NO742749L

NO742749L -

Info

Publication number: NO742749L
Application number: NO742749A
Authority: NO
Inventors: H B Boyd; J R Lambrix
Original assignee: Pullman Inc
Priority date: 1973-07-30
Filing date: 1974-07-29
Publication date: 1975-02-24
Also published as: AU7122674A; FR2239518A1; SU650512A3; SE391530B; DE2419436A1; ES426794A1; US3862898A; NL7405264A; DK404774A; FR2239518B1; SE7409669L; JPS5037704A; TR18059A; GB1463392A; CA1013773A; IN144320B; BE817818A; AT340554B; ATA620374A; AR214162A1

Description

Fremgangsmåte ved fremstilling av olefinisk umettede hydrokarboner Process for the production of olefinically unsaturated hydrocarbons

Foreliggende fremgangsmåte' vedrorer fremstilling av olefinisk-umettede hydrokarboner ved en kombinasjon av katalytisk krakking i væskefase av tunge hydrokarbonoljer inneholdende petroleum-residium og termisk pyrolyse av hydrokarboner til å gi olefinisk umettede hydrokarboner så som etylen og propylen. The present method relates to the production of olefinically unsaturated hydrocarbons by a combination of catalytic cracking in liquid phase of heavy hydrocarbon oils containing petroleum residue and thermal pyrolysis of hydrocarbons to give olefinically unsaturated hydrocarbons such as ethylene and propylene.

Det er tidligere kjent å omdanne nafta, etan og propan til olefiner ved pyrolyse med damp. Kondensjonelle fremgangsmåter er . åpenbart i "Chemical Week", November 13, 1965, sidene 70-81. It is previously known to convert naphtha, ethane and propane into olefins by pyrolysis with steam. Condensational methods are . published in "Chemical Week", November 13, 1965, pages 70-81.

Det er også kjent å fraksjonere råpetroleumolje og omdanne ut-valgte destillatfraksjoner, ved hjelp av pyrolyse, til olefiner, slik som vist i US patent 3.409.540. I henhold til denne frem gangsmåte fraskylles imidlertid residuet fra en slik fraksjonering for anvendelse som fyringsolje og det gjores intet forsok på å avlede et pyrolyseråstoff fra residuet. Ytterligere for å minimalisere residutproduksjon så hydrokrakkes en tung gassoljefraksjon og visse separasjonsprodukter fra hydrokrakkingen gjores derved egnet som pyrolyseråstoff. It is also known to fractionate crude petroleum oil and convert selected distillate fractions, by means of pyrolysis, into olefins, as shown in US patent 3,409,540. According to this method, however, the residue from such fractionation is rinsed off for use as fuel oil and no attempt is made to derive a pyrolysis raw material from the residue. Furthermore, to minimize residue production, a heavy gas oil fraction is hydrocracked and certain separation products from the hydrocracking are thereby made suitable as pyrolysis raw material.

I en tilsvarende prosess vist i US patent nr. 3.617.495 forkokses residuet fra råoljedestillasjonen og den derved erholdte nafta gjores egnet som pyrolyseutgangsmateriale ved en hydrogenbehand-ling (hydrotreatment). Imidlertid dannes ved denne prosess rela-tivt store mengder fyringsolje i destillasjonssonen og fra for-koksningsanordningen. Koksen og fyringsoljen som erholdes ved disse operasjoner kan ikke lett utnyttes ved fremstilling av etylen. In a similar process shown in US patent no. 3,617,495, the residue from the crude oil distillation is coked and the naphtha thus obtained is made suitable as pyrolysis starting material by a hydrogen treatment (hydrotreatment). However, relatively large quantities of fuel oil are formed in this process in the distillation zone and from the coking device. The coke and fuel oil obtained from these operations cannot easily be used in the production of ethylene.

Det er en hensikt med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en mere effektiv og mindre kostbar fremgangsmåte for fremstilling av olefiner og aromatiske forbindelser. En annen hensikt med oppfinnelsen er å kombinere en katalytisk krakking av tunge hydrokarboner med pyrolyse av lette hydrokarbonråstoffer for en effektiv fremstilling av olefiner og aromatiske forbindelser. En ytterligere hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte for fremstilling av olefiner fra residumutgangsmaterielt. En ytterligere hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe internt den energi nodvendig for kompresjon og utvinning av olefinene som dannes ved pyrolyse av de bestanddeler av råpetroleumolje som er uegnet som pyrolyseutgangsmateriale. It is an aim of the present invention to provide a more efficient and less expensive method for the production of olefins and aromatic compounds. Another purpose of the invention is to combine a catalytic cracking of heavy hydrocarbons with pyrolysis of light hydrocarbon raw materials for an efficient production of olefins and aromatic compounds. A further purpose of the invention is to provide a method for producing olefins from residual starting material. A further purpose of the invention is to provide internally the energy necessary for compression and extraction of the olefins which are formed by pyrolysis of the components of crude petroleum oil which are unsuitable as pyrolysis starting material.

I henhold til oppfinnelsen omdannes' et tunghydrokarboninneholdende petroleumresidum til krakkede produkter innbefattende nafta i en tungoljekrakkeenhet som er forsynt med en sone for katalytisk krakking i væskefase, samt en katalysatorregenereringssone. Den dannede nafta fores til en ikke-katalytisk pyrolysesone og omdannes til et termisk krakket avlop inneholdende store mengder olefiner med 2-4 karbonatomer. Olefinene utvinnes på kjent måte ved at de dannede gasser komprimeres og nedkjoles. I tillegg dannes det hoytrykksdamp i tungoljekrakkeenhetens regenereringssone og According to the invention, a heavy hydrocarbon-containing petroleum residue is converted into cracked products including naphtha in a heavy oil cracking unit which is equipped with a zone for catalytic cracking in the liquid phase, as well as a catalyst regeneration zone. The naphtha formed is fed to a non-catalytic pyrolysis zone and converted into a thermally cracked effluent containing large amounts of olefins with 2-4 carbon atoms. The olefins are extracted in a known manner by compressing and cooling the gases formed. In addition, high-pressure steam is formed in the heavy oil cracking unit's regeneration zone and

i in

den således dannede damp anvendes ved utvinning av olefinene. the steam thus formed is used in the extraction of the olefins.

Fig. 1 indikerer hvorledes enheten for katalytisk krakking av residuet i en tungoljekrakkeenhet (HOC) er kombinert med pyrolyse av den dannede krakkede nafta fra HOC-enheten til å gi stor C^-C^olefiner, samt utvinning av slike olefiner under utnyttelse av den varmeenergi som avledes fra HOC-enheten. Fig. 2 viser skjematisk et diagram av et petrokjemisk raffineri og viser produksjon av C^- C^ olefiner og aromatiske forbindel'<i>ser fra råpetroleumolje, hvor i en vesentlig del tilforselsmateriaiet f or pyrolysen er avledet fra en rest fraksjon av råoljen. Fig. 3 er et diagram som skjematisk viser dampgenereringen og anvendelse av dampen i et petrokjemisk raffineri i henhold til fig. 2 og som viser et totalenergiprinsipp hvor det oppnås at all energi som er nodvendig for gasskompresjon i prosess erholdes ved den i prosessen dannede damp, hvilket forer til brensel og energibe-sparing. Fig. 1 indicates how the unit for catalytic cracking of the residue in a heavy oil cracking unit (HOC) is combined with pyrolysis of the formed cracked naphtha from the HOC unit to give large C^-C^ olefins, as well as the recovery of such olefins using the heat energy that is derived from the HOC unit. Fig. 2 schematically shows a diagram of a petrochemical refinery and shows the production of C^-C^ olefins and aromatic compounds from crude petroleum oil, where a significant part of the feed material for the pyrolysis is derived from a residual fraction of the crude oil. Fig. 3 is a diagram schematically showing the steam generation and use of the steam in a petrochemical refinery according to fig. 2 and which shows a total energy principle where it is achieved that all the energy required for gas compression in the process is obtained from the steam formed in the process, which leads to fuel and energy savings.

Under henvisning til fig. 1 innfores et hydrokarbontilforselsmateriale, inneholdende petroleumresidium, til en katalytisk krakkesone 1 i en tungoljekrakkeenhet (HOC). Tilforselsmateriaiet kan være selve råpetroleumoljen, toppet råpetroleum, residu inneholdende fraksjoner fra. petroleumraffineringstrinn så som viskositets-forandring (visbreaking), opplosningsmiddel av asfaltering, hydro-genavsvovling og vakuumdestillasjon, men er fortrinnsvis et residu med et kokepunkt over ca 315°C og som er erholdt ved atmosfærisk destillasjon av råpetroleumolje. Slik råolje kan inneholde 0,1-8 vektprosent svovel, 1-1000 dpm metallorganiske forbindelser, så som forbindelser av vanadium og nikkel, samt asfaltener i en mengde på 0,1-20 volumprosent. Når asfalteninnholdet er hoyt kan residufraksjonen underkastes av-asfaltering.eller de-asfaltening for ytterligere behandling. With reference to fig. 1, a hydrocarbon feedstock containing petroleum residue is introduced into a catalytic cracking zone 1 in a heavy oil cracking unit (HOC). The feed material can be the crude petroleum oil itself, peaked crude petroleum, residue containing fractions from. petroleum refining steps such as viscosity change (visbreaking), asphalting solvent, hydrogen desulphurisation and vacuum distillation, but is preferably a residue with a boiling point above about 315°C and which is obtained by atmospheric distillation of crude petroleum oil. Such crude oil can contain 0.1-8% by weight of sulphur, 1-1000 dpm organometallic compounds, such as compounds of vanadium and nickel, as well as asphaltenes in an amount of 0.1-20% by volume. When the asphaltene content is high, the residue fraction can be subjected to de-asphalting or de-asphalting for further treatment.

Tungoljekrakkeenheten (HOC) omfatter en væskefase, katalytisk krakkesone 1 og en kataiysatorregenereringssone 2. Fluidisert The heavy oil cracking unit (HOC) comprises a liquid phase, catalytic cracking zone 1 and a catalyst regeneration zone 2. Fluidized

i in

krakkekatalysator sirkulerer mellom de to soner og katalysatoren kan være av en hvilken som helst konvensjonell type så som akti-vert leire, silisiumoksyd-aluminiumoksyd, silisiumoksyd-sirkoni-umoksyd og aluminiumoksyd-boroksyd, imidlertid er foretrukket na-turlige og syntetiske seolittkatalysatorer av molekylær sikt, matrisetypen med en midlere partikkelstorrelse i området 40-100 pm. cracking catalyst circulates between the two zones and the catalyst can be of any conventional type such as activated clay, silica-alumina, silica-zirconia and alumina-boron, however natural and synthetic molecular sieve zeolite catalysts are preferred , the matrix type with an average particle size in the range of 40-100 pm.

Den katalytiske krakkesone 1 er fortrinnsvis en overforingslinje-reaktor og mer foretrukket en stigereaktor av den type beskrevet i US patent 3.607.127. Denne stigetypeenhet er mer detaljert gjengitt i fig. 2. The catalytic cracking zone 1 is preferably a transfer line reactor and more preferably a riser reactor of the type described in US patent 3,607,127. This ladder type unit is shown in more detail in fig. 2.

Ved drift av HOC-enheten innfores residu inneholdende hydrokarbontilforselsmateriale til den nedre del av stigereaktoren ved en temperatur på 65-395°C og blandes med krakkekatalysatoren i nærvær av fluidiserende damp. Typiske krakkebetingelser innbefatter en temperatur i området 450-650°C og manometertrykk i området 0,7-3,5 kg/cm , katalysator til oljeforhold i området 3:1 til 15:1 og romhastighet i området 0,5-1000. Normalt finner 50-95% av krakke-reaksjonen sted i stigereaktoren, mens resten finner sted i fri-, gjorings- og strippesonene, som generelt er anordnet i den ovre del av tungoljekrakkeenheten. Krakket avlop innbefattende en krakket naftafraksjon som forlater stigereaktoren frigjores for katalysatoren i den ovre del av HOC-enheten og fores ut gjennom en serie syklonseparatorer,.som tilbakefører oppebåret katalysator til en svevesjiktregenereringssone under skillesonen. Kraftige krakke-betingelser anvendes i den hensikt å maksimere omdannelsen av tilforselsmateriale til hydrokarbonet i naftakokeområdet, hvilke hydrokarboner anvendes som tilforselsmateriale for en etterfølgende pyrolyse. Generelt krakkes minst 65 volumprosent og mere foretrukket 80-100% av tilforselsmaterialet til lette hydrokarboner som koker i naftaområdet, gasser innbefattende hydrogen, "cycle oil" .og koks. During operation of the HOC unit, residue containing hydrocarbon feed material is introduced into the lower part of the riser reactor at a temperature of 65-395°C and mixed with the cracking catalyst in the presence of fluidizing steam. Typical cracking conditions include a temperature in the range of 450-650°C and gauge pressure in the range of 0.7-3.5 kg/cm, catalyst to oil ratio in the range of 3:1 to 15:1 and space velocity in the range of 0.5-1000. Normally 50-95% of the cracking reaction takes place in the riser reactor, while the rest takes place in the free, rendering and stripping zones, which are generally arranged in the upper part of the heavy oil cracking unit. Cracked effluent including a cracked naphtha fraction leaving the riser reactor is freed from the catalyst in the upper part of the HOC unit and fed out through a series of cyclone separators, which return carried catalyst to a suspended bed regeneration zone below the separation zone. Strong cracking conditions are used with the intention of maximizing the conversion of feed material to the hydrocarbon in the naphtha cooking area, which hydrocarbons are used as feed material for a subsequent pyrolysis. In general, at least 65% by volume and more preferably 80-100% of the feed material is cracked into light hydrocarbons that boil in the naphtha range, gases including hydrogen, "cycle oil" and coke.

Etter frigjoring fra det krakkede avlop fores katalysatoren, for-urenset med koks og innesluttede hydrokarboner, nedover gjennom en strippesone. Strippesonen er forsynt med ledeplater og dampsprede-anordninger for å strippe innesluttet krakket avlop, som fores opp- !over mens katalysatoren belagt med koks og visse ikke-flyktige hydrokarboner fores ned til en regenereringssone 2, anordnet i den nedre del av HOC-enheten. After release from the cracked sewage, the catalyst, contaminated with coke and trapped hydrocarbons, is fed downwards through a stripping zone. The stripping zone is provided with baffles and steam spreading devices to strip contained cracked effluent, which is fed upwards while the catalyst coated with coke and certain non-volatile hydrocarbons is fed down to a regeneration zone 2, arranged in the lower part of the HOC unit.

I regenereringssonen bringes katalysatoren i kontakt med en oksygeninnholdende gass, fortrinnsvis luft, tilfort av en regene-ratorluftblåseanordning eller kompressor (se henvisningstall 46 . i fig. 2). Luften som tilfores av denne blåseanordning vil normalt være ved et absolutt trykk på 1,4-4,9 kg/cm og tilfores i en mengde på 11-13 kg/kg koks som forbrennes fra katalysatoren. Lufttilforselshastigheten varieres i den hensikt å holde regenereringssonen ved en temperatur i området 5 40-760°C, og ved hvilken temperatur materialet som dekker katalysatoren brennes av til de onskede nivåer av restkoks på den regenererte katalysator. Slike nivåer vil generelt være i området 0,05-0,4 vektprosent, fortrinnsvis 0,05-0,15 vektprosent. Etter regenereringen fores katalysatoren tilbake til stigereaktoren. In the regeneration zone, the catalyst is brought into contact with an oxygen-containing gas, preferably air, supplied by a regenerator air blowing device or compressor (see reference number 46 in Fig. 2). The air supplied by this blowing device will normally be at an absolute pressure of 1.4-4.9 kg/cm and supplied in a quantity of 11-13 kg/kg of coke which is burned from the catalyst. The air supply rate is varied in order to maintain the regeneration zone at a temperature in the range of 40-760°C, at which temperature the material covering the catalyst is burned off to the desired levels of residual coke on the regenerated catalyst. Such levels will generally be in the range of 0.05-0.4% by weight, preferably 0.05-0.15% by weight. After the regeneration, the catalyst is fed back to the riser reactor.

Som folge av det generelt hoye karboninnhold av residufraksjonere som behandles i HOC-enheten, samt dannelse av ytterligere karbon eller koks under krakkingen, vil koksavsetningen på krakkekatalysator en normalt være meget kraftig. Som fo-lge av forbrenning av dette karbon vil vesentlige varmemengder utvikles under regene- • rering av krakkekatalysatoren, hvilken varmemengde gjenvinnes som hoytrykksdamp via en indirekte varmeveksling, fortrinnsvis ved et absolutt trykk på 540-190 kg/cm 2 ved å innfore kokermatevann til dampspiraler eller ror anordnet inne i regenereringssonen (se-hen-visningstallene 50, 51 og 52 i fig. 2). I de fleste tilfeller vil dampspiralene være forbundet med en passende flash-kjele og hjelpe-utstyr (ikke vist). As a result of the generally high carbon content of residue fractions treated in the HOC unit, as well as the formation of additional carbon or coke during cracking, the coke deposit on the cracking catalyst will normally be very strong. As a result of burning this carbon, significant amounts of heat will be developed during regeneration • of the cracking catalyst, which amount of heat is recovered as high-pressure steam via an indirect heat exchange, preferably at an absolute pressure of 540-190 kg/cm 2 by introducing boiler feed water to steam coils or paddles arranged inside the regeneration zone (see reference numbers 50, 51 and 52 in Fig. 2). In most cases the steam coils will be connected to a suitable flash boiler and auxiliary equipment (not shown).

Den således fremstilte hoytrykksdamp anvendes i ekspansjonstur-biner generelt betegnet med henvisningstall 3, anvendt for gasskomprimering som er nodvendig for utvinning av olefinene. I et integrert petrokjemisk raffineri så som vist i fig. 2 og som senere beskrevet, vil hoytrykksdampmengden fra regenereringssonen i HOC-enheten være tilstrekkelig til å tilveiebringe i det minste en vesentlig del av energibehovet som er nodvendig for gasskomprimering i prosessen og vil generelt tilveiebringe ca to tredjedeler av dette behov, regnet i vektstromhastighet av den dannede damp og ekspandert i kompressorturbindrivanordningene. Med betegnelsen "gasskomprimeringsenergi"■ menes den totale energi anvendt ved komprimering av pyrolyseavlopsgassen til de nodvendige trykk for olefingjenvinning i tillegg til kjolekomprimeringen som er nodvendig for å avkjole pyrolyseavlopet for å erholde produktsepa-rasjon ved fraksjonering. Generelt vil komprimeringsenergien The high-pressure steam produced in this way is used in expansion turbines generally denoted by the reference number 3, used for gas compression which is necessary for the extraction of the olefins. In an integrated petrochemical refinery as shown in fig. 2 and as described later, the amount of high-pressure steam from the regeneration zone in the HOC unit will be sufficient to provide at least a significant part of the energy demand that is necessary for gas compression in the process and will generally provide about two-thirds of this demand, calculated in weight flow rate of the formed steam and expanded in the compressor turbine drives. By the term "gas compression energy"■ is meant the total energy used when compressing the pyrolysis waste gas to the necessary pressures for olefin recovery in addition to the mantle compression which is necessary to cool the pyrolysis waste in order to obtain product separation by fractionation. In general, the compression energy will

som er nodvendig for disse formål bli likt delt mellom komprimering av avlopsgassen og kjolekomprimeringen. Hoytrykksdampen kan drive turbogeneratorer og derved indirekte tilveiebringe den nodvendige gasskompresjonsenergi via elektromekaniske anordninger, imidlertid er det foretrukket at dampturbinene driver kompressorene direkte. which is necessary for these purposes be equally divided between the compression of the waste gas and the dress compression. The high-pressure steam can drive turbogenerators and thereby indirectly provide the necessary gas compression energy via electromechanical devices, however it is preferred that the steam turbines drive the compressors directly.

En vesentlig del av dampen som ekspanderes gjennom turbinene kondenseres og resirkuleres gjennom et kokerfodevannssystem. Fortrinnsvis ekspanderes en del av denne damp ytterligere for å re-dusere trykket til et absolutt trykk på ca 7-14 kg/cm for an-; vendelse som fortynningsdamp for hydrokarbontilforselsmateriale til pyrolysesonen 4. A significant part of the steam that is expanded through the turbines is condensed and recycled through a boiler feed water system. Preferably, part of this steam is further expanded to reduce the pressure to an absolute pressure of about 7-14 kg/cm for an-; return as dilution steam for hydrocarbon feed material to the pyrolysis zone 4.

En krakket naftafraksjon, skilt fra det katalytisk krakkede avlop som forlater HOC-enheten, kan fores direkte til pyrolysesonen 5, imidlertid vil fraksjonen normalt inneholde olefiniske materialer som har en tendens til å danne-koks og/eller polymerisere en betydelig grad under pyrolyseomdanneisen. Fortrinnsvis hydrogeneres den krakkede naftafraksjon, slik som vil bli beskrevet i det etter-følgende. Deretter blandes den krakkede naftafraksjon med fortynningsdamp fra ekspansjonsturbinene og innfores deretter til pyrolysesonen 5, som vil bli beskrevet nærmere i forbindelse med fig. 2. A cracked naphtha fraction, separated from the catalytically cracked effluent leaving the HOC unit, may be fed directly to the pyrolysis zone 5, however, the fraction will normally contain olefinic materials which tend to coke and/or polymerize to a significant degree during pyrolysis conversion. Preferably, the cracked naphtha fraction is hydrogenated, as will be described in the following. The cracked naphtha fraction is then mixed with dilution steam from the expansion turbines and then introduced into the pyrolysis zone 5, which will be described in more detail in connection with fig. 2.

Termisk krakket avlop fra pyrolysesonen blir deretter avkjolt og fores til en prosessgasskompresjonssone 6 og komprimert til et absolutt trykk på 205-400°C, for å muliggjore fraksjonering av produktene. Separering av; hydrogen, brenngasser, etan, propan, blandede C^forbindelser, samt produkter innbefattende etylen og propylen utfores i en produktutvinningssone 7 ved kjente avkjol- 'ings- og separasjonstrinn. En typisk separasjonsprosess er beskrevet i "Chemical Week", November 13 1965, sidene 77-80. Thermally cracked effluent from the pyrolysis zone is then cooled and fed to a process gas compression zone 6 and compressed to an absolute pressure of 205-400°C, to enable fractionation of the products. Separation of; hydrogen, fuel gases, ethane, propane, mixed C^ compounds, as well as products including ethylene and propylene are carried out in a product extraction zone 7 by known cooling and separation steps. A typical separation process is described in "Chemical Week", November 13 1965, pages 77-80.

I en foretrukket utforelsesform utfores den integrerte prosessIn a preferred embodiment, the integrated process is carried out

i henhold til det folgende eksempel.according to the following example.

Under henvisning til fig. 2 innfores 31 300 kg/time av saltet petroleumråolje inneholdende 2,6 vektprosent svovel gjennom rorledningen 25 til den termiske destillasjonssone 26. En toppgass-fraksjon omfattende i det vesentlige C^og C^parafinhydrokarboner fjernes gjennom rorledningen 27. En direkte avgått naftafraksjon som koker i området 30-230°C fjernes fra destillasjonssonen via rørledningene 29 og 34 og fores til pyrolysesonen 35. En lett gassoljefraksjon kokende i området 150-340°C fjernes også fra destillasjonssonen og fores gjennom rorledningene 29 og 34 til pyrolysesonen 35. En tung gassoljefraksjon kokende i området 285-540°C fjernes fra den nedre del av destillasjonssonen gjennom rorledningen 30 og hydrogenavsvovles i sonen 31 med hydrogen som innfores gjennom rorledningen 32. For hydrogenavsvovlingen kan det anvendes en kobolt molybden eller aluminiumoksydkatalysator under anvendelse ved en temperatur i området 285-395°C og et absolutt trykk på 14-42 kg/cm 2.Avsvovlet gass fores deretter til pyrolysesonen via rørledningene 33 og 34. Om onsket kan deler av nafta eller gassoljefraksjonene bortledes for andre forhold, imidlertid i det integrerte petrokjemiske raffineri beskrevet heri, er det foretrukket å fore disse fraksjoner til pyrolysesonen i den hensikt å maksimere produksjonen ay olefiner og aromatiske hydrokarboner,, With reference to fig. 2, 31,300 kg/hour of salted petroleum crude oil containing 2.6% by weight of sulfur is introduced through pipe line 25 to the thermal distillation zone 26. An overhead gas fraction comprising essentially C^ and C^ paraffinic hydrocarbons is removed through pipe line 27. A directly departed naphtha fraction which boils in the range 30-230°C is removed from the distillation zone via pipelines 29 and 34 and fed to the pyrolysis zone 35. A light gas oil fraction boiling in the range 150-340°C is also removed from the distillation zone and fed through pipelines 29 and 34 to the pyrolysis zone 35. A heavy gas oil fraction boiling in the range 285-540°C is removed from the lower part of the distillation zone through pipe line 30 and hydrogen is desulphurised in zone 31 with hydrogen introduced through pipe line 32. For the hydrogen desulphurisation, a cobalt molybdenum or aluminum oxide catalyst can be used using a temperature in the range of 285- 395°C and an absolute pressure of 14-42 kg/cm 2. Desulphurised gas is then fed to pyrolysis nen via pipelines 33 and 34. If desired, parts of the naphtha or gas oil fractions can be diverted for other conditions, however, in the integrated petrochemical refinery described herein, it is preferred to feed these fractions to the pyrolysis zone in order to maximize the production of ay olefins and aromatic hydrocarbons, ,

Fra bunnen av den termiske destillasjonssone 26 fjernes 165 700 kg/time av en petroleumresidufraksjon kokende ved ca 190°C gjennom rorledningen 36 og fores via rorledningen 37 til den katalytiske krakkesone 38 i tungoljekrakkeenheten 39. Den katalytiske krakkesone i fig. 2 er vist som en stigereaktor. From the bottom of the thermal distillation zone 26, 165,700 kg/hour of a petroleum residue fraction boiling at about 190°C is removed through the pipeline 36 and fed via the pipeline 37 to the catalytic cracking zone 38 in the heavy oil cracking unit 39. The catalytic cracking zone in fig. 2 is shown as a ladder reactor.

Alternativt kan alt eller en del av residufraksjonen fra den termiske destillasjonssone 36 fores gjennom en opplosningsmiddelav-asfalteringssone, eksempelvis en propanavasfalteringsenhet for å oppnå en avasfaltert olje som deretter innfores i HOC-enheten. Dette trinn vil generelt ikke bli anvendt når asfalten- og metai1-innholdet av residufraksjonen ikke er overdrevet hoyt. Alternatively, all or part of the residue fraction from the thermal distillation zone 36 can be fed through a solvent deasphalting zone, for example a propane deasphalting unit to obtain a deasphalted oil which is then introduced into the HOC unit. This step will generally not be used when the asphaltene and metai1 content of the residue fraction is not excessively high.

Residufraksjonen innfores i den nedre del av stigereaktorenThe residual fraction is introduced into the lower part of the riser reactor

38 ved en temperatur i området 62 - 4oo°C og blandes med 38 at a temperature in the range 62 - 4oo°C and mixed with

sirkulerende, regenert krakkekatalysator og med fluidiserende damp som innfores fra rorledningen 4o med et absolutt trykk på ca. 7 kg/cm . Krakket avlop innbefattende en krakket naftafraksjon forlater stigereaktoren 38 og befris fra katalysatoren i en skillesone 41 og fores deretter opp gjennom syklonene (ikke vist) for gjenvinning via rorledningen 43. circulating, regenerated cracking catalyst and with fluidizing steam which is introduced from the rudder line 4o with an absolute pressure of approx. 7 kg/cm. Cracked effluent including a cracked naphtha fraction leaves the riser reactor 38 and is freed from the catalyst in a separation zone 41 and is then fed up through the cyclones (not shown) for recycling via the rudder line 43.

Katalysator med avsatt koks og innesluttede hydrokarbon fores deretter nedover gjennom skillesonen til strippesonen 42 for fjernelse av innesluttede hydrokarboner, som fores opp med det krakket avlopet. Strippet katalysator fores deretter til regenereringsonen 44 hvor koks og ikke-flyktige hydrokarbon-materialer avbrennes fra katalysatoren med luft som innfores gjennom rorledningen 45 fra en regeneratorluft-blåse-anor.dning 46. Avlopsgasser inneholdende karbonmonoksyd fra regenererings-trinnet utfores av sonen 44 gjennom rorledningen 47 for ytterligere anvendelse og behandling. Catalyst with deposited coke and trapped hydrocarbons is then fed downwards through the separation zone to the stripping zone 42 for removal of trapped hydrocarbons, which is fed up with the cracked effluent. Stripped catalyst is then fed to the regeneration zone 44 where coke and non-volatile hydrocarbon materials are burned off the catalyst with air introduced through pipe line 45 from a regenerator air blowing device 46. Waste gases containing carbon monoxide from the regeneration step are discharged from zone 44 through pipe line 47 for further application and processing.

Varmen som dannes under regenerering fjernes ved å fore koker-matevannet gjennom rorledningen 5o til spiralene 51 anordnet inne i regenereringssonen hvorved det dannes damp ved indirekte varmeoverforing ved et hoyt absolutt trykk på ca. 815 kg/cm 2<x>\ og som fjernes med en hastighet på 295.ooo kg/time gjennom ror-ledningen 52, The heat that is formed during regeneration is removed by feeding the boiler feed water through the rudder line 50 to the spirals 51 arranged inside the regeneration zone, whereby steam is formed by indirect heat transfer at a high absolute pressure of approx. 815 kg/cm 2<x>\ and which is removed at a rate of 295.ooo kg/hour through the rudder line 52,

Krakket avlop fjernet fra HOC-enheten via rorledningen 43 innfores til krakkerfraksjonatoren 53 ved en temperatur på ca. 55o°C og ved et absolutt trykk på 1,4 kg/cm 2. En flyktig toppdamp omfattende hydrogen og parafinhydrokarboner lettere enn C^fjernes fra krakkerfraksjonatoren•via rorledningen 54. I kon-vensjonelle raffineringsoperasjoner ville C ? fraksjonen og lettere materialer anvendes som fabrikkbrennstoff eller komprimeres og fjernes til andre prosessformål. Imidlertid forenes denne strom med toppavlopet i rorledningen 27 fra den termiske destillasjonssone 26 og intergreres til olefinproduksjonen som vil ble beskrevet senere. Cracked sewage removed from the HOC unit via the pipe line 43 is introduced to the cracker fractionator 53 at a temperature of approx. 55o°C and at an absolute pressure of 1.4 kg/cm 2. A volatile overhead vapor comprising hydrogen and paraffinic hydrocarbons lighter than C^is removed from the cracker fractionator•via the pipe line 54. In conventional refining operations, C ? the fraction and lighter materials are used as factory fuel or compressed and removed for other processing purposes. However, this stream is combined with the top effluent in the rudder line 27 from the thermal distillation zone 26 and integrated into the olefin production which will be described later.

■ Dekanteringsolje fjernes fra bunnen av krakkefraksjonatoren■ Decanting oil is removed from the bottom of the stool fractionator

53 via rorledningen 55 og fores fortrinnsvis til den katalytiske 53 via the rudder line 55 and is preferably fed to the catalytic

krakkesone 58 i HOC-enheten via rorledningen 37. Alternativt kan alt eller en del av denne olje fjernes til andre formål, eksempelvis for fremstilling av kjonrok eller hjélpebrennstoff. En "cycle oil" egnet for ytterligere behandling til kommersiell brenselsolje fjernes via rorledningen 56. cracking zone 58 in the HOC unit via the rudder line 37. Alternatively, all or part of this oil can be removed for other purposes, for example for the production of jet fuel or auxiliary fuel. A "cycle oil" suitable for further processing into commercial fuel oil is removed via the rudder line 56.

Hovedproduktet fra HOC-enheten, en krakket naftafraksjon kokende i området 3o - 23o°C fjernes fra krakkerfraksjonatoren via rorledningen 57 med en hastighet på 57.5oo kg/timer og fores til hydrogeneringssonen 58 for metning av olefinene, samt avsvovling i nærvær av en katalysator med hydrogen som tilfores til hydro- . generingssonen. Ytterligere fores ;41.6oo kg/time av en pyrolysebensin fra en nedstromsprosess-kilde, som beskrives senere, gjennom hydrogenbehandlings-sonen 58 for en tilsvarende behandling. Hydrogeneringen tjener til å gjore tilforselsmaterialet klart The main product from the HOC unit, a cracked naphtha fraction boiling in the range of 3o - 23o°C is removed from the cracker fractionator via pipe line 57 at a rate of 57.5oo kg/hour and fed to the hydrogenation zone 58 for saturation of the olefins, as well as desulphurisation in the presence of a catalyst with hydrogen which is supplied to hydro- . the generation zone. Furthermore, 41.6oo kg/hour of a pyrolysis gasoline from a downstream process source, which is described later, is fed through the hydrogen treatment zone 58 for a corresponding treatment. The hydrogenation serves to make the feed material clear

for pyrolytisk omdannelse ved metning av olefiner partiell metning av aromatiske forbindelser, samt fjerning av svovel som inneholdes i fraksjonen ved hjelp av hydrogen avsvovling. En vesentlig del av hydrogenet som er nodvendig for hydrogenbehandlingen kan erholdes fra hydrogen dannet i HOC-enheten og som senere utvinnes i produktseparasjonssonen. X for pyrolytic transformation by saturation of olefins, partial saturation of aromatic compounds, as well as removal of sulfur contained in the fraction by means of hydrogen desulphurisation. A significant part of the hydrogen required for the hydrogen treatment can be obtained from hydrogen formed in the HOC unit and which is later extracted in the product separation zone. X

Hydrogeneringen utfores generelt i en eller flere trinn ved temperaturer i området 23o-425°C og. absolutt trykk i området 7 - lo5 kg/cm<2>. Foretrukkede hydrogenerings-katalysatorer omfatter en eller flere hydrogenerings-metaller oppebåret på et egnet bærermateriale. Oksyder eller sulfider av molybden, wolfram, kobolt, nikkel og jern oppebåret på slike bærere såsom aluminiun-oksyd og silisiumoksyd-aluminiumoksyd anvendes. De mest fore-trukne katalysatorer er koboltmolybdat og aluminiumoksyd og nikkelmolybdat på aluminiumoksyd. Katalysatoren kan anvendes i form av et fast sjikt eller et svevesjikt. Væskefase eller blandede fasebetingelser kan anvendes. Romhastighetene er 1 - 15 volumdeler tilf orselsmateriale pr.. volum-^ei katalysator pr. time og hydrogentilsetnings-forholdene ligger i området o,ol2 - o, 475 standard ni/l. Et antall hydrogenbehandlings-prosesser med varierende betingelser er åpenbart i "Hydrocarbon The hydrogenation is generally carried out in one or more stages at temperatures in the range 23o-425°C and. absolute pressure in the range 7 - lo5 kg/cm<2>. Preferred hydrogenation catalysts comprise one or more hydrogenation metals supported on a suitable support material. Oxides or sulphides of molybdenum, tungsten, cobalt, nickel and iron supported on such supports as aluminum oxide and silicon oxide-aluminum oxide are used. The most preferred catalysts are cobalt molybdate and aluminum oxide and nickel molybdate on aluminum oxide. The catalyst can be used in the form of a solid layer or a suspended layer. Liquid phase or mixed phase conditions can be used. The space velocities are 1 - 15 volume parts of feed material per volume-^ei of catalyst per hour and the hydrogen addition ratios are in the range o.ol2 - o.475 standard ni/l. A number of hydrotreating processes with varying conditions are disclosed in "Hydrocarbon

Processing" (Sept. 1972, sidene 15o-184).Processing" (Sept. 1972, pages 15o-184).

En hydrogenert naftafraksjon inneholdende i det vesentligeA hydrogenated naphtha fraction containing substantially

Cr parafinhydrokarboner fjernes fra hydrogeneringssonen og fores via rorledningen 59 til pyrolysesonen 35 med en hastighet på 15.9oo kg/time. Cr paraffin hydrocarbons are removed from the hydrogenation zone and fed via the rudder line 59 to the pyrolysis zone 35 at a rate of 15.9oo kg/hour.

En hydrokarbons tr orn inneholdende nafta og aromatiske forbindelser fraskilles i hydrogeneringssonen 58 og fores'gjennom rorledningen 60til en aromat-^ekstraksjons- og separasjonssone 61, hvori typisk kan anvendes opplosningerismiddel-ekstraksjon hvor det som opplosningsmiddel kan anvendes etylenglykol, furfural eller, dimetylformamid. Produktseparasjonen i ekstraksjonssonen 61 A hydrocarbon stream containing naphtha and aromatic compounds is separated in the hydrogenation zone 58 and fed through the pipeline 60 to an aromatic extraction and separation zone 61, in which solvent ice extraction can typically be used, where ethylene glycol, furfural or dimethylformamide can be used as a solvent. The product separation in the extraction zone 61

gir 17.7oo kg/time benzen, lo.9oo kg/time toluen og 5.45o kg/time xylen. 47.2oo kg/time av parafinraffinatet som erholdes fra aromatekstraksjonen fores deretter gjennom rorledningen 62 og 59 til pyrolysesonen 35. gives 17.7oo kg/hour benzene, lo.9oo kg/hour toluene and 5.45o kg/hour xylene. 47.2oo kg/hour of the paraffin raffinate obtained from the aromatics extraction is then fed through pipe lines 62 and 59 to the pyrolysis zone 35.

Pyrolysesonen 35 inneholder pyrolyseovner tilpasset for damp-krakking av hydrokarboner varierende fra lette parafinoljer til gassoljer til å gi - C. olefiner. I fig. 2 blir pyrolyse-tilforselsstrommen, som tidligere beskrevet, blandet med 14o.6oo kg/time fortynningsdamp fra rorledningens 63 ved absolutt trykk pa ° ca. 9,5 kg/cm 2. Slik damp er erholdt fra utlopet av gasskompressor-turbinene, som beskrevet senere. Fortynnings-forholdene er0,6 kg damp pr. kilo naftatilforsels-materiale og o,75 kg damp pr. kilo gassoljetilforsels-materiale. Det må forstås at de individuelle ovner inne i pyrolysesonen kan med hensyn til detaljeutforming variere i en viss grad for å passe de enkelte, aktuelle tilforselsmaterial-strommer. Typisk vil en pyrolyseovn inneholde konveksjonsvarme-spiraler i"hvilke tilforselsmaterialet forvarmes til en temperatur så hoy som 55o°C og bestrålingsseksjoner i hvilket det forvarmede tilforselsmateriale omdannes til olefiner i nærvær av fortynningsstrommen ved en temperatur i området 78o - lloo°C avhengig av det an-vendte tilforselsmaterialet og den onskede produktblanding. Opjjholdstiden for hydrokarbonen i ovnene er lav, generelt i området o,2 - 2 s og den kan være så kort som o,ol s. The pyrolysis zone 35 contains pyrolysis furnaces adapted for the steam cracking of hydrocarbons varying from light paraffinic oils to gas oils to give - C. olefins. In fig. 2, the pyrolysis feed stream, as previously described, is mixed with 14o.6oo kg/hour of dilution steam from the pipe line 63 at an absolute pressure of ° approx. 9.5 kg/cm 2. Such steam is obtained from the outlet of the gas compressor turbines, as described later. The dilution conditions are 0.6 kg steam per kilo of naphtha supply material and o.75 kg of steam per kilos of gas oil supply material. It must be understood that the individual furnaces inside the pyrolysis zone can vary in terms of detail design to a certain extent in order to suit the individual feed material streams in question. Typically, a pyrolysis furnace will contain convection heating coils in which the feed material is preheated to a temperature as high as 55o°C and irradiation sections in which the preheated feed material is converted to olefins in the presence of the dilution stream at a temperature in the range of 78o - 100°C depending on the -turned the feed material and the desired product mixture The residence time for the hydrocarbon in the furnaces is low, generally in the range o.2 - 2 s and it can be as short as o.ol s.

Termisk krakket avlop inneholdende C~- C. olefiner, pyrolysebensin, pyrolyseolje, hydrogen og lettere parafiner fores fra pyrolysesonen gjennom rorledningen 64 til kjolesonen 65 hvor avlopet rask avkjoles til en temperatur i området 31o - 55o°C, avhengig av pyrolysetilforsels-materialet. Kokermatevann innfores til kjolesonen og fores i indirekte varmeveksling med det termisk krakkete avlop til å gi 246.ooo kg/time damp ved et absolutt trykk på ca. lo5 kg/cm 2, som fjernes gjennom rorledningen 66. Thermally cracked waste water containing C~-C. olefins, pyrolysis petrol, pyrolysis oil, hydrogen and lighter paraffins is fed from the pyrolysis zone through the pipe line 64 to the skirt zone 65 where the waste water is quickly cooled to a temperature in the range 31o - 55o°C, depending on the pyrolysis feed material. Boiler feed water is introduced into the jacket zone and fed in indirect heat exchange with the thermally cracked waste water to produce 246,000 kg/hour of steam at an absolute pressure of approx. lo5 kg/cm 2, which is removed through the rudder line 66.

Termisk krakket avlop fores fra kjolesonen 65 gjennom rorledningen 67 til en avlopsfraksjonator 68 hvori en pyrolyseoljebunn- c fraksjon fjernes og fores til den katalytiske krakkesone 38 i tungoljekrakke-enheten 39 i en mengde på 19.5oo kg/time gjennom rorledningen 69,-36 og 37. En toppfraksjon inneholdende det olje-befridde, termisk krakkete avlop utvinnes fra avlopsfraksjona-toren gjennom rorledningen 7o ved et manometertrykk på ca. Thermally cracked sewage is fed from the dressing zone 65 through the pipeline 67 to an effluent fractionator 68 in which a pyrolysis oil bottom c fraction is removed and fed to the catalytic cracking zone 38 in the heavy oil cracking unit 39 in a quantity of 19.5oo kg/hour through the pipeline 69,-36 and 37 A top fraction containing the oil-free, thermally cracked effluent is extracted from the effluent fractionator through the pipe line 70 at a manometer pressure of approx.

o,5 kg/cm 2og blandes med lette hydrokarboner som kommer fra rørledningene 27 og 54. Den kombinerte avlopsstrom fores deretter gjennom rorledningen 27 til en prosessgass komprimerings-one 71 hvor absolutt-trykket heves fra o,5 kg/cm 2 til 38,5 k</>g/ cm 2 , i den hensikt a o fremme separasjon av produktet. En pyro/l<y>se<->bensinstrom . inneholdende aromatiske forbindelser, i det vesentlige aromatiske hydrokarboner såsom benzen, toluen og xylener, skilles fra det kombinerte avlop i gasskomprimeringssonen 71 o.5 kg/cm 2 and mixed with light hydrocarbons coming from pipelines 27 and 54. The combined waste stream is then fed through pipeline 27 to a process gas compression unit 71 where the absolute pressure is raised from o.5 kg/cm 2 to 38, 5 k</>g/ cm 2 , in order to promote separation of the product. A pyro/l<y>se<->petrol stream . containing aromatic compounds, essentially aromatic hydrocarbons such as benzene, toluene and xylenes, are separated from the combined effluent in the gas compression zone 71

og fores gjennom rorledningen 72 til den tidligere beskrevne hydrogenbehandlingssone 58. and is fed through the rudder line 72 to the previously described hydrogen treatment zone 58.

Etter kompresjon og fjernelse av pyrolysebensin fores det kombinerte avlop gjennom rorledningen 73 gjennom en sur gass-separasjonssone 74 for fjernelse av karbondioksyd og karbon-:sulfid og deretter gjennom rorledningen 75 til torkesonen After compression and removal of pyrolysis gasoline, the combined effluent is fed through pipeline 73 through an acid gas separation zone 74 for the removal of carbon dioxide and carbon sulphide and then through pipeline 75 to the drying zone

76 og deretter gjennom rorledning 77 til kjolesonen' 78 hvor avlopsstrommen avkjoles ved avkjoling tilveiebrakt av kjole-kompressoren 79. Hydrogen fjernes fra kjolesonen 78 gjennom rorledningen 8o i en mengde på 3.12o kg/time. Dette hydrogen-utnyttes i hydrogeneringssonen 58, hydrogenavsvovlingssonen 31 og kan ytterligere anvendes for avsvovling av fyringsolje 76 and then through rudder line 77 to the dress zone' 78 where the effluent stream is cooled by cooling provided by the dress compressor 79. Hydrogen is removed from the dress zone 78 through the rudder line 8o in a quantity of 3.12o kg/hour. This hydrogen is used in the hydrogenation zone 58, the hydrogen desulphurisation zone 31 and can further be used for the desulphurisation of heating oil

utskilt i krakkerfraksjonatoren 53.separated in the cracker fractionator 53.

Avkjolt pyrolyseavlop fores deretter gjennom rorledningen 81-til produktseparasjons-sonen 82 hvor 69.ooo kg/time etylen, 36.7oo kg/time propylen og 41.3oo kg/time av blandede hydrokarboner separeres ved fraksjonering og gjenvinnes som prosessens produkter. Ytterligere fjernes 17.2oo kg/time etan og 6.55o kg/ time propan fra produktgjenvinnings-sonene og resirkuleres via rorledningen 83, 59, 33 og 34 til pyrolysesonen 35. En rest-strom av pyrolysebensin fjernes også gjennom rorledningen 84 Cooled pyrolysis effluent is then fed through pipeline 81 to the product separation zone 82 where 69,000 kg/hour of ethylene, 36,700 kg/hour of propylene and 41,300 kg/hour of mixed hydrocarbons are separated by fractionation and recovered as the products of the process. Furthermore, 17.2oo kg/hour of ethane and 6.55o kg/hour of propane are removed from the product recovery zones and recycled via pipelines 83, 59, 33 and 34 to the pyrolysis zone 35. A residual flow of pyrolysis gasoline is also removed through pipeline 84

og fores til hydrogenbehandlingssonen 58.and fed to the hydrogen treatment zone 58.

En foretrukket utforelsesform av det totale energibegrep for oppfinnelsen angis i. det folgende. A preferred embodiment of the total energy concept for the invention is stated in the following.

Under henvisning til fig. 3,som viser dampintergrering i olefin-produksjon fra råolje, er behandlingssonene de samme som beskrevet under henvisning til fig. 2, imidlertid er . mange av sammenknytningsrorledningene utelatt for oversiktens skyld. With reference to fig. 3, which shows steam integration in olefin production from crude oil, the treatment zones are the same as described with reference to fig. 2, however, is . many of the connecting rudder wires omitted for clarity.

I IN

Damp med et hoyt absolutt trykk på lo5 kg/cm 2 utvinnes fra regeneringssonen 44 i HOC-enheten 39, slik som tidligere beskrevet, og fores i en mengde på 295.ooo kg/time via rorledningen 52 til en hoytrykks dampsamletank betegnet med henvis-ningsnummeret 85. •Ytterligere gjenvinnes 245.9oo kg/time damp med et absolutt trykk pa lo5 kg/cm 2fra kjolesonen 65 og fores via rorledningen 66 til hoytrykks-dampfordelertanken 85. Steam with a high absolute pressure of lo5 kg/cm 2 is extracted from the regeneration zone 44 in the HOC unit 39, as previously described, and fed in a quantity of 295.ooo kg/hour via the rudder line 52 to a high-pressure steam collection tank denoted by reference process number 85. •Furthermore, 245.9oo kg/hour of steam with an absolute pressure of lo5 kg/cm 2 is recovered from the skirting zone 65 and fed via pipe line 66 to the high-pressure steam distribution tank 85.

Da avgassen produsert ved oksydasjon av koks i HOC-enhetens regeneringssone normalt vil inneholde en betydelig mengde karbonmonoksyd, fores avlopsgassen til CO-kokeren 48 og brennes ved hjelp av et brennstoff med hoyt kaloriinnhold, As the waste gas produced by the oxidation of coke in the HOC unit's regeneration zone will normally contain a significant amount of carbon monoxide, the waste gas is fed to the CO boiler 48 and burned using a fuel with a high caloric content,

såsom gjenvunnet fyringsgass for å generere hoytrykksdamp fra kokermatevann. Alt eller en del av den således erholdte damp kan anvendes for å tilfredsstille det gjenværende energibehov for prosessen ved å tilveibringe den energi som er nodvendig for regenereringsluft-blåse~anordningen, eller eksporteres som et such as recovered combustion gas to generate high-pressure steam from boiler feedwater. All or part of the steam thus obtained can be used to satisfy the remaining energy demand for the process by providing the energy necessary for the regeneration air-blowing device, or exported as a

i in

produkt fra prosessen. Folgelig gjenvinnes 295.000kg/time damp ved et absolutt trykk på lo5 kg/cm 2 fra CO-kokekjelen 48 og avleveres gjennom rorledningen 49 til hoytrykks-damp-forrådskjelen 85. product from the process. Consequently, 295,000 kg/hour of steam is recovered at an absolute pressure of lo5 kg/cm 2 from the CO cooking boiler 48 and delivered through the rudder line 49 to the high-pressure steam storage boiler 85.

45.4oo kg/time hoytrykksdamp fra forrådskjelen 85 fores gjennom rorledningen 86<p>g ekspanderes gjennom turbinen 87 som driver regeneringsluft-blåseanordningen 46. Damp som avgis fra turbinen 87 fores tilbake via rorledningen 92 til kokermatevann-gjen-vinnings-systemet 93 hvor den kondenseres, behandles og opp-komprimeres for fordeling gjennom egnede rørledninger (ikke vist) til de tidligere beskrevne genereringssoner. 45.4oo kg/hour of high-pressure steam from the storage boiler 85 is fed through the rudder line 86<p>g is expanded through the turbine 87 which drives the regeneration air blowing device 46. Steam emitted from the turbine 87 is fed back via the rudder line 92 to the boiler feedwater recovery system 93 where it is condensed, processed and compressed for distribution through suitable pipelines (not shown) to the previously described generation zones.

Hoytrykksdamp fores på lignende måte fra forrådskjelen 85 gjennom rorledningen 88 i en mengde på 127.5oo kg/time til kjolesoneturbinene 89, som er mekanisk forbundet med frysekom-pressorer med lukket kretslop, generelt betegnet med henvisnings-nummeret 79. High pressure steam is similarly fed from the storage boiler 85 through the rudder line 88 at a rate of 127.5oo kg/hour to the skirt zone turbines 89, which are mechanically connected to closed circuit refrigeration compressors, generally designated by the reference number 79.

/ / Damp avgitt fra disse turbiner fores også tilbake gjennom ror-/ ledningen 92 til f6devanns-gjenvinnings-systemet 93. j / / Steam emitted from these turbines is also fed back through the steering line 92 to the feed water recycling system 93. j

3o7.5oo kg/time hoytrykksdamp fores fra forrådskjelen 58 gjennom rorledningen 9o til prosessgass-turbinen 91, som mekanisk er koblet til prosesskompressoren 71. En mindre del av denne damp fores tilbake gjennom rorledningen 92 i en mengde på 7o.3oo kg/time til f6devahnds-gjenvinnings-systemet 93. Da hoytrykksdamp fremstilles i regenereringsonen 44, kjolesonen.• 65 og CO-forbrenningskjelen 48 er et overskudd av damp i forhold 3o7.5oo kg/hour high-pressure steam is fed from the storage boiler 58 through the rudder line 9o to the process gas turbine 91, which is mechanically connected to the process compressor 71. A smaller part of this steam is fed back through the rudder line 92 in an amount of 7o.3oo kg/hour to f6devahnds recovery system 93. As high pressure steam is produced in the regeneration zone 44, the dress zone.• 65 and the CO combustion boiler 48 there is an excess of steam in relation to

til prosessens gasskompresjons-energibehov og den energi som er nodvendig for regeneringsluftblåse-enheten, hvilket overskudd utgjor 355.000 .kg/time hoytrykksdamp som via rorledningen 85 to the gas compression energy demand of the process and the energy required for the regeneration air blower unit, which surplus amounts to 355,000 .kg/hour of high-pressure steam which via the rudder line 85

og 96 utfores som et produkt fra prosessen.and 96 is carried out as a product of the process.

En vesentlig del av dampen som fores inni turbinen 91 ekspanderes delvis til et midlere absolutt trykk på ca. 31,5 kg/cm 2 og fores gjennom rorledningen 94 i en mengde på 237.000 kg/time"til en forrådskjele 95 for damp under moderat trykk. Det vil forstås at en tilsvarende dampmengde ekspandert til et middels trykk kan av<g>is fra hvilken som helst av hoytrykksdamp-turbinene i henhold til de aktuelle spesifikke betingelser. A significant part of the steam that is fed inside the turbine 91 is partially expanded to a mean absolute pressure of approx. 31.5 kg/cm 2 and is fed through the rudder line 94 in a quantity of 237,000 kg/hour" to a storage boiler 95 for steam under moderate pressure. It will be understood that a corresponding amount of steam expanded to a medium pressure can be removed from any of the high pressure steam turbines according to the specific conditions involved.

Dampmengde på 95.ooo kg/time fra forrådstanken 95 trykkreduseres til et absolutt trykk på ca. lo,5 kg/cm gjennom ventilen 97 The amount of steam of 95.ooo kg/hour from the storage tank 95 is pressure reduced to an absolute pressure of approx. lo.5 kg/cm through valve 97

og kombineres med 45.3oo kg/time damp fra rorledningen 98,som er produsert med nesten det samme trykk i krakk-fraksjonerings-kokeren 99, som fjerner varme fra det katalytiske krakkede avlop ved resirkulering av fraksjonatorens bunninnhold. De kombinerte dampstrommer fores gjennom rorledningen 63 til pyrolysesonen 35 for anvendelse som prosessfortynningsdamp. and is combined with 45.3oo kg/hour of steam from the rudder line 98, which is produced at almost the same pressure in the cracked fractionation boiler 99, which removes heat from the catalytic cracked effluent by recycling the bottom contents of the fractionator. The combined steam streams are fed through the pipe line 63 to the pyrolysis zone 35 for use as process dilution steam.

Den gjenværende damp ved middels trykk avgis gjennom rorledningené 95 og loo for andre interne prosessanvendelser, såsom drift av pumper, prosessoppvarming og fluidiseringsdamp for HOC-enheten. Således tilveiebringer prosessen i henhold til foreliggende oppfinnelse en måte for omdannelse av tunge hydrokarboner til olefiner og aromatiske forbindelser. Helråolje og petroleumfraksjonene som inneholder vesentlige mengder svovel og metaller kan omdannes til onskelige produkter, såsom etylen, propylen, benzen, toluen og xylener..Tungoljekrakke-prinsippet i henhold til foreliggende oppfinnelse er enestående ved at et residium inneholdende hydrokarbon kan omdannes og behandles til et tilforselsmateriale egnet for pyrolytisk omdannelse til olefiner i nærvær av damp. Prosessen i henhold til fremgangsmåten ifolge foreliggende oppfinnelse er i det vesentlige selvforsynt sett fra et energi-balanse-synspunkt. Tungoljekrakke-enheten tilveiebringer store mengder damp som anvendes for å tilveiebringe en vesentlig del av prosessens gasskompresjonsenergi. I det petrokjemiske raffineri hvori foreliggende fremgangsmåte er anvendt, tilveie-bringes all den interne gasskompresjons-energi og varmebehov for prosessen for tungoljekrakkeenheten og fra kjolesonen som folger etter pyrolysesonen, og vesentlige mengder hoytrykks- The remaining steam at medium pressure is discharged through the rudder line 95 and loo for other internal process uses, such as operation of pumps, process heating and fluidization steam for the HOC unit. Thus, the process according to the present invention provides a way of converting heavy hydrocarbons into olefins and aromatic compounds. Whole crude oil and the petroleum fractions containing significant amounts of sulfur and metals can be converted into undesirable products, such as ethylene, propylene, benzene, toluene and xylenes. The heavy oil cracking principle according to the present invention is unique in that a residue containing hydrocarbon can be converted and processed into a feed material suitable for pyrolytic conversion to olefins in the presence of steam. The process according to the method according to the present invention is essentially self-sufficient from an energy balance point of view. The heavy oil cracking unit provides large quantities of steam which is used to provide a significant part of the process's gas compression energy. In the petrochemical refinery in which the present method is used, all the internal gas compression energy and heat demand for the process is provided for the heavy oil cracking unit and from the cooling zone that follows the pyrolysis zone, and significant amounts of high pressure

damp avgis som et produkt av prosessen. Tilforselsmaterialet til tungoljekrakke-enheten kan resirkuleres til det er opp- steam is emitted as a product of the process. The feed material to the heavy oil cracking unit can be recycled until it is

brukt eller en del av det resirkulerte materialet kan anvendes som fabrikkbrennstoff. Hydrogenmengden nodvendig for å mette used or part of the recycled material can be used as factory fuel. The amount of hydrogen required to saturate

. og avsvovle de forskjellige mellomfraksjoner fremstilt i henhold til foretrukket utforelsesform er meget mindre enn den hydrogen- . and desulphurise the various intermediate fractions produced according to the preferred embodiment is much smaller than the hydrogen-

mengde som ville være nodvendig for å underholde en hydrogen-krakke-enhet og tilhorende hydrogenavsvovlings-enhet. amount that would be required to maintain a hydrogen cracking unit and associated hydrogen desulfurization unit.

Claims

1. Process for the production of olefinically unsaturated hydrocarbons, characterized by ...the following steps: (a) introducing a hydrocarbon feedstock comprising a petroleum residue to a catalytic cracking zone of a heavy oil cracking unit in the presence of fluidized cracking catalyst under cracking conditions to produce a catalytic cracked effluent comprising a cracked naphtha fraction; (b) regenerating the fluidized cracker catalyst in heavy-duty .stool unit regeneration zone, (c) produce high-pressure steam in the regeneration zone by indirect heat exchange, (d) feeding the cracked naphtha fraction to a pyrolysis zone and thermally cracking the fraction to give a thermally cracked effluent containing olefinically unsaturated hydrocarbons; (e) expanding the high pressure steam from step (c) to provide at least a portion of the necessary gas compression energy for recovery of olefinically unsaturated hydrocarbons, and (f) recovering the olefinically unsaturated hydrocarbons.

2. Method according to claim 1, characterized in that at least part of the high-pressure steam is mixed with the cracked naphtha fraction which is fed to the pyrolysis zone.

3. Method according to claim 1, characterized in that the catalytic cracking zone includes a transfer reactor (transfer line reactor) and that a zeolite catalyst is used as cracking catalyst.

4. Method according to claim 1, characterized in that olefinically unsaturated hydrocarbons with 2 - 4 carbon atoms are extracted.

5. Method according to claim 1, characterized in that crude petroleum oil is used as feed material.

6. Method according to claim 1, characterized in that a petroleum residue containing fraction is used as hydrocarbon feed material.

7. Method according to claim 1, characterized in that a (atmospheric) residue with a boiling point above approx. 315°C.

8. Process for the production of olefinically unsaturated hydrocarbons and aromatic compounds, characterized in that it comprises the following steps; (a) introduce a hydrocarbon feedstock containing a petroleum residue into a catalytic cracking zone of a heavy oil cracking unit in the presence of a fluidized cracking catalyst to provide catalytically cracked effluent comprising a cracked naphtha fraction; (b) feeding the cracked naphtha fraction to a pyrolysis zone at thermal cracking conditions to provide a thermally cracked effluent containing olefinically unsaturated hydrocarbons and aromatic compounds, and (c) recovering the olefinically unsaturated hydrocarbons and aromatic compounds.

9. Method according to claim 8, characterized by (a) that the thermally cracked effluent additionally contains a pyrolysis oil, (b) that the pyrolysis oil is separated from the cracked effluent, and (c) the pyrolysis oil is fed to the catalytic cracking zone in the heavy oil cracking unit.

10 . Method according to claim 8, characterized by (a) that the thermally cracked effluent additionally contains pyrolysis gasoline, (b) that the pyrolysis gasoline is separated from the thermally cracked effluent, (c) that the pyrolysis gasoline is fed to a hydrogen treatment zone, and (d) that a hydrotreated naphtha stream is recovered from the hydrotreating zone and fed to the pyrolysis zone.

11. Procedure according to claim lo, characterized by that (a) a hydrotreated naphtha stream containing aromatics is recovered from the hydrotreating zone and fed to an aromatics extraction zone, and (b) a paraffin raffinate is recovered from the aromatics extraction zone and fed to the pyrolysis zone.

12. Method according to claim 1, in the production of olefinically unsaturated hydrocarbons, . characterized by the steps: (a) introduce a hydrocarbon feedstock containing petroleum residue into a catalytic cracking zone of a heavy oil catalyst cracking unit in the presence of a fluidized cracking catalyst to produce a catalytic cracked effluent comprising a cracked naphtha fraction; (b) regenerating the fluidized cracking catalyst in the heavy oil cracking unit regeneration zone; (c) produce high-pressure steam in the regeneration zone by in-direct heat exchange, (d) feeding the cracked naphtha fraction to a pyrolysis zone to provide a thermally cracked effluent containing olefinically unsaturated hydrocarbons; (e) cooling the thermally cracked effluent in a cooling zone, (f) produce high-pressure steam in the skirt zone by indirect heat exchange, (g) expanding the high pressure steam from steps (c) and (f) to provide the necessary gas compression energy for recovery of olefinically unsaturated hydrocarbons, and (h) recover olefinically unsaturated hydrocarbons.

13. Method according to claim 12, characterized in that part of the expanded high-pressure steam is fed to the pyrolysis zone as dilution steam.

14. Method according to claim 12, characterized by (a) that waste gas is recovered from the regeneration zone and fed to the boiler which is heated by burning the waste gas's carbon monoxide, (b) that high-pressure steam is produced in the boiler which is heated by the combustion of carbon monoxide, and (c) high pressure steam is recovered as a product of the process.