reformage catalytique dans plusieurs zones reactionnelles a lit mobile cote a cote. |
| US5336829A (en) | 1992-03-26 | 1994-08-09 | Institut Francais Du Petrole | Continuous process for the dehydrogenation of paraffinic to olefinic hydrocarbons |
| US7288501B2 (en) * | 2001-04-25 | 2007-10-30 | Umicore Ag & Co., Kg | Process and apparatus for the thermal treatment of pulverulent substances |
| FR2947465A1 (fr) | 2009-07-01 | 2011-01-07 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur multi-metallique presentant une proximite de sites optimisee |
| FR2966835A1 (fr) | 2010-11-01 | 2012-05-04 | Axens | Procede d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage de charges azotees avec stripage a l'hydrogene |
| FR3024460A1 (fr) | 2014-07-29 | 2016-02-05 | IFP Energies Nouvelles | Procede de reformage a repartition optimisee du catalyseur. |
-
2021
- 2021-05-28 FR FR2105595A patent/FR3123230A1/fr active Pending
-
2022
- 2022-05-20 WO PCT/EP2022/063766 patent/WO2022248362A1/fr active Application Filing
- 2022-05-20 EP EP22729707.4A patent/EP4347101A1/fr active Pending
- 2022-05-20 CN CN202280038549.2A patent/CN117396269A/zh active Pending
- 2022-05-20 KR KR1020237044435A patent/KR20240014064A/ko unknown
- 2022-05-26 TW TW111119589A patent/TW202311510A/zh unknown
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2758059A (en) * | 1953-06-15 | 1956-08-07 | Union Oil Co | Catalytic process and apparatus for reforming and then hydrofining naphtha using a common catalyst |
| US3647680A (en) | 1969-09-25 | 1972-03-07 | Universal Oil Prod Co | Continuous reforming-regeneration process |
| DE2265608C2 (fr) * | 1971-11-16 | 1988-01-28 | Institut Francais Du Petrole, Rueil-Malmaison, Hauts-De-Seine, Fr | |
| US3978150A (en) | 1975-03-03 | 1976-08-31 | Universal Oil Products Company | Continuous paraffin dehydrogenation process |
| US4172027A (en) * | 1977-01-31 | 1979-10-23 | Institut Francais Du Petrole | Catalytic process for reforming or production of aromatic hydrocarbons |
| FR2657087A1 (fr) | 1990-01-17 | 1991-07-19 | Inst Francais Du Petrole | Procede de reformage catalytique dans plusieurs zones reactionnelles a lit mobile cote a cote. |
| US5336829A (en) | 1992-03-26 | 1994-08-09 | Institut Francais Du Petrole | Continuous process for the dehydrogenation of paraffinic to olefinic hydrocarbons |
| US7288501B2 (en) * | 2001-04-25 | 2007-10-30 | Umicore Ag & Co., Kg | Process and apparatus for the thermal treatment of pulverulent substances |
| FR2947465A1 (fr) | 2009-07-01 | 2011-01-07 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur multi-metallique presentant une proximite de sites optimisee |
| FR2966835A1 (fr) | 2010-11-01 | 2012-05-04 | Axens | Procede d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage de charges azotees avec stripage a l'hydrogene |
| FR3024460A1 (fr) | 2014-07-29 | 2016-02-05 | IFP Energies Nouvelles | Procede de reformage a repartition optimisee du catalyseur. |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| PH. EEYNIER ET AL.: "Review of Modelling of Slush Hydrogen Flows", JOURNAL OF COMPUTATIONAL MULTIPHASE FLOWS, vol. 3, no. 3, pages 123 - 146 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP4347101A1 (fr) | 2024-04-10 |
| CN117396269A (zh) | 2024-01-12 |
| TW202311510A (zh) | 2023-03-16 |
| WO2022248362A1 (fr) | 2022-12-01 |
| KR20240014064A (ko) | 2024-01-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1117146A (fr) | Procede catalytique de reformage ou de production d'hydrocarbures aromatiques | |
| EP2930226B1 (fr) | Procede de production d'olefines legeres et de btx faisant appel a une unite de craquage catalytique ncc traitant une charge de type naphta, a une unite de reformage catalytique et a un complexe aromatique | |
| EP4107233A1 (fr) | Procede optimise de traitement d'huiles de pyrolyse de plastiques en vue de leur valorisation | |
| EP4069802A1 (fr) | Procede de traitement d'huiles de pyrolyse de plastiques en vue de leur valorisation dans une unite de vapocraquage | |
| FR2981659A1 (fr) | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre | |
| FR3000097A1 (fr) | Procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre | |
| FR2761907A1 (fr) | Procede et dispositif a combustion etagee pour la regeneration d'un catalyseur de reformage ou de production d'aromatiques en lit mobile | |
| FR3098522A1 (fr) | Procédé de conversion d’une charge contenant de l’huile de pyrolyse | |
| FR3024460A1 (fr) | Procede de reformage a repartition optimisee du catalyseur. | |
| CA1337477C (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee | |
| FR2852323A1 (fr) | Nouveau procede de reformage regeneratif | |
| EP1242568B1 (fr) | Procede et installation pour la production d'aromatiques en lit mobile incluant une reduction du catalyseur | |
| FR3123230A1 (fr) | Procédé de traitement à régénération continue de catalyseur d’une charge hydrocarbonée | |
| EP0851020A1 (fr) | Procédé d'hydrotraitement d'une charge hydrocarbonée et dispositif pour sa mise en oeuvre | |
| EP0554151B1 (fr) | Procédé d'hydrogénation sélective, notamment des dioléfines dans les essences de vapocraquage, avec un catalyseur sous forme de lits mis en oeuvre successivement | |
| EP3554680A1 (fr) | Procede de craquage catalytique de naphta avec compartimentage du reacteur en lit fluidise turbulent | |
| EP3275975B1 (fr) | Procede d'hydrotraitement utilisant des reacteurs de garde permutables avec inversion du sens d'ecoulement et mise en parallele des reacteurs | |
| EP1252259B1 (fr) | Procede et dispositif pour la production d'aromatiques incluant une reduction du catalyseur | |
| FR3043575A1 (fr) | Ensemble de regeneration de catalyseurs | |
| FR2657621A1 (fr) | Procede de reformage catalytique dans plusieurs zones reactionnelles a lit mobile cote a cote. | |
| FR3097779A1 (fr) | Réacteur de traitement catalytique d’hydrocarbures avec remplacement semi-continu de catalyseur | |
| WO1991003527A1 (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee | |
| FR3124189A1 (fr) | Procédé d’hydrocraquage | |
| FR3120076A1 (fr) | Procédé de production de composés aromatiques et/ou d’essences à partir d’une charge hydrocarbonée de type naphta | |
| FR3090683A1 (fr) | Conversion d’un brut pétrolier en lit fluidisé compartimenté |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 2 |
|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20221202 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |