NO166722B - Fremgangsmaate for omdannelse av hydrocarboner i en stigeroersreaktor med fluidisert katalysatorsjikt under anvendelse av en loeftegass. - Google Patents
Fremgangsmaate for omdannelse av hydrocarboner i en stigeroersreaktor med fluidisert katalysatorsjikt under anvendelse av en loeftegass. Download PDFInfo
- Publication number
- NO166722B NO166722B NO843302A NO843302A NO166722B NO 166722 B NO166722 B NO 166722B NO 843302 A NO843302 A NO 843302A NO 843302 A NO843302 A NO 843302A NO 166722 B NO166722 B NO 166722B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- catalyst
- gas
- feed material
- riser
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 135
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 42
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 53
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 11
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 8
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 13
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 abstract description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 68
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 17
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 10
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 1
- 238000010000 carbonizing Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002939 deleterious effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 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
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 238000002161 passivation Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 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
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/40—Ethylene production
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- General Preparation And Processing Of Foods (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Chairs Characterized By Structure (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for omdannelse av et utgangsmateriale som omfatter normalt væskeformige hydrocarboner, til laverekokende hydrocarboner i en stort sett vertikalt orientert stigerørsomdannelsessone.
Det finnes mange kontinuerlige, sykliske fremgangsmåter ved hvilke det gjøres bruk av teknikker med fluidiserte faste stoffer, og ved hvilke carbonholdige materialer avsettes på de faste stoffer i reaksjonssonen og de faste stoffer i løpet av syklusen overføres til en annen sone hvor carbonav-setninger i det minste delvis fjernes ved forbrenning i et oxygenholdig medium. De faste stoffer fra den sistnevnte sone taes så ut, og de faste stoffer tilbakeføres, for hele mengdens vedkommende eller for en dels vedkommende, til reaksjonssonen.
En av de viktigere fremgangsmåter av denne art er fremgangsmåten ved katalytisk krakking i fluidisert sjikt (FCC-prosessen; FCC = "fluid catalytic cracking") for over-føring av relativt høytkokende hydrocarboner til lettere hydrocarboner som koker i kokeområdet for fyringsolje eller bensin (eller lavere). Hydrocarbontilførselsmaterialet bringes i én eller flere reaksjonssoner i kontakt med den partikkelformige krakkingkatalysator som holdes i fluidisert tilstand under betingelser som egner seg for omdannelse av hydrocarboner.
For å oppnå de ønskede reaksjonsprodukter fra en sone for katalytisk krakking i fluidisert sjikt kreves det
en god interaksjon mellom katalysatoren og tilførselsmaterialet. En god interaksjon vil bringe katalysatoren, som må
ha de ønskede aktivitets- og selektivitetsegenskaper, i kontakt med samtlige molekyler av tilførselsmaterialet i like lang tid, slik at den mest fordelaktige produktstrøm oppnås, uten at det i noen overdreven mengde dannes uønskede produkter såsom lette gasser og koks. Følgelig representerer en optimalisering av driften av en FCC-reaktor kjemiske problemer med hensyn til regulering av aktiviteten og selek-tiviteten av katalysatoren og fysikalske problemer med hensyn til å oppnå ensartet kontakt mellom tilførselsmateria-
let og katalysatoren og med hensyn til å opprettholde en konstant tid i kontakt med katalysatoren for det kontinuerlig tilførte tilførselsmateriale, slik at uønskede bireaksjoner, såsom overkrakking, unngås..
Det finnes mange publikasjoner som, med henblikk på å regulere katalysatoregenskaper eller katalysatorstrøm-ningsfordelingen, anbefaler blanding av varm, regenerert FCC-katalysator med diverse relativt lette materialer, før FCC-tilf ørselsmaterialet bringes i kontakt med katalysatoren. I US patentskrift nr. 3 042 196 går man således frem slik at man begynner med en lett syklusolje og progressivt tilsetter tyngre komponenter til en oppadstrømmende kataly-satorstrøm i et reaktorstigerør, slik at en enkelt katalysator og én enkelt krakkingsone benyttes for å omdanne elementene i en råolje. I henhold til US patentskrift nr. 3 61 7 497 blandes en lett gassolje med en fortynnet damp, såsom methan eller ethylen, i eller nær bunnen av et reaktorstigerør med varm, regenerert katalysator som innføres på det samme punkt i stigerøret eller på et punkt umiddelbart på ned-strømssiden, og blandingen bringes så i kontakt med tung gassolje øverst i stigerøret, for derved å forbedre utbyttet av bensin. I henhold til US patentskrift nr. 3 706 654 kan et nafthafortynningsmiddel innføres i bunnen av et reaktor-stigerør som et hjelpemiddel til å føre den regenererte katalysatorstrøm opp og inn i stigerøret. I US patentskrift nr. 3 849 291 angis det at et gassformig fortynningsmateriale omfattende C4<+->hydrocarboner og spesielt C5<+->hydrocarboner kan benyttes for å danne en suspensjon med friskt regenerert katalysator, hvilken suspensjon bringes til å strømme gjennom en første del av en stigerørsreaktor, før hydrocar-bonreaktantmaterialet bringes i kontakt med suspensjonen i en nedstrømsdel av reaktoren, slik at det oppnås en meget kort oppholdstid (på fra ett til fire sekunder), hvorunder hydrocarbonet er i kontakt med katalysatorsuspensjonen i stigerørsreaktoren (katalysatoroppholdstid). I US patentskrift nr. 3 894 932 redegjøres det for å bringe FCC-omdannelses-katalysatoren i kontakt med en på C3~C4-hydrocarboner rik blanding eller en isobutylenrik strøm, før katalysatoren bringes i kontakt med et tilførselsmateriale med kokeområde i gassoljens kokeområde, i en første del av stigerøret (vektforholdet katalysatorrhydrocarbon er 20:80), for å oppgradere C3~C4materialet til et høyerekokende materiale. I US patentskrift nr. 4 422 925 redegjøres det for en fremgangsmåte ved hvilken en blanding av hydrocarboner, såsom ethan, propan, butan, osv., og katalysator føres opp gjennom en stigerørsreaktor med en midlere overflategasshastighet i området fra 12,2 til 18,3 meter/sek., under anvendelse av et vektforhold katalysator:hydrocarbon på fra 5 til 10, for dannelse av normalt gassformige olefiner. I US patentskrift nr. 4 427 537 omtales katalysatorpartikler som blandes med en fluidiseringsgass, såsom et gassformig hydrocarbon, og tilføres til den nedre del av et reaktor-stigerør for å fremme eller tilveiebringe en jevn, ikke-turbulent strømning med relativt lav hastighet opp gjennom stigerøret av en relativt tett strøm av katalysatorpartikler.
Det finnes også andre publikasjoner som viser bruk av en løftegass i ikke-katalytiske systemer. I henhold til US patentskrift nr. 4 427 538 blir således en gass, som kan være et lett hydrocarbon, blandet med et inert fast stoff i bunndelen av en vertikal, avgrenset rørledning, og en tung petroleumfraksjon innføres på et punkt på nedstrøms-siden, i den hensikt å variere petroleumfraksjonens oppholdstid i rørledningen. På tilsvarende måte blir i US patentskrift 4 427 539 en C4<*>"-gass benyttet til å ledsage partikler med liten eller ingen katalytisk aktivitet opp gjennom et stigerør på oppstrømssiden av tilførselsstedet for residuumolje, som et hjelpemiddel for dispergering av olj en.
Sluttelig angis det i US patentskrifter nr. 4 364 848, 4 382 015, 4 404 090 og 4 325 811 at passif isering av forurensende metaller på en FCC-katalysator kan oppnås ved at regenerert katalysator bringes i kontakt med hydrogen og/eller en lett hydrocarbongass.
Det tilveiebringes nu en ny fremgangsmåte som avviker fra læren i de ovenfor omtalte publikasjoner, ved hvilken en løftegassblanding som er særlig egnet for behandling av en regenerert FCC-katalysator i en FCC-prosess, innføres på en slik måte at katalysatoren kondisjoneres på en gunstig måte før den bringes i kontakt med tilførselsmaterialet, samtidig som de behandlede partikler avleveres til reaksjonssonen i et slikt strømningsmønster at det oppnåes en utmerket interaksjon mellom katalysator, og tilførselsmateriale. Det oppnåes derved en effektiv fremgangsmåte for selektivt å kondi-sjonere og avlevere regenerert FCC-katalysator til en FCC-reaksjonssone, slik at utbyttet av ønskede produkter blir størst mulig.
Med oppfinnelsen tilveiebringes det således en fremgangsmåte for omdannelse av et utgangsmateriale som omfatter normalt væskeformige hydrocarboner, til laverekokende hydrocarboner i en stort sett vertikalt orientert stigerørsomdan-nelsessone, ved hvilken man fører en oppadstrømmende suspensjon bestående hovedsakelig av varm, regenerert, aktiv, fluidisert krakkingkatalysator i en løftegass gjennom en nedre behandlingsseksjon i den vertikalt orienterte stigerørsomdan-nelsessone og fører tilførselsmaterialet inn i den oppadstrøm-mende suspensjon på et sted i stigerørsomdannelsessonen som befinner seg på nedstrømssiden av den nedre del for å danne en blanding av katalysator, tilførselsmateriale og løftegass i hvilken katalysatoren er relativt jevnt fordelt, og deretter omsettes tilførselsmaterialet med katalysatoren i den øvre del av stigerørsomdannelsessonen ved reaksjcnsbetingelser som er tilstrekkelige til å avstedkomme den ønskede omdannelse. Fremgangsmåten er særpreget ved at det anvendes en løftegass omfattende hydrocarboner som ikke inneholder mer enn 10 mol% C^ og tyngre hydrocarboner (beregnet på vannfri basis), og at denne innføres ved behandlingsbetingelser som er valgt slik at reaksjonspunkter på katalysatoren carboniseres selektivt før katalysatoren kommer i kontakt med til-førselsmaterialet, samtidig som katalysatoren akselereres til en hastighet som er tilstrekkelig til å gi en turbulent, fortynnet strømning på det punkt hvor katalysatoren kommer
i kontakt med tilførselsmaterialet.
I en typisk FCC-process vil findelt, regenerert katalysator forlate regenereringssonen ved en viss temperatur for så å bringes i kontakt med et tilførselsmateriale i den nedre del av en reaktors stigerørssone. Mens den resulterende blanding, som har en temperatur på fra 200 til 700°C, strømmer opp gjennom stigerøret, finner det sted omdannelse av tilførselsmaterialet til lettere produkter og avsetning av koks på katalysatoren. Avløpet fra stigerøret taes ut i et mer åpent rom, hvor ytterligere omdannelse finner sted. Hydrocar-bondampene, som inneholder medrevet katalysator, føres så gjennom én eller flere syklonseparasjonsinnretninger for å skille eventuell brukt katalysator fra hydrocarbondamp-strømmen. Den fraskilte hydrocarbondampstrøm føres til en fraksjoneringssone som er kjent i faget som hovedkolonnen, hvor hydrocarbonavløpet separeres i slike typiske fraksjoner som lette gasser og bensin, lett syklusolje, tung syklusolje og slamolje. Forskjellige fraksjoner fra hovedkolonnen kan resirkuleres sammen med tilførselsmaterialet til reaktorstige-røret. I typiske tilfeller blir fraksjoner såsom lette gasser og bensin separert ytterligere og viderebehandlet i en gasskonsentreringsprosess lokalisert på nedstrømssiden av hovedkolonnen. Noen av fraksjonene fra hovedkolonnen, og likeledes de som taes ut fra gasskonsentreringsprosessen, kan taes ut som sluttprodukter. Den fraskilte brukte katalysator føres inn i den nedre del av avlastningsrommet og forlater etterhvert denne sone og føres gjennom strippeinn-retninger hvor en strippegass, vanligvis damp, bringes i kontakt med den brukte katalysator og fjerner adsorberte og innesluttede hydrocarboner fra katalysatoren. Den brukte, koksholdige katalysator forlater strippesonen og føres inn i en regenereringssone hvor det, i nærvær av frisk regenereringsgass og ved en temperatur på fra 620 til 760°C, skjer en forbrenning av koks under dannelse av regenerert katalysator og røkgass inneholdende carbonmonoxyd, carbondioxyd, vann, nitrogen og eventuelt en mindre mengde oxygen. Vanligvis er den friske regenereringsgass luft, men den kan også utgjøres av luft som er anriket eller utarmet på oxygen. Røkgassen skilles fra medrevne partikler av den regenererte katalysator i en sykloninnretning plassert inne i regenereringssonen, og den fraskilte røkgass føres fra régenereringssonen og - normalt - til en carbonmonoxydkoker hvor carbon-monoxydets kjemiske varme gjenvinnes ved at carbonmonoxydet omsettes som et brensel for dampproduksjon. Dersom imidlertid carbonmonoxydforbrenningen i régenereringssonen er full-stendig, hvilket foretrekkes, føres røkgassen direkte til innretninger for gjenvinning av den følbare varme og derfra til en skorsten. Regenerert katalysator som ble skilt fra røkgassen, resirkuleres til den nedre del av régenereringssonen, hvor det normalt opprettholdes en høy katalysatordensitet. En strøm av regenerert katalysator forlater régenereringssonen, og denne: føres, som tidligere nevnt, i kontakt med tilførselsmaterialet i reaksjonssonen.
Strømmen av katalysator som forlater regeneratoren, føres altså inn i en hovedsakelig vertikal rørledning som omfatter en stigerøromdannelsessone med to seksjoner. Den nedre ende av stigerøret tjener som katalysatorbehandlingssek-sjonen, mens den øvre del utøver den vanlige reaksjonsfunksjon som et FCC-stigerør har.
Varm katalysator og løftegass strømmer inn i stigerørets behandlingsseksjon ved stigerørets nederste ende. Før den bringes i kontakt med løftegassmediet forlater den varme katalysator regeneratoren som en tett, nedadrettet strøm av partikler. Følgelig har katalysatorpartiklene som strømmer inn i behandlingsseksjonen, en hastighet som enten er null eller som er negativ i forhold tii strømningen i stigerøret. Ved at partiklene til å begynne med akselereres, blir en høy grad av turbulens og tilbakeblanding uunngåelig. Ved at den første akselerering av katalysatoren foretas ved eller nær punktet hvor tilførselsmaterialet innføres, oppstår variasjon i oppholdstiden for tilførselsmaterialet som strømmer inn i stigerøret. Ved at det benyttes en løftegass bare for å gi katalysatoren den første impuls i retning oppad unngås i henhold til oppfinnelsen en av årsakene til ujevn fordeling og variasjon i oppholdstiden for de tilførte hydrocarboner. Etter at katalysatoren først er innført i stigerøret kan også andre fenomener i en fluidisert strøm forårsake variabel oppholdstid i stigerøret. Ett av disse fenomener er glidning mellom den strømmende gass og de strømmende katalysatorpartikler som vil finne sted som følge av ulik densitet og bevegelsesmengde hos partiklene, og som vil finne sted på ujevn måte som følge av variasjoner i partikkelstørrelsen. I tillegg dertil vil katalysatorpartikler som strømmer nær veggen av stigerøret få forlenget oppholdstid som følge av økte friksjonskrefter. Disse friksjonskrefter som virker på katalysatorpartiklene, vil øke densiteten av strømmen. Ved hjelp av oppfinnelsen reduseres disse problemer til et minimum ved at katalysatoren akselereres i stigerørets behandlingsseksjon, slik at det oppnås en fortynnet, turbulent strømning før tilførselsmaterialet innføres. Transport av katalysatorpartiklene i en fortynnet, turbulent strøm gir partiklene av forskjellig størrelse tid til å akselerere jevnt, slik at en mer jevn hastighet nåes på det punkt hvor tilførselsmaterialet innføres; resulterer i redusert katalysatordensitet, hvilket reduserer de totale friksjonskrefter; og avstedkommer en viss blanding av katalysatoren, slik at det unngås et grenseskikt av mer langsomt-strømmende katalysatorpartikler nær stigerørets vegg. Følgelig utøver behandlingsstigerøret ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen den viktige funksjon å overvinne vesentlige fysikalske problemer som er forbundet med partikkelstrømningen før tilførselsmaterialet kommer i kontakt med katalysatoren.
Katalysatorer som kan benyttes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, innbefatter dem som i faget er kjent som krakkingkatalysatorer for anvendelse ved fluidisert, katalytisk krakking. Spesielt kan de høyaktive, krystallinske aluminosilikat- eller zeolittholdige katalysatorer anvendes, og disse foretrekkes på grunn av deres større motstandsdyk-tighet mot å deaktiveres når de utsettes for høye tempera-turer, damp og metaller som inneholdes i tilførselsmaterialet. Zeolitter er de krystallinske aluminosilikater som det er mest vanlig å benytte i FCC-prosesser.
I tillegg til å opprette et fordelaktig strømnings-mønster for katalysatoren som strømmer ut av stigerørets behandlingsseksjon, utøver den i henhold til oppfinnelsen anvendte løftegass også den viktige funksjon at den reagerer med katalysatoren før tilførselsmaterialet innføres, slik at ønskede katalysatoregenskaper fremmes og uønskede katalysatoregenskaper undertrykkes. Nærmere bestemt har det vist seg at en løftegass omfattende hydrocarboner som, beregnet på vannfri basis, ikke inneholder mer enn 10 mol% C3 og tyngre hydrocarboner, selektivt vil carbonisere aktive, forurensende metallpunkter på katalysatoren og derved redusere disse metallpunkters virkninger med hensyn til å danne hydrogen og koks og selektivt vil carbonisere sure punkter på katalysatoren, hvilket leder til høyere selektivitet med hensyn til ønskede produkter og mindre dannelse av koks og lett gass ut fra et gitt hydrocarbontilførselsmateriale. Bortsett fra de vanlige tilsetninger av vann eller damp kan løftegassen inneholde H2, H2S, N2, CO og/eller CO2.
Fordelene som oppnås med hensyn til redusert dannelse av koks og tørr gass, som er forbundet med selektiv carbonisering, vil, sammen med den forbedrede fordeling av katalysatorstrømmen fra behandlingsseksjonen, forbedre driften av en typisk FCC-enhet når det vanlige tunge FCC-tilførselsmaterialet behandles. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen finner således .anvendelse ved behandling av vakuum-gassoljer og andre typiske FCC-tilførselsmaterialer.
Imidlertid er fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen særlig anvendelig for FCC-enheter for behandling av tunge tilførselsmaterialer eller restoljer, nemlig de som koker over 482°C, som ofte har høyt metallinnhold, og som medfører en høy grad av koksavsetning på katalysatoren når de krakkes. Forurensende metaller, såsom nikkel, jern, kobolt og vanadium, som finnes i tilførselsmaterialet, virkei vanligvis inn på regenereringsoperasjonen, katalysatorselektiviteten, kataly-satoraktiviteten bg mengden av frisk katalysator som må tilsettes for å opprettholde en konstant aktivitet. Metaller som inneholdes i tilførselsmaterialet, avsettes på katalysatoren og endrer ikke bare dennes selektivitet i retning av mindre bensin og mer koks og lett gass i et gitt reaktor-system, men tenderer også til å deaktivere katalysatoren. Disse uønskede mengder av koks og gass som dannes, representerer ofte uløselige problemer, såsom en overskridelse av regeneratorkapasiteten og av kapasiteten av gasskonsentre-ringsinnretningene. Et annet problem som knytter seg til disse typer av tilførselsmaterialer, som vanligvis er forurenset med de ovennevnte uønskede metallforurensninger, er den skadelige virkning av selv små mengder av disse metaller. Disse metaller, og spesielt nikkel og vanadium, vil bibringe katalysatoren, på hvilken de avsettes, en uønsket aktivitet som forårsaker dannelse av ytterligere mengder hydrogen og koks på katalysatoren. Tilstedeværelsen av store mengder av disse metaller kan også blokkere adgangen til krakkingpunkter og således nedsette katalysatorens aktivitet.
Sammensetningen av løftegassen og behandlingsbetin-gelsene som anvendes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, reduserer til et minimum de ovenfor omtalte ulemper som "knytter seg til bruken av tunge tilførselsmaterialer eller restoljer. Tilstedeværelsen av løftegassen vil i seg selv medføre en reduksjon i det tunge hydrocarbons partialtrykk, hvilket i sin tur vil redusere koksavsetningen i noen grad. Videre har det vist seg at løftegassen ifølge oppfinnelsen, i tillegg til å avstedkomme carbonisering av de sure punkter på katalysatoren, selektivt vil carbonisere aktive, forurensende metallpunkter på katalysatoren, slik at disse metallpunkters virkning på dannelsen av hydrogen og koks reduseres.
Det antas at løftegassens sammensetning og kataly-satorstrømningsbetingelsene i noen grad har en direkte innvirkning på krakkingreaksjonene i stigerøret på nedstrøms-siden av det punkt hvor tilførselsmaterialet innføres, og at hastigheten av katalysatoren og løftegassen på oppstrøms-siden av punktet hvor tilførselsmaterialet innføres, i en viss grad også vil innvirke på krakkingreaksjonene. Poenget er at hele reaktorstigerøret, inklusive delen på oppstrøms-siden og delen på nedstrømssiden av det punkt hvor tilførselsmaterialet innføres, utgjør et integrert system, og at samtlige parametere som definerer oppfinnelsen, hver for seg og i kombinasjon med hverandre, har direkte og indirekte virkning på samtlige reaksjoner som finner sted i systemet.
Når det gjelder disse gjensidige virkninger, er det flere trekk som det er verd å merke seg. For det første er det vesentlig at katalysatoren fra behandlingsseksjonen strømmer direkte inn i reaks j onsseksjonen, slik at det opprettholdes kontinuitet av katalysatorstrømmen opp gjennom stigerøret. Imidlertid vil den riktige mengde løftegass og hastigheten av løftegass og katalysator opp gjennom stigerøret tjene til å bestemme temperaturen av katalysatoren foran det punkt hvor tilførselsmaterialet innføres, gjennom følbar varme og reaksjonsvirkninger, og til å akselerere katalysatoren i gasstrømmens retning, slik at katalysatoren beveger seg med en betydelig hastighet på det tidspunkt da tilførselsmaterialet innføres, hvorved man oppnår de tidligere omtalte fordeler med hensyn til forbedret kontakt mellom katalysator og tungolje, forbedret fordeling, ensartet katalysatoroppholdstid og redusert tilbakeblanding av katalysator. Selv-følgelig kan man, når maksimale fordeler skal oppnås ved hjelp av oppfinnelsen, optimalisere diverse parametere. En viktig parameter for optimalisering er den midlere overflategasshastighet i katalysatorbehandlingssonen på fra ca. 1,8 til mindre enn 12,2 meter pr. sekund opp gjennom stigerøret. Hastigheten av løftegassen kan lett avpasses, uavhengig av mengdeforholdet mellom katalysator og hydrocarboner i løfte-gassen, ved innlemmelse i løftegassen av inntil 80 mol% vann (damp)."Andre parametere som innvirker på behandlingen av katalysatoren og katalysatorstrømningen foran punktet hvor tilførselsmaterialet innføres, er katalysatoroppholds-tiden og vektforholdet mellom katalysator og hydrocarboner i blandingen av løftegass og katalysator. Det optimale område for disse betingelser ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er en katalysatoroppholdstid i behandlingssonen på fra 0,5 til 15 sekunder og et vektforhold mellom katalysator og hydrocarboner i blandingen av løftegass og katalysator på mer enn 80:1 idet en verdi i området fra 100:1 til 800:1 foretrekkes spesielt. Da blandingen av katalysator og løftegass vil overføres direkte til stigerørets reaksjons-sone, må denne strøms avløpstemperatur være tilstrekkelig til å varme opp tilførselsmaterialet til en temperatur som er tilstrekkelig for utførelse av krakkingreaksjonen. Egnede behandlingstemperaturer i den nedre seksjon av stigerøret vil vanligvis være i området fra 500 til 800°C.
Der er mange mulige kilder for egnet løftegass i et typisk raffineri, men to anvendelige kilder vil være velkjente for en fagmann på området, nemlig absorpsjonstårn-gass fra FCC-gasskonsentrasjonsanlegget og gass fra hoved-kolonnens destillatoppsamlingsbeholder etter at denne er blitt komprimert i minst ett trinn i en kompressor, med påfølgende kjøling.
Et reaktorstigerør for anvendelse ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen i dennes enkleste form vil omfatte en vertikal rørledning hvor løftegass føres inn i bunnen, mens varm, regenerert katalysator strømmer inn i løftegassen like over punktet hvor løftegassen innføres, og tilførselsmaterialet innføres på et passende sted lenger vekk i ned-strømsretningen. Imidlertid er betegnelsen "stort sett vertikal" ment å skulle omfatte også stigerørskonstruksjoner hvor den nedre del av behandlingsseksjonen vil begynne med en vinklet eller bøyet rørledningsdel. Med hensyn til den innvendige utformning av stigerøret vil en annen mulighet være å la tilførselsmaterialet strømme i samme retning som katalysatoren og .løftegassen opp gjennom den nedre del av stigerøret, men adskilt fra disse, ved hjelp av en skille-plate, hvoretter de to strømmer blandes idet de strømmer inn i reaksjonsseksjonen. Skilleplaten kan ha form av en ringformet del gjennom hvilken løftegassen og katalysatoren strømmer, før disse på det passende tidspunkt blandes sammen med tilførselsmaterialet som strømmer opp gjennom den midtre del.
Det følgende eksempel illustrerer drift av en FCC-reaktor i henhold til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, sammenlignet med drift av reaktoren uten bruk av noen løftegass og ved bruk av en løftegass som ikke tilfredsstiller de krav som settes i henhold til oppfinnelsen.
Eksempel
I et første forsøk ble fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen utført, og i et derpå følgende forsøk ble fremgangsmåten utført under anvendelse av en løftegass med en sammensetning som innbefattet tunge komponenter, slik at fremgangsmåten ifølge dette siste forsøk ikke falt innenfor oppfinnelsens ramme. Nedenfor er det gitt data for disse to forsøk, inklusive relevante driftsbetingelser. Tilførselsmaterialet var i begge forsøk en atmosfærisk residuumolje. I sammen lign i ngsøyemed er det også tatt med et beregnet forsøk som representerer de resultater man ville forvente å oppnå dersom det ikke ble benyttet noen løftegass, mens tilførselsmaterialet og betingelsene for øvrig var som i det første forsøk.
De ovenstående data viser nødvendigheten av at løftegassen ikke inneholder mer enn en liten mengde tunge komponenter. Økningen i dannelsen av tørr gass og koks ved bruk av den tyngre løftegass er temmelig markert. Det formodes at man ved ytterligere optimalisering av prosessen ville kunne forbedre utbyttene av bensin og lett syklusolje som ble oppnådd ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, uten å
øke dannelsen av koks eller tørr gass i noen betydelig grad.
Det beregnede forsøk, hvor ingen løftegass ble benyttet, viser dessuten fordelene ved å benytte en løftegass-strøm.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte for omdannelse av et utgangsmateriale som omfatter normalt væskeformige hydrocarboner, til laverekokende hydrocarboner i en stort sett vertikalt orientert stigerørsomdannelsessone, ved hvilken man fører en oppad-strømmende suspensjon bestående hovedsakelig av varm, regenerert, aktiv, fluidisert krakkingkatalysator i en løftegass gjennom en nedre behandlingsseksjon i den vertikalt orien-
terte stigerørsomdannelsessone og fører tilførselsmaterialet inn i den oppadstrømmende suspensjon på et sted i stigerørs-omdannelsessonen som befinner seg på nedstrømssiden av den nedre del for å danne en blanding av katalysator, tilførsels-materiale og løftegass i hvilken katalysatoren er relativt jevnt fordelt, og deretter omsettes tilførselsmaterialet med katalysatoren i den øvre del av stigerørsomdannelsessonen ved reaksjonsbetingelser som er tilstrekkelige til å avstedkomme den ønskede omdannnelse,karakterisert ved at det anvendes en løfte-gass omfattende hydrocarboner som ikke inneholder mer enn 10 mol% C-. og tyngre hydrocarboner (beregnet på vannfri basis), og at denne innføres ved behandlingsbetingelser som er valgt slik at reaksjonspunkter på katalysatoren carboniseres selektivt før katalysatoren kommer i kontakt med til-førselsmaterialet, samtidig som katalysatoren akselereres til en hastighet som er tilstrekkelig til å gi en turbulent, fortynnet strømning på det punkt hvor katalysatoren kommer i kontakt med tilførselsmaterialet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes behandlingsbetingelser innbefattende en katalysatoroppholdstid i den nedre seksjon på fra 0,5 til 15 sekunder, en temperatur på fra 500 til 800°C og et vektforhold mellom katalysatoren og hydrocarbonene i løftegassen som er høyere enn 80.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes en midlere overflategasshastighet av løftegassen i den nedre seksjon som er fra 1,8 til mindre enn 12,2 meter pr. sekund.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes en løfte-gass som inneholder inntil 80 mol% damp.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den regenererte, aktive, fluidiserte krakkingkatalysator hentes fra en regenera-tor for en krakkingenhet for katalytisk krakking i fluidisert sjikt, og at den innføres i den nedre seksjon ved en temperatur på fra 620 til 760°C.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det benyttes en løfte-gass som også inneholder , t^S, N2, CO eller CO2.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det benyttes et tilfør-selsmateriale som omfatter en tung residuumolje.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det i den nedre del av den vertikalt orienterte stigerøromdannelsessone anvendes to aksiale strømningskamre som ikke står i forbindelse med hverandre i den nedre del av denne sone, idet suspensjonen av katalysator og løftegass strømmer oppad i det ene av disse strømningskamre, mens tilførselsmaterialet strømmer, i samme retning som suspensjonen, i det andre av strømningskamrene, og de to strømmer blandes med hverandre på et sted som passer for innføring av de nevnte normale væskeformige hydrocarboner i den oppadstrømmende suspensjon.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisert ved at det i den nedre del av den vertikalt orienterte stigerøromdannelsessone anvendes to konsentriske rørformede deler som danner et ringformet strømningskammer og et midtre strømningskammer som ikke står i forbindelse med hverandre i den nedre del av nevnte sone, idet suspensjonen av katalysator og løftegass strømmer oppad gjennom det ringformede strømningskammer, mens tilførselsmaterialet strømmer, i samme retning som suspensjonen, opp gjennom stigerørets midtre strømningskammer.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/584,681 US4479870A (en) | 1984-02-29 | 1984-02-29 | Use of lift gas in an FCC reactor riser |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO843302L NO843302L (no) | 1985-08-30 |
NO166722B true NO166722B (no) | 1991-05-21 |
NO166722C NO166722C (no) | 1991-08-28 |
Family
ID=24338379
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO843302A NO166722C (no) | 1984-02-29 | 1984-08-17 | Fremgangsmaate for omdannelse av hydrocarboner i en stigeroersreaktor med fluidisert katalysatorsjikt under anvendelse av en loeftegass. |
Country Status (18)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4479870A (no) |
EP (1) | EP0154676B1 (no) |
JP (1) | JPS60184588A (no) |
AT (1) | ATE32520T1 (no) |
AU (1) | AU558575B2 (no) |
BR (1) | BR8404583A (no) |
CA (1) | CA1230071A (no) |
DD (1) | DD224610A5 (no) |
DE (1) | DE3469362D1 (no) |
ES (1) | ES8601721A1 (no) |
GR (1) | GR80550B (no) |
HU (1) | HU195242B (no) |
IL (1) | IL72821A (no) |
IN (1) | IN162321B (no) |
NO (1) | NO166722C (no) |
TR (1) | TR23347A (no) |
YU (1) | YU45202B (no) |
ZA (1) | ZA846718B (no) |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4894141A (en) * | 1981-09-01 | 1990-01-16 | Ashland Oil, Inc. | Combination process for upgrading residual oils |
US4541923A (en) * | 1984-02-29 | 1985-09-17 | Uop Inc. | Catalyst treatment and flow conditioning in an FCC reactor riser |
US4541922A (en) * | 1984-02-29 | 1985-09-17 | Uop Inc. | Use of lift gas in an FCC reactor riser |
IN162877B (no) * | 1984-06-13 | 1988-07-16 | Ashland Oil Inc | |
FR2576906B1 (fr) * | 1985-02-07 | 1987-09-25 | Raffinage Cie Francaise | Procede et dispositif d'injection de catalyseur dans un procede de craquage catalytique a l'etat fluide, notamment de charges lourdes |
USRE36403E (en) * | 1985-10-30 | 1999-11-23 | Chevron Research And Technology Company | Gasoline octane enhancement in fluid catalytic cracking process with split feed injection to riser reactor |
US4639308A (en) * | 1986-01-16 | 1987-01-27 | Phillips Petroleum Company | Catalytic cracking process |
ZA871301B (en) * | 1986-02-24 | 1988-10-26 | Engelhard Corp | Hydrocarbon conversion process |
WO1989007010A1 (en) * | 1988-01-29 | 1989-08-10 | Thacker Milton P | Low profile fluid catalytic cracking apparatus and method |
US4925632A (en) * | 1988-01-29 | 1990-05-15 | Thacker Milton B | Low profile fluid catalytic cracking apparatus |
US5234578A (en) * | 1988-08-26 | 1993-08-10 | Uop | Fluidized catalytic cracking process utilizing a high temperature reactor |
US4988430A (en) * | 1989-12-27 | 1991-01-29 | Uop | Supplying FCC lift gas directly from product vapors |
US5104517A (en) * | 1990-05-17 | 1992-04-14 | Uop | Vented riser apparatus and method |
FR2669037A1 (fr) * | 1990-11-08 | 1992-05-15 | Total France | Procede et dispositif d'homogeneisation, a l'interieur d'un reacteur tubulaire de craquage d'hydrocarbures a lit de particules solides fluidisees, du melange de ces particules et des vapeurs d'hydrocarbures a traiter. |
US5139748A (en) * | 1990-11-30 | 1992-08-18 | Uop | FCC riser with transverse feed injection |
US5176815A (en) * | 1990-12-17 | 1993-01-05 | Uop | FCC process with secondary conversion zone |
US5268090A (en) * | 1992-03-16 | 1993-12-07 | Uop | FCC process for reducing sox using H2 S free lift gas |
US5389237A (en) * | 1993-03-08 | 1995-02-14 | Mobil Oil Corporation | FCC process with lift gas |
US5562818A (en) * | 1993-07-16 | 1996-10-08 | Uop | FCC feed injection with non-quiescent mixing |
US5358632A (en) * | 1993-07-16 | 1994-10-25 | Uop | FCC feed injection with non-quiescent mixing |
US5637207A (en) * | 1995-04-14 | 1997-06-10 | Abb Lummus Global Inc. | Fluid catalytic cracking process |
US6042717A (en) * | 1997-12-05 | 2000-03-28 | Uop Llc | Horizontal FCC feed injection process |
US6652815B1 (en) | 1998-11-16 | 2003-11-25 | Uop Llc | Process and apparatus with refractory shelf for hydrodynamic mixing zone |
US6346219B1 (en) | 1998-11-20 | 2002-02-12 | Uop Llc | FCC feed injector with closure plug |
US6503461B1 (en) | 1998-12-22 | 2003-01-07 | Uop Llc | Feed injector with internal connections |
BRPI0505654B1 (pt) * | 2005-12-28 | 2014-12-23 | Petroleo Brasileiro Sa | Câmara de inversão de fluxo de fluidos para bicos dispersores de carga de risers em unidades de fcc |
US8246914B2 (en) * | 2008-12-22 | 2012-08-21 | Uop Llc | Fluid catalytic cracking system |
WO2013064955A2 (en) * | 2011-11-03 | 2013-05-10 | Indian Oil Corporation Ltd. | Process for reduction of sulfur in fcc liquid products through the use of carbon monoxide as a reducing agent |
WO2022169739A1 (en) | 2021-02-05 | 2022-08-11 | Shell Oil Company | Apparatus for mixing in catalytic cracker reactor |
Family Cites Families (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2575258A (en) * | 1948-12-06 | 1951-11-13 | Standard Oil Dev Co | Regenerating an iron-contaminated cracking catalyst |
US3042196A (en) * | 1959-11-18 | 1962-07-03 | Phillips Petroleum Co | Catalytic conversion of hydrocarbon oils with the use of different types of feed oils |
US3247100A (en) * | 1962-05-03 | 1966-04-19 | Socony Mobil Oil Co Inc | Controlling inventory catalyst activity in moving bed systems |
US3617496A (en) * | 1969-06-25 | 1971-11-02 | Gulf Research Development Co | Fluid catalytic cracking process with a segregated feed charged to separate reactors |
US3617497A (en) * | 1969-06-25 | 1971-11-02 | Gulf Research Development Co | Fluid catalytic cracking process with a segregated feed charged to the reactor |
US3849291A (en) * | 1971-10-05 | 1974-11-19 | Mobil Oil Corp | High temperature catalytic cracking with low coke producing crystalline zeolite catalysts |
US3894932A (en) * | 1973-11-19 | 1975-07-15 | Mobil Oil Corp | Conversion of hydrocarbons with {37 y{38 {0 faujasite-type catalysts |
US4431515A (en) * | 1979-11-14 | 1984-02-14 | Ashland Oil, Inc. | Carbometallic oil conversion with hydrogen in a riser using a high metals containing catalyst |
US4376038A (en) * | 1979-11-14 | 1983-03-08 | Ashland Oil, Inc. | Use of naphtha as riser diluent in carbo-metallic oil conversion |
US4364848A (en) * | 1980-03-21 | 1982-12-21 | Uop Inc. | Passivation of metal contaminants on cracking catalyst |
US4446009A (en) * | 1980-06-02 | 1984-05-01 | Engelhard Corporation | Selective vaporization process and apparatus |
US4336160A (en) * | 1980-07-15 | 1982-06-22 | Dean Robert R | Method and apparatus for cracking residual oils |
US4345992A (en) * | 1980-10-27 | 1982-08-24 | Phillips Petroleum Company | Catalytic cracking process |
US4382015A (en) * | 1980-11-21 | 1983-05-03 | Uop Inc. | Passivation of metal contaminants on cracking catalyst |
US4404090A (en) * | 1980-11-21 | 1983-09-13 | Uop Inc. | Passivation of metal contaminants on cracking catalyst |
US4325811A (en) * | 1980-12-08 | 1982-04-20 | Standard Oil Company (Indiana) | Catalytic cracking with reduced emission of noxious gas |
US4432863A (en) * | 1981-07-20 | 1984-02-21 | Ashland Oil, Inc. | Steam reforming of carbo-metallic oils |
US4508839A (en) * | 1981-08-27 | 1985-04-02 | Ashland Oil, Inc. | Catalyst for the conversion of carbo-metallic containing oils |
US4422925A (en) * | 1981-12-28 | 1983-12-27 | Texaco Inc. | Catalytic cracking |
US4427537A (en) * | 1982-03-17 | 1984-01-24 | Dean Robert R | Method and means for preparing and dispersing atomed hydrocarbon with fluid catalyst particles in a reactor zone |
US4427539A (en) * | 1982-09-07 | 1984-01-24 | Ashland Oil, Inc. | Demetallizing and decarbonizing heavy residual oil feeds |
US4440629A (en) * | 1982-09-13 | 1984-04-03 | Uop Inc. | Hydrocarbon hydrocracking process |
-
1984
- 1984-02-29 US US06/584,681 patent/US4479870A/en not_active Expired - Lifetime
- 1984-08-17 NO NO843302A patent/NO166722C/no not_active IP Right Cessation
- 1984-08-21 IN IN670/DEL/84A patent/IN162321B/en unknown
- 1984-08-23 HU HU843176A patent/HU195242B/hu unknown
- 1984-08-24 AU AU32364/84A patent/AU558575B2/en not_active Expired
- 1984-08-28 ZA ZA846718A patent/ZA846718B/xx unknown
- 1984-08-30 IL IL72821A patent/IL72821A/xx not_active IP Right Cessation
- 1984-08-31 JP JP59180869A patent/JPS60184588A/ja active Granted
- 1984-09-06 YU YU1540/84A patent/YU45202B/xx unknown
- 1984-09-07 EP EP84110649A patent/EP0154676B1/en not_active Expired
- 1984-09-07 AT AT84110649T patent/ATE32520T1/de not_active IP Right Cessation
- 1984-09-07 DE DE8484110649T patent/DE3469362D1/de not_active Expired
- 1984-09-13 BR BR8404583A patent/BR8404583A/pt not_active IP Right Cessation
- 1984-09-13 TR TR6117/84A patent/TR23347A/xx unknown
- 1984-09-14 ES ES535924A patent/ES8601721A1/es not_active Expired
- 1984-10-03 GR GR80550A patent/GR80550B/el unknown
- 1984-10-09 CA CA000464951A patent/CA1230071A/en not_active Expired
- 1984-10-10 DD DD84268250A patent/DD224610A5/de not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0154676B1 (en) | 1988-02-17 |
ES535924A0 (es) | 1985-11-01 |
BR8404583A (pt) | 1986-03-25 |
JPS60184588A (ja) | 1985-09-20 |
JPS6363600B2 (no) | 1988-12-07 |
NO843302L (no) | 1985-08-30 |
ES8601721A1 (es) | 1985-11-01 |
ATE32520T1 (de) | 1988-03-15 |
AU558575B2 (en) | 1987-02-05 |
EP0154676A3 (en) | 1986-01-22 |
ZA846718B (en) | 1985-04-24 |
YU154084A (en) | 1986-10-31 |
CA1230071A (en) | 1987-12-08 |
DE3469362D1 (en) | 1988-03-24 |
YU45202B (en) | 1992-05-28 |
IN162321B (no) | 1988-04-30 |
HUT36854A (en) | 1985-10-28 |
US4479870A (en) | 1984-10-30 |
IL72821A0 (en) | 1984-11-30 |
EP0154676A2 (en) | 1985-09-18 |
NO166722C (no) | 1991-08-28 |
DD224610A5 (de) | 1985-07-10 |
GR80550B (en) | 1985-02-06 |
HU195242B (en) | 1988-04-28 |
IL72821A (en) | 1988-07-31 |
AU3236484A (en) | 1985-09-05 |
TR23347A (tr) | 1989-12-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO166722B (no) | Fremgangsmaate for omdannelse av hydrocarboner i en stigeroersreaktor med fluidisert katalysatorsjikt under anvendelse av en loeftegass. | |
US4051013A (en) | Fluid catalytic cracking process for upgrading a gasoline-range feed | |
US4331533A (en) | Method and apparatus for cracking residual oils | |
US4336160A (en) | Method and apparatus for cracking residual oils | |
US9458394B2 (en) | Fluidized catalytic cracking of paraffinic naphtha in a downflow reactor | |
US4422925A (en) | Catalytic cracking | |
US9434892B2 (en) | Two stage fluid catalytic cracking process and apparatus | |
US4427538A (en) | Selective vaporization process and apparatus | |
EP0171460B1 (en) | Residual oil cracking process using dry gas as lift gas initially in riser reactor | |
US3692667A (en) | Catalytic cracking plant and method | |
EP2861696B1 (en) | Direct catalytic cracking of crude oil by a temperature gradient process | |
US7744745B2 (en) | Process for fluid catalytic cracking of hydrocarbon feedstocks with high levels of basic nitrogen | |
US4541923A (en) | Catalyst treatment and flow conditioning in an FCC reactor riser | |
US4584090A (en) | Method and apparatus for catalytically converting fractions of crude oil boiling above gasoline | |
US3948757A (en) | Fluid catalytic cracking process for upgrading a gasoline-range feed | |
US2735804A (en) | Stack | |
US4523987A (en) | Feed mixing techique for fluidized catalytic cracking of hydrocarbon oil | |
US4040945A (en) | Hydrocarbon catalytic cracking process | |
US4402913A (en) | Apparatus for the fluidized catalytic cracking of hydrocarbon feedstocks | |
EP0061137A1 (en) | Use of naphtha in carbo-metallic oil conversion | |
US2766184A (en) | Combination oil refining process | |
US3966587A (en) | Method for controlling regenerator temperature in a fluidized cracking process | |
US9243189B2 (en) | Conversion of natural gas | |
US3414504A (en) | Fluid coking process | |
GB2117394A (en) | Decarbonizing and demetallizing petroleum stocks |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |