NO312302B1 - Fremgangsmåte for katalytisk spaltning - Google Patents
Fremgangsmåte for katalytisk spaltning Download PDFInfo
- Publication number
- NO312302B1 NO312302B1 NO19990651A NO990651A NO312302B1 NO 312302 B1 NO312302 B1 NO 312302B1 NO 19990651 A NO19990651 A NO 19990651A NO 990651 A NO990651 A NO 990651A NO 312302 B1 NO312302 B1 NO 312302B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- catalyst
- reactor
- gases
- process according
- catalytic
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 27
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 title claims description 13
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 title description 6
- 230000007017 scission Effects 0.000 title description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 106
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 49
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 12
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 5
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 2
- 230000009469 supplementation Effects 0.000 claims description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000003421 catalytic decomposition reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 31
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 20
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 13
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 7
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 6
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- -1 polycyclic aromatic compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 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
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000004992 fission Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011022 operating instruction Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000011819 refractory material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/20—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert heated gases or vapours
- C10G11/22—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert heated gases or vapours produced by partial combustion of the material to be cracked
-
- 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
- B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
- B01J8/1818—Feeding of the fluidising gas
- B01J8/1827—Feeding of the fluidising gas the fluidising gas being a reactant
-
- 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
- B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
- B01J8/1872—Details of the fluidised bed 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
- B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
- B01J8/24—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique
- B01J8/26—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique with two or more fluidised beds, e.g. reactor and regeneration installations
- B01J8/28—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique with two or more fluidised beds, e.g. reactor and regeneration installations the one above the other
-
- 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
- B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
- B01J8/24—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique
- B01J8/36—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique with fluidised bed through which there is an essentially horizontal flow of particles
-
- 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
- B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
- B01J8/24—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique
- B01J8/38—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique with fluidised bed containing a rotatable device or being subject to rotation or to a circulatory movement, i.e. leaving a vessel and subsequently re-entering it
-
- 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
-
- 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
- C10G11/182—Regeneration
-
- 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
- C10G11/185—Energy recovery from regenerator effluent gases
-
- 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
- C10G11/20—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert heated gases or vapours
-
- 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
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/19—Details relating to the geometry of the reactor
- B01J2219/194—Details relating to the geometry of the reactor round
- B01J2219/1941—Details relating to the geometry of the reactor round circular or disk-shaped
- B01J2219/1946—Details relating to the geometry of the reactor round circular or disk-shaped conical
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
- Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
Abstract
Det er beskrevet en katalytisk spaltningsprosess hvori spaltningen finner sted i en reaktor under innvirkningen av en roterende fluidisert sjiktkatalysator og komprimerte gasser og/eller damp injiseres for å bevirke bevegelse av katalysatorsjiktet.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en katalytisk spaltnings- og omdannelsesprosess for oppgradering av tung olje i et varmt fluidisert sjikt i en vertikal reaktor, hvorved gassene som forlater reaktoren kondenseres eller separeres ved destillasjon i et destillasjonstårn.
Den følgende generelle innføringen vedrørende katalytisk spaltning legger vekt på
nåværende status og opptredende vanskeligheter/forholdsregler som må tas fra tilfelle til tilfelle.
Katalytiske spaltningsenheter (FCCU) har vid utbredelse innen petroleumsindustrien ved oppgradering av oljer. Kjernen i slike prosesser består av en reaktorbeholder og en regeneratorbeholder som er forbundet med hverandre for å tillate overføringen av brukt katalysator fra reaktoren til regeneratoren og av regenerert katalysator tilbake til reaktoren. Oljen spaltes i reaktordelen ved at den eksponeres mot høye temperaturer og i kontakt med katalysatoren. Varmen for oljespaltningen tilføres ved den eksoterme reaksjonsvarmen som genereres under katalysator-regenereringen. Denne varmen over-føres av den fluide katalysatorstrømmen selv. Oljestrømmene (råstoff og resirkulat) inn-føres i denne varme katalysatorstrømmen på vei til reaktoren. En stor del spaltningen finner sted i den dispergerte katalyserte fasen langs dette overføringsrøret eller stigerøret.
Den endelige kontakten med katalysatorsjiktet i reaktoren fullføres spaltningsmekan-ismen. Den fordampede spaltede oljen fra reaktoren separeres på egnet måte fra inne-holdte katalsyatorpartikler ved hjelp av sykloner og føres til gjenvinningsdelen av enheten. Her fraksjoneres den ved konvensjonelle fremgangsmåter for å oppfylle kravene til produktstrøm. Den brukte katalysatoren kjøres fra reaktoren til regeneratoren etter separasjonen av medført olje. Luft innføres i regeneratoren og det fluide sjiktet av katalsyatoren. Luften reagerer med karbonbelegget på katalysatoren for å danne CO/CO2. Den varme og i det vesentlige karbonfrie katalysatoren fullfører syklusen ved sin retur til reaktoren. Avgassen som forlater regeneratoren er rik på CO. Denne strømmen føres ofte til en spesielt utformet dampgenerator hvor CO omdannes til CO2 og den eksoterme reaksjonsvarmen anvendes for generering av damp (CO-kokeren).
Råstoffer til FCCU er hovedsakelig i det tunge vakuum-gassolje-området. Typiske kokeområder er 340° (10 %) til 525°C (90 %). Denne gassoljen er begrenset i sluttpunkt ved maksimalt tålbare metaller, selv om de nye zeolitt-katalysatorne har demonstrert høyere metalltoleranse enn den eldre silisiumoksyd-aluminiumoksydkatalysatoren. Fremgangsmåtene har betydelig fleksibilitet. Bortsett fra bearbeidelse av de mer konvensjonelle vorksformige destillatene for å fremstille bensin og andre drivstoffkomponenter kan råstoffer varierende fra nafta til egnet for å behandle et residium bearbeides på vellykket måte for å oppfylle spesifikke produktkrav.
Den fluid-katalytiske spaltningen er vanligvis en lisensiert prosess. Korrelasjoner og metodologi er derfor lisensgiverens eiendom, selv om visse data meddeles klienter under en lisensavtale. Slike data er nødvendige for klienten for egnet drift av enheten, og kan ikke meddeles tredje person uten lisensgiverens uttrykte tillatelse.
Dette og annet, innbefattende driftsinstruksjoner, er påkrevet for egnet drift av enhetene. Det meste av de beskyttede data vedrører imidlertid reaktor/regeneratorsiden av prosessen. Utvinningssiden, dvs. utstyret som kreves for å fremstille produktstrømmene fra reaktoreffluenten - anvender i det vesentlige konvensjonelle teknikker i utformingen og driftsevalueringen.
Frem til sent på 1980-tallet var råstoffer til FCCU begrenset ved egenskaper, så som Condradson karbon og metaller. Dette utelukket bearbeidelsen av "bunne av beholderen" residuer, selv bearbeidelsen av vakuumgass-oljeråstoffer var begrenset til
Condradson karbon < 10 vekt-%
hydrogeninnhold > 11,2 vekt-%
metaller NI + V < 50 pp,.
I løpet av den siste del av 1980-tallet fant det sted betydelig forskning og gjennombrudd i utviklingen ga en katalytisk prosess som kan håndtere disse tunge råstoffene og også visse residuer. Råstoffer som er tyngere enn vakuum-gassolje viser, når de tilføres til en konvensjonell FCCU, tendens til å øke produksjonen av koks, og dette deaktiverer i sin tur katalysatoren. Dette er hovedsakelig resultatet av: En høy andel av råstoffet som ikke fordamper. Den ufordampede delen
forkokses raskt på katalysatoren og kveler dens akive areale.
Nærværet av høye konsentrasjoner av polare molekyler, så som polycykliske aromatiske forbindelser og nitrogenforbindelser. Disse absorberes i katalysatorens aktive areale og forårsaker øyeblikkelig (men temporær)
deaktivering.
Tungmetall-kontaminering som forgifter katalysatoren og påvirker selektiviteten av spaltningsprosessen.
Høy konsentrasjon av polynaftener som dealkylerer langsomt.
I FCCU-prosessen kontrolleres råstoff-spaltningstemepraturen ved sirkulering av varm regen-katalysator. Med de tyngere råstoffene vil det med en økning i Condradson karbon være en større koksdannelse. Dette produserer i sin tur en høy egen-katalysator-temperatur og varmebelasnting. For å opprettholde varmebalanse reduseres katalystor-sirkulering, hvilket fører til dårlig eller utilfredsstillende ytelse. Katalysatoravkjøling eller råstoffavkjøling anvendes for å overvinne denne høye katalysatorvarme-belastningen og opprettholde egnet sirkulering.
Det utvidede kokeområdet for råstoffer, som i tilfelle residuer, viser tendens til å for-årsake en ujevn spaltningsgrad. De lettere molekylene i råstoffet fordampes øyeblikkelig ved kontakt med den varme katalysatoren og spaltning finner sted. I tilfelle med de tyngere molekylene oppnås ikke fordampning like lett. Dette bidrar til en høyere koks-avsetning med en høyere rate av katalysatordeaktivering. Ideelt bør hele råstoffet fordampes øyeblikkelig slik at en uniform spaltningsmekanisme kan starte. Blandetemperaturen (som defineres som den teoretiske likevektstemperaturen mellom det uspaltede fordampede råstoffet og den regenererte katalysatoren) bør være nær dugg-punketstemperaturen for råstoffet. I konvensjonelle enheter er dette ca. 20 - 30°C over utløpstemperaturen for stigerøret. Dette kan tilsnærmes ved uttrykket:
Tm <=> T* 0 0,7 AAHC
Tm = blandetemperatur
Tr = utløpstemperatur for stigerør (°C)
AAhc = spaltningsvarme (BTU/lb eller kJ/lkg)
Denne blandetemperaturen er også svakt avhengig av katalysatortemperaturen.
Spaltningsgrad påvirkes av polycykliske aromatiske forbindelser og nitrogen. Dette skyldes at disse forbindelsene viser tendens til å absorberes i katalysatoren. Økning av blandetemperaturen ved å øke temperaturen av stigerøret reverserer absorpsjons-prosessen. Uheldigvis fører en høyere stigerørtempeatur til uønsket termisk spaltning og produksjon av tørr gass.
Bearbeidelsen av tunge råstoffer krever derfor spesielle teknikker for å overvinne:
Råstoff-fordampning.
Høy konsentrasjon av polare molekyler.
Nærvær av metaller.
Noen av teknikkene som er utviklet for å muliggjøre spaltningsbearbeidelse av tung olje er som følger:
To-trinns regenerering.
Stigerørblanderutforming og blandetemparaturkontroll (for raskt fordampning). Ny stigerør-heveteknologi som minimaliserer anvendelsen av damp.
Kontroll av regen-katalsyatortemperatur (katalysatoravkjøling).
Katalystor-valg for:
Gode omdannelses- og utbyttemønster.
Metallreistens.
Termisk og hydrotermisk resistens.
Høyt bensin RON.
Et viktig tema i tilfelle fluid-katalytisk cracking av tungolje er håndteringen av den høye koksavsetningen og beskyttelsen av katalysatoren. En teknikk som begrenser de alvorlige betingelsene ved regenerering av den brukte katalysatoren er en to-trinns regenerator.
Den brukte katalysatoren fra rekatoren avleveres til den første regeneratoren. Her undergår katalysatoren en mild oksydasjon med en begrenset mengde luft. Temperaturer i denne regeneratoren forblir relativt lave, rundt 700-750°C. Fra denne første regeneratoren transporteres katalysatoren pneumatisk til en andre. Her anvendes overskudd luft for å fullføre karbonavbrenningen og det hersker temperaturer opptil 900°C. Den regenererte katalysatoren forlater den andre regeneratoren for å returnere til reaktoren via stigerøret. Teknologien som vedrører to-trinns regenereringsprosessen er ny ved at den oppnår avbrenning av høy koks uten å svekke katalysatoraktiviteten. I det første trinnet fremmer betingelsene forbrenningen av det meste av hydrogenet forbundet med koksen. En signifikant mengde karbon avbrennes også under milde betingelser. Disse betingelsene inhiberer katalysatordeaktivering.
All den gjenværende koksen brennes av i andre-trinns regeneratoren med overskudd luft og i en tørr atmosfære. All dampen forbundet med hydrogenforbrenning og overføring fra reaktoren er tatt hånd om innenfor det første trinnet. Den andre regeneratoren er foret med ildfast materiale og det foreligger ingen temperaturbegrensning. Katalysatoren tillates å komme til likevekt. Selv ved høye regen-temperaturer under disse betingelsene oppleves lavere katalysatordeaktivering. To-trinns regenereringsteknikken fører til en bedre katalysatorregenerering såvel som et lavere katalysatorforbruk. Typisk inneholder den rene katalysatoren mindre enn 0,05 vekt-% karbon. Dette oppnås med en totalt sett lavere forbrenningsvarme. Siden enheten forblir i varmebalanse, forblir koksproduk-sjonen i det vesentlige den samme.
Det er funnet at det finnes et spesifikt katalysatortemperaturområde som er ønskelig for et gitt råstoff og katalysatorsystem. Et unikt katalysator-avkjølingssystem i tett fase tilveiebringer en teknikk hvorved den beste temperaturen og varmebalanserelasjonen kan opprettholdes.
Det er rapportert at 69 % av entalpien inneholdt i varmetilførselen til reaktoren er påkrevet bare for å oppvarme og fordampe råstoffet. Den gjenværende delen er i det vesentlige tilgjengelig for omdanning. For å forbedre omdanningen ville det være meget ønskelig å tillate mer av den tilgjengelige varmen og anvendes for omdanning. Den eneste variable som kan endres i konvensjonelle FCCU-enheter for å oppnå dette kravet er råstoffets innløpsentalpi, dvs. ved foroppvarming av råstoffet. Dette reduserer imidlertid umiddelbart katalysatorsirkulasjonshastigheten for å opprettholde varmebalanse. Dette har en negativ effekt på omdanningen. Det kan imidlertid kompenseres for foroppvarmingen av råstoffet ved avkjøling av katalsyatoren. Følgelig kan katalysatorsirkuleringshastigheten bevares og i mange tilfeller økes. Ved omhyggelig påvirkning av varmebalansen kan netto-økningen i katalysatorsirkulasjonshastighet være så høy som 1 enhet katalysator/olje. Den høyere likevektskatalysatoraktiviteten som er mulig ved den lavere regenereringstemperaturen forbedrer også enhetens utbyttemønster.
I residu-spaltning indikerer erfaring at drift ved temperaturer av regenerert katalysator over 900°C gir dårlige utbytter med høy gassproduksjon på grunn av lokal termisk spaltning av oljen ved kontakt. Når visse operasjoner krever høy regen-temperaturer, vil installasjon av en katalysatoravkjølingsenhet være økonomisk fordelaktig. Dette skyldes forbedrede utbytter og katalysatorforbruk.
Det finnes to typer tilgjengelige katalysatorkjøleinnretninger:
Tilbakeblanding.
Gj ennornstrømning.
I tilbakeblanderkjøleren flyter matevann ved siden av røret i begge kjølertyper. Katalysatoren i tilbakeblanderkjøleren sirkulerer rundt rørbunten på skallsiden. Varme-overføringen finner sted i et tett lav-hastighetsområdet, slik at errosjon minimaliseres. Tilbakebladningskjøleren kan fjerne ca. 50 millioner kJ/t.
I gjennomstrømningskjøleren flyter, som navnet antyder, katalysatoren én gang gjennom på skallsiden av denne kjøleren. Igjen minimaliseres errosjon ved lav-hastighetsdrift i den tette fasen. Denne typen kjøler er mer effektiv enn tilbakeblandingskjøleren. Denne enheten kan oppnå varmefjernelse så høy som 100 millioner kJ/t.
Likevektstemperaturen mellom oljeråstoffet og den regenererte katalysatoren må nås på kortest mulig tid. Dette er påkrevet for å sikre rask og homogen fordampning av råstoffet. For å sikre dette er det nødvendig å utforme og installere et egnet råstoff-injeksjonssystem. Dette systemet bør sikre at enhver katalysatortilbakeblanding elimineres og at alle de fordampede råstoff-komponentene utsettes for den samme spaltningsgraden.
Effektiv blanding av råstoffet fint forstøvet til små dråper oppnås ved kontakt med en preakselerert fortynnet suspensjon av regen-katalysatoren. Under disse betingelsene finner råstoff-fordampningssted tilnærmet øyeblikkelig.
Regen-katalysatorstrømmen fra regeneratoren akselereres ved hjelp av damp eller løftegassinjeksjon til å bevege seg opp stigerøret. Oljeråstoffet innføres atomisert ved hjelp av damp i katalysatormiljøet. Hovedbevegelsesstrømmen i stigerøret innføres under råstoffinnførselspunktet. God blanding finner sted i denne delen ved maksimal kontakt mellom olje, katalysator og damp.
I tungoljespaltning muliggjør egnet valg av katalysator at selv de mest voluminøse molekyler når den aktive katalsyatorsonen. Slike zeolitt-katalysatorer har et høyt silisiumoksyd-aluminiumoksydforhold som spalter de tunge molekylene til størrelser som kan tre inn i den aktive sonen.
Et annet problem som opptrer med tungoljespaltning er muligheten for at den tyngere delen av oljen befinner seg under duggpunktet. For å sikre at dette overvinnes må blandingstemperaturen innstilles over duggpunktet for råstoffet. Nærværet av polycykliske aromatiske forbindelser kan påvirke spaltningsgraden. Ved å øke blandetemperaturen for å heve stigerørtemperaturen reverseres effekten av polycykliske aromatiske forbindelser. Dette medfører imidlertid at termisk spaltning finner sted, hvilket er uønsket. For å løse dette problemet er det nødvendig å være i stand til å kontrollere stigerørtemperaturen uavhengig av blandetemperaturen.
Blandetemperaturkontroll (MTC) oppnås ved å injisere en egnet tungsyklusoljestrøm inn i stigerøret over oljeråstoffets injeksjonspunkt. Dette separerer i det vesentlige stige-røret i to reaksjonssoner. Den første er mellom råstoffinjeksjonen og syklusoljeinnløpet. Denne sonen er kjennetegnet ved en høy blandetemperatur, et høyt katalysator-til-olje-forhold og meget kort kontakttid.
Den andre sonen over syklusoljeinnløpet drives under med konvensjonelle katalytiske spaltningsbetingelser. Stigerørstemepraturen opprettholdes uavhengig av innførselen av regen-katalysatoren. Følgelig fører en økning i syklusolje til en reduksjon i stigerørs-temperatur som innfører mer katalysator. Dette øker endelig blandetemperaturen og katalysator-til-olje-forholdet og reduserer regeneratortemperaturen.
Som beskrevet tidligere er det meget ønskelig å oppnå god katalysator/olj e-b landing så tidlig og så raskt som mulig. Fremgangsmåten som er beskrevet for å oppnå dette krever preakselerasjon og fortynning av katalysatorstrømmen. Tradisjonelt er damp mediet anvendt for å opprettholde katalysatorsjikt fluidisert og bevegelse i stigerøret. Damp har imidlertid en nedbrytende effekt på den meget varme katalysatoren som opptrer i residu-spaltningsprosesser. Under disse betingelsene forårsaker damp hydrotermisk deaktivering av katalysatoren.
Mye arbeid har vært nedlagt for reduksjon av anvendelsen av damp i kontakt med den varme katalysatoren. Noen av resultatene av arbeidet viste at dersom partialtrykket av damp holdes lavt, reduseres de hydrotermiske effektene i stor grad i tilfelle relativt metallfrie katalysatorer. Et viktigere resultat av arbeidet viste at lette hydrokarboner gir fordelaktige kondisjonerende effekter på den nylig regenererte katalysatoren. Dette var også uttalt i katalysatorer som var tungt forurenset med metaller.
Lette hydrokarbongasser har vært innført i flere tungoljespalteinnretninger siden 1985. De har operert enten med løftegass alene eller blandet med damp. Begrensningene på anvendelsen av løftegass ligger i evnen av nedstrømsenheter til å håndtere den ytterligere gassen.
De spaltede produktene som forlater FCCU-reaktoren representerer et vidt område av fraksjoner. Denne reaktoreffluenten betegnes ofte som et "syncrude" på grunn av materialets vide område av kokepunkt.
Syncrude-analysen bør inneholde minst en TBP (sant kokepunkt) kurve med en analyse av lette fraksjoner, en gravitet som funksjon av middels kokepunktkurve og en PONA for nafte- og svovelinnhold som funksjon av middels kokepunkt for syncrudet.
Foreliggende oppfinnelse viser en FCCU spaltningsenhet som er rettet mot å redusere et antall av ulempene forbundet med eksisterende FCCU-enheter og, hvis nærmere bestemt, en FCCU-enhet som kan bygges for småskaladrift ved siden av en brønn, hvorved tungt råstoff kan bearbeides ved kilden. Fordelen med dette er at råstoff med dårlige transportegenskaper (pumpbarhet) kan omdannes slik at det oppnår utmerkede transportegenskaper. Oppfinnelsen består i den katalytiske spaltningsprosessen som er definert i de vedlagte kravene, og den er forøvrig beskrevet i den etterfølgende beskrivelsen.
Foreliggende prosess består av følgende hovedkomponenter:
1. Reaktor av utførelse som en syklon.
2. Katalysator-regenerator.
3. En kondensator eller et destillasjonssystem.
4. Et kjølesystem for kondensasjonen.
5. Et gass-sirkulasjonssystem.
6. Et foroppvarmingssystem for råstoffet.
7. Et injeksjonssystem for råstoffet.
Fremgangsmåten er beskrevet i detalj med referanse til firgur 1.
Den sylindriske delen av syklonen a) har en større diameter enn den koniske delen b) av syklonen, derved skapes et "rom" c) hvor katalysatoren settes i rask og kraftig rotasjon.
Rotaj sonen av katalysatoren oppnås ved sirkulering av en del av effluentene som forlater reaktoren d). En del av effluenten ved prosessbetingelser (trykk og temperatur) suges av ved hjelp av en gasskompressor eller en ventilator e) som komprimerer gassene til et trykk mellom 1 og 20 bar, fortrinnsvis ca. 7 bars trykk, hvorved temperaturen økes tilsvarende kompresjonsarbeidet avlevert av gasskompressoren e). Gassen som består av HC-gass, damp og CO og CO2 injiseres inn i mantelen f) som omgir den sylindriske delen a) av reaktoren.
I den sylindriske delen a) er det anordnet tangensielle spalter g) som vist i detalj A. Når gassen trer inn i "rommet" c) via spaltene g) med hastighet mellom 20 og 300 m/sek., fortrinnsvis ca. 80 m/sek., settes gassene og katalysatoren i roterende bevegelse lik radiusen av a), hvorved det gis en akselerasjon uttrykt ved a = v<2>/r hvor v er innløps-hastigheten og r er radius a). Sentrifugalkreftene mot a) uttrykkes ved F = mv<2>/r.
Den akkumulerte varmen i gassen avlevert ved gasskompressoren e) avleveres i den fluidiserte katalysatoren og deltar i å opprettholde prosesstemperaturen.
Oljen tilføres til reaktoren ved hjelp av pumpen h) via varmeveksleren i) hvor den foroppvarmes ved hjelp av de fluidiserende effluentene som forlater regeneratoren j). Oljen fylles i reaktoren gjennom dyser i a) eller alternativt i mantelen f), hvor den blandes i atomisert tilstand med gasstrømmen avlevert ved e).
Når oljen trer inn i den fluidiserte katalysatoren spaltes den til lettere fraksjoner som forlater reaktoren gjennom kanalen k).
De deaktiverte katalysatorne som kan være silisiumoksydsand, zeolitter, aluminium-oksydsilikat eller andre finkornede katalytiske materialer, faller ned den koniske delen av reaktoren som i en vanlig syklon og tømmes inn i regeneratoren j) via en roterende ventil 1). I bunnen av regeneratoren er det anordnet en fluidiseringinnretning m). Når luft pumpes inn i fluidiseringsinnretningen m) ved hjelp av pumpen n) og passerer gjennom de dekativerte faste stoffene inneholdende atomisert koks, oksyderes koksen (forbrennes) og regenereres. Den regenererte katalysatoren suges pneumatisk av fra regeneratoren gjennom stigerøret o) ved avledet gass fra e) regulert ved treveis-ventilen p). Innløpet av regenererte faste stoffer er gjort tangensielt i rommet c) som for gassinn-løpet.
Supplering av tapt katalysator utføres fra lagringstrakten q) - enten avlevert ved hjelp av en skruetransportør eller pneumatisk.
Ytterligere energi kan oppnås ved injeksjon av luft i mantelen f) ved hjelp av røret r), hvorved en delvis forbrenning av HC-gassene i gasstrømmen fra e) vil finne sted i f). De varme forbrenningsgassene (CO, CO2 og NOx) vil tre inn i reaktoren sammen med ikke-forbrente gasser. Gassene som forlater reaktoren via k) vil følgelig bestå av HC-gasser, damp og CO, CO2 og NOx. Delen av gassene som ikke sirkuleres til reaktoren ved e) vil passere til et kondensasjonssystem bestående av en kondensator z) og s) eller en konvensjonell destillasjonskolonne. Ved det viste kondensatorsystemet kondenserer kondensatoren z) HC-gassene ved en temepratur på ca. 100°C, hvorved olje tømmes via t) til mottakeren. Kondensatoren kan være av typen bunn med ledeplate, vasketårn eller skalltypen. Når det anvendes et vasketårn eller en kondensator av typen bunn med ledeplate anvendes utvunnet olje som kondenserende medium ved at oljen fra bunnen av kondensatoren pumpes via enn oljekjøler u) som kan være luft- eller vannavkjølt til toppen av kondensatoren hvor den vil blande seg med gassene fra reaktoren, kondensere, og disse faller til bunnen av kondensatoren.
Etter som kondensatoren er innstilt på en temperatur over det partielle kokepunktet for vann, føres damp til en dampkondensator s) som kan være av skalltypen. Ved denne anordningen anvendes vann som et kondenserende medium og kondensasjonsvarmen fjernes ved hjelp av kjøleren v). Vann tømmes ved bunnen av kondensatoren og passerer til mottakeren. Ikke-kondenserbare gasser utluftes ved toppen av kondensatoren og blir enten brent eller bragt til en CO-koker.
Ved oppstarting av prosessen oppnås dette ved å føre damp til røret w) ved hjelp av røret x). Når tilstrekkelig katalysator er inneholdt i rommet c) tilføres naturgass (metan) fra røret y) til mantelen f), hvor den antennes med luft fra r) og oppvarmer det fluidiserte sjiket som beskrevet ovenfor. Når driftsbetingelser oppnås blir gassen gradvis avstengt og forbrennigen opprettholdes ved hjelp av de forbrennbare gassene avlevert ved e).
Det skal understrekes at reaktoren kan ha en hvilken som helst annen egnet utførelse som kan anvendes ved oppfinnelsen og den kan også være anordnet horisontalt, idet sentrifugalkraften fra det roterende fluidiserte sjiktet vil holde katalysatoren ved veggen. En slik anordning er vist i figur 3, hvor a) viser en horisontalt anordnet reaktor hvor bokstavene forøvrig har den samme betydning som beskrevet for figur 1. Innløpet av regenerert katalysator bringes inn i katalysatoren i ett eller flere tangensielt, orienterte rør a), som vist i figur 2, detalj B. Detalj C viser en gjennomskjæring gjennom reaktoren ved C-C, figur 1 viser reaktorveggen a) med spalte g) for gassinnløpet til reaktoren og mantelen f).
Det skal videre bemerkes at regenereringssystemet kan være utformet på forskjellig måte. For eksempel kan det bestå av en fluidiseringskolonne hvorved både de regenererte katalysatorne og forbrenningsluften bringes tilbake til reaktoren.
På grunn av sentrifugalkreftene for katalysatorne i reaktoren oppnås en langt bedre virkning på hydrokarbonet enn kjent fra andre FCCU-enheter. Forsøk har vist at dekanteringsolje fra eksisterende FCCU-enheter kan spaltes ved en temperatur på 400°C og residum fra et vakuum-destillasjonsvann har på vellykket måte blitt spaltet ved 350°C.
Claims (9)
1.
Katalytisk spaltningsprosess, karakterisert ved at spaltningen finner sted i en reaktor under innvirkning av en roterende fluidisert sjiktkatalysator som holdes ved reaktorens vegg av sentrifugalkraften og komprimerte gasser og/eller damp injiseres for å bevirke bevegelse av katalysatorsjiktet.
2.
Katalytisk prosess ifølge krav 1, karakterisert ved at reaktoren er formet som en syklon hvorved den deaktiverte katalysatoren evakueres fra reaktoren og tømmes til en regenerator via et roterende ventilsystem.
3.
Katalytisk prosess ifølge krav 1 eller 2, karakterisert v e d at syklonen er anordnet horisontalt eller vertikalt, fortrinnsvis vertikalt.
4.
Katalytisk prosess ifølge krav 1, 2 eller 3, karakterisert ved at en del av avgassene fra reaktoren suges av ved hjelp av en gasskompressor eller ventilator, komprimeres og injiseres i reaktoren via tangensielle spalter i reaktoren hvorved gassene og katalysatoren settes i roterende bevegelse i raktoren.
5.
Katalytisk reaktor ifølge krav 1,2,3 eller 4, karakterisert v e d at gassene fra gasskompressoren eller ventilatoren før inntreden i reaktoren bringes til et forbrenningskammer som omgir reaktoren og hvor den del av gassene antennes ved hjelp av luft som injiseres i kammeret og hvor de varme gassene, på grunn av forbrenningen, bidrar til å opprettholde prosesstemperaturen i reaktoren.
6.
Katalytisk prosess ifølge et hvilket som helst av kravene 1-5, karakterisert ved at den dekativerte katalysatoren regenereres i forbrenningskammeret ved å injisere luft i katalysatoren og at evakueringen av oppvarmet luft anvendes for å foroppvarme oljen matet til reaktoren.
7.
Katalytisk prosess ifølge et hvilket som helst av kravene 1-6, karakterisert ved at den regenererte katalysatoren returneres til reaktoren ved hjelp av den pneumatiske virkningen av en del av gassene fra gasskompressoren og at supplering av katalysator oppnås ved avlevering av ny katalysator til stigerøret for regenerert katalysator.
8.
Katalytisk prosess ifølge et hvilket som helst av kravene 1-7, karakterisert ved at naturgass tilsettes til forbrenningskammeret for å delta i forbrenningen.
9.
Katalytisk prosess ifølge et hvilket som helst av kravene 1-8, karakterisert ved at produktgassene bringes til et egnet kondensator-system innbefattend en olje og dampkondensator eller et destillasjonstårn.
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO19990651A NO312302B1 (no) | 1999-02-11 | 1999-02-11 | Fremgangsmåte for katalytisk spaltning |
AU28334/00A AU2833400A (en) | 1999-02-11 | 2000-02-10 | Catalytic cracking process |
CA002359779A CA2359779C (en) | 1999-02-11 | 2000-02-10 | Catalytic cracking process |
US09/913,202 US6660158B1 (en) | 1999-02-11 | 2000-02-10 | Catalytic cracking process |
PCT/NO2000/000051 WO2000047695A1 (en) | 1999-02-11 | 2000-02-10 | Catalytic cracking process |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO19990651A NO312302B1 (no) | 1999-02-11 | 1999-02-11 | Fremgangsmåte for katalytisk spaltning |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO990651D0 NO990651D0 (no) | 1999-02-11 |
NO990651L NO990651L (no) | 2000-08-14 |
NO312302B1 true NO312302B1 (no) | 2002-04-22 |
Family
ID=19902951
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19990651A NO312302B1 (no) | 1999-02-11 | 1999-02-11 | Fremgangsmåte for katalytisk spaltning |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6660158B1 (no) |
AU (1) | AU2833400A (no) |
CA (1) | CA2359779C (no) |
NO (1) | NO312302B1 (no) |
WO (1) | WO2000047695A1 (no) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR100517898B1 (ko) * | 2001-07-31 | 2005-09-30 | 김범진 | 폐합성수지를 원료로 하는 촉매 하행식 크래킹반응기 및 이를 이용한 휘발유·경유의 제조방법 |
NO20040615L (no) * | 2004-02-11 | 2005-08-12 | Ellycrack As | Lav temperatur katalytisk krakking og omdannelsesprosess for oppgradering av tung raolje |
CN101993712B (zh) * | 2009-08-17 | 2013-03-06 | 中国石油大学(北京) | 一种灵活调整催化裂化反应-再生系统热量平衡的方法 |
GB201200155D0 (en) | 2012-01-06 | 2012-02-15 | Statoil Asa | Process |
MX2013002908A (es) * | 2013-03-14 | 2014-09-18 | Fluidoil Ltd | Renovacion mejorada de colision gravitacional de aceites pesados. |
US9327278B1 (en) | 2014-12-17 | 2016-05-03 | Uop Llc | Process for catalyst regeneration |
US9790442B2 (en) | 2014-12-17 | 2017-10-17 | Uop Llc | Selective hydrogenation method |
CU24639B1 (es) | 2016-04-25 | 2023-01-16 | Sherritt Int Corporation | Proceso para mejora parcial de petróleo pesado |
US11851622B1 (en) | 2022-07-15 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for processing a hydrocarbon oil feed stream utilizing a gasification unit and steam enhanced catalytic cracker |
US20240018433A1 (en) * | 2022-07-15 | 2024-01-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for processing a hydrocarbon oil feed stream utilizing a delayed coker, steam enhanced catalytic cracker, and an aromatics complex |
US20240018432A1 (en) * | 2022-07-15 | 2024-01-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for processing a hydrocarbon oil feed stream utilizing a gasification unit, steam enhanced catalytic cracker, and an aromatics complex |
US11939541B2 (en) | 2022-07-15 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for processing a hydrocarbon oil feed stream utilizing a delayed coker, steam enhanced catalytic cracker, and an aromatics complex |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2719112A (en) | 1951-02-28 | 1955-09-27 | Exxon Research Engineering Co | Contacting gases with fluidized subdivided solids |
US2759880A (en) * | 1951-10-31 | 1956-08-21 | Exxon Research Engineering Co | Short-time contacting of fluids with solids in hydrocarbon conversion |
US2761769A (en) * | 1952-07-17 | 1956-09-04 | Gulf Research Development Co | Fluidized catalytic apparatus |
FR2654435B1 (fr) * | 1989-11-10 | 1992-03-13 | Total France | Procede et dispositif de mise en contact d'une charge d'hydrocarbures avec des particules solides chaudes, dans un reacteur tubulaire a lit fluidise ascendant. |
-
1999
- 1999-02-11 NO NO19990651A patent/NO312302B1/no not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-02-10 WO PCT/NO2000/000051 patent/WO2000047695A1/en active Application Filing
- 2000-02-10 US US09/913,202 patent/US6660158B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-10 AU AU28334/00A patent/AU2833400A/en not_active Abandoned
- 2000-02-10 CA CA002359779A patent/CA2359779C/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO990651L (no) | 2000-08-14 |
NO990651D0 (no) | 1999-02-11 |
CA2359779C (en) | 2005-07-19 |
CA2359779A1 (en) | 2000-08-17 |
WO2000047695A1 (en) | 2000-08-17 |
AU2833400A (en) | 2000-08-29 |
US6660158B1 (en) | 2003-12-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4331533A (en) | Method and apparatus for cracking residual oils | |
US4332674A (en) | Method and apparatus for cracking residual oils | |
US4336160A (en) | Method and apparatus for cracking residual oils | |
US4434044A (en) | Method for recovering sulfur oxides from CO-rich flue gas | |
RU2091433C1 (ru) | Способ переработки нефтяной масляной фракции | |
US20210269721A1 (en) | Production of hydrocarbon fuels from waste plastic | |
JPH0819420B2 (ja) | 低品位原料の分解処理方法 | |
CS227651B2 (en) | Method of cyclic fluid catalytic cracking | |
JP2937479B2 (ja) | アルカンを脱水素する方法及び装置 | |
NO312302B1 (no) | Fremgangsmåte for katalytisk spaltning | |
CN103946188A (zh) | 用于最大化来自流化催化裂解单元(fccu)的馏分产量的方法 | |
MXPA01010120A (es) | Procesamiento termico rapido de materias primas de hidrocarburos pesados. | |
KR930011920B1 (ko) | 탄화 수소물의 접촉 분해를 위한 과정 및 장치 | |
RU2365614C2 (ru) | Низкотемпературный термодинамический крекинг и конверсия для повышения качества тяжелых нефтепродуктов | |
US20160024398A1 (en) | Gravitational collision enhanced upgrading of heavy oils | |
CA2156126A1 (en) | Fluidized process for improved stripping and/or cooling of particulate spent solids, and reduction of sulfur oxide emissions | |
RU2491321C2 (ru) | Способ и устройство для предварительного нагрева сырья с помощью охладителя отходящих газов | |
JPS63304091A (ja) | 流動床反応帯域における水蒸気クラッキング方法 | |
JP2015131959A (ja) | 燃焼煙霧からのカロリーの改善されたアップサイクルを可能にする接触分解方法 | |
RU2202592C1 (ru) | Способ переработки нефтяного сырья | |
AU549952B2 (en) | A combination process for upgrading residual oils | |
CN112048339B (zh) | 一种含固浆料的连续化处理方法及用于实施该方法的装置 | |
AU641367B2 (en) | Method and device for vapor-cracking of hydrocarbons in fluidized phase | |
NO170342B (no) | Fremgangsmaate for omdannelse av en restdel av raaolje med fluidiserte katalysatorpartikler med hoey temperatur | |
CA1156590A (en) | Method and apparatus for cracking residual oils |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |