RU2505584C2

RU2505584C2 - Method for prevention of coke formation catalysed by metal

Info

Publication number: RU2505584C2
Application number: RU2011140159/04A
Authority: RU
Inventors: Кит Э. КАУЧ; Кристофер Д. ГОЗЛИНГ
Original assignee: Юоп Ллк
Priority date: 2009-03-04
Filing date: 2010-02-01
Publication date: 2014-01-27
Also published as: JP5607082B2; RU2011140159A; CN102341483B; JP2012519747A; CN102341483A; WO2010101686A3; WO2010101686A2; BRPI1009534A2

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention describes method and device where sulfiding chemical is added to catalytic conversion reactor in order to prevent coke formation catalysed by metal. Method of fluidised-bed catalytic cracking includes delivery of hydrocarbon feed material to reactor; delivery of catalyst to the above reactor; introduction of the above feed material into contact with the above catalyst; delivery of sulfiding chemical which is separated from the feed material upwards in the above reactor; adding of the above sulfiding chemical to the reactor; cracking of the above hydrocarbon feed material with production of hydrocarbon products with less molecular weight; and separation of the above hydrocarbon products from the above catalyst. Device contains, in particular, sulfiding chemical feed line, which is different from hydrocarbon material feed line; it is communicated with riser which is communicated with the reactor.

EFFECT: regulation of coke formation using flow generated in cracking process.

10 cl, 1 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Данное изобретение в общем случае относится к устройству и способу получения желательных продуктов, таких как легкие олефины, в том числе пропилен.This invention generally relates to a device and method for producing the desired products, such as light olefins, including propylene.

Уровень техникиState of the art

Крекинг с псевдоожиженным слоем катализатора (КПСК) представляет собой способ каталитической конверсии углеводородов, реализуемый в результате введения более тяжелых углеводородов в зоне реакции в псевдоожиженном слое в контакт с каталитическим дисперсным материалом. Реакцию при каталитическом крекинге в противоположность гидрокрекингу проводят в отсутствии существенного количества добавленного водорода или потребления водорода. По мере прохождения реакции крекинга на катализаторе образуются отложения существенных количеств высокоуглеродистого материала, называемого коксом, что приводит к получению закоксованного или отработанного катализатора. В емкости реактора от отработанного катализатора отделяют парообразные более легкие продукты. Отработанный катализатор может быть подвергнут десорбированию при использовании инертного газа, такого как водяной пар, в целях десорбирования из отработанного катализатора захваченных углеводородных газов. Высокотемпературная регенерация при использовании кислорода в ходе эксплуатации в зоне регенерации выжигает кокс из отработанного катализатора, который мог быть подвергнут десорбированию. По такому способу могут быть получены различные продукты, в том числе бензиновый продукт и/или легкий продукт, такой как пропилен и/или этилен.Fluidized catalyst cracking (KPSK) is a method for the catalytic conversion of hydrocarbons, implemented by introducing heavier hydrocarbons in the reaction zone in the fluidized bed into contact with the catalytic dispersed material. The catalytic cracking reaction, as opposed to hydrocracking, is carried out in the absence of a significant amount of added hydrogen or hydrogen consumption. As the cracking reaction passes on the catalyst, substantial amounts of high-carbon material called coke are deposited, resulting in a coked or spent catalyst. In the reactor vessel, vaporous lighter products are separated from the spent catalyst. The spent catalyst can be desorbed using an inert gas, such as water vapor, to desorb entrained hydrocarbon gases from the spent catalyst. High-temperature regeneration using oxygen during operation in the regeneration zone burns out coke from the spent catalyst, which could be subjected to desorption. In this way, various products can be obtained, including a gasoline product and / or a light product such as propylene and / or ethylene.

В таких способах могут быть использованы одинарный реактор или двойной реактор. Несмотря на возможность появления дополнительных капитальных затрат вследствие использования устройства двойного реактора один из реакторов может функционировать, обеспечивая соответствие условиям доведения до максимума получения продуктов, таких как легкие олефины, включающие пропилен и/или этилен.In such methods, a single reactor or a double reactor can be used. Despite the possibility of additional capital costs due to the use of a dual reactor device, one of the reactors can function, ensuring compliance with the conditions for maximizing the production of products, such as light olefins, including propylene and / or ethylene.

Зачастую может оказаться выгодным доведение до максимума выхода продукта в одном из реакторов. В дополнение к этому может иметь место желание доведения до максимума получения продукта одного реактора, который может быть отправлен на рецикл обратно в другой реактор для получения желательного продукта, такого как пропилен.Often it may be beneficial to maximize the yield of the product in one of the reactors. In addition to this, there may be a desire to maximize the production of one reactor product, which can be recycled back to another reactor to obtain the desired product, such as propylene.

Основной упор в разработке технологии КПСК в последние несколько лет заключался в доведении до максимума селективности по пропилену. Это подвигло большинство лицензиаров технологии КПСК на разработку предложения технологии КПСК с двойным лифт-реактором, при котором первичное исходное сырье, обычно вакуумный газойль (ВГ), подают в один лифт-реактор, а поток рецикла C_10- или любую его фракцию отправляют на рецикл во вторичный лифт-реактор. Данным образом первичный лифт-реактор и вторичный лифт-реактор могут функционировать в различных режимах для промотирования достижения большинства совокупных селективных результирующих выходов. При типичном функционировании первичный лифт-реактор будет функционировать в менее жестких условиях, чем вторичный лифт-реактор. Вторичный лифт-реактор будет функционировать в намного более жестких условиях для промотирования получения легких олефинов, таких как бутилен, пропилен и этилен, чему благоприятствуют повышенная температура в типичном диапазоне от 538° до 593°C (от 1000° до 1100°F) и пониженное парциальное давление углеводородов, меньшее чем 138 кПа (абсолютное) (20 фунт/дюйм² (абс.)). Исходное сырье для вторичного лифт-реактора может представлять собой материал рецикла КПСК или C₁₀_ материал из других технологических установок.The main emphasis in the development of KPSK technology over the past few years has been to maximize propylene selectivity. This has motivated most KPSS technology licensors to develop a proposal for a KPSS technology with a double elevator reactor, in which primary feedstock, usually vacuum gas oil (SH), is fed into one elevator reactor, and the C _10- recycle stream or any fraction thereof is recycled into the secondary elevator reactor. In this way, the primary elevator reactor and the secondary elevator reactor can operate in various modes to promote the achievement of most of the cumulative selective resulting outputs. In typical operation, the primary elevator reactor will operate under less severe conditions than the secondary elevator reactor. The secondary elevator reactor will operate under much more stringent conditions to promote the production of light olefins such as butylene, propylene and ethylene, which is favored by elevated temperatures in the typical range of 538 ° to 593 ° C (1000 ° to 1100 ° F) and lower hydrocarbon partial pressure of less than 138 kPa (absolute) (20 lbs / inch ² (abs.)). The feedstock for the secondary elevator reactor may be KPSS recycle material or C ₁₀ _ material from other process plants.

Все те, кто поставил технологию двойного лифт-реактора на коммерческую основу, при осуществлении отправления лигроина на рецикл во вторичный лифт-реактор, сталкивались с избыточным коксообразованием во вторичном лифт-реакторе, что у данных способов в результате приводило к получению ограничений по рабочим характеристикам. В известных случаях до того, как установку необходимо было отключать, а кокс удалять, функционирование ограничивалось неделями, а не месяцами функционирования. Таким образом, существует потребность в предложении устройства двойного реактора для каталитического крекинга, которое позволит предотвратить появление избыточного коксообразования во вторичном лифт-реакторе.All those who put the technology of a double elevator reactor on a commercial basis, when sending ligroin for recycling to a secondary elevator reactor, faced excessive coke formation in the secondary elevator reactor, which in these methods resulted in performance limitations. In known cases, before the installation had to be turned off and the coke removed, the operation was limited to weeks, not months of operation. Thus, there is a need for a dual catalytic cracking reactor apparatus that will prevent the occurrence of excessive coke formation in a secondary elevator reactor.

Краткое раскрытие изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Как обнаружили заявители, избыточное коксообразование во вторичном реакторе обуславливается коксообразованием, катализируемым металлом (ККМ). ККМ ингибировано в обычных установках КПСК, поскольку серосодержащие вещества, которые разлагаются с образованием сероводорода в лифт-реакторе КПСК, в достаточной мере присутствуют в углеводородном подаваемом материале для установки КПСК. Сероводород впоследствии пассивирует активные металлы в установке КПСК. Заявители предлагают способ и устройство для добавления сульфидирующего агента в лифт-реактор КПСК или другой реактор при недостаточном присутствии сероводорода для ингибирования ККМ. Серосодержащие вещества в сульфидирующем агенте представлены в виде сероводорода или формируют источник сероводорода в результате либо разложения, либо высвобождения, либо другой химической реакции, что впоследствии приводит к образованию слоя сульфида металла на внутренней металлической поверхности внутренней оснастки реактора. Слой сульфида металла изолирует парофазных предшественников кокса от центров активных металлов на внутренней поверхности, что ингибирует коксообразование.As the applicants have discovered, excessive coke formation in a secondary reactor is caused by metal-catalyzed coke formation (CMC). CMC is inhibited in conventional KPSS installations, since sulfur-containing substances that decompose to form hydrogen sulfide in the KPSS elevator reactor are sufficiently present in the hydrocarbon feed material for the KPSS installation. Hydrogen sulfide subsequently passivates active metals in the KPSS installation. Applicants propose a method and apparatus for adding a sulfidizing agent to a KPSK elevator reactor or other reactor with insufficient hydrogen sulfide to inhibit CMC. Sulfur-containing substances in the sulfidizing agent are presented in the form of hydrogen sulfide or form a source of hydrogen sulfide as a result of either decomposition, release, or another chemical reaction, which subsequently leads to the formation of a metal sulfide layer on the inner metal surface of the reactor's internal equipment. The metal sulfide layer isolates the vapor-phase coke precursors from the centers of active metals on the inner surface, which inhibits coke formation.

Краткое описание чертежаBrief Description of the Drawing

Фигура представляет собой схематический чертеж настоящего изобретения.The figure is a schematic drawing of the present invention.

Подробное описание чертежаDetailed description of the drawing

ККМ характеризуется образованием отложений углеродистых твердых веществ на горячих металлических поверхностях и развивается в способах при более чем 400°C, при этом пиковая скорость формирования волокнистого углерода находится в диапазоне от 550° до 600°C. ККМ может зависеть от термического разложения или каталитической реакции с активными металлами и может оказывать значительное воздействие на ряд коммерческих способов, в том числе каталитический паровой риформинг метана, паровой крекинг парафинового исходного сырья и способы, включающие реакции диспропорционирования монооксида углерода. Как хорошо известно, определенные металлы могут увеличить совокупную скорость образования отложений при ККМ в результате катализирования роста волокнистых и графитовых типов отложений. Наибольшую каталитическую активность при образовании отложений углерода обнаруживают железо, кобальт и никель и сплавы, содержащие данные металлы. Путь совокупной каталитической реакции для ККМ, как представляется, в общем случае заключается в адсорбировании этилена, пропилена или бутилена на металлической поверхности. После этого адсорбированный легкий олефин претерпевает дальнейшее превращение в ходе дегидрирования с образованием ароматики и алкилароматики, которые в дальнейшем конденсируются вплоть до образования кокса.CMC is characterized by the formation of deposits of carbonaceous solids on hot metal surfaces and develops in methods at more than 400 ° C, while the peak rate of formation of fibrous carbon is in the range from 550 ° to 600 ° C. CMC may depend on thermal decomposition or a catalytic reaction with active metals and may have a significant effect on a number of commercial methods, including catalytic steam reforming of methane, steam cracking of paraffin feedstock, and methods involving carbon monoxide disproportionation reactions. As is well known, certain metals can increase the total deposition rate during CMC as a result of catalyzing the growth of fibrous and graphite types of deposits. The greatest catalytic activity in the formation of carbon deposits is detected by iron, cobalt and nickel and alloys containing these metals. The way the combined catalytic reaction for CMC seems to be in the general case is the adsorption of ethylene, propylene or butylene on a metal surface. After this, the adsorbed light olefin undergoes further conversion during dehydrogenation with the formation of aromatics and alkyl aromatics, which subsequently condense up to the formation of coke.

Типичные реакции КПСК протекают в диапазоне от 500° до 600°C, что соответствует пиковой скорости реакции для образования волокнистого углерода. В установке КПСК присутствуют идентифицированные наиболее активные металлы, промотирующие ККМ. Активные углеводородные вещества, которые промотируют образование волокнистого углерода, представляют собой этилен, пропилен и бутилен, которые являются целевыми продуктами для технологий КПСК, производящих большие количества пропилена. Следовательно, как представляется заявителям, проблема коксообразования в способах с участием вторичного лифт-реактора КПСК относится к ККМ.Typical KPSS reactions occur in the range from 500 ° to 600 ° C, which corresponds to the peak reaction rate for the formation of fibrous carbon. The KPSS installation contains the identified most active metals promoting KKM. Active hydrocarbon substances that promote the formation of fibrous carbon are ethylene, propylene and butylene, which are targeted products for KPSK technologies that produce large quantities of propylene. Therefore, it seems to the applicants that the problem of coke formation in processes involving a secondary KPSS elevator reactor relates to KKM.

ККМ исторически не наблюдали при работе КПСК. Большинство установок КПСК перерабатывает разновидности исходного сырья, содержащие значительные количества серы, обычно в диапазоне от 0,1 до 1,0% (масс.). Сера, присутствующая в подаваемом материале для КПСК, разлагается с образованием сероводорода, который адсорбируется на металлической поверхности с образованием слоя сульфида металла, который изолирует газообразных предшественников кокса от центров активных металлов на внутренних поверхностях реактора КПСК, тем самым ослабляя коксообразование. Как установили заявители для потоков рецикла, сероводород, генерированный в результате крекинга первичного подаваемого материала для КПСК, обычно не присутствует в лигроиновом подаваемом материале, отправляемом на рецикл во вторичный лифт-реактор КПСК. Органическая сера в первичных продуктах КПСК предпочтительно распределяется между сероводородом и коксом в продуктах реакции, после этого предпочтительно распределяется в более тяжелые продукты при сохранении в лигроине и сжиженном нефтяном газе (СНГ) минимального количества серы. Во вторичных лифт-реакторах, перерабатывающих лигроин, лигроин может быть в значительной степени лишен загрязняющей серы, что в результате приводит к недостаточному наслаиванию сульфида на металл во вторичном лифт-реакторе с точки зрения предотвращения ККМ. Даже в случае присутствия серы в лигроине, если только она не имеет ту форму, которая будет термически разлагаться с образованием сероводорода, она не будет образовывать слой, пассивирующий активные металлы, которые вносят свой вклад в ККМ.KKM historically was not observed during the work of the KPSK. Most KPSK plants process varieties of feedstock containing significant amounts of sulfur, usually in the range from 0.1 to 1.0% (mass.). Sulfur present in the feed material for KPSS decomposes to form hydrogen sulfide, which is adsorbed on the metal surface to form a metal sulfide layer that isolates gaseous coke precursors from active metal centers on the inner surfaces of the KPSS reactor, thereby weakening coke formation. As applicants have established for recycling streams, hydrogen sulfide generated by cracking the primary feed for KPSK is usually not present in the naphtha feed sent for recycling to the secondary KPSS elevator reactor. Organic sulfur in the primary products of KPSK is preferably distributed between hydrogen sulfide and coke in the reaction products, after which it is preferably distributed in heavier products while maintaining a minimum amount of sulfur in ligroin and liquefied petroleum gas (LPG). In secondary elevator reactors processing naphtha, naphtha can be substantially free of polluting sulfur, which results in insufficient layering of sulfide on the metal in the secondary elevator reactor in terms of preventing CMC. Even if sulfur is present in ligroin, unless it has the form that thermally decomposes to form hydrogen sulfide, it will not form a layer passivating active metals that contribute to CMC.

Заявители предложили добавление сульфидирующего агента в каталитический реактор для предотвращения возникновения хронической проблемы с коксом во вторичном реакторе, обусловленной ККМ. Сульфидирующий агент может представлять собой сероводород или сероорганическое соединение, которое разлагается с образованием сероводорода в среде каталитической конверсии и, в частности, в среде крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора. Сероводород может быть подан в сухом газе, подаваемом во вторичный реактор перед аминовой обработкой. Сероводород также может быть получен в результате добавления коммерчески доступной добавки, захватывающей SO_х, такой как оксид магния-алюминия, обладающий структурой шпинели, в циркулирующий запас катализатора. Добавка адсорбирует SO_X в окислительной среде регенератора и десорбирует сероводород в восстановительной среде стояка реактора. Однако техническая возможность использования добавки SO_X для получения достаточного уровня содержания сероводорода во втором реакторе очень сильно зависит от уровня содержания серы в исходном сырье для первого реактора. Предпочтительно органические источники серы включают коммерчески доступные сульфидирующие агенты, такие как метилсульфиды, подобные диметилсульфиду (ДМС) или диметилдисульфиду (ДМДС), меркаптаны и полисульфиды, которые обычно использовали в промышленной практике в качестве сульфидирующих агентов для установок гидропереработки и пиролизных печей. Данные сероорганические сульфидирующие агенты при крекинге с псевдоожиженным слоем катализатора и в других реакционных средах распадаются с образованием сероводорода. Серосодержащие масла в продукте КПСК, такие как ЛРГ (легкий рецикловый газойль), ТРГ (тяжелый рецикловый газойль) и ОМС (осветленное масло из суспензии), не являются предпочтительными сульфидирующими агентами, поскольку предположительно они не подвергаются эффективному термическому разложению с образованием количеств сероводорода, необходимых для пассивирования активных металлов. Однако в определенных условиях данные тяжелые продукты КПСК могут оказаться эффективными. В определенных условиях эффективными сульфидирующими агентами также могут оказаться и более легкие продукты КПСК, такие как лигроин и СНГ (сжиженный нефтяной газ), если сульфидные соединения из них не удаляют.Applicants have proposed the addition of a sulfidizing agent to a catalytic reactor to prevent chronic problems with coke in the secondary reactor caused by CMC. The sulfidizing agent may be a hydrogen sulfide or an organosulfur compound that decomposes to form hydrogen sulfide in a catalytic conversion medium and, in particular, in a cracked fluidized bed cracking medium. Hydrogen sulfide can be fed in a dry gas fed to a secondary reactor before the amine treatment. Hydrogen sulfide can also be obtained by adding a commercially available SO _x scavenger, such as magnesium oxide with spinel structure, to the circulating catalyst reserve. The additive adsorbs SO _X in the oxidizing medium of the regenerator and desorbs hydrogen sulfide in the reducing medium of the riser of the reactor. However, the technical feasibility of using an SO _X additive to obtain a sufficient level of hydrogen sulfide in the second reactor is very dependent on the level of sulfur in the feed for the first reactor. Preferred organic sulfur sources include commercially available sulfiding agents such as methyl sulfides like dimethyl sulfide (DMS) or dimethyl disulfide (DMDS), mercaptans and polysulfides, which are commonly used in industrial practice as sulfiding agents for hydroprocessing plants and pyrolysis furnaces. These organosulfur sulfidizing agents, when cracked with a fluidized bed of catalyst and in other reaction media, decompose to form hydrogen sulfide. Sulfur-containing oils in the KPSS product, such as LHR (light recycle gas oil), TRH (heavy recycle gas oil) and OMS (clarified suspension oil), are not preferred sulfidizing agents, since they are presumably not subject to effective thermal decomposition to form the quantities of hydrogen sulfide required for passivation of active metals. However, under certain conditions, these heavy KPSS products may be effective. Under certain conditions, lighter KPSS products, such as ligroin and LPG (liquefied petroleum gas), may also be effective sulfidizing agents if sulfide compounds are not removed from them.

Добавление сухого газа, содержащего сероводород, предпочтительно проводят в распределитель газа псевдоожижения или в качестве дисперсионной среды распыления в распределители подаваемого материала для лифт-реактора. Сероорганические сульфидирующие агенты могут быть добавлены в распределитель газа псевдоожижения или предпочтительно в любую точку в системе подаваемого материала выше по потоку от распределителей подаваемого материала. Максимальный уровень содержания серы не ограничивается, но в подходящем случае он находится в диапазоне от 20 до 2000 ч./млн (масс.), а предпочтительно от 50 до 500 ч./млн (масс.) в расчете на количество текучих сред, присутствующих в реакторе. Сульфидирующий агент необходимо добавлять в непрерывном режиме, поскольку начало коксообразования является очень быстрым, и сульфид будет непрерывно адсорбироваться и десорбироваться на активных металлах.The addition of dry gas containing hydrogen sulfide is preferably carried out in a fluidizing gas distributor or as a dispersion dispersion medium in the feed distributors for the elevator reactor. Organosulfur sulfidizing agents may be added to the fluidizing gas distributor, or preferably at any point in the feed system upstream of the feed distributors. The maximum level of sulfur content is not limited, but in a suitable case it is in the range from 20 to 2000 ppm (mass.), And preferably from 50 to 500 ppm (mass.) Based on the amount of fluid present in the reactor. The sulfidizing agent must be added continuously, since the onset of coke formation is very fast, and the sulfide will be continuously adsorbed and desorbed on the active metals.

Настоящее изобретение может быть описано при обращении к четырем компонентам: первичный или первый реактор 10, емкость 60 регенератора, секция 90 фракционирования продуктов и второй реактор 170. Возможным является множество конфигураций настоящего изобретения, в порядке примера в настоящем документе представлен один конкретный вариант осуществления. Попадающими в объем настоящего изобретения считаются все другие возможные варианты осуществления, предназначенные для реализации настоящего изобретения. Например, если первым и вторым реакторами 10, 170 не будут реакторы КПСК, то тогда одна или обе установки, выбираемые из емкости 60 регенератора и секции 90 фракционирования продуктов, могут оказаться необязательными. В дополнение к этому, изобретение может быть реализовано в одном реакторе 170 КПСК.The present invention can be described with reference to four components: a primary or first reactor 10, a regenerator vessel 60, a product fractionation section 90, and a second reactor 170. Many configurations of the present invention are possible, by way of example, one specific embodiment is presented herein. All other possible embodiments for implementing the present invention are considered to be within the scope of the present invention. For example, if the first and second reactors 10, 170 are not KPSK reactors, then one or both plants selected from the regenerator tank 60 and the product fractionation section 90 may not be necessary. In addition to this, the invention can be implemented in a single reactor KPSS.

Фигура демонстрирует первый реактор 10, который может представлять собой реактор КПСК, который включает стояк 12 первого реактора и емкость 20 первого реактора. Труба 14 регенератора катализатора 14 находится в сообщении с расположенным по ходу технологического потока дальше стояком 12 первого реактора в том смысле, что допускается течение материала из трубы 14 регенератора катализатора в стояк 12 первого реактора. Сообщение обозначает, что между перечисленными областями допускается течение материала. Труба 14 регенератора катализатора доставляет регенерированный катализатор из емкости 60 регенератора при расходе, регулируемом контрольным клапаном 16, в стояк 12 реактора через впускное отверстие регенерированного катализатора. Среда псевдоожижения, такая как водяной пар из распределителя 18, стимулирует прохождение потока регенерированного катализатора снизу вверх через стояк 12 первого реактора при относительно высокой плотности. Множество распределителей 22 подаваемого материала, находящихся в сообщении с расположенным по ходу технологического потока дальше стояком 12 первого реактора, нагнетает первый углеводородный подаваемый материал 8, предпочтительно совместно с инертным газом распыления, таким как водяной пар, сквозь текущий поток частиц катализатора, распределяя углеводородный подаваемый материал в стояке 12 первого реактора. После вхождения углеводородного подаваемого материала в контакт с катализатором в стояке 12 первого реактора более тяжелый углеводородный подаваемый материал подвергается крекингу с образованием более легких газообразных продуктов первого крекинга при одновременном образовании на частицах катализатора отложений предшественников кокса конверсии и кокса загрязнителей, что приводит к получению закоксованного катализатора.The figure shows the first reactor 10, which may be a KPSS reactor, which includes a riser 12 of the first reactor and a vessel 20 of the first reactor. The catalyst regenerator pipe 14 is in communication with the riser 12 of the first reactor located downstream of the process stream in the sense that material is allowed to flow from the catalyst regenerator pipe 14 into the riser 12 of the first reactor. The message indicates that between the listed areas the flow of material is allowed. The catalyst regenerator pipe 14 delivers the regenerated catalyst from the regenerator vessel 60 at a flow rate controlled by a control valve 16 to the riser 12 of the reactor through the regenerated catalyst inlet. A fluidization medium, such as water vapor from the distributor 18, stimulates the passage of the regenerated catalyst stream from the bottom up through the riser 12 of the first reactor at a relatively high density. A plurality of feed distributors 22 in communication with the riser 12 of the first reactor located downstream of the process stream pumps the first hydrocarbon feed 8, preferably together with an inert spray gas, such as water vapor, through the current stream of catalyst particles, distributing the hydrocarbon feed in the riser 12 of the first reactor. After the hydrocarbon feed comes into contact with the catalyst in the riser 12 of the first reactor, the heavier hydrocarbon feed is cracked to form lighter gaseous products of the first cracking, while the formation of coke conversion precursors and coke contaminants on the catalyst particles, resulting in a coked catalyst.

Подходящий первый подаваемый материал 8 для первого реактора КПСК представляет собой обычное исходное сырье КПСК и более высококипящее углеводородное исходное сырье. Наиболее часто встречающимся из таких обычных разновидностей исходного сырья является «вакуумный газойль» (ВГ), который обычно представляет собой углеводородный материал, характеризующийся интервалом кипения в диапазоне от 343° до 552°C (от 650° до 1025°F) и полученный в результате вакуумного фракционирования атмосферного остатка. Такая фракция в общем случае характеризуется низким уровнем содержания предшественников кокса и низким загрязнением тяжелыми металлами, что может способствовать загрязнению катализатора. Тяжелое углеводородное исходное сырье, к которому может быть применено данное изобретение, включает тяжелые мазуты из сырой нефти, тяжелую битуминозную сырую нефть, нефть битуминозных сланцев, экстракт нефтеносных песков, деасфальтированный мазут, продукты сжижения угля, отбензиненные нефти атмосферной и вакуумной перегонки. Разновидности тяжелого исходного сырья для данного изобретения также включают смеси из вышеупомянутых углеводородов, и вышеизложенный перечень не является исчерпывающим. Обычно первый подаваемый материал 8 имеет температуру в диапазоне от 140° до 320°C. Кроме того, дополнительные количества подаваемого материала могут быть введены ниже по потоку после начальной точки введения подаваемого материала. Емкость 20 первого реактора находится в сообщении с расположенным по ходу технологического потока раньше стояком первого реактора 12, что означает допущение течения материала из стояка 12 первого реактора в емкость 20 первого реактора. Получающаяся в результате смесь из газообразных углеводородных продуктов и отработанного катализатора продолжает движение снизу вверх через стояк первого реактора 12 и принимается в емкости 20 первого реактора, в которой отработанный катализатор и газообразный продукт разделяются. Пара консолей 24 отделения катализатора от продуктов реакции может обеспечивать тангенциальную и горизонтальную выгрузку смеси из газа и катализатора из верха стояка 12 первого реактора через одно или несколько выпускных отверстий 26 (продемонстрировано только одно) в емкость 28 отделения катализатора от продуктов реакции, которая осуществляет частичное отделение газов от катализатора. Транспортный канал 30 переносит углеводородные пары, в том числе десорбированные углеводороды, среды десорбирования и захваченный катализатор в один или несколько циклонов 32 в емкости 20 первого реактора, которые отделяют отработанный катализатор от потока углеводородных газообразных продуктов. Емкость 28 отделения катализатора от продуктов реакции частично размещают в емкости 20 первого реактора, и она может рассматриваться в качестве части емкости 20 первого реактора. Газовые каналы 34 доставляют отделенные углеводородные газовые потоки из циклонов 32 в сборную камеру 36 в емкости 20 первого реактора для перепускания в линию 88 продуктов через сопло 38 выпускного отверстия и в заключение в секцию 90 фракционирования продуктов для извлечения продуктов. Опускные трубы 40 циклонов выгружают катализатор из циклонов 32 в нижний слой 42 в емкости 20 первого реактора. Катализатор совместно с адсорбированными или захваченными углеводородами, в заключение, может проходить из нижнего слоя 42 в необязательную секцию 44 десорбирования через отверстия 46, определенные в стенке емкости 28 отделения катализатора от продуктов реакции. Катализатор, отделенный в емкости 28 отделения катализатора от продуктов реакции, может проходить непосредственно в необязательную секцию 44 десорбирования через слой 48. Распределитель 50 псевдоожижения доставляет инертный газ псевдоожижения, обычно водяной пар, в секцию 44 десорбирования. Секция 44 десорбирования включает перегородки 52 или другое оборудование для промотирования контакта между газом десорбирования и катализатором. Подвергнутый десорбированию отработанный катализатор покидает секцию 44 десорбирования емкости 28 отделения катализатора от продуктов реакции емкости 20 первого реактора при меньшей концентрации захваченных или адсорбированных углеводородов, чем та, что имелась при его поступлении на десорбирование или при отсутствии десорбирования для него. Отработанный, предпочтительно подвергнутый десорбированию, катализатор покидает емкость 28 отделения катализатора от продуктов реакции емкости 20 первого реактора через канал 54 отработанного катализатора и переходит в емкость 60 регенератора при расходе, регулируемом шиберной задвижкой 56.A suitable first feed 8 for the first KPSK reactor is a conventional KPSK feedstock and a higher boiling hydrocarbon feedstock. The most common of these common varieties of feedstock is “vacuum gas oil” (SH), which is usually a hydrocarbon material characterized by a boiling range in the range of 343 ° to 552 ° C (650 ° to 1025 ° F) and the resulting vacuum fractionation of atmospheric residue. Such a fraction is generally characterized by a low content of coke precursors and low heavy metal contamination, which may contribute to catalyst contamination. Heavy hydrocarbon feedstocks to which this invention can be applied include heavy fuel oils from crude oil, heavy bituminous crude oil, tar shale oil, oil sands extract, deasphalted fuel oil, coal liquefied products, topped atmospheric and vacuum distillation oils. Varieties of heavy feedstocks for this invention also include mixtures of the aforementioned hydrocarbons, and the foregoing list is not exhaustive. Typically, the first feed 8 has a temperature in the range of 140 ° to 320 ° C. In addition, additional amounts of feed can be introduced downstream after the starting point of introduction of the feed. The tank 20 of the first reactor is in communication with the riser of the first reactor 12 located downstream of the process stream, which means allowing material to flow from the riser 12 of the first reactor to the tank 20 of the first reactor. The resulting mixture of gaseous hydrocarbon products and spent catalyst continues to move upward through the riser of the first reactor 12 and is received in the tank 20 of the first reactor, in which the spent catalyst and the gaseous product are separated. A pair of consoles 24 for separating the catalyst from the reaction products can provide tangential and horizontal discharge of the mixture of gas and catalyst from the top of the riser 12 of the first reactor through one or more outlet openings 26 (only one shown) to the container 28 for separating the catalyst from the reaction products, which performs partial separation gases from the catalyst. The transport channel 30 carries hydrocarbon vapors, including stripped hydrocarbons, stripping media and entrained catalyst, into one or more cyclones 32 in a vessel 20 of the first reactor, which separate the spent catalyst from the hydrocarbon gas stream. A vessel 28 for separating the catalyst from the reaction products is partially placed in the vessel 20 of the first reactor, and it can be considered as part of the vessel 20 of the first reactor. The gas channels 34 deliver the separated hydrocarbon gas streams from the cyclones 32 to the collection chamber 36 in the tank 20 of the first reactor to transfer products into line 88 through the nozzle 38 of the outlet and finally into the product fractionation section 90 to recover the products. The cyclone downpipes 40 discharge the catalyst from the cyclones 32 into the lower layer 42 in the vessel 20 of the first reactor. The catalyst, together with adsorbed or trapped hydrocarbons, in conclusion, can pass from the lower layer 42 to the optional desorption section 44 through openings 46 defined in the wall of the vessel 28 for separating the catalyst from the reaction products. The catalyst, separated in the vessel 28 for separating the catalyst from the reaction products, can pass directly to the optional stripping section 44 through the bed 48. The fluidizing distributor 50 delivers an inert fluidizing gas, usually water vapor, to the stripping section 44. Stripping section 44 includes baffles 52 or other equipment for promoting contact between the stripping gas and the catalyst. The desorbed spent catalyst leaves the desorption section 44 of the vessel 28 for separating the catalyst from the reaction products of the vessel 20 of the first reactor at a lower concentration of trapped or adsorbed hydrocarbons than there was when it entered the desorption or in the absence of desorption for it. The spent, preferably desorbed, catalyst leaves the catalyst separation vessel 28 from the reaction products of the first reactor vessel 20 through the spent catalyst channel 54 and passes to the regenerator vessel 60 at a flow rate controlled by a slide gate valve 56.

Стояк 12 первого реактора может функционировать при любой подходящей температуре и обычно функционирует при температуре в диапазоне от 150° до 580°C, предпочтительно от 520° до 580°C, на выпускном отверстии 24 стояка. В одном примере варианта осуществления желательной может оказаться более высокая температура стояка, такая как не меньшая чем 565°С на выпускном отверстии 24 стояка, при давлении, находящемся в диапазоне от 69 до 517 кПа (изб.) (от 10 до 75 фунт/дюйм² (изб.)), но обычно меньшим чем 275 кПа (изб.) (40 фунт/дюйм² (изб.)). Соотношение между количествами катализатора и масла, полученное при расчете на массу катализатора и углеводородного подаваемого материала, поступающего в низ стояка, может доходить вплоть до 30:1, но обычно находится в диапазоне от 4:1 до 10:1 и может находиться в диапазоне от 7:1 до 25:1. Водород в стояк обычно не добавляют. В стояк 12 первого реактора и емкость 20 первого реактора может быть перепущен водяной пар в количестве, эквивалентном величине в диапазоне от 2 до 35% (масс.) от количества подаваемого материала. Однако обычно уровень содержания водяного пара будет находиться в диапазоне от 2 до 7% (масс.) для максимального получения бензина и от 10 до 15% (масс.) для максимального получения легких олефинов. Среднее время пребывания катализатора в стояке может быть меньшим чем 5 секунд.The riser 12 of the first reactor can operate at any suitable temperature and typically operates at a temperature in the range from 150 ° to 580 ° C, preferably from 520 ° to 580 ° C, at the outlet 24 of the riser. In one example embodiment, a higher riser temperature may be desirable, such as not less than 565 ° C. at the riser outlet 24, at pressures in the range 69 to 517 kPa (g) (10 to 75 psi) ² (g.)), but usually less than 275 kPa (g.) (40 lb / ⁱⁿ² (g.)). The ratio between the amounts of catalyst and oil, calculated on the basis of the weight of the catalyst and the hydrocarbon feed material entering the bottom of the riser, can reach up to 30: 1, but usually ranges from 4: 1 to 10: 1 and can range from 7: 1 to 25: 1. Hydrogen is usually not added to the riser. The riser 12 of the first reactor and the tank 20 of the first reactor can be bypassed water vapor in an amount equivalent to a value in the range from 2 to 35% (mass.) Of the amount of supplied material. However, usually the level of water vapor content will be in the range from 2 to 7% (mass.) For maximum production of gasoline and from 10 to 15% (mass.) For maximum production of light olefins. The average residence time of the catalyst in the riser may be less than 5 seconds.

Катализатором в первом реакторе 10 могут быть один катализатор или смесь из различных катализаторов. Обычно катализатор включает два компонента или катализатора, а именно первые компонент или катализатор и вторые компонент или катализатор. Такая смесь катализаторов описывается, например, в публикации US 7,312,370 B2. В общем случае первый компонент может включать любые из хорошо известных катализаторов, которые используют на современном уровне техники КПСК, такие как катализатор, относящийся к типу активной аморфной глины, и/или высокоактивные кристаллические молекулярные сита. В качестве молекулярных сит в способах КПСК могут быть использованы цеолиты. Предпочтительно первый компонент включает крупнопористый цеолит, такой как цеолит Y-типа, материал активного оксида алюминия, материал связующего, в том числе либо диоксид кремния, либо оксид алюминия, и инертный наполнитель, такой как каолин.The catalyst in the first reactor 10 may be a single catalyst or a mixture of various catalysts. Typically, the catalyst includes two components or catalysts, namely the first component or catalyst and the second component or catalyst. Such a mixture of catalysts is described, for example, in publication US 7,312,370 B2. In general, the first component may include any of the well-known catalysts that use state-of-the-art CPSS, such as an active amorphous clay type catalyst and / or highly active crystalline molecular sieves. Zeolites can be used as molecular sieves in KPSC methods. Preferably, the first component includes a large pore zeolite, such as a Y-type zeolite, an active alumina material, a binder material, including either silica or alumina, and an inert filler such as kaolin.

Обычно цеолитные молекулярные сита, соответствующие первому компоненту, характеризуются большим средним размером пор. Обычно молекулярные сита, характеризующиеся большим размером пор, демонстрируют наличие пор с отверстиями, большими чем 0,7 нм в эффективном диаметре, который определяется более чем 10, обычно 12-членными кольцами. Индексы размеров пор для больших пор могут быть большими чем 31. Подходящие крупнопористые цеолитные компоненты могут включать синтетические цеолиты, такие как X- и Y-цеолиты, морденит и фожазит. Часть первого компонента, такого как цеолит, может содержать любое подходящее количество редкоземельного металла или оксида редкоземельного металла.Typically, zeolite molecular sieves corresponding to the first component are characterized by a large average pore size. Typically, molecular sieves with large pore sizes show pores with openings larger than 0.7 nm in an effective diameter that is defined by more than 10, typically 12 membered, rings. Pore size indices for large pores may be larger than 31. Suitable large-pore zeolite components may include synthetic zeolites, such as X- and Y-zeolites, mordenite and faujasite. A portion of the first component, such as zeolite, may contain any suitable amount of rare earth metal or rare earth oxide.

Второй компонент может включать средне- или более мелкопористый цеолитный катализатор, такой как цеолит MFI, примером которого является, по меньшей мере, один представитель, выбираемый из ZSM-5, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 и других подобных материалов. Другие подходящие средне- или более мелкопористые цеолиты включают ферриерит и эрионит. Предпочтительно второй компонент содержит средне- или более мелкопористый цеолит, диспергированный в матрице, включающей материал связующего, такой как диоксид кремния или оксид алюминия, и материал инертного наполнителя, такой как каолин. Второй компонент также может включать определенный другой активный материал, такой как бета-цеолит. Данные композиции могут характеризоваться уровнем содержания кристаллического цеолита в диапазоне от 10 до 50% (масс.) и более и уровнем содержания матричного материала в диапазоне от 50 до 90% (масс.). Предпочтительными являются компоненты, содержащие 40% (масс.) кристаллического цеолитного материала, и могут быть использованы те, которые характеризуются более значительным уровнем содержания кристаллического цеолита. В общем случае средне- и более мелкопористые цеолиты демонстрируют наличие эффективного диаметра отверстий пор, меньшего или равного 0,7 нм, колец, содержащих 10 и менее членов, и индекса размера пор, меньшего чем 31. Предпочтительно второй компонент катализатора представляет собой цеолит MFI, характеризующийся соотношением между количествами кремния и алюминия, большим чем 15. предпочтительно большим чем 75. В одном примере осуществления соотношение между количествами кремния и алюминия может находиться в диапазоне от 15:1 до 35:1.The second component may include a medium or finely porous zeolite catalyst, such as MFI zeolite, an example of which is at least one representative selected from ZSM-5, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 and other similar materials. Other suitable medium or finer pore zeolites include ferrierite and erionite. Preferably, the second component comprises a medium or finer pore zeolite dispersed in a matrix comprising a binder material such as silica or alumina and an inert filler material such as kaolin. The second component may also include certain other active material, such as beta zeolite. These compositions can be characterized by a level of crystalline zeolite in the range from 10 to 50% (mass.) And more and a content of matrix material in the range from 50 to 90% (mass.). Preferred are components containing 40% (wt.) Crystalline zeolite material, and can be used those that are characterized by a more significant level of crystalline zeolite. In general, medium to finely porous zeolites exhibit an effective pore hole diameter of less than or equal to 0.7 nm, rings containing 10 or less members, and a pore size index of less than 31. Preferably, the second catalyst component is MFI zeolite, characterized by a ratio between the amounts of silicon and aluminum greater than 15. preferably more than 75. In one embodiment, the ratio between the amounts of silicon and aluminum can be in the range from 15: 1 to 35: 1.

Совокупная смесь в первом реакторе 10 может содержать от 1 до 25% (масс.) второго компонента, а именно, кристаллического цеолита, характеризующегося размером пор в диапазоне от среднего до мелкого, при этом предпочтительным является уровень содержания второго компонента, больший или равный 1,75% (масс.). В случае содержания во втором компоненте 40% (масс.) кристаллического цеолита при формировании баланса материалом связующего, инертным наполнителем, таким как каолин, и необязательно компонентом в виде активного оксида алюминия, смесь может содержать от 4 до 40% (масс.) второго катализатора, при этом предпочтительный уровень содержания составляет, по меньшей мере, 7% (масс.). Баланс композиции катализатора может составлять первый компонент. В некоторых предпочтительных вариантах осуществления относительные доли первого и второго компонентов в смеси по существу не могут варьироваться по всему первому реактору 10. Высокая концентрация средне- или более мелкопористого цеолита в качестве второго компонента смеси катализаторов может улучшить селективность по легким олефинам. В одном примере варианта осуществления второй компонент может представлять собой цеолит ZSM-5, и смесь может включать от 4 до 10% (масс.) цеолита ZSM-5, исключая любые другие компоненты, такие как связующее и/или наполнитель.The total mixture in the first reactor 10 may contain from 1 to 25% (mass.) Of the second component, namely, crystalline zeolite, characterized by a pore size in the range from medium to small, while the content of the second component is greater than or equal to 1, 75% (mass). If the second component contains 40% (mass.) Crystalline zeolite when forming the balance with a binder material, an inert filler such as kaolin, and optionally an active alumina component, the mixture may contain from 4 to 40% (mass.) Of the second catalyst while the preferred content is at least 7% (mass.). The balance of the catalyst composition may be the first component. In some preferred embodiments, the relative proportions of the first and second components in the mixture cannot substantially vary throughout the first reactor 10. A high concentration of medium or finely porous zeolite as the second component of the catalyst mixture can improve light olefin selectivity. In one example embodiment, the second component may be ZSM-5 zeolite, and the mixture may include 4 to 10% (w / w) ZSM-5 zeolite, excluding any other components, such as a binder and / or filler.

Емкость 60 регенератора находится в сообщении с расположенной по ходу технологического потока раньше емкостью 20 первого реактора. В емкости 60 регенератора для получения регенерированного катализатора сжигают кокс из части отработанного катализатора, доставленного в емкость 50 регенератора, в результате введения его в контакт с кислородсодержащим газом, таким как воздух. Емкость 60 регенератора может относиться к типу регенератора в виде камеры сгорания, продемонстрированному на фигуре, в котором для полной регенерации отработанного катализатора в емкости 60 высокоэффективного регенератора могут быть использованы гибридные условия турбулентного слоя быстрого псевдоожижения. Однако подходящими для использования в настоящем изобретении могут оказаться и другие емкости регенераторов и другие условия течения. Канал 54 отработанного катализатора подает отработанный катализатор в первую или нижнюю камеру 62, определенную внешней стенкой, через впускное отверстие отработанного катализатора. Отработанный катализатор из емкости 20 первого реактора обычно содержит углерод в количестве в диапазоне от 0,2 до 2% (масс.), и он присутствует в форме кокса. Хотя кокс и состоит главным образом из углерода, он может содержать от 3 до 12% (масс.) водорода, а также серу и другие материалы. Кислородсодержащий газ для сжигания, обычно воздух, поступает в нижнюю камеру 62 емкости 60 регенератора через канал и распределяется распределителем 64. При поступлении газа для сжигания в нижнюю камеру 62 он вступает в контакт с отработанным катализатором, поступающим из канала 54 отработанного катализатора, и поднимает катализатор при поверхностной скорости газа для сжигания в нижней камере 62, равной, может быть, по меньшей мере 1,1 м/сек (3,5 фут/сек), в условиях течения при быстром псевдоожижении. В одном варианте осуществления нижняя камера 62 может характеризоваться плотностью катализатора в диапазоне от 48 до 320 кг/м³ (от 3 до 20 фунт/фут³) и поверхностной скоростью газа в диапазоне от 1,1 до 2,2 м/сек (от 3,5 до 7 фут/сек). Кислород в газе для сжигания вступает в контакт с отработанным катализатором и выжигает углеродистые отложения из катализатора, что по меньшей мере частично регенерирует катализатор и генерирует дымовые газы.The capacity 60 of the regenerator is in communication with located along the process stream before the capacity 20 of the first reactor. In the regenerator vessel 60, coke is burned from a portion of the spent catalyst delivered to the regenerator vessel 50 to produce a regenerated catalyst by contacting it with an oxygen-containing gas such as air. The regenerator tank 60 may be a type of regenerator in the form of a combustion chamber shown in the figure in which hybrid conditions of a turbulent rapid fluidization bed can be used to completely regenerate the spent catalyst in the tank 60 of the high-performance regenerator. However, other regenerator tanks and other flow conditions may be suitable for use in the present invention. The spent catalyst channel 54 feeds the spent catalyst into a first or lower chamber 62 defined by the outer wall through the spent catalyst inlet. The spent catalyst from the tank 20 of the first reactor usually contains carbon in an amount in the range from 0.2 to 2% (mass.), And it is present in the form of coke. Although coke consists mainly of carbon, it can contain from 3 to 12% (mass.) Hydrogen, as well as sulfur and other materials. Oxygen-containing combustion gas, usually air, enters the lower chamber 62 of the regenerator tank 60 through the channel and is distributed by the distributor 64. When the combustion gas enters the lower chamber 62, it comes into contact with the spent catalyst coming from the spent catalyst channel 54 and lifts the catalyst when the surface velocity of the gas for combustion in the lower chamber 62 is equal to at least 1.1 m / s (3.5 ft / s), under flow conditions with rapid fluidization. In one embodiment, the lower chamber 62 may have a catalyst density in the range of 48 to 320 kg / m ³ (3 to 20 lb / ft ³ ) and a gas surface velocity in the range of 1.1 to 2.2 m / s ( 3.5 to 7 ft / s). Oxygen in the combustion gas comes into contact with the spent catalyst and burns carbon deposits from the catalyst, which at least partially regenerates the catalyst and generates flue gases.

Смесь из катализатора и газа для сжигания в нижней камере 62 поднимается через переходную секцию 66 в форме усеченного конуса в транспортную секцию 68 стояка нижней камеры 62. Секция 68 стояка определяет трубу, которая предпочтительно является цилиндрической и предпочтительно проходит снизу вверх из нижней камеры 62. Смесь из катализатора и газа проходит при большей поверхностной скорости газа, чем в нижней камере 62. Повышенная скорость газа обуславливается пониженной площадью поперечного сечения секции 68 стояка в сопоставлении с площадью поперечного сечения нижней камеры 62 ниже переходной секции 66. Таким образом, поверхностная скорость газа обычно может превышать 2,2 м/сек (7 фут/сек). Секция 68 стояка может характеризоваться плотностью катализатора, меньшей чем 80 кг/м (5 фунт/фут³).The mixture of catalyst and combustion gas in the lower chamber 62 rises through a truncated cone-shaped transition section 66 into the riser transport section 68 of the lower chamber 62. The riser section 68 defines a pipe that is preferably cylindrical and preferably extends from the bottom up from the bottom chamber 62. The mixture from the catalyst and gas passes at a higher surface gas velocity than in the lower chamber 62. The increased gas velocity is caused by the reduced cross-sectional area of the riser section 68 in comparison with the the cross section of the lower chamber 62 below the transition section 66. Thus, the surface velocity of the gas can typically exceed 2.2 m / s (7 ft / s). The riser section 68 may have a catalyst density of less than 80 kg / m (5 lb / ft ³ ).

Емкость 60 регенератора также включает верхнюю или вторую камеру 70. Смесь из частиц катализатора и дымовых газов выгружают из верхней части секции 68 стояка в верхнюю камеру 70. По существу полностью регенерированный катализатор может выходить через верх транспортной секции 68 стояка, но также могут быть предусмотрены и компоновки, в которых частично регенерированный катализатор выходит из нижней камеры 62. Выгрузку осуществляют через устройство 72 отделения катализатора от продуктов реакции, которое отделяет основное количество регенерированного катализатора от дымовых газов. В одном варианте осуществления катализатор и газ, протекающие вверх по секции 68 стояка, ударяются о верхнюю эллиптическую крышку секции 68 стояка и текут обратно. После этого катализатор и газ выходят через направленные сверху вниз выгрузные выпускные отверстия устройства 72 отделения катализатора от продуктов реакции. Внезапная потеря импульса и обращение течения на течение сверху вниз вызывают падение основной части более тяжелого катализатора в плотный слой 74 катализатора и подъем более легких дымовых газов и неосновной части катализатора, все еще захваченного в них, снизу вверх в верхнюю камеру 70. Циклоны 75, 76 дополнительно отделяют катализатор от поднимающегося газа и при использовании опускных труб 77, 78 формируют отложения катализатора в плотном слое 74 катализатора 74. Дымовые газы покидают циклоны 75, 76 через канал газа и собираются в камере 82 для прохождения к соплу 84 выпускного отверстия емкости 60 регенератора и, может быть, в систему извлечения дымовых газов или рекуперации энергии (не показана). Плотности катализатора в плотном слое 74 катализатора обычно выдерживают в диапазоне от 640 до 960 кг/м³ (от 40 до 60 фунт/фут³). Канал псевдоожижения доставляет газ псевдоожижения, обычно воздух, в плотный слой 74 катализатора через распределитель 86 псевдоожижения. В одном варианте осуществления для ускорения сжигания кокса в нижней камере 62 через канал 80 рецикла в нижнюю камеру 62 может быть организована рециркуляция горячего регенерированного катализатора из плотного слоя 74 катализатора в верхней камере 70.The regenerator tank 60 also includes an upper or second chamber 70. A mixture of catalyst particles and flue gases is discharged from the upper part of the riser section 68 to the upper chamber 70. A substantially completely regenerated catalyst may exit through the top of the riser transport section 68, but can also be provided and arrangements in which a partially regenerated catalyst leaves the lower chamber 62. Unloading is carried out through a device 72 for separating the catalyst from the reaction products, which separates the bulk of the regenerated flue gas catalyst. In one embodiment, the catalyst and gas flowing up the riser section 68 hit the upper elliptical cover of the riser section 68 and flow back. After that, the catalyst and gas exit through the discharge discharge openings of the device 72 for separating the catalyst from the reaction products directed from top to bottom. The sudden loss of momentum and the flow turning from top to bottom cause the main part of the heavier catalyst to fall into the dense catalyst layer 74 and the lighter flue gases and the minor part of the catalyst still trapped in them to rise from the bottom up to the upper chamber 70. Cyclones 75, 76 the catalyst is further separated from the rising gas and, using the downpipes 77, 78, catalyst deposits are formed in the dense catalyst bed 74. The flue gases leave the cyclones 75, 76 through the gas channel and are collected in the chamber 82 for the passage to the nozzle 84 of the outlet opening of the regenerator tank 60 and, possibly, to a flue gas extraction or energy recovery system (not shown). The density of the catalyst in the dense layer 74 of the catalyst is usually maintained in the range from 640 to 960 kg / m ³ (from 40 to 60 lb / ft ³ ). The fluidization channel delivers a fluidization gas, typically air, to the dense catalyst bed 74 through a fluidization distributor 86. In one embodiment, to accelerate the burning of coke in the lower chamber 62 through the recycle channel 80 into the lower chamber 62, recycling of the hot regenerated catalyst from the dense catalyst layer 74 in the upper chamber 70 can be arranged.

Для получения полной регенерации емкость 60 регенератора обычно может потребовать 14 кг воздуха на один кг удаленного кокса. В случае регенерации большего количества катализатора в первом реакторе 10 могут быть подвергнуты переработке более значительные количества подаваемого материала. Емкость 50 регенератора обычно имеет температуру в диапазоне от 594° до 704°C (от 1100° до 1300°F) в нижней камере 62 и в диапазоне от 649° до 760°C (от 1200° до 1400°F) в верхней камере 70. Труба 14 регенерированного катализатора находится в сообщении с расположенной по ходу технологического потока раньше емкостью 60 регенератора. Регенерированный катализатор из плотного слоя 74 катализатора транспортируют через трубу 14 регенерированного катализатора из емкости 60 регенератора через контрольный клапан 16 обратно в стояк 12 первого реактора, где он еще раз вступает в контакт с подаваемым материалом по мере продолжения реализации способа КПСК.To obtain complete regeneration, the capacity of the regenerator 60 may typically require 14 kg of air per kg of coke removed. In the case of regeneration of a larger amount of catalyst in the first reactor 10, larger amounts of feed material may be processed. The regenerator tank 50 typically has a temperature in the range of 594 ° to 704 ° C (1100 ° to 1300 ° F) in the lower chamber 62 and in the range of 649 ° to 760 ° C (1200 ° to 1400 ° F) in the upper chamber 70. The regenerated catalyst pipe 14 is in communication with the regenerator capacity 60 located downstream of the process stream. The regenerated catalyst from the dense catalyst layer 74 is transported through the regenerated catalyst pipe 14 from the regenerator tank 60 through the control valve 16 back to the riser 12 of the first reactor, where it again comes into contact with the feed material as the KPSS method continues.

В дополнение к этому, в одном желательном варианте осуществления первый реактор 10 может функционировать при низком парциальном давлении углеводородов. В общем случае низкое парциальное давление углеводородов может облегчать получение легких олефинов. В соответствии с этим давление в стояке 12 первого реактора может находиться в диапазоне от 170 до 250 кПа при парциальном давлении углеводородов в диапазоне от 35 до 180 кПа, предпочтительно от 70 до 140 кПа. Относительно низкое парциальное давление углеводорода может быть достигнуто при использовании в качестве разбавителя водяного пара в количестве, находящемся в диапазоне от 10 до 55% (масс.), предпочтительно равном 15% (масс.), от количества подаваемого материала. Для достижения эквивалентных парциальных давлений углеводородов могут быть использованы и другие разбавители, такие как сухой газ.In addition, in one desirable embodiment, the first reactor 10 may operate at a low partial pressure of hydrocarbons. In general, a low partial pressure of hydrocarbons may facilitate the production of light olefins. Accordingly, the pressure in the riser 12 of the first reactor can be in the range from 170 to 250 kPa with a partial pressure of hydrocarbons in the range from 35 to 180 kPa, preferably from 70 to 140 kPa. The relatively low partial pressure of the hydrocarbon can be achieved by using water vapor as a diluent in an amount in the range from 10 to 55% (mass.), Preferably equal to 15% (mass.), Of the amount of material supplied. Other diluents, such as dry gas, can be used to achieve equivalent partial pressures of hydrocarbons.

Продукты первого крекинга в линии 88 из первого реактора 10, относительно свободные от частиц катализатора и включающие текучую среду десорбирования, покидают емкость 20 первого реактора через сопло 38 выпускного отверстия. Поток продуктов первого крекинга в линии 88 может быть подвергнут дополнительной обработке для удаления мелких частиц катализатора или для дополнительной подготовки потока перед фракционированием. Линия 88 переводит поток продуктов первого крекинга в секцию 90 фракционирования продуктов, которая в одном варианте осуществления может включать основную колонну 100 и секцию 114 концентрирования газа. Из основной колонны 100 отбирают широкий ассортимент продуктов. В данном случае основная колонна 100 извлекает поток верхнего погона из легких продуктов, содержащих нестабилизированный бензин и более легкие газы, в линию 102 верхнего погона. Поток верхнего погона в линии 102 верхнего погона перед его поступлением в приемник 108 конденсируют в конденсаторе 104 и охлаждают в холодильнике 106. Линия 110 отбирает поток легкого отходящего газа из приемника 108. Отходящий газ содержит СНГ и сухой газ. Сухой газ содержит сероводород, который может исполнять функцию сульфидирующего агента. Жидкий поток нижнего погона из легкого бензина покидает приемник 108 через линию 112. Обе линии 110 и 112 могут быть поданы в секцию 114 концентрирования газа. В секции 114 концентрирования газа множество потоков разделяют таким образом, как в результате фракционирования, создавая линию 116 легких олефинов, линию 116 легкого лигроина и линию 120 сухого газа. Поток сухого газа может быть сконцентрирован преимущественно в виде потока сероводорода или может представлять собой часть более всеобъемлющего потока, но будет представлен линией 120 сухого газа. По меньшей мере, часть потока сухого газа отбирают по линии 122 сульфидирующего агента сухого газа рецикла для подачи в линию 124 сульфидирующего агента для перемешивания с сухим газом и/или выделенную линию 184 сульфидирующего агента сухого газа. Основная колонна 100 также производит поток тяжелого лигроина, поток легкого рециклового газойля (ЛРГ) и поток тяжелого рециклового газойля (ТРГ) через линии 126, 128 и 130, соответственно. Все части потоков в линиях 126, 128 и 130 циркулируют через теплообменники 132, 134 и 136 и контуры возврата флегмы 138, 140 и 142, соответственно, для отвода тепла из основной колонны 110. Потоки тяжелого лигроина, ЛРГ и ТРГ транспортируют из основной колонны 100 через соответствующие линии 144, 146 и 148. Фракция осветленного масла (OM) может быть извлечена из куба основной колонны 100 через линию 150. Часть фракции ОМ отправляют на рецикл через дистилляционный куб 152 и возвращают в основную колонну 100 через линию 154. Поток OM из основной колонны 100 удаляют через линию 156.The first cracking products in line 88 of the first reactor 10, relatively free of catalyst particles and including desorption fluid, leave the vessel 20 of the first reactor through the nozzle 38 of the outlet. The first cracked product stream in line 88 may be further processed to remove fine catalyst particles or to further prepare the stream before fractionation. Line 88 transfers the first cracked product stream to a product fractionation section 90, which in one embodiment may include a main column 100 and a gas concentration section 114. A wide range of products is selected from the main column 100. In this case, the main column 100 extracts the overhead stream from light products containing unstabilized gasoline and lighter gases to the overhead line 102. The overhead stream in the overhead line 102 is condensed in the condenser 104 before it enters the receiver 108 and cooled in the refrigerator 106. Line 110 draws a light off-gas stream from the receiver 108. The off-gas contains LPG and dry gas. Dry gas contains hydrogen sulfide, which can act as a sulfiding agent. A liquid overhead stream from light gasoline leaves receiver 108 via line 112. Both lines 110 and 112 may be supplied to gas concentration section 114. In the gas concentration section 114, the plurality of streams are separated in such a way as by fractionation, creating a light olefin line 116, a light naphtha line 116, and a dry gas line 120. The dry gas stream may be concentrated predominantly as a hydrogen sulfide stream or may be part of a more comprehensive stream, but will be represented by a dry gas line 120. At least a portion of the dry gas stream is withdrawn through a recycle dry sulphiding agent line 122 for supplying a sulphiding agent for mixing with dry gas and / or a dedicated dry sulphiding agent line 184 to the dry gas mixing line. The main column 100 also produces a heavy naphtha stream, a light recycle gas oil stream (LHG), and a heavy recycle gas oil stream (LHG) through lines 126, 128, and 130, respectively. All parts of the streams in lines 126, 128, and 130 circulate through heat exchangers 132, 134, and 136 and reflux return circuits 138, 140, and 142, respectively, to remove heat from the main column 110. The heavy naphtha, LHR, and TEG flows are transported from the main column 100 through respective lines 144, 146 and 148. The clarified oil (OM) fraction can be recovered from the bottom of the main column 100 through line 150. A portion of the OM fraction is recycled through the distillation bottom 152 and returned to the main column 100 through line 154. The OM stream from main column 100 is removed through line 156.

Фракция легкого лигроина предпочтительно характеризуется температурой начала кипения (ТНК), меньшей чем 127°C (260°F) в C₅ диапазоне, то есть 35°С (95°F), и концом кипения (КК) при температуре, большей или равной 127°C (260°F). Температуры кипения для данных фракций определяют при использовании методики, известной из документа ASTM D86-82. Одна часть потока легкого лигроина в линии 118 легкого лигроина может быть извлечена в линии 156 для дополнительной переработки или хранения, а другая часть в линии 158 подаваемого материала, регулируемой контрольным клапаном, может быть доставлена в линию 166 подаваемого материала рецикла для отправления на рецикл в качестве подаваемого материала для второго реактора 170. Фракция тяжелого лигроина характеризуется значением ТНК, равным или большим 127°C (260°F), и величиной КК при температуре, большей чем 200°C (392°F), предпочтительно находящейся в диапазоне от 204° до 221°C (от 400° до 430°F), предпочтительно равной 216°C (420°F). Одна часть потока тяжелого лигроина в линии 144 может быть извлечена в линии 160 для дополнительной переработки или хранения, а другая часть в линии 162, регулируемой контрольным клапаном, может быть доставлена в линию 166 подаваемого материала рецикла для отправления на рецикл в качестве подаваемого материала для второго реактора 170. Поток ЛРГ характеризуется значением ТНК при температуре КК тяжелого лигроина и величиной КК, находящейся в диапазоне от 260° до 371°C (от 500° до 700°F), а предпочтительно равной 288°C (550°F). Поток ТРГ характеризуется значением ТНК при температуре КК потока ЛРГ и величиной КК, находящейся в диапазоне от 371° до 427°C (от 700° до 800°F), а предпочтительно равной 399°C (750°F). Поток ОМ характеризуется значением ТНК при температуре КК потока ТРГ и включает все, что кипит при более высокой температуре.The light naphtha fraction is preferably characterized by a boiling point (MNC) of less than 127 ° C (260 ° F) in the C ₅ range, i.e. 35 ° C (95 ° F), and a boiling end (CC) at a temperature greater than or equal to 127 ° C (260 ° F). The boiling points for these fractions are determined using a technique known from ASTM D86-82. One part of the light naphtha stream in the light naphtha line 118 can be removed in line 156 for further processing or storage, and the other part in the feed line 158 controlled by a control valve can be delivered to the recycle feed line 166 for recycling as feed for the second reactor 170. The heavy naphtha fraction is characterized by a TNC value equal to or greater than 127 ° C (260 ° F) and a KK value at a temperature greater than 200 ° C (392 ° F), preferably in the dia. azone from 204 ° to 221 ° C (400 ° to 430 ° F), preferably equal to 216 ° C (420 ° F). One part of the heavy naphtha stream in line 144 can be recovered in line 160 for additional processing or storage, and the other part in line 162 controlled by a check valve can be delivered to recycle feed line 166 for recycling as feed for the second reactor 170. The LHR stream is characterized by a TNC value at the KC temperature of the heavy naphtha and a KK value in the range of 260 ° to 371 ° C (500 ° to 700 ° F), and preferably 288 ° C (550 ° F). The TWG stream is characterized by the TNC value at the temperature of the LHG LH stream and the CK value in the range of 371 ° to 427 ° C (700 ° to 800 ° F), and preferably 399 ° C (750 ° F). The OM stream is characterized by the TNC value at the temperature of the CC of the TWG stream and includes everything that boils at a higher temperature.

Также предусматривается и возможность проведения в секции 90 извлечения продуктов менее качественного отделения сухого газа от потоков СНГ и/или лигроина для обеспечения добавления сухого газа, содержащего сероводород, во второй реактор 170 в линии углеводородного подаваемого материала, содержащей поток СНГ и/или лигроина, вместо транспортирования через отдельную линию сульфидирующего агента.It is also envisaged that in section 90 of the product recovery, less dry gas can be separated from the LPG and / or naphtha streams to allow the addition of dry gas containing hydrogen sulfide to the second reactor 170 in the hydrocarbon feed line containing the LPG and / or naphtha stream instead transportation through a separate line sulfiding agent.

Вторым реактором 170 может быть второй реактор КПСК. Хотя второй реактор 170 и изображен в виде второго реактора КПСК, необходимо понимать, что может быть использован любой подходящий реактор, такой как реактор с неподвижным слоем или с псевдоожиженным слоем. Во вторичный реактор КПСК может быть подан второй углеводородный подаваемый материал в линии 166 подаваемого материала рецикла через линию 168 распределителя подаваемого материала и/или линию 172 подаваемого материала псевдоожижения и линию 174 подачи для распределителя псевдоожижения. Второй подаваемый материал может быть по меньшей мере частично образован из C₁₀ - углеводородов, а предпочтительно C₄-C₁₀ олефинов. Предпочтительно второй углеводородный подаваемый материал преимущественно содержит углеводороды, содержащие 10 и менее атомов углерода. Преимущественно обозначает более чем 50% (масс.), а предпочтительно более чем 80% (масс.). Второй подаваемый материал может содержать любой подаваемый материал, содержащий углеводород, который характеризуется низким уровнем содержания соединений серы, которые разлагаются с образованием сероводорода, такой как пиролизное масло из пиролизатора, воск Фишера-Тропша из реактора Фишера-Тропша, риформат из реактора каталитического риформинга, прямогонный лигроин из колонны перегонки сырой нефти и животный жир и растительные масла из надлежащих реактора или источника. Второй подаваемый материал предпочтительно представляет собой часть продуктов первого крекинга, полученных в первом реакторе 10, фракционированных в основной колонне 100 секции 90 фракционирования продуктов при использовании линии 166 рецикла исходного сырья и поданных во второй реактор 170. В одном варианте осуществления второй реактор находится в сообщении с расположенными по ходу технологического потока раньше секцией 90 фракционирования продуктов и/или первым реактором 10, который находится в сообщении с расположенной по ходу технологического потока дальше секцией 90 фракционирования продуктов. Второй реактор 170 может включать стояк 180 второго реактора. Для получения улучшенных продуктов крекинга второй углеводородный подаваемый материал вводят в контакт с катализатором, доставляемым во второй реактор 170 при использовании трубы 176 возврата катализатора, находящейся в сообщении с расположенным по ходу технологического потока дальше стояком 180 второго реактора.The second reactor 170 may be a second KPSS reactor. Although the second reactor 170 is depicted as a second KPSS reactor, it should be understood that any suitable reactor, such as a fixed bed or fluidized bed reactor, can be used. A second hydrocarbon feed may be fed to the secondary KPSK reactor in a recycle feed line 166 through a feed distributor line 168 and / or a fluidization feed line 172 and a feed line 174 for a fluidizer. The second feed material may be at least partially formed from C ₁₀ hydrocarbons, and preferably C ₄ -C ₁₀ olefins. Preferably, the second hydrocarbon feed material preferably contains hydrocarbons containing 10 or less carbon atoms. Mostly denotes more than 50% (mass.), And preferably more than 80% (mass.). The second feed can contain any feed containing hydrocarbon, which is characterized by a low level of sulfur compounds that decompose to form hydrogen sulfide, such as pyrolysis oil from a pyrolyzer, Fischer-Tropsch wax from a Fischer-Tropsch reactor, reformate from a catalytic reforming reactor, straight run naphtha from crude oil distillation columns; and animal fat and vegetable oils from an appropriate reactor or source. The second feed is preferably a portion of the first cracking products obtained in the first reactor 10 fractionated in the main column 100 of the product fractionation section 90 using the feed recycle line 166 and fed to the second reactor 170. In one embodiment, the second reactor is in communication with located along the process stream before section 90 of fractionation of products and / or the first reactor 10, which is in communication with located along the process eskogo flow section 90 further fractionation products. The second reactor 170 may include a riser 180 of the second reactor. To obtain improved cracking products, the second hydrocarbon feed is brought into contact with the catalyst delivered to the second reactor 170 by using the catalyst return pipe 176 in communication with the riser 180 of the second reactor located downstream of the process stream.

Настоящее изобретение предусматривает добавление во второй реактор 170 сульфидирующего агента для ингибирования в нем коксообразования, катализируемого металлом. Линия 122 сульфидирующего агента сухого газа рецикла представляет собой выделенный источник сульфидирующего агента, находящийся в сообщении с расположенным по ходу технологического потока дальше стояком 180 второго реактора. Другими словами, сухой газ и сероводород будут подавать во второй реактор 170 исключительно лишь для предотвращения коксообразования, катализируемого металлом, поскольку они не будут превращаться в желательные углеводородные продукты и должны быть удалены из улучшенных продуктов, покидающих второй реактор 170. Введение углеводородного исходного сырья и сульфидирующего агента во второй реактор 170 может быть проведено в нескольких вариантах осуществления, продемонстрированных на фигуре.The present invention provides for the addition of a sulfidizing agent to the second reactor 170 to inhibit metal-catalyzed coke formation therein. The recycle dry gas sulfidizing agent line 122 is a dedicated source of sulfiding agent in communication with the riser 180 of the second reactor located downstream of the process stream. In other words, dry gas and hydrogen sulfide will be supplied to the second reactor 170 solely to prevent coke formation catalyzed by the metal, since they will not be converted to the desired hydrocarbon products and must be removed from the improved products leaving the second reactor 170. Introduction of the hydrocarbon feedstock and sulfiding agent in the second reactor 170 can be carried out in several embodiments, shown in the figure.

В первом варианте осуществления второй углеводородный подаваемый материал можно нагнетать в стояк 180 второго реактора при использовании распределителя 178 подаваемого материала, находящегося в сообщении с расположенным по ходу технологического потока дальше стояком 180 второго реактора и находящегося в сообщении с расположенной по ходу технологического потока раньше линией 168 распределителя подаваемого материала, которая находится в сообщении с расположенной по ходу технологического потока раньше линией 166 подаваемого материала рецикла. Линия 168 распределителя подаваемого материала может забирать из линии 166 подаваемого материала рецикла часть или все количество потока подаваемого материала рецикла. Линия 166 подаваемого материала рецикла находится в сообщении с расположенной по ходу технологического потока раньше линий 102 верхнего погона основной колонны 100, которая находится в сообщении с расположенным по ходу технологического потока раньше первым реактором 10. Расход при подаче в линию 168 распределителя подаваемого материала можно регулировать контрольным клапаном. Распределитель 178 подаваемого материала может располагаться выше распределителя псевдоожижения 182, который находится в сообщении с расположенным по ходу технологического потока дальше стояком 180 второго реактора. Распределитель псевдоожижения 182 подает газ псевдоожижения, такой как водяной пар и/или легкий углеводород, в стояк 180 второго реактора для псевдоожижения катализатора. В таком варианте осуществления сухой газ из линии 122 сульфидирующего агента сухого газа рецикла может быть независимо добавлен в распределитель 182 псевдоожижения в основании стояка 180 второго реактора через выделенную линию 184 сульфидирующего агента сухого газа, находящуюся в сообщении с расположенной по ходу технологического потока раньше линией 122 сульфидирующего агента сухого газа рецикла, и при обходе по байпасу линии 186 сульфидирующего агента сухого газа распыления по линии 188 сульфидирующего агента псевдоожижения и линии 174 подачи для распределителя псевдоожижения. Таким образом, сухой газ исполняет функцию как газа псевдоожижения, так и сульфидирующего агента, добавленного в стояк второго реактора 180 второго реактора 170. Линия 122 сульфидирующего агента сухого газа рецикла, выделенная линия 164 сульфидирующего агента сухого газа и линия 188 сульфидирующего агента псевдоожижения представляют собой выделенные источники сульфидирующего агента, находящиеся в сообщении с расположенными по ходу технологического потока дальше распределителем псевдоожижения 182 и вторым реактором 170. Сухой газ, содержащий сероводород, в линии 122 сульфидирующего агента сухого газа рецикла выделенной линии 184 сульфидирующего агента сухого газа и линии 188 сульфидирующего агента псевдоожижения также может быть использован в качестве инертного газа псевдоожижения и для других частей второго реактора 170. В данном варианте осуществления контрольные клапаны в линиях подаваемого материала 158 и/или 162 и 168 и в линиях сульфидирующего агента 122, 184 и 188 могут быть открыты, а контрольные клапаны в линиях 172 подаваемого материала и линиях 124 и 186 сульфидирующего агента могут быть закрыты.In the first embodiment, the second hydrocarbon feed can be injected into the riser 180 of the second reactor using a distributor 178 of feed material in communication with the riser 180 further downstream of the second reactor and in communication with the distributor line 168 located downstream of the process stream feed material, which is in communication with the downstream feed line 166 located downstream of the process stream la. The feed distributor line 168 may take part or all of the recycle feed stream from the recycle feed line 166. The recycle feed line 166 is in communication with the overhead line 102 of the main column 100 located downstream of the process stream, which is in communication with the first reactor 10, located downstream of the process flow. The flow rate can be controlled by a feed valve. The distributor 178 of the feed material may be located above the distributor of fluidization 182, which is in communication with located upstream of the riser 180 of the second reactor. The fluidization distributor 182 delivers a fluidization gas, such as water vapor and / or light hydrocarbon, to the riser 180 of the second catalyst fluidization reactor. In such an embodiment, dry gas from the recycle dry gas sulfidizing agent line 122 can be independently added to the fluidization distributor 182 at the base of the riser 180 of the second reactor through a dedicated dry gas sulfidizing agent line 184 in communication with the sulfidizing dry gas line upstream of the process stream 18 a dry gas recycle agent, and bypassing a sulphiding agent dry gas spray line 186 through a sulphiding fluidizing agent line 188 and a supply line 174 for fluidization distributor. Thus, the dry gas acts as both a fluidizing gas and a sulfidizing agent added to the riser of the second reactor 180 of the second reactor 170. The recycle dry gas sulfidizing agent line 122, the dedicated dry gas sulfidizing agent line 164 and the sulfidizing fluidizing agent line 188 are dedicated sources of sulfidizing agent in communication with the downstream fluidizing distributor 182 and the second reactor 170 located downstream of the process stream. Dry gas containing hydrogen, in the dry gas sulfidizing agent recycling line 122 of the dedicated dry gas sulfidizing agent line 184 and the sulfidizing fluidizing agent line 188 can also be used as an inert fluidizing gas for other parts of the second reactor 170. In this embodiment, control valves in the material supply lines 158 and / or 162 and 168 and in the lines of the sulfidizing agent 122, 184 and 188 can be opened, and the control valves in the lines of the feed material 172 and lines 124 and 186 of the sulfidizing agent can Be closed.

Во втором варианте осуществления в случае второго подаваемого материала в виде жидкости сухой газ, содержащий сероводород, может быть добавлен к жидкому второму подаваемому материалу в распределителе 178 подаваемого материала для распыления жидкого углеводородного второго подаваемого материала и пассивирования металлов во втором реакторе. Линия 122 сульфидирующего агента сухого газа рецикла представляет собой выделенный источник сульфидирующего агента, находящийся в сообщении с расположенным по ходу технологического потока дальше распределителем 178 подаваемого материала через линию 186 сульфидирующего агента сухого газа распыления. Линия 186 сульфидирующего агента сухого газа распыления, находящаяся в сообщении с расположенной по ходу технологического потока раньше выделенной линией 184 сульфидирующего агента сухого газа, обеспечивает подачу сухого газа во впускное отверстие газа распределителя 178 подаваемого материала. В соответствии с данным вариантом осуществления сульфидирующий агент может быть добавлен во второй реактор в дополнение к тому способу или вместо того способа, по которому сульфидирующий агент добавляют в первом варианте осуществления; то есть в результате добавления через распределитель 182 псевдоожижения. Следовательно, проведение операции в соответствии с данным вторым вариантом осуществления будет обеспечивать открытие контрольного клапана в линии 186 в дополнение к контрольным клапанам, открытым и закрытым в других вариантах осуществления. В соответствии с этим, для проведения операции в соответствии с данным вариантом осуществления должны быть открыты, по меньшей мере, контрольные клапаны в линиях 122, 184 и 186 сульфидирующего агента.In a second embodiment, in the case of a second liquid feed material, dry gas containing hydrogen sulfide can be added to the liquid second feed material in the feed distributor 178 for spraying the liquid hydrocarbon second feed material and passivating the metals in the second reactor. The recycle dry gas sulfidizing agent line 122 is a dedicated source of sulfidizing agent in communication with the downstream feed distributor 178 located upstream of the feed dry gas sulfidizing agent line 186. The spray dry gas sulfidizing agent line 186, in communication with the dry gas sulfidizing agent line 184 located upstream of the process stream, provides dry gas to the gas inlet of the feed distributor 178. According to this embodiment, the sulfidizing agent may be added to the second reactor in addition to the method or instead of the method in which the sulfidizing agent is added in the first embodiment; that is, as a result of adding through the distributor 182 fluidization. Therefore, the operation in accordance with this second embodiment will ensure that the control valve is opened in line 186 in addition to the control valves open and closed in other embodiments. Accordingly, at least the control valves in lines 122, 184 and 186 of the sulfidizing agent must be open for the operation in accordance with this embodiment.

В третьем варианте осуществления по существу весь второй углеводородный подаваемый материал в линии 166 подаваемого материала рецикла, то есть, по меньшей мере, 90% (моль) находится в газовой фазе. В общем случае температура второго углеводородного подаваемого материала при поступлении в стояк 180 второго реактора может находиться в диапазоне от 120° до 600°C, а предпочтительно, по меньшей мере, превышать температуру кипения компонентов. В данном варианте осуществления второй углеводородный подаваемый материал может быть подан непосредственно в распределитель 182 псевдоожижения в основании второго стояка для псевдоожижения катализатора и для осуществления подачи в стояк 180 второго реактора. В данном варианте осуществления, продемонстрированном на фигуре, один или все из контрольных клапанов в линиях сульфидирующего агента 122 и 124 и линиях подаваемого материала 158 и/или 162 и 172 являются открытыми для обеспечения отправления сухого газа, содержащего сероводород, в линии сульфидирующего агента сухого газа рецикла 122 и линии сульфидирующего газа для перемешивания с сухим газом и легкого лигроина в линии легкого лигроина 158 и/или тяжелого лигроина в линии тяжелого лигроина 162 на рецикл в качестве вторичного подаваемого материала в линию подаваемого материала рецикла 166, линию подаваемого материала псевдоожижения 172 и линию подачи для распределителя псевдоожижения 174 в целях распределения в стояке при использовании распределителя псевдоожижения 182. В данном варианте осуществления клапаны в линии 168 подаваемого материала и линиях сульфидирующего агента 184, 186 и 188 обычно могут быть закрыты. Сухой газ должен содержать сероводород в количестве, достаточном для пассивирования металлов, которые могут катализировать коксообразование в стояке второго реактора 180 второго реактора 170. Для испарения отправляемого на рецикл вторичного подаваемого материала на линии 172 подаваемого материала псевдоожижения может оказаться необходимым теплообменник 190. В данном варианте осуществления линия 174 подачи для распределителя псевдоожижения используется в качестве линии подаваемого материала, а распределитель 182 псевдоожижения исполняет функцию распределителя подаваемого материала.In a third embodiment, substantially all of the second hydrocarbon feed in the recycle feed line 166, i.e., at least 90% (mol) is in the gas phase. In the General case, the temperature of the second hydrocarbon feed material when entering the riser 180 of the second reactor may be in the range from 120 ° to 600 ° C, and preferably at least exceed the boiling point of the components. In this embodiment, the second hydrocarbon feed can be fed directly to the fluidization distributor 182 at the base of the second riser for fluidizing the catalyst and for feeding the second reactor 180 to the riser. In this embodiment, illustrated in the figure, one or all of the control valves in the sulfidizing agent lines 122 and 124 and the feed lines 158 and / or 162 and 172 are open to allow the transfer of dry gas containing hydrogen sulfide to the sulfidizing agent dry gas line recycle 122 and a sulphiding gas line for mixing with dry gas and light naphtha in the line of light naphtha 158 and / or heavy naphtha in the line of heavy naphtha 162 for recycling as recycled material in a recycle feed line 166, a fluidization feed line 172, and a feed line for a fluidization distributor 174 for riser distribution using a fluidization distributor 182. In this embodiment, valves in the feed line 168 and sulfidizing agent lines 184, 186 and 188 can typically to be closed. The dry gas should contain hydrogen sulfide in an amount sufficient to passivate metals that can catalyze coke formation in the riser of the second reactor 180 of the second reactor 170. A heat exchanger 190 may be necessary to evaporate the secondary feed material sent to recycling line 172 of the fluidization feed material. In this embodiment, a feed line 174 for a fluidizing distributor is used as a feed line, and a fluidizing distributor 182 performs function of the dispenser of feed material.

Подходящими сульфидирующими агентами добавок, которые добавляют во второй реактор 170, могут оказаться сероводород, в сухом газе или нет, или сероорганические добавки, такие как метилсульфиды, меркаптаны и полисульфиды. Сульфидирующие агенты добавок могут быть добавлены ко второму подаваемому материалу в линиях подаваемого материала 158, 162, 166, 168, 172 или 174 или где-либо еще по ходу технологического потока до второго реактора 170. Например, линия 192 сульфидирующего агента добавки может добавлять сульфидирующий агент непосредственно в линию 172 подаваемого материала псевдоожижения. Сульфидирующие агенты также могут быть добавлены непосредственно в стояк 180 второго реактора, в газ псевдоожижения по ходу технологического потока до распределителя псевдоожижения 182 или даже в катализатор, поступающий в стояк в трубе 176 возврата катализатора. В случае добавления к катализатору добавки акцептора SO_X сероводород, адсорбированный на добавке, может быть доставлен во второй реактор 170 через трубу 216 и трубу возврата катализатора 176, что делает одну или обе трубы, выбираемые из трубы возврата катализатора 176 и трубы 216, линией сульфидирующего агента. Поток сульфидирующего агента в линии сульфидирующего агента предпочтительно имеет концентрацию, равную по меньшей мере 1000 ч./млн. (масс.) сероводорода или соединения, которое может превращаться в сероводород в среде реактора. Концентрация серы в сопоставлении с текучими средами во втором реакторе 170 должна выдерживаться равной по меньшей мере 20 ч./млн. (масс.), а предпочтительно 50 ч./млн. (масс.). В лифт-реакторе концентрация серы должна выдерживаться равной по меньшей мере 20 ч./млн. (масс.), а предпочтительно 50 ч./млн. (масс.), в расчете на количество углеводородных и инертных газов в реакторе. В одном варианте осуществления концентрация серы в расчете на количество текучих сред во втором реакторе должна выдерживаться равной не более чем 2000 ч./млн. (масс.), а предпочтительно не более чем 500 ч./млн. (масс.). В лифт-реакторе концентрация серы должна выдерживаться равной не более чем 2000 ч./млн. (масс.), а предпочтительно не более чем 500 ч./млн. (масс.), в расчете на количество углеводородных и инертных газов в реакторе.Suitable sulfidizing agents for the additives that are added to the second reactor 170 may be hydrogen sulfide, in dry gas or not, or organosulfur additives such as methyl sulfides, mercaptans and polysulfides. Additive sulphiding agents can be added to the second feed material in feed lines 158, 162, 166, 168, 172 or 174 or elsewhere downstream of the second reactor 170. For example, additive sulphiding agent line 192 may add a sulphiding agent directly to the fluidization feed line 172. Sulphiding agents can also be added directly to the riser 180 of the second reactor, to the fluidization gas along the process stream to the fluidization distributor 182, or even to the catalyst entering the riser in the catalyst return pipe 176. In the case of adding a catalyst additive acceptor SO _X sulfide adsorbed on the additive can be delivered to the second reactor 170 through a pipe 216 and the catalyst return pipe 176, making one or both pipes, selected from a tube the catalyst return 176 and the pipe 216, line sulphiding agent. The sulfidizing agent stream in the sulfiding agent line preferably has a concentration of at least 1000 ppm. (mass.) hydrogen sulfide or compounds that can be converted to hydrogen sulfide in the reactor medium. The sulfur concentration in comparison with the fluids in the second reactor 170 must be maintained at least 20 ppm. (mass.), and preferably 50 ppm (mass.). The sulfur concentration in the elevator reactor must be maintained at least 20 ppm. (mass.), and preferably 50 ppm (mass.), based on the amount of hydrocarbon and inert gases in the reactor. In one embodiment, the sulfur concentration, based on the amount of fluid in the second reactor, should be maintained at no more than 2000 ppm. (mass.), and preferably not more than 500 ppm (mass.). In the elevator reactor, the sulfur concentration must be maintained equal to not more than 2000 ppm. (mass.), and preferably not more than 500 ppm (mass.), based on the amount of hydrocarbon and inert gases in the reactor.

Линии 122, 124, 176, 184, 186, 188 и 192 сульфидирующих агентов отличаются от линий 158 и 162 подаваемого материала. В случае закрытия контрольного клапана в линии 124, линии 166,168 и 172 также будут линиями подаваемого материала, от которых отличаются линии 122, 184, 186 и 188 сульфидирующего агента. В случае закрытия контрольных клапанов в линиях 124 и 172, линия 172 подаваемого материала псевдоожижения больше уже не будет переносить подаваемый материал, а линия 174 подачи для распределителя псевдоожижения станет линией сульфидирующего агента, от которой отличаются линии 158, 162, 166 и 168 подаваемого материала. Несмотря на возможность перемешивания потоков в линиях сульфидирующего агента и линиях подаваемого материала в положении ниже по ходу технологического потока, данные потоки отделены друг от друга, по меньшей мере, в положении выше по ходу технологического потока. В соответствии с этим, линии сульфидирующего агента подают сульфидирующий агент, который отделен от второго углеводородного подаваемого материала выше по потоку от второго реактора 170.Lines 122, 124, 176, 184, 186, 188, and 192 sulfidizing agents are different from lines 158 and 162 of the feed material. If the check valve is closed on line 124, lines 166,168 and 172 will also be feed lines, from which sulfide agent lines 122, 184, 186 and 188 differ. If the check valves are closed on lines 124 and 172, the fluidization feed line 172 will no longer transfer the feed material, and the feed line 174 for the fluidization distributor will become the sulfidizing agent line, from which the feed lines 158, 162, 166 and 168 differ. Despite the possibility of mixing the streams in the lines of the sulfidizing agent and the lines of the feed material in a position downstream of the process stream, these streams are separated from each other, at least in a position upstream of the process stream. Accordingly, sulfidizing agent lines supply a sulfidizing agent that is separated from the second hydrocarbon feed material upstream from the second reactor 170.

В общем случае второй реактор 170 может функционировать в условиях, обеспечивающих превращение углеводородного подаваемого материала в меньшие углеводородные продукты. C_10- олефины подвергаются крекингу с образованием одного или нескольких легких олефинов, таких как этилен и/или пропилен. Для приема улучшенных продуктов и катализатора из стояка второго реактора емкость 194 второго реактора находится в сообщении с расположенным по ходу технологического потока раньше стояком 180 второго реактора. Смесь углеводородных газообразных улучшенных продуктов и катализатора продолжает движение снизу вверх через стояк 180 второго реактора и принимается в емкости 194 второго реактора, в которой катализатор и углеводородные газообразные улучшенные продукты разделяются. Пара консолей 196 отделения катализатора от продуктов реакции может тангенциально и горизонтально выгружать смесь из газа и катализатора из верха стояка 180 второго реактора через одно или несколько выпускных отверстий 198 (продемонстрировано только одно) в емкость 194 второго реактора, что осуществляет частичное отделение газов от катализатора. Катализатор может падать в плотный слой 200 катализатора в емкости 194 второго реактора. После этого улучшенные углеводородные продукты могут быть отделены от катализатора и удалены из второго реактора 170 через выпускное отверстие 204, находящееся в сообщении с расположенным по ходу технологического потока раньше вторым реактором 170, через линию 206 улучшенных продуктов. Улучшенные продукты в линии 206 улучшенных продуктов могут быть направлены в один или несколько циклонов 32 в емкости 20 первого реактора 10. Данные циклоны 32 могут быть выделены только для использования для улучшенных продуктов из второго реактора 170 при наличии выделенной линии (не показана) в секцию 90 фракционирования продуктов или, говоря конкретно, в секцию 114 концентрирования газа или могут просто проводить перемешивание с продуктами из стояка 12 первого реактора и направлять их совместно в секцию 90 фракционирования продуктов по линии 88. В альтернативном варианте, емкость 194 второго реактора может вмещать или иметь один или несколько циклонов для дополнительного отделения газообразных улучшенных продуктов от катализатора и направления их через линию 206 улучшенных продуктов в секцию 114 концентрирования газа секции 90 фракционирования продуктов. Линия 206 улучшенных продуктов в альтернативном варианте может доставлять улучшенные продукты в линию 88 для транспортирования в основную колонну 100 секции 90 фракционирования продуктов.In the General case, the second reactor 170 can operate under conditions that ensure the conversion of the hydrocarbon feed material into smaller hydrocarbon products. C ₁₀ olefins are cracked to form one or more light olefins, such as ethylene and / or propylene. To receive improved products and catalyst from the riser of the second reactor, the tank 194 of the second reactor is in communication with the riser 180 of the second reactor located downstream of the process stream. The mixture of hydrocarbon gaseous improved products and a catalyst continues to move upward through the riser 180 of the second reactor and is received in a tank 194 of the second reactor in which the catalyst and hydrocarbon gaseous improved products are separated. A pair of consoles 196 for separating the catalyst from the reaction products can tangentially and horizontally discharge the mixture of gas and catalyst from the top of the riser 180 of the second reactor through one or more outlets 198 (only one shown) into the tank 194 of the second reactor, which partially separates the gases from the catalyst. The catalyst may fall into the dense catalyst bed 200 in the vessel 194 of the second reactor. After that, the improved hydrocarbon products can be separated from the catalyst and removed from the second reactor 170 through the outlet 204, which is in communication with the second reactor 170 located downstream of the process stream, through the improved products line 206. The improved products in the improved product line 206 can be sent to one or more cyclones 32 in the vessel 20 of the first reactor 10. These cyclones 32 can only be allocated for use with the improved products from the second reactor 170 in the presence of a dedicated line (not shown) to section 90 fractionation of products or, specifically, to section 114 of gas concentration or can simply mix with products from riser 12 of the first reactor and send them together to section 90 of fractionation of products along line 88. Alternatively, the second reactor vessel 194 may contain or have one or more cyclones to further separate gaseous improved products from the catalyst and direct them through the improved products line 206 to the gas concentration section 114 of the product fractionation section 90. Alternative product line 206 may alternatively deliver improved products to line 88 for transporting to main column 100 of product fractionation section 90.

В некоторых вариантах осуществления второй реактор 170 может содержать смесь из описывавшихся выше первых и вторых компонентов катализатора. В одном предпочтительном варианте осуществления второй реактор 170 может содержать менее чем 20% (масс.), предпочтительно 5% (масс.), первого компонента и по меньшей мере 20% (масс.) второго компонента. В еще одном предпочтительном варианте осуществления второй реактор 170 может содержать в качестве катализатора только второй компонент, предпочтительно цеолит ZSM-5.In some embodiments, the second reactor 170 may comprise a mixture of the first and second catalyst components described above. In one preferred embodiment, the second reactor 170 may contain less than 20% (mass.), Preferably 5% (mass.), Of the first component and at least 20% (mass.) Of the second component. In another preferred embodiment, the second reactor 170 may contain as catalyst only the second component, preferably zeolite ZSM-5.

Отделенный катализатор может быть отправлен из емкости 194 второго реактора через трубу 208 катализатора рецикла, регулируемую контрольным клапаном 210, на рецикл обратно в стояк 180 второго реактора для введения в контакт со вторым подаваемым материалом. Необязательно катализатор может быть подан во второй реактор 170 из секции 44 десорбирования первого реактора КПСК через трубу 214 и/или из емкости 60 регенератора через трубу 216 при регулировании в обоих случаях контрольными клапанами. Трубы как 214, так и 216 могут находиться в сообщении с расположенной по ходу технологического потока дальше трубой 208 катализатора рецикла. Часть трубы 208 катализатора рецикла может составлять труба возврата катализатора 176. В одном варианте осуществления катализатор из емкости 194 второго реактора через трубу 202 доставляют в первый реактор, предпочтительно в секцию десорбирования 44, и доставляют, предпочтительно после десорбирования, через канал 54 отработанного катализатора в емкость 60 регенератора для регенерации. Регенерированный катализатор может быть возвращен через трубу 216 обратно в основание стояка 180 второго реактора через трубу 176 возврата катализатора. В данном варианте осуществления катализатор в первом и втором реакторах 10 и 170 перемешивается и может в обоих реакторах иметь однородный состав.The separated catalyst can be sent from the vessel 194 of the second reactor through a recycling catalyst pipe 208, controlled by a control valve 210, for recycling back to the riser 180 of the second reactor for contacting the second feed material. Optionally, the catalyst may be fed to the second reactor 170 from the stripping section 44 of the first KPSS reactor through the pipe 214 and / or from the regenerator vessel 60 through the pipe 216, in both cases being controlled by control valves. Pipes both 214 and 216 may be in communication with the recycle catalyst pipe 208 located downstream of the process stream. Part of the recycle catalyst pipe 208 may be a catalyst return pipe 176. In one embodiment, the catalyst from the second reactor vessel 194 is delivered through the pipe 202 to the first reactor, preferably to the stripping section 44, and delivered, preferably after stripping, through the spent catalyst channel 54 to the tank 60 regenerators for regeneration. The regenerated catalyst may be returned through the pipe 216 back to the base of the riser 180 of the second reactor through the catalyst return pipe 176. In this embodiment, the catalyst in the first and second reactors 10 and 170 is mixed and may have a uniform composition in both reactors.

В еще одном варианте осуществления второй реактор 170 изолируют от емкости 60 регенератора, так что регенерированный катализатор возвращают только в первый реактор 10, а второй реактор 170 не отправляет катализатор в емкость 60 регенератора и не принимает регенерированный катализатор из нее. В данном варианте осуществления второй компонент катализатора в большей степени сохраняет свою активность без оказания на него воздействия неоднократными регенерациями. Вместо этого второй компонент катализатора можно добавлять во второй реактор 170, а катализатор в емкости 194 второго реактора можно периодически или непрерывно сбрасывать через трубу 202, регулируемую контрольным клапаном, в секцию 44 десорбирования первого реактора 10. Сброшенный катализатор можно объединять с катализатором в первом реакторе 10 и получать дополнительную активность катализатора в нем. Для сохранения активности во втором реакторе 170 сброшенный катализатор можно замещать свежим катализатором.In yet another embodiment, the second reactor 170 is isolated from the regenerator vessel 60, so that the regenerated catalyst is returned only to the first reactor 10, and the second reactor 170 does not send the catalyst to the regenerator vessel 60 and does not receive the regenerated catalyst from it. In this embodiment, the second component of the catalyst retains its activity to a greater extent without affecting it by repeated regenerations. Instead, the second catalyst component can be added to the second reactor 170, and the catalyst in the second reactor vessel 194 can be periodically or continuously discharged through the control valve controlled pipe 202 to the stripping section 44 of the first reactor 10. The discharged catalyst can be combined with the catalyst in the first reactor 10 and receive additional catalyst activity in it. To maintain activity in the second reactor 170, the discharged catalyst can be replaced with fresh catalyst.

Стояк 180 второго реактора может функционировать в любом подходящем состоянии, таком как температура в диапазоне от 425° до 705°С, предпочтительно температура в диапазоне от 550° до 600°C, и давление в диапазоне от 40 до 700 кПа, предпочтительно давление в диапазоне от 40 до 400 кПа, а оптимально давление в диапазоне от 200 до 250 кПа. Обычно время пребывания в стояке 180 второго реактора может быть меньшим чем 5 секунд, а предпочтительно находится в диапазоне от 2 до 3 секунд. Примеры стояков и/или рабочих условий описываются, например, в публикациях US 2008/0035527 A1 и US 7,261,807 B2.The riser 180 of the second reactor may function in any suitable state, such as a temperature in the range of 425 ° to 705 ° C, preferably a temperature in the range of 550 ° to 600 ° C, and a pressure in the range of 40 to 700 kPa, preferably a pressure in the range from 40 to 400 kPa, and the optimum pressure is in the range from 200 to 250 kPa. Typically, the residence time in the riser 180 of the second reactor may be less than 5 seconds, and preferably is in the range from 2 to 3 seconds. Examples of risers and / or operating conditions are described, for example, in publications US 2008/0035527 A1 and US 7,261,807 B2.

Как можно себе представить, не вдаваясь в излишние подробности, специалист в соответствующей области техники при использовании предшествующего описания изобретения сможет воспользоваться настоящим изобретением в самой полной его степени. Предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления поэтому должны восприниматься просто в качестве иллюстрации, а не ограничения остальной части описания изобретения хоть каким-либо образом.As you can imagine, without going into too much detail, a specialist in the relevant field of technology using the previous description of the invention will be able to use the present invention to its fullest extent. The preceding preferred specific embodiments, therefore, should be construed merely as an illustration and not limitation of the rest of the description of the invention in any way.

В приведенном выше изложении все температуры приведены в градусах Цельсия, а все части и процентные содержания являются массовыми, если только не будет указано другого.In the above discussion, all temperatures are given in degrees Celsius, and all parts and percentages are by weight unless otherwise indicated.

Исходя из представленного выше описания изобретения, специалист в соответствующей области техники легко сможет определить существенные характеристики данного изобретения и без отклонения от его объема и сущности сможет создать различные изменения и модификации изобретения для его адаптации к различным вариантам использования и условиям.Based on the above description of the invention, a specialist in the relevant field of technology can easily determine the essential characteristics of this invention and without deviating from its scope and essence, it will be able to create various changes and modifications of the invention for its adaptation to various use cases and conditions.

Claims

1. A method of cracking with a fluidized bed of catalyst, containing:
feeding hydrocarbon feed to the reactor;
catalyst delivery to said reactor;
bringing said hydrocarbon feed into contact with said catalyst;
supplying a sulfidizing agent which is separated from said feed material upstream of said reactor;
adding said sulfidizing agent to said reactor;
cracking said hydrocarbon feed material to form smaller hydrocarbon products; and
separating said hydrocarbon products from said catalyst.

2. The method of cracking with a fluidized bed of a catalyst according to claim 1, further comprising distributing a fluidized gas in said reactor and fluidizing said catalyst in said reactor.

3. The method of cracking with a fluidized bed of a catalyst according to claim 2, further comprising adding said sulfidizing agent to said hydrocarbon feed material or to said fluidizing gas or supplying a fluidized gas containing said sulfidizing agent.

4. The method of cracking a fluidized bed of catalyst according to claim 1, additionally containing cracking the first hydrocarbon feed material in the first cracking reactor with a fluidized bed of catalyst to obtain products of the first cracking and feeding part of said first cracking products as said hydrocarbon feed material to said reactor.

5. The method of cracking with a fluidized bed of a catalyst according to claim 4, further comprising fractionating said first cracking products to feed said hydrocarbon feed to said reactor.

6. The method of cracking with a fluidized bed of a catalyst according to claim 5, further comprising fractionating said first cracking products to produce a dry gas stream containing hydrogen sulfide and supplying said sulfidizing agent with a dry gas stream.

7. The method of cracking with a fluidized bed of a catalyst according to claim 1, where the aforementioned sulfidizing agent contains methyl sulfides, hydrogen sulfide, mercaptans and polysulfides.

8. The method of cracking with a fluidized bed of catalyst according to claim 1, additionally containing the preservation in the fluid in the reactor of a sulfur concentration in the range from 20 to 2000 ppm (wt.).

9. The method of cracking with a fluidized bed of a catalyst according to claim 1, where the hydrocarbon feed material mainly contains hydrocarbons containing 10 or less carbon atoms.

10. A device for cracking with a fluidized bed of catalyst, containing:
riser for introducing the hydrocarbon feed into contact with the catalyst to obtain products;
a catalyst pipe in communication with said riser for delivering a catalyst to said riser;
a feed line for transferring a hydrocarbon feed;
a feed dispenser in communication with said feed line and said riser for delivering said hydrocarbon feed to said riser;
a reactor vessel in communication with said riser for receiving products and catalyst from said riser; and
a sulfidizing agent line different from said feed line and in communication with said riser.