RU2527973C2 - Установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем - Google Patents

Установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем Download PDF

Info

Publication number
RU2527973C2
RU2527973C2 RU2011130509/04A RU2011130509A RU2527973C2 RU 2527973 C2 RU2527973 C2 RU 2527973C2 RU 2011130509/04 A RU2011130509/04 A RU 2011130509/04A RU 2011130509 A RU2011130509 A RU 2011130509A RU 2527973 C2 RU2527973 C2 RU 2527973C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
olefins
raw material
riser
catalyst
zone
Prior art date
Application number
RU2011130509/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011130509A (ru
Inventor
Роберт Л. МЕЛБЕРГ
Кит Э. КАУЧ
Брайан В. ХЕДРИК
Чжихао ФЭЙ
Original Assignee
Юоп Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Publication of RU2011130509A publication Critical patent/RU2011130509A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2527973C2 publication Critical patent/RU2527973C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
    • C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/10—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising silica or silicate
    • B01J20/16—Alumino-silicates
    • B01J20/18—Synthetic zeolitic molecular sieves
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/24—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C4/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a larger number of carbon atoms
    • C07C4/02—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a larger number of carbon atoms by cracking a single hydrocarbon or a mixture of individually defined hydrocarbons or a normally gaseous hydrocarbon fraction
    • C07C4/06—Catalytic processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1088—Olefins
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Изобретение относится к каталитическому крекингу с псевдоожиженным слоем. Изобретение касается способа, включающего стадии: a) функционирования зоны реакции, содержащей по меньшей мере один стояк, в условиях, способствующих получению олефинов, причем в указанный по меньшей мере один стояк подают: i) первое сырье с температурой кипения от 180 до 800°C; ii) второе сырье, содержащее один или более С4 +-олефинов, содержащих бутены; и iii) третье сырье, содержащее олигомеризованные легкие олефины или лигроиновый поток, содержащий от 20 до 70 вес.% одного или более C5-C10-олефинов; b) превращения олефинов во втором сырье в пропилен; c) отделения смеси от одного или более продуктов реакции в зоне отделения; и d) извлечения одного или более продуктов зоне разделения. Технический результат - повышение выхода легких олефинов, в частности пропилена. 9 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 пр.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к установкам каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем, таким как установки, на которые подается углеводородное сырье и/или углеводородный поток.
Уровень техники
В процессе каталитического крекинга могут создаваться разнообразные продукты из углеводородов с более длинными цепочками. Обычно в реактор каталитического крекинга, такой как реактор каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем, подают более тяжелые углеводороды, такие как вакуумный газойль. С такой установки можно получать различные продукты, включая бензиновый продукт и/или другие легкие продукты, такие как этилен и пропилен.
На таких установках обычно желательно получать больше определенных продуктов, таких как этилен и пропилен. В частности, этилен и пропилен могут использоваться для производства последующих продуктов, например пластиков. Однако желание доводить до максимума выход легких олефинов может оказаться ограниченным из-за ограничений процесса, таких как нежелательные побочные реакции. По этой причине было бы выгодно создать установку и/или способ, в которых были бы устранены указанные ограничения и которые бы позволили повысить выход легких олефинов.
Раскрытие изобретения
Одним из типичных вариантов осуществления может быть установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем. Установка может включать в себя зону реакции, функционирующую в условиях, способствующих получению олефинов, и содержащую в себе по меньшей мере один стояк. В этот по меньшей мере один стояк может подаваться первое сырье с температурой кипения от 180 до 800°С и второе сырье, содержащее более 70 вес.% одного или более С4 +-олефинов.
Другим типичным вариантом осуществления может быть установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем. Установка может включать в себя зону реакции, в которой имеется по меньшей мере один стояк, в который подается смесь первого катализатора, имеющего поры с отверстиями, большими 0,7 нм, и второго катализатора, имеющего отверстия, меньшие отверстий первого катализатора, поток лигроина, содержащий от 20 до 70 вес.% одного или более С5-С10-олефиновых соединений, поток С4-углеводородов и поток сырья с температурой кипения от 180 до 800°С.
Еще одним типичным вариантом осуществления может быть установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем. Установка может включать в себя зону реакции, в которой имеется по меньшей мере один стояк, в который подается смесь Y-цеолита и цеолита ZSM-5, сырье с температурой кипения от 180 до 800°С и олефиновый поток, содержащий по меньшей мере 10 вес.% одного или более С4-С7-олефиновых соединений, подаваемый после (по ходу потока) указанных смеси и сырья, зону отделения для отделения смеси от одного или более продуктов реакции и зону разделения для одного или более продуктов реакции.
Таким образом, раскрытые в заявке варианты осуществления могут предложить установки и/или способы, которые могут повысить выход легких олефинов, в частности пропилена. Например, использование расположенных выше точек ввода или особого сырья может давать дополнительные олефины. Что касается точек ввода, указанное расположение может уменьшить время пребывания для превращения сырья и облегчить производство олефинов. Кроме того, рециркуляция и подача некоторых потоков в стояк также могут облегчить производство одного или более желаемых продуктов.
Определения
В рамках представлений заявки выражение «поток» может относиться к потоку, включающему различные углеводородные молекулы, такие как линейные, разветвленные или циклические алканы, алкены, алкадиены и алкины, и, возможно, другие вещества, такие как газы, например водород, или примеси, такие как тяжелые металлы и соединения серы и азота. Поток может также включать в себя ароматические и неароматические углеводороды. Далее, углеводородные молекулы могут представляться в виде сокращений C1, С2, С3…Cn, где "n" обозначает число атомов углерода в одной или более углеводородных молекулах. При этом парафиновые молекулы могут иметь сокращения с использованием "Р", например "С3Р", что может обозначать пропан. Олефиновые же молекулы могут иметь сокращения с использованием "=", например С3=, что может обозначать пропилен. Верхний индекс "+" или "-" может использоваться с сокращенным обозначением одного или более углеводородов, например С3 + или С3 -, которые включают сокращенное обозначение одного или более углеводородов. Например, аббревиатура "С3 +" обозначает одну или более углеводородных молекул из трех и/или более атомов углерода.
В рамках представлений заявки термин «бутен» может собирательно относиться к 1-бутену, цис-2-бутену, транс-2-бутену и/или изобутену.
В рамках представлений заявки термин «амилен» может собирательно относиться к 1-пентену, цис-2-пентену, транс-2-пентену, 3-метил-1-бутену, 2-метил-1-бутену и/или 2-метил-2-бутену.
В рамках представлений заявки выражение «обогащенный» может означать количество, составляющее обычно не менее 50 мол.% и предпочтительно не менее 70 мол.% соединения или класса соединений в потоке.
В рамках представлений заявки выражение «чистый» может означать по меньшей мере 99 мол.% вещества или соединения.
В рамках представлений заявки выражение «после (по ходу потока)» обычно означает местоположение, удаленное от другого местоположения в направлении потока. Например, некоторая первая точка, которая расположена на более высоком уровне в стояке по сравнению с некоторой второй точкой, находится после (по ходу потока) этой второй точки, если в стояк через дно подается некоторый восходящий поток.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 - схематическое изображение типичной установки каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем.
Фиг.2 - графическое представление выходов олефинов при добавлении 1-бутена.
Фиг.3 - графическое представление выходов парафинов при добавлении 1-бутена.
Фиг.4 - графическое представление выходов C1-С10-углеводородов при добавлении 1-бутена.
Фиг.5 - графическое представление выходов олефинов при добавлении амилена.
Фиг.6 - графическое представление выходов парафинов при добавлении амилена.
Фиг.7 - графическое представление выходов C1-С10-углеводородов при добавлении амилена.
Осуществление изобретения
Как следует из фиг.1, установка 10 каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем (далее можно сокращенно FCC) может включать в себя зону 100 реакции, зону 300 отделения, зону 400 разделения и зону 500 регенерации. Как правило, зона 100 реакции может содержать в себе реакционный сосуд 120 и по меньшей мере один стояк 160, который может иметь множество точек ввода для подачи углеводородных потоков. При этом технологические поточные линии на фигуре могут называться линиями, трубами, трубопроводами, сырьем или потоками. В частности, линия, труба или трубопровод могут содержать в себе один или более видов сырья или потоков и один или более видов сырья или потоков могут содержаться в линии, трубе или трубопроводе.
На данной типичной установке 10 каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем могут быть использованы одна или более расположенных выше точек 170 ввода, таких, например, как вторая точка 170 ввода, в сочетании с одной или более расположенными ниже точками 180 ввода, такими, например, как первая точка 180 ввода, с первым сырьем 200. В частности, в по меньшей мере один стояк 160 могут независимо подаваться несколько потоков 200, 220, 230, 240 и 250 с помощью независимого открытия или закрытия клапанов, соответственно, 204, 224, 234, 244 и 254. Местоположения точек ввода можно оптимизировать на основе состава углеводородных потоков, рабочих условий в зоне 100 реакции и уровня активности второго катализатора.
В одном из типичных вариантов осуществления открытие клапана 204 может обеспечить ввод первого сырья 200, имеющего температуру кипения от 180 до 800°С, в по меньшей мере один стояк 160. В свою очередь, открытие клапана 224 может обеспечить ввод второго сырья 220 из зоны 400 разделения, содержащего эффективное количество одного или более С4 +-олефинов и расположенного выше точки ввода первого сырья 200. Обычно клапаны 234, 244 и 254 закрыты.
Обычно второе сырье 220 подается над первым сырьем 200 и, следовательно, имеет более короткое время пребывания. В частности, второе сырье 220 может содержать эффективное количество одного или более С4 +-олефинов для производства пропилена, например более 10, 20, 30, 70, 80 вес.% и даже более 90 вес.% одного или более С4 +-олефинов, например С4-С12-олефинов, предпочтительно С3-С7-олефинов. Как правило, особенно предпочтительны бутен и/или гексен. Обычно второе сырье 220 имеет время пребывания меньше 1 сек и может вводиться далее по ходу потока от первого сырья 200. Первым сырьем 200 может быть любой подходящий углеводородный поток, такой как атмосферный остаток или вакуумный газойль.
В одном из альтернативных вариантов осуществления в по меньшей мере один стояк могут подаваться несколько сырьевых потоков. В данном типичном варианте осуществления клапан 204, а также клапан 224 могут быть закрыты. Открытие клапана 234 может обеспечить ввод лигроинового потока 230, содержащего один или более C5-С10-углеводородов. Как правило, лигроиновый поток 230 может содержать от 15 до 70 вес.%, предпочтительно от 20 до 70 вес.% одного или более олефинов. Кроме того, лигроиновый поток может иметь температуру кипения от 15 до 255°С, предпочтительно от 15 до 150°С. Наряду с этим открытие клапана 254 может обеспечить ввод углеводородного потока 250, имеющего температуру кипения от 180 до 800°С, такого как атмосферный остаток или вакуумный газойль. В то же время открытие клапана 244 может обеспечить ввод в FCC-реактор С4-потока, такого как третье сырье 240, содержащее бутены, в частности по меньшей мере 20 вес.%, предпочтительно от 50 до 70 вес.%, из зоны 400 разделения. В одном из типичных вариантов осуществления третье сырье 240 может включать в себя лигроиновый поток, содержащий олигомеризованные легкие олефины, такие как бутены. В таком лигроиновом потоке содержание олефинов может быть не менее 70 вес.% или даже не менее 90 вес.%.
Далее, в по меньшей мере один стояк 160 могут подаваться и другие сырьевые комбинации, такие как ввод лигроинового потока после (по ходу потока) от первого потока 200 при закрытии клапана 244 и открытии клапана 224. Независимо один от другого клапан 254 может быть закрыт, а клапан 204 может быть открыт, обеспечивая ввод в поток 200 потоков 220, 230 и/или 240. В еще одном варианте осуществления клапаны 224, 234, 244 и 254 могут быть закрыты и первое сырье 200 может подаваться через клапан 204 вместе с поступающим на FCC С4-потоком и/или лигроиновым потоком, по меньшей мере частично обеспечивая флюидизацию потока 200.
Обычно бывает желательно независимо подавать более легкие виды сырья, в частности сырье 220, 230 и 240, в газовой фазе. Как правило, эти виды сырья 220, 230 и 240 могут содержать по меньшей мере 50 мол.% компонентов в газовой фазе. Предпочтительно, чтобы в газовой фазе было все (т.е. по меньшей мере 99 мол.%) сырье, 220, 230 и 240. Обычно температура трех видов сырья 220, 230 и 240 может составлять независимо от 120 до 500°С. Предпочтительно, чтобы температура сырья 220, 230 и 240 составляла независимо не менее 320°С.
Кроме того, точки ввода сырья могут быть помещены в любом подходящем положении на по меньшей мере одном стояке 160, например вблизи отпарной зоны 350 и после (по ходу потока) линий 250 и 240, а также вблизи закручивающих лопаток 110, как это описано далее. Для получения требуемого времени пребывания обычно может быть использовано любое подходящее положение на стояке 160. При этом, хотя раскрыт только один стояк 160, следует иметь в виду, что может быть использовано множество стояков, из которых один стояк будет иметь меньшую длину с целью использования более короткого времен пребывания для получения более легких олефиновых молекул.
Зона 100 реакции может функционировать в любых подходящих условиях, таких как температура от 510 до 630°С, предпочтительно от 530 до 600°С. В альтернативном случае зона 100 реакции может функционировать при температуре не ниже чем 500°С, предпочтительно не ниже 550°С. При этом может быть использовано любое подходящее давление, такое как давление ниже 450 кПа, предпочтительно от 110 до 450 кПа и оптимально от 110 до 310 кПа. Кроме того, зона 100 реакции может функционировать при низком парциальном давлении углеводородов. В частности, парциальное давление углеводородов может составлять от 35 до 189 кПа, предпочтительно от 60 до 140 кПа. В альтернативном случае парциальное давление углеводородов может быть ниже 180 кПа, например ниже 110 кПа или, предпочтительно, ниже 70 кПа. В одном из типичных вариантов осуществления парциальное давление углеводородов может составлять от 5 до 110 кПа. На по меньшей мере одном стояке 160 может быть использовано множество точек для ввода различных углеводородных потоков для производства продуктов, таких как пропилен, что более подробно обсуждается далее.
Относительно низкие парциальные давления углеводородов могут быть достигнуты путем использования водяного пара или других разбавителей, таких как сухие газы. Как правило, разбавитель может составлять от 10 до 55 вес.% от сырья, предпочтительно 15 вес.% от сырья. В по меньшей мере одном стояке 160 может быть использован любой подходящий катализатор каталитического крекинга.
Одна из подходящих типичных катализаторных смесей может включать в себя два катализатора. Такие катализаторные смеси раскрыты, например, в US 7312370 В2. Обычно первый катализатор может содержать любой из хорошо известных катализаторов, которые используются в практике FCC, такие как активный аморфный катализатор глинистого типа и/или высокоактивные кристаллические молекулярные сита. Цеолиты могут использоваться в FCC-процессах в качестве молекулярных сит. Первый катализатор предпочтительно содержит крупнопористый цеолит, такой как цеолит Y-типа, активный алюмооксидный материал, связующий материал, включающий либо кремнезем, либо глинозем, и инертный наполнитель типа каолина.
Как правило, пригодные для первого катализатора цеолитные молекулярные сита имеют большой средний размер пор. Обычно молекулярные сита с большим размером пор имеют поры с отверстиями, большими 0,7 нм в эффективном диаметре, определяемом более чем 10- и, как правило, 12-членными кольцами. Индексы размера пор для больших пор могут быть больше 31-членных колец. Подходящие крупнопористые цеолиты включают синтетические цеолиты, такие как Х- и Y-цеолиты, морденит и фожазит. В качестве первого катализатора могут быть предпочтительны Y-цеолиты с содержанием редких земель не более 1,0 вес.% редкоземельного оксида на цеолитную часть катализатора.
Второй катализатор может включать в себя средне- и мелкопористый цеолитный катализатор, примерами которого являются ZSM-5, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 и другие подобные им материалы. Другие подходящие средне- и мелкопористые цеолиты включают ферриерит и эрионит. Второй катализатор предпочтительно содержит средне- и мелкопористые цеолиты, диспергированные на матрице, включающей связующий материал, такой как кремнезем или глинозем, и инертный наполнитель, такой как каолин. Второй катализатор может также содержать некоторые другие активные материалы типа цеолита бета. Эти композиции могут содержать кристаллический цеолит в количестве от 10 до 50 вес.% или более и матричный материал в количестве от 50 до 90 вес.%. Композиции предпочтительно содержат 40 вес.% кристаллического цеолитного материала и при этом могут использоваться композиции с более высоким содержанием кристаллического цеолита, если, что является желательным, они обладают удовлетворительной стойкостью к истиранию. Обычно средне- и более мелкопористые цеолиты характеризуются наличием у них эффективного диаметра отверстия пор, меньшего или равного 0,7 мм, колец с 10 или менее членами и индексом размера пор, меньшим 31.
Вся смесь может содержать от 1 до 25 вес.% второго катализатора, в частности от средне- до мелкопористого кристаллического цеолита при предпочтительном его содержании, большем или равном 1,75 вес.%. Если второй катализатор содержит 40 вес.% кристаллического цеолита, имея в балансе связующий материал, смесь может содержать от 4 до 40 вес.% второго катализатора при предпочтительном его содержании не менее 7 вес.%. Баланс катализаторной композиции может составлять первый катализатор. Обычно относительные пропорции первого и второго катализаторов в смеси не должны значительно меняться в пределах FCC-установки 100. Высокая концентрация средне- и более мелкопористого цеолита в качестве второго катализатора катализаторной смеси может повысить селективность в отношении легких олефинов.
Как правило, в по меньшей мере одном стояке 160 может быть использовано любое подходящее время пребывания. Однако предпочтительно используется время пребывания, не большее 5, 3, 2, 1,5 или 0,5 сек. Для производства олефинов в случае конверсии потока, содержащего один или более С12-олефинов, обычно желательно более короткое время пребывания, т.е. не более 1,5 сек. Для получения множества разных времен пребывания на стояке 160 могут быть созданы одна или более точек ввода. Например, одна или более расположенных ниже точек ввода 180 могут обеспечить подачу по меньшей мере одного сырья со временем пребывания от 0,5 до 5 сек, а одна или более расположенных выше точек ввода 170 могут обеспечить подачу по меньшей мере другого сырья с временем пребывания меньшим 0,5 сек.
Реакционный сосуд 120 может содержать в себе одно или более устройств, таких как закручивающие лопатки 110. Как правило, закручивающие лопатки 110 отделяют катализатор от одного или более углеводородных продуктов, таких как бензиновый продукт или пропиленовый продукт из по меньшей мере одного стояка 160. Обычно, хотя закручивающие лопатки 110 и отделяют катализатор от углеводорода внутри реакционного сосуда 120, реакции могут все еще продолжаться вследствие контакта между по меньшей мере некоторым количеством катализатора и по меньшей мере некоторым количеством углеводорода.
После этого смесь катализатора и углеводорода может поступать в зону 300 отделения. Обычно зона 300 отделения включает в себя какое-либо подходящее отделительное устройство типа блока 310 циклонного сепаратора. Блок 310 циклонного сепаратора может содержать в себе любое подходящее количество циклонов для удаления из продуктового углеводородного потока остающихся в нем частиц катализатора. Отделенный таким образом катализатор может выпадать через каналы отходящих от циклонов труб 320 к нижним участкам оболочки 80. Далее катализатор может поступать через отверстия 114 в реакционном сосуде 120 в отпарную зону 350, в которой вводимый водяной пар может отпаривать поглощенные углеводороды с поверхности катализатора, находящегося в противоточном контакте с водяным паром. Такие циклонные сепараторы и отпарные зоны раскрыты, например, в US 7312370 В2.
После этого катализатор может продолжать двигаться снаружи от по меньшей мере одного стояка 160 внутри реакционного сосуда 120 до достижения им первого катализаторного трубопровода 510, который может переносить катализатор из по меньшей мере одного реакционного сосуда 120 в зону 500 регенерации. Зона 500 регенерации может работать при любой подходящей температуре, например выше 650°С, и других условиях, подходящих для удаления накопившегося на частицах катализатора кокса. Регенерированный катализатор может быть затем возвращен в стояк 160 по трубопроводу 520. Может использоваться любая подходящая зона регенерации типа тех, которые раскрыты, например, в US 4090948 и US 4961907.
После регенерации катализатора последний может подаваться через второй катализаторный трубопровод 520 в по меньшей мере один стояк 160. Регенерированный катализатор предпочтительно подается перед (по ходу потока) линиями 230, 240 и 250. Как правило, регенерированный катализатор может подаваться у основания по меньшей мере одного стояка 160. Ниже по меньшей мере одного стояка 160 может, например, находиться камера смешения, куда может поступать регенерированный катализатор и при необходимости отработанный катализатор из реакционного сосуда 120. Такая камера смешения раскрыта, например, в US 7312370 В2.
Из зоны 300 отделения могут также выходить один или более углеводородных продуктов через первый разъединительный трубопровод 92 и второй разъединительный трубопровод 96 к пазухе 90 оболочки 80. Далее один или более углеводородных продуктов могут выходить в виде одного или более продуктовых потоков 300 к зоне 400 разделения.
Как правило, в зону 400 разделения могут поступать продукты из зоны 300 отделения. Зона 400 разделения включает в себя, как правило, одну или более перегонных колонн. Такие системы раскрыты, например, в US 3470084. Обычно зона 400 разделения может производить один или более продуктов, таких как обогащенный этиленом и/или пропиленом поток 404 и обогащенный бензиновым продуктом поток 408.
Из зоны 400 разделения могут также выходить один или более дополнительных потоков, таких как поток 412 рециркулята, содержащий эффективное количество одного или более С4 +-олефинов, предпочтительно поток, содержащий один или более C4-C7-олефинов. Типичный такого рода поток 412 может содержать один или более C4-углеводородов и рециркулировать в зону 100 реакции. Обычно такой поток содержит от 10 до 100% олефинового материала, предпочтительно от 50 до 90% олефинового материала. В одном из предпочтительных вариантов осуществления этот поток может содержать по меньшей мере 95, предпочтительно 95 и оптимально 99 вес.% одного или более С4 +-олефинов, в частности бутена и одного или более олигомеров бутенов. Зона 400 разделения может обеспечить подачу в по меньшей мере один стояк 160 всех различных типов множества фракций по линии 412. Благодаря этому в по меньшей мере один стояк 160 может подаваться множество видов сырья, из которых, например, сырье из более легких олефинов может подаваться у расположенных выше точек 170 ввода, в результате чего сокращается время пребывания и увеличивается производство пропилена. Хотя зона 400 разделения изображена как обеспечивающая подачу в по меньшей мере один стояк 160 одного или более видов сырья, следует иметь в виду, что сырье, целиком или частично, может подаваться независимым образом не только из зоны 400 разделения, но и из других источников.
Иллюстративные варианты осуществления
Приведенные ниже примеры предназначены для дополнительной иллюстрации обсуждаемого(ых) варианта(ов) осуществления. Эти иллюстрации не предназначены для ограничения формулы изобретения конкретными деталями этих примеров. Эти примеры имеют в основе циркуляционные испытания на FCC-пилотной установке в предполагаемых промышленных условиях. Выходы газа, такого как водород и легкие углеводороды, например C1-C5, могут определяться путем пропускания всего объема газа через мокрый газовый счетчик, с помощью которого состав определяется согласно методике испытаний UOP-539-97. Выход жидкости может определяться путем детального анализа углеводородов согласно методике испытаний ASTM D-5134-98, а конверсия может быть определена согласно ASTM D2887-06a методом моделированной перегонки для разделения жидкостей, например лигроина, легкого рециклового газойля и тяжелого рециклового газойля. Плотность может быть определена согласно, например, ASTM D4052-96. Выход других углеводородов, таких как парафины, изопарафины, олефины, нафтены и ароматические углеводороды, может определяться с помощью других подходящих методик.
Используют коммерчески доступную катализаторную смесь, содержащую от 8 до 10 вес.% цеолита ZMS-5 и имеющую в балансе Y-цеолит, содержащий 1 вес.% редкоземельного оксида. Используемым сырьем является подвергнутая гидроочистке смесь вакуумного газойля и газойля коксования с азотом в качестве разбавителя. В некоторых случаях добавляется моделированный рециркулируемый олефин. Основные условия испытаний: температура на выходе стояка 540°С, среднее отношение катализатор/газойль равно 13, среднее время пребывания в стояке от 1,5 до 2,6 сек, давление в верху стояка 280 кПа и парциальное давление газойля от 40 до 70 кПа. Парциальное давление газойля может поддерживаться постоянным путем уменьшения количества азота-разбавителя. Выходы C1-С10-углеводородов, водорода, сероводорода, рецикловых газойлей на основе скорости подачи чистого сырья определяют с помощью упомянутых выше методов и выражают в виде вес.% от газойлевого сырья. Испытания с рециркуляционным олефином выполняют, добавляя к сырью 5, 10 и 20 вес.% чистого 1-бутена или пентан-амиленовой смеси, состоящей из 1-пентена (50%) и н-пентана (50%), с целью моделирования второго сырья из С4 +-олефинов, либо рециркулируемых из секции выделения FCC-продукта, либо из внешнего сырьевого источника. Рециркуляционные испытания проводят в тех же условиях процесса, что и испытания с одним газойлем, например, поддерживая постоянными парциальное давление газойля и время пребывания паров путем уменьшения мольной скорости потока азота и мольной скорости потока рециркулята.
Весовые проценты чистого сырья в сырье без добавок и в сырье с моделированным олефиновым рециркулятом приведены на фиг.2-7. Вес.% какого-либо типа углеводорода от чистого сырья рассчитывают вычитанием массовой скорости потока этого углеводорода в рециркуляционном потоке из общей массовой скорости потока этого углеводорода в выходящем потоке реактора и делением на все количество сырья. Например, вес.% всего количества бутена от чистого сырья можно рассчитать следующим образом:
Общий бутен, вес.% от газойлевого сырья = (((общий бутен в выходящем потоке реактора (г/час)) - (общий бутеновый рециркулят (г/час)))/(газойлевое сырье (г/час)) × 100%
Этот расчет может производиться для каждого показанного на фигуре углеводорода, например С3 = (как показано на фиг.2), С3Р (как на фиг.3) и С3 (как на фиг.4).
Как следует из фиг.2-4, добавление 1-бутена к углеводородному потоку увеличивает производство пропилена. Наряду с этим показано также увеличение С4-парафинов. В целом выход С3-углеводородов, в частности пропилена, возрастает вследствие увеличения количества 1-бутена в общем сырье. В результате этого добавление 1-бутена приводит к превращению 60 вес.% рециркулируемого 1-бутена в пропилен, пентены, гексены и парафины с малым количеством С1-С2-газов. Как следует из фиг.5-7, увеличение количества пентан-амилена на верхних уровнях также может повысить количество производимого пропилена при одновременном увеличении производства С4-парафинов, С3-углеводородов и С4-углеводородов.
Без дополнительных уточнений предполагается, что специалист в данной области сможет на базе приведенного выше описания в полном объеме использовать настоящее изобретение. Приведенные выше конкретные варианты осуществления должны, таким образом, приниматься просто как иллюстративные и ни в коем случае ни в чем не ограничивающие остальную часть описания.
В приведенном выше описании все температуры указаны в градусах Цельсия, все части и процентные содержания, если не указано иное, даны по весу.
Из приведенного выше описания специалист без труда выяснит существенные характеристики настоящего изобретения и, не выходя за рамки сути и объема изобретения, сможет производить различные изменения и модификации изобретения, адаптируя его к различным областям применения и условиям.

Claims (10)

1. Способ каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем, который включает стадии:
a) функционирования зоны реакции, содержащей по меньшей мере один стояк, в условиях, способствующих получению олефинов, причем в указанный по меньшей мере один стояк подают:
i) первое сырье с температурой кипения от 180 до 800°C;
ii) второе сырье, содержащее один или более С4+-олефинов, содержащих бутены; и
iii) третье сырье, содержащее олигомеризованные легкие олефины или лигроиновый поток, содержащий от 20 до 70 вес.% одного или более C5-C10- олефинов;
b) превращения олефинов во втором сырье в пропилен;
c) отделения смеси от одного или более продуктов реакции в зоне отделения; и
d) извлечения одного или более продуктов реакции в зоне разделения.
2. Способ по п.1, в котором второе сырье содержит по меньшей мере один C4-C12-олефин.
3. Способ по п.1 или 2, в котором время пребывания второго сырья в стояке составляет менее 3 сек.
4. Способ по п.1 или 2, в котором точка ввода второго сырья расположена после по ходу потока от точки ввода первого сырья.
5. Способ по п.1 или 2, в котором парциальное давление углеводородов в по меньшей мере одном стояке ниже 100 кПа.
6. Способ по п.1 или 2, в котором способствующая получению олефинов температура в зоне реакции выше 500°C.
7. Способ по п.1 или 2, в котором второе сырье содержит по меньшей мере 80 вес.% одного или более С4+-олефинов.
8. Способ по п.1 или 2, в котором второе сырье содержит по меньшей мере 90 вес.% одного или более С4+-олефинов.
9. Способ по п.1 или 2, в котором парциальное давление углеводородов в зоне реакции ниже 70 кПа.
10. Способ по п.1 или 2, в котором температура в зоне реакции превышает 550°C.
RU2011130509/04A 2008-12-22 2009-12-04 Установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем RU2527973C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/340,945 2008-12-22
US12/340,945 US8246914B2 (en) 2008-12-22 2008-12-22 Fluid catalytic cracking system
PCT/US2009/066689 WO2010074919A2 (en) 2008-12-22 2009-12-04 Fluid catalytic cracking system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011130509A RU2011130509A (ru) 2013-01-27
RU2527973C2 true RU2527973C2 (ru) 2014-09-10

Family

ID=42266411

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011130509/04A RU2527973C2 (ru) 2008-12-22 2009-12-04 Установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем

Country Status (7)

Country Link
US (2) US8246914B2 (ru)
KR (1) KR20110111293A (ru)
CN (1) CN102325861B (ru)
BR (1) BRPI0922476A2 (ru)
RU (1) RU2527973C2 (ru)
TW (1) TWI409326B (ru)
WO (1) WO2010074919A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2823585C2 (ru) * 2018-12-19 2024-07-24 Ифп Энержи Нувелль Преобразование сырой нефти в псевдоожиженном слое, содержащем зоны с разным временем контакта

Families Citing this family (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007112570A1 (en) 2006-04-03 2007-10-11 Pharmatherm Chemicals Inc. Thermal extraction method and product
US20110284359A1 (en) 2010-05-20 2011-11-24 Uop Llc Processes for controlling afterburn in a reheater and for controlling loss of entrained solid particles in combustion product flue gas
US8499702B2 (en) 2010-07-15 2013-08-06 Ensyn Renewables, Inc. Char-handling processes in a pyrolysis system
US9441887B2 (en) 2011-02-22 2016-09-13 Ensyn Renewables, Inc. Heat removal and recovery in biomass pyrolysis
US8889937B2 (en) 2011-06-09 2014-11-18 Uop Llc Process for producing one or more alkylated aromatics
EP2737011B1 (en) * 2011-07-29 2016-12-28 Saudi Arabian Oil Company Hydrogen-enriched feedstock for fluidized catalytic cracking process
US9347005B2 (en) 2011-09-13 2016-05-24 Ensyn Renewables, Inc. Methods and apparatuses for rapid thermal processing of carbonaceous material
US10400175B2 (en) 2011-09-22 2019-09-03 Ensyn Renewables, Inc. Apparatuses and methods for controlling heat for rapid thermal processing of carbonaceous material
US8993824B2 (en) 2011-09-28 2015-03-31 Uop Llc Fluid catalytic cracking process
US9109177B2 (en) 2011-12-12 2015-08-18 Ensyn Renewables, Inc. Systems and methods for renewable fuel
US9522376B2 (en) 2012-06-08 2016-12-20 Uop Llc Process for fluid catalytic cracking and a riser related thereto
US9670413B2 (en) 2012-06-28 2017-06-06 Ensyn Renewables, Inc. Methods and apparatuses for thermally converting biomass
WO2014074833A1 (en) 2012-11-12 2014-05-15 Uop Llc Process for making gasoline by oligomerization
US9914673B2 (en) 2012-11-12 2018-03-13 Uop Llc Process for oligomerizing light olefins
US9522375B2 (en) 2012-11-12 2016-12-20 Uop Llc Apparatus for fluid catalytic cracking oligomerate
US20140135545A1 (en) * 2012-11-12 2014-05-15 Uop Llc Fluid catalytic cracking process
US9522373B2 (en) 2012-11-12 2016-12-20 Uop Llc Apparatus for oligomerizing light olefins
US9434891B2 (en) 2012-11-12 2016-09-06 Uop Llc Apparatus for recovering oligomerate
US9441173B2 (en) 2012-11-12 2016-09-13 Uop Llc Process for making diesel by oligomerization
US10508064B2 (en) 2012-11-12 2019-12-17 Uop Llc Process for oligomerizing gasoline without further upgrading
US9663415B2 (en) 2012-11-12 2017-05-30 Uop Llc Process for making diesel by oligomerization of gasoline
US9644159B2 (en) 2012-11-12 2017-05-09 Uop Llc Composition of oligomerate
US9834492B2 (en) 2012-11-12 2017-12-05 Uop Llc Process for fluid catalytic cracking oligomerate
US9567267B2 (en) 2012-11-12 2017-02-14 Uop Llc Process for oligomerizing light olefins including pentenes
US9944859B2 (en) 2013-04-19 2018-04-17 Phillips 66 Company Albermarle Corporation Deep deoxygenation of biocrudes utilizing fluidized catalytic cracking co-processing with hydrocarbon feedstocks
WO2014210150A1 (en) 2013-06-26 2014-12-31 Ensyn Renewables, Inc. Systems and methods for renewable fuel
US9399603B2 (en) * 2013-11-25 2016-07-26 Uop Llc Increased conversion of recycled oxygenates in MTO
US9732285B2 (en) 2013-12-17 2017-08-15 Uop Llc Process for oligomerization of gasoline to make diesel
US9670425B2 (en) 2013-12-17 2017-06-06 Uop Llc Process for oligomerizing and cracking to make propylene and aromatics
US10337726B2 (en) 2015-08-21 2019-07-02 Ensyn Renewables, Inc. Liquid biomass heating system
US9981888B2 (en) * 2016-06-23 2018-05-29 Saudi Arabian Oil Company Processes for high severity fluid catalytic cracking systems
CN110088238A (zh) * 2016-12-19 2019-08-02 沙特基础工业全球技术公司 用于裂化轻质链烷烃的工艺集成
BR112019013387B1 (pt) 2016-12-29 2023-03-28 Ensyn Renewables, Inc Desmetalização de biomassa
WO2021024120A1 (en) * 2019-08-05 2021-02-11 Sabic Global Technologies B.V. A method for catalytic cracking of hydrocarbons to produce olefins and aromatics without steam as diluent
US11214741B2 (en) * 2020-02-25 2022-01-04 Uop Llc Fluid catalytic cracking process for cracking multiple feedstocks
CN112322334A (zh) * 2020-10-21 2021-02-05 中国石油大学(北京) 基于原料性质的多区式耦合控制多级催化裂解方法及装置
CN112322338A (zh) * 2020-10-21 2021-02-05 中国石油大学(北京) 基于原料类型的多区式耦合控制多级催化裂解方法及装置
CN112322335A (zh) * 2020-10-21 2021-02-05 中国石油大学(北京) 按原料性质的双区并联耦合床层控制多级催化裂解的方法
CN112322324A (zh) * 2020-10-21 2021-02-05 中国石油大学(北京) 基于原料类型的多区式耦合控制多级催化裂解方法及装置
CN112322328A (zh) * 2020-10-21 2021-02-05 中国石油大学(北京) 按原料类型的多区协控耦合床层控制多级催化裂解的方法
CN112322323A (zh) * 2020-10-21 2021-02-05 中国石油大学(北京) 按原料类型的多区并联耦合床层控制多级催化反应的方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US584643A (en) * 1897-06-15 Riding attachment for plows
US5082983A (en) * 1990-09-14 1992-01-21 Mobil Oil Corporation Reduction of benzene content of reformate in a catalytic cracking unit
US20060138027A1 (en) * 2004-12-23 2006-06-29 Soni Dalip S Processing of different feeds in a fluid catalytic cracking unit
RU2294916C2 (ru) * 2002-03-15 2007-03-10 Энститю Франсэ Дю Петроль Способ конверсии углеводородной загрузки

Family Cites Families (98)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2970100A (en) 1959-05-29 1961-01-31 Exxon Research Engineering Co Mechanical staging of dilute fluid platinum reactor bed
US3347778A (en) 1965-03-12 1967-10-17 Mobil Oil Corp Method and system for cracking hydrocarbons
US3520797A (en) 1967-01-09 1970-07-14 Mobil Oil Corp Catalyst forward flow multiple pass cracking - regeneration arrangement for processing gas oils with high activity catalyst
US3470084A (en) 1967-11-20 1969-09-30 Universal Oil Prod Co Method of separation of gaseous hydrocarbons from gasoline
US3758403A (en) * 1970-10-06 1973-09-11 Mobil Oil Olites catalytic cracking of hydrocarbons with mixture of zsm-5 and other ze
US3928172A (en) 1973-07-02 1975-12-23 Mobil Oil Corp Catalytic cracking of FCC gasoline and virgin naphtha
US4090949A (en) * 1974-07-31 1978-05-23 Mobil Oil Corportion Upgrading of olefinic gasoline with hydrogen contributors
US4090948A (en) 1977-01-17 1978-05-23 Schwarzenbek Eugene F Catalytic cracking process
US4479870A (en) 1984-02-29 1984-10-30 Jop Inc. Use of lift gas in an FCC reactor riser
US4861741A (en) 1986-09-03 1989-08-29 Mobil Oil Corporation Mixed catalyst system and catalytic conversion process employing same
US4892643A (en) 1986-09-03 1990-01-09 Mobil Oil Corporation Upgrading naphtha in a single riser fluidized catalytic cracking operation employing a catalyst mixture
US4961907A (en) 1986-09-03 1990-10-09 Mobil Oil Corporation Catalytic cracking apparatus employing mixed catalyst system
EP0259156A1 (en) 1986-09-03 1988-03-09 Mobil Oil Corporation Process for fluidized catalytic cracking with reactive fragments
US4717466A (en) 1986-09-03 1988-01-05 Mobil Oil Corporation Multiple riser fluidized catalytic cracking process utilizing hydrogen and carbon-hydrogen contributing fragments
US4831204A (en) 1987-12-16 1989-05-16 Mobile Oil Corporation Production of gasoline from light olefins with FCC gas plant improvement by olefin upgrading
US4922048A (en) 1988-10-14 1990-05-01 Mobil Oil Corp. Medium-pore zeolite olefinic naphtha by-product upgrading
US4927522A (en) * 1988-12-30 1990-05-22 Mobil Oil Corporation Multiple feed point catalytic cracking process using elutriable catalyst mixture
DE68906529T2 (de) 1989-02-08 1993-09-23 Stone & Webster Eng Corp Verfahren zur herstellung von olefinen.
DE68914291T2 (de) * 1989-09-01 1994-09-01 Total Raffinage Distribution Verfahren und einrichtung zum dampfkracken von kohlenwasserstoffen in der wirbelschichtphase.
FR2663946B1 (fr) 1990-05-09 1994-04-29 Inst Francais Du Petrole Procede de craquage catalytique en presence d'un catalyseur renfermant une zeolite zsm a ouverture de pore intermediaire.
US5154818A (en) 1990-05-24 1992-10-13 Mobil Oil Corporation Multiple zone catalytic cracking of hydrocarbons
US5288920A (en) 1990-11-30 1994-02-22 Texaco Inc. FCC riser discharge separation and quench apparatus
US5997728A (en) 1992-05-04 1999-12-07 Mobil Oil Corporation Catalyst system for maximizing light olefin yields in FCC
US5389232A (en) 1992-05-04 1995-02-14 Mobil Oil Corporation Riser cracking for maximum C3 and C4 olefin yields
CN1089641A (zh) 1992-08-20 1994-07-20 史东及韦伯斯特工程公司 含高和低康拉逊残炭组分的富石蜡原料的催化裂化方法
US5435906A (en) 1992-08-20 1995-07-25 Stone & Webster Engineering Corporation Process for catalytically cracking feedstocks paraffin rich comprising high and low concarbon components
US5346613A (en) 1993-09-24 1994-09-13 Uop FCC process with total catalyst blending
US5616237A (en) 1994-06-13 1997-04-01 Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. Split feed injection fluid catalytic cracking process
US5843377A (en) 1996-08-26 1998-12-01 Uop Llc Contained separation system for FCC reaction downcomer
DE19648795A1 (de) 1996-11-26 1998-05-28 Metallgesellschaft Ag Verfahren zum Erzeugen von C¶3¶- und C¶4¶-Olefinen aus einem C¶4¶- bis C¶7¶-Olefine enthaltenden Einsatzgemisch
US5846403A (en) 1996-12-17 1998-12-08 Exxon Research And Engineering Company Recracking of cat naphtha for maximizing light olefins yields
EP0921177A1 (en) 1997-12-05 1999-06-09 Fina Research S.A. Production of olefins
EP0921180A1 (en) 1997-12-05 1999-06-09 Fina Research S.A. Production of olefins
EP0921176A1 (en) 1997-12-05 1999-06-09 Fina Research S.A. Production of olefins
CA2328088A1 (en) 1998-04-28 1999-11-04 Gordon Frederick Stuntz Fluid catalytic cracking process for converting a plurality of feeds
US6123832A (en) 1998-04-28 2000-09-26 Exxon Research And Engineering Co. Fluid catalytic cracking process for converting hydrocarbon mixtures
US6156189A (en) 1998-04-28 2000-12-05 Exxon Research And Engineering Company Operating method for fluid catalytic cracking involving alternating feed injection
US6455750B1 (en) 1998-05-05 2002-09-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for selectively producing light olefins
US6388152B1 (en) 1998-05-05 2002-05-14 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for producing polypropylene from C3 olefins selectively produced in a fluid catalytic cracking process
US6106697A (en) 1998-05-05 2000-08-22 Exxon Research And Engineering Company Two stage fluid catalytic cracking process for selectively producing b. C.su2 to C4 olefins
US6093867A (en) 1998-05-05 2000-07-25 Exxon Research And Engineering Company Process for selectively producing C3 olefins in a fluid catalytic cracking process
KR100338276B1 (ko) 1998-08-25 2002-05-27 야마모토 카즈모토 에틸렌 및 프로필렌의 제조방법
US5944982A (en) 1998-10-05 1999-08-31 Uop Llc Method for high severity cracking
US20020003103A1 (en) 1998-12-30 2002-01-10 B. Erik Henry Fluid cat cracking with high olefins prouduction
US6271433B1 (en) 1999-02-22 2001-08-07 Stone & Webster Engineering Corp. Cat cracker gas plant process for increased olefins recovery
EP1061117A1 (en) 1999-06-16 2000-12-20 Fina Research S.A. Production of olefins
EP1063274A1 (en) 1999-06-17 2000-12-27 Fina Research S.A. Production of olefins
US6222087B1 (en) 1999-07-12 2001-04-24 Mobil Oil Corporation Catalytic production of light olefins rich in propylene
DE19933063A1 (de) 1999-07-15 2001-01-18 Metallgesellschaft Ag Verfahren zum Erzeugen von C¶2¶- bis C¶4¶-Olefinen aus einem C¶4¶- bis C¶8¶-Olefine enthaltenden Einsatzgemisch
DE10000889C2 (de) 2000-01-12 2002-12-19 Mg Technologies Ag Verfahren zum Erzeugen von C¶2¶- und C¶3¶-Olefinen aus Kohlenwasserstoffen
US20020014438A1 (en) 2000-04-17 2002-02-07 Swan George A. Recracking mixture of cycle oil and cat naphtha for maximizing light olefins yields
IT1318527B1 (it) * 2000-05-19 2003-08-27 Enichem Spa Procedimento per la produzione di propilene da correnti olefiniche.
US6660812B2 (en) 2000-07-13 2003-12-09 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Production of olefin derivatives
US6538169B1 (en) 2000-11-13 2003-03-25 Uop Llc FCC process with improved yield of light olefins
CN1159416C (zh) 2001-08-29 2004-07-28 中国石油化工股份有限公司 一种制取乙烯和丙烯的催化转化方法
DE10233069C1 (de) 2002-07-19 2003-09-18 Lurgi Ag Verfahren zur Herstellung von Propylen aus einem C¶4¶ bis C¶8¶ Olefine enthaltenden Einsatzstrom
US7008527B2 (en) 2002-10-23 2006-03-07 Institut Francais Du Petrole Process for catalytic cracking two integrated cracking zones of different degrees of severity followed by a cooling zone
US6791002B1 (en) 2002-12-11 2004-09-14 Uop Llc Riser reactor system for hydrocarbon cracking
CN1192994C (zh) 2002-12-11 2005-03-16 中国石油化工股份有限公司 生产丙烯的方法
CN1189434C (zh) 2002-12-11 2005-02-16 中国石油化工股份有限公司 碳四及其以上烯烃催化裂解生产丙烯的方法
KR100714257B1 (ko) 2003-02-14 2007-05-02 미쓰이 가가쿠 가부시키가이샤 저급 올레핀의 제조 방법
US7425258B2 (en) * 2003-02-28 2008-09-16 Exxonmobil Research And Engineering Company C6 recycle for propylene generation in a fluid catalytic cracking unit
US7270739B2 (en) 2003-02-28 2007-09-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Fractionating and further cracking a C6 fraction from a naphtha feed for propylene generation
US7247233B1 (en) 2003-06-13 2007-07-24 Uop Llc Apparatus and process for minimizing catalyst residence time in a reactor vessel
FR2859994B1 (fr) 2003-09-19 2005-10-28 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion directe d'une charge comprenant des olefines a quatre, et/ou cinq atomes de carbone ou plus, pour la production de propylene
CN1233603C (zh) 2003-09-25 2005-12-28 中国科学院大连化学物理研究所 C4－c6烯烃催化裂解制丙烯/乙烯的方法
CN1274645C (zh) 2003-10-27 2006-09-13 中国石油化工股份有限公司 碳四及其以上烯烃催化裂解生产丙烯的方法
US7128827B2 (en) 2004-01-14 2006-10-31 Kellogg Brown & Root Llc Integrated catalytic cracking and steam pyrolysis process for olefins
CN1322919C (zh) 2004-03-31 2007-06-27 中国石油化工股份有限公司 C4～c7烯烃裂解生产丙烯的催化剂
CN1294107C (zh) 2004-05-28 2007-01-10 中国石油化工股份有限公司 用于烯烃催化裂解生产丙烯、乙烯的方法
GB0414442D0 (en) 2004-06-28 2004-07-28 Borealis As Zeolite catalysts
BRPI0513338B1 (pt) 2004-07-16 2015-11-03 Asahi Kasei Chemicals Corp métodos de produção de etileno e propileno
AR052122A1 (es) 2004-11-05 2007-03-07 Grace W R & Co Catalizadores para olefinas livianas y glp gas licuado de petroleo en unidades de craqueo catalitico fluidizado
US7323099B2 (en) 2004-11-19 2008-01-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Two stage fluid catalytic cracking process for selectively producing C2 to C4 olefins
US7374660B2 (en) 2004-11-19 2008-05-20 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for selectively producing C3 olefins in a fluid catalytic cracking process with recycle of a C4 fraction to a secondary reaction zone separate from a dense bed stripping zone
US7601254B2 (en) 2005-05-19 2009-10-13 Uop Llc Integrated fluid catalytic cracking process
KR100710542B1 (ko) 2005-06-21 2007-04-24 에스케이 주식회사 탄화수소 원료 혼합물로부터 경질 올레핀계 탄화수소의증산방법
CN100537721C (zh) 2005-08-09 2009-09-09 中国石油化工股份有限公司 一种增产丙烯的催化转化方法
CN100537713C (zh) 2005-08-09 2009-09-09 中国石油化工股份有限公司 一种多产丙烯的催化转化方法
CN100368355C (zh) 2005-08-15 2008-02-13 中国石油化工股份有限公司 提高丙烯、乙烯收率的方法
CN100443454C (zh) 2005-08-15 2008-12-17 中国石油化工股份有限公司 提高丙烯选择性的方法
CN100460367C (zh) 2005-08-15 2009-02-11 中国石油化工股份有限公司 碳四及以上烯烃催化裂解生产丙烯的方法
CN100398499C (zh) 2005-08-15 2008-07-02 中国石油化工股份有限公司 碳四及以上烯烃裂解制备丙烯的方法
US7692057B2 (en) 2005-08-15 2010-04-06 China Petroleum & Chemical Corporation Process for producing lower olefins by using multiple reaction zones
CN100368358C (zh) 2005-08-15 2008-02-13 中国石油化工股份有限公司 切换式连续生产丙烯的方法
CN100368356C (zh) 2005-08-15 2008-02-13 中国石油化工股份有限公司 C4烯烃催化裂解生产丙烯的方法
CN100413823C (zh) 2005-09-07 2008-08-27 中国石油化工股份有限公司 催化裂解生产丙烯的方法
CN100460369C (zh) 2005-09-07 2009-02-11 中国石油化工股份有限公司 碳四及其以上烯烃催化裂解生产丙烯的方法
KR100632571B1 (ko) 2005-10-07 2006-10-09 에스케이 주식회사 탄화수소 원료 혼합물로부터 접촉분해공정을 통해서 경질올레핀계 탄화수소 화합물을 증산하는 방법
CN1317244C (zh) 2005-10-28 2007-05-23 清华大学 一种利用硅磷酸铝分子筛催化裂解生产丙烯的方法
CN100506761C (zh) 2005-11-11 2009-07-01 中国石油化工股份有限公司 利用含碳烯烃催化裂解生产丙烯乙烯的方法
CN1978410A (zh) 2005-11-30 2007-06-13 中国石油化工股份有限公司 一种增产丙烯的c4馏分催化转化方法
FR2894849B1 (fr) 2005-12-20 2008-05-16 Inst Francais Du Petrole Nouveau reacteur a deux zones reactionnelles fluidisees avec systeme de separation gaz/solide integre
US20070205139A1 (en) 2006-03-01 2007-09-06 Sathit Kulprathipanja Fcc dual elevation riser feed distributors for gasoline and light olefin modes of operation
WO2007135055A1 (en) 2006-05-19 2007-11-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the preparation of propylene
EP2024308A1 (en) 2006-05-19 2009-02-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the preparation of propylene from a hydrocarbon feed
US7491315B2 (en) 2006-08-11 2009-02-17 Kellogg Brown & Root Llc Dual riser FCC reactor process with light and mixed light/heavy feeds
US20090299119A1 (en) * 2008-05-29 2009-12-03 Kellogg Brown & Root Llc Heat Balanced FCC For Light Hydrocarbon Feeds

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US584643A (en) * 1897-06-15 Riding attachment for plows
US5082983A (en) * 1990-09-14 1992-01-21 Mobil Oil Corporation Reduction of benzene content of reformate in a catalytic cracking unit
RU2294916C2 (ru) * 2002-03-15 2007-03-10 Энститю Франсэ Дю Петроль Способ конверсии углеводородной загрузки
US20060138027A1 (en) * 2004-12-23 2006-06-29 Soni Dalip S Processing of different feeds in a fluid catalytic cracking unit

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2823585C2 (ru) * 2018-12-19 2024-07-24 Ифп Энержи Нувелль Преобразование сырой нефти в псевдоожиженном слое, содержащем зоны с разным временем контакта

Also Published As

Publication number Publication date
CN102325861A (zh) 2012-01-18
KR20110111293A (ko) 2011-10-10
WO2010074919A2 (en) 2010-07-01
TW201031741A (en) 2010-09-01
US20120296146A1 (en) 2012-11-22
RU2011130509A (ru) 2013-01-27
CN102325861B (zh) 2014-07-23
BRPI0922476A2 (pt) 2017-06-06
US20100158767A1 (en) 2010-06-24
US8246914B2 (en) 2012-08-21
US9328293B2 (en) 2016-05-03
TWI409326B (zh) 2013-09-21
WO2010074919A3 (en) 2010-09-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2527973C2 (ru) Установка каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем
RU2638933C2 (ru) Способ получения дизельного топлива с помощью олигомеризации бензина
RU2412927C2 (ru) Способ переработки сырья, включающего нафту, и установка для его осуществления
RU2639160C2 (ru) Способ олигомеризации бензина без дополнительного облагораживания
RU2674024C2 (ru) Способ олигомеризации легких олефинов, включая пентены
US8128879B2 (en) Apparatus for increasing weight of olefins
US8937206B2 (en) Process for increasing weight of olefins
EP2917314A1 (en) Composition of oligomerate
US10400177B2 (en) Fluidized coking with increased production of liquids
US9227167B2 (en) Process for cracking a hydrocarbon feed
US8394259B2 (en) Unit, system and process for catalytic cracking
KR20090052361A (ko) Ｆｃｃ로 제조되는 경질 올레핀의 흡수 회수 처리
WO2016081242A2 (en) Flexible operation of oligomerization process
WO2006094006A2 (en) Gasoline production by olefin polymerization
WO2015094678A1 (en) Process for oligomerization of gasoline
WO2015094680A1 (en) Process for oligomerization of gasoline to make diesel
WO2015094712A1 (en) Process for oligomerizing gasoline with high yield
US11965133B2 (en) Methods for processing hydrocarbon feed streams
EP4063468A1 (en) A process for enhancement of ron of fcc gasoline with simultaneous reduction in benzene
WO2023225460A1 (en) Systems and processes to maximize aromatics and olefin production
RU2525113C2 (ru) Способ увеличения молекулярного веса олефинов и установка для его осуществления