RU2548362C2 - Катализатор каталитического крекинга и способ повышения селективности катализатора(варианты) - Google Patents
Катализатор каталитического крекинга и способ повышения селективности катализатора(варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2548362C2 RU2548362C2 RU2010125696/04A RU2010125696A RU2548362C2 RU 2548362 C2 RU2548362 C2 RU 2548362C2 RU 2010125696/04 A RU2010125696/04 A RU 2010125696/04A RU 2010125696 A RU2010125696 A RU 2010125696A RU 2548362 C2 RU2548362 C2 RU 2548362C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- catalyst
- catalytic cracking
- steam
- weight
- aging
- Prior art date
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 263
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 79
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 108
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims abstract description 78
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 36
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 10
- -1 rare-earth hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical group O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 45
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 49
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 38
- 239000000571 coke Substances 0.000 abstract description 16
- 238000005336 cracking Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 22
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 17
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 12
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 12
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 12
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 11
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 11
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 8
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 4
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241001446467 Mama Species 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010335 hydrothermal treatment Methods 0.000 description 2
- 230000002779 inactivation Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- MRMOZBOQVYRSEM-UHFFFAOYSA-N tetraethyllead Chemical compound CC[Pb](CC)(CC)CC MRMOZBOQVYRSEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003902 SiCl 4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M aluminum;oxygen(2-);hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[Al+3] VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910001593 boehmite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- FAHBNUUHRFUEAI-UHFFFAOYSA-M hydroxidooxidoaluminium Chemical compound O[Al]=O FAHBNUUHRFUEAI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000012495 reaction gas Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 description 1
- 238000013024 troubleshooting Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
-
- 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
- C10G11/02—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
- C10G11/04—Oxides
- C10G11/05—Crystalline alumino-silicates, e.g. 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/08—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y
- B01J29/084—Y-type faujasite
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/08—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y
- B01J29/085—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/08—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y
- B01J29/085—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
- B01J29/088—Y-type faujasite
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/18—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the mordenite type
- B01J29/185—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the mordenite type containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/40—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the pentasil type, e.g. types ZSM-5, ZSM-8 or ZSM-11, as exemplified by patent documents US3702886, GB1334243 and US3709979, respectively
- B01J29/405—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the pentasil type, e.g. types ZSM-5, ZSM-8 or ZSM-11, as exemplified by patent documents US3702886, GB1334243 and US3709979, respectively containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/50—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the erionite or offretite type, e.g. zeolite T, as exemplified by patent document US2950952
- B01J29/505—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the erionite or offretite type, e.g. zeolite T, as exemplified by patent document US2950952 containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/60—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the type L, as exemplified by patent document US3216789
- B01J29/605—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the type L, as exemplified by patent document US3216789 containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/65—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the ferrierite type, e.g. types ZSM-21, ZSM-35 or ZSM-38, as exemplified by patent documents US4046859, US4016245 and US4046859, respectively
- B01J29/655—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the ferrierite type, e.g. types ZSM-21, ZSM-35 or ZSM-38, as exemplified by patent documents US4046859, US4016245 and US4046859, respectively containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
- B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
- B01J29/70—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of types characterised by their specific structure not provided for in groups B01J29/08 - B01J29/65
- B01J29/7049—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of types characterised by their specific structure not provided for in groups B01J29/08 - B01J29/65 containing rare earth elements, titanium, zirconium, hafnium, zinc, cadmium, mercury, gallium, indium, thallium, tin or lead
-
- 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
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/90—Regeneration or reactivation
-
- B01J35/30—
-
- 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
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/0009—Use of binding agents; Moulding; Pressing; Powdering; Granulating; Addition of materials ameliorating the mechanical properties of the product catalyst
- B01J37/0027—Powdering
- B01J37/0045—Drying a slurry, e.g. spray drying
-
- 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
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/04—Mixing
-
- 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
- B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
- B01J37/08—Heat treatment
- B01J37/10—Heat treatment in the presence of water, e.g. steam
-
- 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
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/04—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
- B01J38/06—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst using steam
-
- 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
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/04—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
- B01J38/12—Treating with free oxygen-containing gas
- B01J38/30—Treating with free oxygen-containing gas in gaseous suspension, e.g. fluidised bed
-
- 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
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/48—Liquid treating or treating in liquid phase, e.g. dissolved or suspended
- B01J38/70—Wet oxidation of material submerged in liquid
-
- 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
- B01J2229/00—Aspects of molecular sieve catalysts not covered by B01J29/00
- B01J2229/10—After treatment, characterised by the effect to be obtained
- B01J2229/16—After treatment, characterised by the effect to be obtained to increase the Si/Al ratio; Dealumination
-
- 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
- B01J2229/00—Aspects of molecular sieve catalysts not covered by B01J29/00
- B01J2229/30—After treatment, characterised by the means used
- B01J2229/32—Reaction with silicon compounds, e.g. TEOS, siliconfluoride
-
- 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
- B01J2229/00—Aspects of molecular sieve catalysts not covered by B01J29/00
- B01J2229/30—After treatment, characterised by the means used
- B01J2229/36—Steaming
-
- 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
- B01J2229/00—Aspects of molecular sieve catalysts not covered by B01J29/00
- B01J2229/30—After treatment, characterised by the means used
- B01J2229/42—Addition of matrix or binder particles
Abstract
Изобретение относится к способам производства катализатора каталитического крекинга, способу каталитического крекинга и к применению полученного катализатора. Способ содержит подачу свежего катализатора в псевдоожиженный слой, где он входит в контакт с водяным паром или регенерированным топочным газом, и его старение при гидротермальных условиях, включающих температуру старения 400-850°C, поверхностную линейную скорость псевдоожиженного слоя 0,1-0,6 м/с и время старения 1-720 часов с последующей подачей произведенного катализатора в промышленную установку каталитического крекинга. Свежий катализатор содержит, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси, выбранной из SiO2 и/или Al2O3, и 0-70% по весу дополнительной глины. Глина выбрана из каолина и/или галлуазита. Цеолит выбран из среднепористых цеолитов ZSM или ZRP и/или крупнопористых цеолитов, выбранных из редкоземельного элемента Y(REY), редкоземельного водорода Y(REHYK) ультрастойкого цеолита Y и высококремнеземного цеолита Y. Другой способ получения катализатора содержит: (1) подачу свежего катализатора в псевдоожижженный слой, ввод горячего регенерированного катализатора в регенератор, с осуществлением теплообмена между свежим катализатором и горячим регенерированным катализатором в псевдоожиженном слое; (2) осуществление контакта продукта, полученного на стадии (1) с паром или с регенерированным топочным газом при гидротермальных условиях, включая температуру старения 400-850°C, поверхностную линейную скорость псевдоожиженного слоя 0,1-0,6 м/с и время старения 1-720 часов для получения состаренного катализатора, и (3) подачу катализатора, произведенного на стадии (2), в промышленную установку каталитического крекинга. Указанный способ позволяет регулировать активность и селективность катализатора в установке каталитического крекинга более равномерно и значительно улучшает селективность катализатора каталитического крекинга, чтобы значительно уменьшить выходы сухого газа и кокса, эффективно использовать пар и снизить потребление энергии в установке FCC. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 ил., 4 табл., 3 пр.
Description
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к катализаторам, используемым для каталитического крекинга, к способу обработки и его использованию. Более конкретно, настоящее изобретение относится к катализаторам каталитического крекинга, имеющим более высокую селективность, к способу обработки и к их использованию.
Предпосылки создания изобретения
В начале шестидесятых годов используемые цеолиты Y-типа представляли собой цеолиты REY на основе редкоземельных элементов. Цеолиты REY характеризуются отношением кремнезема к окиси алюминия менее 5, содержанием редкоземельных элементов не менее 17% по весу (на основе RЕ2О3 и по отношению к массе цеолитов), высокой плотностью электролита, надежным переносом водорода, низким содержанием олефина и нафтена в бензине, что снижает октановое число бензина. Таким образом, тетраэтилсвинец был обязательной добавкой для увеличения октанового числа такого бензина. Однако цеолит Y-типа все еще является главной активной составляющей катализатора для FCC (каталитического крекинга с взвешенным катализатором) тяжелых нефтяных углеводородов.
В 1975 в США был введен запрет на использование этилированного бензин, и катализаторы крекинга, содержащие ультрастойкие цеолиты Y (USY) заменяются на цеолиты REY в качестве активного компонента. USY представляет собой цеолит Y с высоким содержанием кремнезема, подготовленный деалюминированием каркаса цеолитов Y-типа с помощью гидротермальной обработки, при этом указывается, что цеолит имеет общее отношение кремнезема к окиси алюминия в пределах от 5 до 10 и содержит малое количество редкоземельных элементов или не содержит их вообще. Так как USY имеет повышенное отношение кремнезема к окиси алюминия, пониженную плотность электролита и слабую активность по переносу водорода, бензин имеет повышенное содержание олефина и повышенное октановое число. Например, патент США 4242237 раскрывает катализатор крекинга для получения бензина, имеющего высокое октановое число, в котором активные составляющие включают цеолит USY, имеющий редкоземельные элементы в количестве менее 1,15% по весу (на основе RE2O3 и по отношению к массе цеолитов) и малопористые цеолиты, включая эриоцит, морденит, цеолит А, хабазит и оффретит. Патент США 4259212 раскрывает катализатор крекинга, содержащий цеолиты USY, которые включают редкоземельные элементы в количестве менее 1,15% по весу (на основе RЕ2O3 и по отношению к массе цеолитов), и постоянную элементарной ячейки менее чем 24,41Å. Цеолиты USY, используемые в указанных двух патентных документах оба включают небольшое количество редкоземельных элементов. В начале восьмидесятых годов цеолиты типа ZSM-5 начали использоваться в катализаторах FCC для увеличения октанового числа бензина. Патент США 4 309 280 раскрывает тот факт, что 0,01-1% по весу цеолитов HZSM-5 по отношению к весу катализатора может быть непосредственно добавлено в установку FCC. Патент США 3 758 083 раскрывает катализатор, содержащий цеолиты ZSM-5 как активные компоненты и крупнопористые цеолиты (такие как Х-типа и Y-типа) в отношении от 1:30 до 3:1, которые используются, чтобы повысить октановое число бензина и увеличить выход C3 =+C4 =. Функция ZSM-5 в процессе FCC должна фактически разбивать нормальную цепь углеводородов, имеющих низкое октановое число в бензиновой фракции, в низкие углеродные олефины, чтобы «исправить» часть низких углеродистых олефинов и увеличить октановое число бензина. Таким образом, применение ZSM-5 неизбежно увеличит содержание олефина и ароматических углеводородов в бензине. Есть ряд патентов, относящихся к цеолитам Y с высоким содержанием кремнезема, как продукт деятельности катализатора. Например, патент США 4 880 787 раскрывает цеолитный катализатор, содержащий USY с отношением кремнезема к окиси алюминия 5-100 и индекс проницаемости 1-12, в котором опора включает алюминий и 0,01-10% по весу редкоземельных элементов по отношению к массе катализатора. Такой катализатор используется, прежде всего, для увеличения выхода бензина FCC и выхода дестилята и уменьшения выхода кокса и сухого газа в процессе FCC.
Катализатор, приготовленный из цеолитов REY или цеолитов USY, имеющих широкий диапазон отношений кремнезема к окиси алюминия, не может в нужной степени отвечать требованиям на селективность целевого продукта FCC. Когда он добавлен в промышленную установку каталитического крекинга, указанный цеолитный катализатор REY-типа или USY-типа имеет начальную активность выше 85, тогда как цеолитный катализатор REY-типа имеет начальную активность выше 90. При гидротермальной обработке высокой интенсивности активность катализатора указанных двух видов цеолитных катализаторов постепенно снижается. Активность цеолитного катализатора REY-типа уменьшается пропорционально, в то время как начальная активность цеолитного катализатора USY-типа сначала снижается быстро и затем медленно, по мере увеличения времени старения (см. справочник по каталитическому крекингу со взвешенным катализатором: конструкция, эксплуатация и поиск неисправностей установки FCC, Reza Sadeghbeigi, 2-й выпуск, 92 стр., фигуры 3-5).
Вместе с увеличением производства сырой нефти, качество сырой нефти становится хуже, главным образом, по следующим позициям: увеличивается плотность сырой нефти; увеличивается ее вязкость; увеличивается содержание тяжелых металлов, содержание серы, содержание азота, смолы и содержание асфальтена, и кислотное число становятся выше. В настоящее время, ценовое различие между низкокачественной сырой нефтью и высококачественной сырой нефтью постоянно увеличивается вместе с нехваткой нефтяных ресурсов. Таким образом, большое внимание обращается на способ эксплуатации оборудования и обработки низших сырых нефтей, имеющих низкую цену, т.е. увеличение выхода дизельного топлива от низших сырых нефтей до максимально возможной степени, что является большим вызовом для обычной технологии обработки сырой нефти. Чтобы удовлетворить увеличивающуюся потребность в легких фракциях олефина и моторного топлива, PCT/CN2009/000272 раскрывает процесс для получения легкого дизельного топлива и пропилена из низшего исходного сырья<http://www.iciba.com/inferior/>. Низшее исходное сырье подается в первую и вторую зоны реакции реактора каталитической конверсии, которые, в свою очередь, находятся в контакте с катализатором каталитической конверсии, чтобы выполнить первую и вторую реакции. После разделения твердой и газовой фазы продукта реакции и отработанного катализатора, отработанный катализатор извлекается, подается в систему выжига кокса и затем возвращается в реактор. После разделения продукта реакции получают пропилен, бензин, дизельное топливо каталитического крекинга с взвешенным катализатором (FGO) и другие продукты, в котором указанное дизельное топливо каталитического крекинга с взвешенным катализатором подается в ароматическую экстракционную установку, чтобы получить экстрагированную нефть и очищенный нефтепродукт разделением. Указанный очищенный нефтепродукт возвращается в первую зону реакции реактора каталитической конверсии или/и других каталитических устройств конверсии для последующей реакции получения целевых продуктов, т.е. пропилена и бензина. В указанном процессе продукт FGO получается после умеренной каталитической конверсии низшего исходного сырья при использовании установки для экстракции ароматических соединений. Полученная нефть обогащена бициклическими ароматическими углеводородами, так что добытая нефть является превосходным химическим продуктом. Алканы и циклопарафины обогащены в очищенном нефтепродукте, так что очищенный нефтепродукт является подходящим для каталитической конверсии, чтобы достичь высокоэффективного использования нефтяных ресурсов. Указанный процесс может значительно уменьшить выход сухого газа и кокса, и катализатор, используемый в указанном процессе, основан, главным образом, на основе селективности катализатора для целевого продукта.
Из-за непрерывного абразивного износа, катализатор в промышленной установке каталитического крекинга теряется во время работы. Кроме того, часть равновесного катализатора обычно выгружается, чтобы поддерживать активность равновесного катализатора как это требуется для реакции. В то же время, это вынуждает добавлять свежий катализатор (текущая активность свежего катализатора обычно выше 85, и селективность сухого газа и кокса крайне невысокая). Таким образом, имеется приемлемая норма подпитки свежего катализатора к общему объему равновесного катализатора в системе. Следует отметить, что равновесный катализатор является результатом комбинированного эффекта введения добавки с непрерывным дозированием свежего катализатора и непрерывной потери (включая принудительную разгрузку) равновесного катализатора в системе. В настоящее время, свежий катализатор обычно добавляется в установку каталитического крекинга по обычному способу. Иными словами, свежий катализатор из бака-хранилища свежего катализатора подается в питательное устройство вручную или автоматически по весу, и освобождается после продувки воздухом и псевдоожижением, и затем катализатор подается в регенератор установки каталитического крекинга. Что касается автоматического взвешивания катализатора, и проблемы снижения отказов оборудования во время автоматического ввода добавки, то имеются многочисленные патенты, посвященные этому вопросу. Например, CN 1210029A и CN 2407174 A описывают небольшую автоматическую систему ввода катализатора для каталитического крекинга.
Гидротермальная инактивация катализатора представляет собой медленный процесс, осуществляемый в течение 30-100 суток. Во время процесса инактивации активность свежего катализатора, содержание металла исходного нефтяного сырья и другие свойства, условия эксплуатации FCCU (установки каталитического крекинга с взвешенным катализатором), потери и норма расхода катализатора не могут оставаться постоянными. Вместе с тем, свежий катализатор в виде одиночной частицы теряет свои физические и химические свойства в момент входа в смесительно-жидкостный регенератор. Из-за этих проблем, трудно точно предсказать распределение по старению и активности катализатора в промышленной установке каталитического крекинга. Непосредственный забор образца равновесного катализатора из промышленной установки каталитического крекинга для измерения активности равновесного катализатора или других свойств, или вычисления активности или других свойств равновесного катализатора на основе упрощенной математической модели, позволяет получить активность или другие свойства равновесного катализатора, которые являются просто средними значениями средней активности или других свойств. Эти значения представляют собой основные параметры для создания инструкций для процесса производства FCCU и для оптимизации распределения продукта и его свойств. Однако одновременно возникает и серьезная проблема, т.е. отсутствует учет различия влияния каждой частицы катализатора в промышленной установке каталитического крекинга на распределение продукта и свойств. Патент CN 1382528 A раскрывает процесс циклического загрязнения и старения катализатора. После обработки по указанному процессу физико-химические свойства свежего катализатора все еще близки к свойствам промышленного равновесного катализатора. Указанный процесс разработан, главным образом, для установления различия между катализатором, обработанным в лабораториях и промышленным равновесным катализатором, но он не способен улучшить разницу по активности между промышленными равновесными катализаторами. CN 1602999 A раскрывает способ внешней предварительной подготовки для гидрирующих катализаторов, включающий стадии предварительной внешней вулканизации газовой фазы гидрирующего катализатора в состоянии окисления, пассивируя катализатор в сульфидированном состоянии при использовании кислорода, содержащего пассивирующий газ. Указанный способ может значительно повысить активность и стабильность катализатора. Однако указанный способ является подходящим только для обработки гидрирующего катализатора, а не катализатора каталитического крекинга.
Краткое содержание изобретения
Целью настоящего изобретения является создание катализатора каталитического крекинга, имеющего более высокую селективность по сравнению с катализатором на основе известного уровня техники, способ обработки и использование этого катализатора.
Изобретатели находят, что все катализаторы с однородными частицами имеют различную активность при крекинге и разную селективность из-за различного времени пребывания в промышленной установке каталитического крекинга. Исследования изобретателей показывают, что большинство катализаторов в промышленной установке каталитического крекинга имеют более длительный срок службы и меньший вклад в активность. После того, как установка проработала в течение 100 дней, приблизительно половина добавленных катализаторов все еще находится в системе, но эти катализаторы имеют только 5% вклад в активность. Катализаторы, имеющие срок службы только 25 дней составляют только 1/6 общего количества массы в системе, но имеют 2/3 вклада в активность всей системы. Активность катализатора в промышленной установке каталитического крекинга близка к функции температуры регенерации и парциального давления пара. Пар позволяет процессу старения катализатора быть "самоуравновешенным" процессом, т.е. эффект его старения затухает вместе с продлением времени старения. Вместе с тем, результаты исследования показывают, что, когда катализаторы преобразованы из свежего катализатора (более высокая активность микрореакции) в уравновешенные катализаторы (более низкая активность микрореакции), селективность по сухому газу и коксу быстро улучшается до тех пор, пока не достигнут баланс. Таким образом, лучший способ улучшить селективность каталитического крекинга состоит в том, чтобы добавлять катализаторы, имеющие более высокую селективность, в промышленную установку каталитического крекинга, вместо того, чтобы добавлять свежий катализатор, имеющий более высокую активность микрореакции, непосредственно в такую установку.
По первой цели настоящее изобретение обеспечивает катализатор каталитического крекинга, имеющий более высокую селективность и отличающийся тем, что, когда он введен в промышленную установку каталитического крекинга, катализатор имеет начальную активность не выше 80 единиц, предпочтительно не выше 75, более предпочтительно не выше 70 единиц, время самобалансировки в пределах от 0,1 до 50 часов, предпочтительно от 0,2 до 30 часов, более предпочтительно от 0,5 до 10 часов, и равновесную активность в пределах 35-60 единиц, предпочтительно от 40 до 55 единиц.
Начальная активность катализатора или активность свежего катализатора, как упомянуто ниже, означает активность катализатора, оцененную прибором микрореакции дизельного топлива. Эта активность может быть измерена способом измерения известного уровня техники: стандартом предприятия RIPP 92-90- микрореакции или по способу измерения активности реакции для свежего катализатора каталитического крекинга, Нефтехимический способ анализа (способ RIPP-проверки), Yang Cuiding и др., 1990 (в дальнейшем именуемый RIPP 92-90). Начальная активность катализатора или активность свежего катализатора представлена активностью микрореакции дизельного топлива (МАМА), вычисленная уравнением:
МАМА = (выход бензина, имеющего температуру менее 204°С в продукте + выход газа + выход кокса)/общий вес исходного сырья * 100% = выход бензина, имеющего температуру менее 20°С в продукте + выход газа + выход кокса.
Условия оценки прибора микрореакции дизельного топлива (со ссылкой на RIPP 92-90) включают распыление катализатора в частицы, имеющие диаметр одной частицы 420-481 µm; 5 г катализатора, загружаются в установку; материалы реакции представляют собой прямой продукт перегонки в виде легкого дизельного топлива, имеющего интервал выкипания 235-33°С; температура реакции 46°С; среднечасовая скорость подачи сырья порядка 16 час-1 и отношение катализатор/исходное сырье равно 3,2.
Время самобалансировки катализатора - время, необходимое для достижения равновесной активности при 80°С и 100% пара (со ссылкой на 92-90).
Катализатор может быть получен способам, представляющими собой следующие вторую, третью или четвертую цели изобретения.
Катализатор включает, от общего веса катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси и 0-70% по весу дополнительной глины, при этом цеолит как активный компонент выбран из среднепористых цеолитов и/или крупнопористых цеолитов. По отношению к общей массе цеолитов, среднепористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу, и крупнопористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу. Среднепористые цеолиты выбраны из группы, состоящей из ряда цеолитов ZSM и/или цеолитов ZRP. Кроме того, указанные среднепористые цеолиты могут быть модифицированы элементами неметалла, такими как фосфор и т.д. и/или металла, такими как железо, кобальт, никель и т.д. Подробные описания, относящиеся к ZRP, могут быть найдены в патенте США 5 232 675. Ряды ZSM цеолитов выбраны из одного или нескольких ZSM-5, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 и других цеолитов, имеющих подобные структуры, и подробные описания по ZSM-5 могут быть найдены в патенте США 3 702 886. Крупнопористые цеолиты выбраны из одного или нескольких редкоземельных элементов Y (REY), редкоземельного водорода Y (REHY), ультрастабильного Y, полученного различными способами, и высококремнеземистого Y.
Неорганическая окись, как связующее, выбрана из группы, состоящей из SiO2 и/или Аl2О3.
Глина как субстрат (т.е. опора) выбрана из группы, состоящей из каолина и/или галлуазита.
По второй цели настоящее изобретение обеспечивает способ обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга, при этом указанный способ содержит следующие стадии:
(1) подачу свежего катализатора в псевдоожиженный слой, предпочтительно плотнофазный псевдоожиженный слой, входящий в контакт с паром, выдерживание при определенных гидротермальных условиях, чтобы получить состаренный катализатор; и
(2) подачу состаренного катализатора в промышленную установку каталитического крекинга.
Техническое решение по настоящему изобретению конкретно выполняется, например, следующим образом.
Свежий катализатор подается в псевдоожиженный слой, предпочтительно плотнофазный псевдоожиженный слой, и пар подается в псевдоожиженный слой.
Псевдоожижение катализатора достигается под воздействием водяного пара, и катализатор одновременно обрабатывается паром, чтобы получить состаренный катализатор, как заявлено в первой цели изобретения. Диапазоны температур при такой обработке от 400°С до 850°С, предпочтительно от 500°С до 750°С, более предпочтительно от 600°С до 700°С. Поверхностная линейная скорость псевдоожиженного слоя изменяется от 0,1 до 0,6 м/с, предпочтительно от 0,15 до 0,5 м/с.Время старения лежит в пределах от 1 до 720 часов, предпочтительно от 5 до 360 часов, в соответствии с требованиями промышленной установке каталитического крекинга, состаренный катализатор добавляется в промышленную установку каталитического крекинга, предпочтительно в регенератор промышленной установки каталитического крекинга.
Следует отметить, что в настоящей заявке регенератор считается неотъемлемой частью промышленной установки каталитического крекинга.
Катализатор содержит, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси и 0-70% по весу дополнительной глины, при этом цеолит, как активный компонент, выбран из среднепористых цеолитов и/или крупнопористых цеолитов. По отношению к общей массе цеолитов среднепористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу, и крупнопористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу. Среднепористые цеолиты выбраны из группы, состоящей из ряда цеолитов ZSM и/или цеолитов ZRP. Кроме того, указанные среднепористые цеолиты могут быть модифицированы элементами неметалла, такими как фосфор и т.д. и/или элементами металла, такими как железо, кобальт, никель и т.д. Подробные описания, относящиеся к ZRP, могут быть найдены в патенте США 5 232 675. Ряды цеолитов ZSM выбраны из одного или нескольких ZSM-5, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 и других цеолитов, имеющих подобные структуры, причем подробные описания, относящиеся к ZSM-5, могут быть найдены в патенте США 3 702 886. Крупнопористые цеолиты выбраны из одного или нескольких редкоземельных элементов Y (REY), редкоземельного водорода Y (REHY), ультрастабильного Y, полученных различными способами, и высококремнеземистого элемента Y.
Неорганическая окись как связующий компонент выбраны из группы, состоящей из SiO2 и/или Аl2О3.
Глина как субстрат (т.е. опора) выбрана из группы, состоящей из каолина и/или галлуазита.
Пар после стадии старения используется как один или несколько компонентов, выбранных из группы, состоящей из технологического пара, пара из паросборника, пара для распыливания и подъемного пара, соответственно добавляемого в отпарной аппарат, разделитель, сырьевую форсунку и/или зону предварительного подъема установки каталитического крекинга. Пар может также быть полезным, например, как распылительный пар и т.д.
В соответствии с третьей целью настоящее изобретение обеспечивает еще один способ обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга, при этом указанный способ содержит следующие стадии:
(1) подачу свежего катализатора в псевдоожиженный слой, предпочтительно плотнофазный псевдоожиженный слой, входящий в контакт с паром, содержащим стареющую среду, выдерживание при определенных гидротермальных условиях, чтобы получить состаренный катализатор; и
(2) подачу состаренного катализатора в промышленную установку каталитического крекинга.
Техническое решение по настоящему изобретению конкретно выполняется, например, следующим образом.
Свежий катализатор подается в псевдоожиженный слой, предпочтительно плотнофазный псевдоожиженный слой, и пар, содержащий стареющую среду, подается в нижнюю часть псевдоожиженного слоя. Псевдоожижение катализатора достигается под действием пара, содержащего стареющую среду, и катализатор подвергается старению под действием указанного пара одновременно, чтобы получить состаренный катализатор, как заявлено в связи с первой целью изобретения. Диапазон температур старения изменяется от 400°С до 850°С, предпочтительно от 500°С до 750°С, более предпочтительно от 600°С до 700°С. Поверхностная линейная скорость псевдоожиженного слоя изменяется от 0,1 до 0,6 м/с, предпочтительно от 0,15 до 0,5 м/с.Весовое отношение пара к среде старения изменяется от 0,20 до 0,9, предпочтительно от 0,40 до 0,60. Время старения изменяется от 1 до 720 часов, предпочтительно от 5 до 360 час. Согласно требованиям на промышленную установку каталитического крекинга, состаренный катализатор добавляется в промышленную установку каталитического крекинга, предпочтительно в регенератор промышленной установки каталитического крекинга.
Катализатор содержит, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси и 0-70% по весу дополнительной глины, при этом цеолит, как активный компонент, выбран из среднепористых цеолитов и/или крупнопористых цеолитов. По отношению к общей массе цеолитов среднепористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу, и крупнопористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу. Среднепористые цеолиты выбраны из группы, состоящей из ряда цеолитов ZSM и/или цеолитов ZRP. Кроме того, указанные среднепористые цеолиты могут быть модифицированы элементами неметалла, такими как фосфор и т.д. и/или элементами металла, такими как железо, кобальт, никель и т.д. Подробные описания, относящиеся к ZRP, могут быть найдены в патенте США 5232675. Ряды цеолитов ZSM выбраны из одного или нескольких ZSM-5, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 и других цеолитов, имеющих подобные структуры, и подробные описания, относящиеся к ZSM-5, могут быть найдены в патенте США 3 702 886. Крупнопористые цеолиты выбраны из одного или нескольких редкоземельных элементов Y (REY), редкоземельного водорода Y (REHY), ультрастабильного Y, полученного различными способами, и высококремнеземистого элемента Y.
Неорганическая окись как связующий компонент выбрана из группы, состоящей из SiO2 и/или Аl2O3.
Глина как субстрат (т.е. опора) выбрана из группы, состоящей из каолина и/или галлуазита.
Среда старения включает воздух; сухой газ; регенерированный топочный газ; газ, полученный из смеси воздуха для горения и сухого газа, или газ, полученный от горения дизельного топлива, или другие газы, такие как газообразный азот. Весовое отношение пара и стареющей среды изменяется от 0,2 до 0,9, предпочтительно от 0,40 до 0,60. Регенерированный топочный газ может быть получен из существующей установки или из других установок. Пар, содержащий среду старения после завершения стадии старения подается в регенератор.
Четвертая цель настоящего изобретения обеспечивает еще один способ обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга, причем указанный способ содержит следующие стадии:
(1) подачу свежего катализатора в псевдоожиженный слой, предпочтительно плотнофазный псевдоожиженный слой, подавая горячий регенерированный катализатор в регенератор и псевдоожиженный слой, и смешивая при высокой температуре, свежий катализатор с горячим регенерированным катализатором в псевдоожиженном слое;
(2) свежий катализатор входит в контакт при высокой температуре с паром или с паром, содержащим средство старения, выдерживание при определенных гидротермальных условиях, чтобы получить состаренный катализатор; и
(3) подачу состаренного катализатора в промышленную установку каталитического крекинга.
Техническое решение по настоящему изобретению конкретно осуществляется, например, следующим образом.
Свежий катализатор подается в псевдоожиженный слой, предпочтительно плотнофазный псевдоожиженный слой, и горячий регенерированный катализатор из регенератора одновременно вводится в псевдоожиженный слой, чтобы осуществить теплообмен между этими двумя катализаторами в псевдоожиженном слое. Пар или пар, содержащий среду старения, подается в нижнюю часть псевдоожиженного слоя. Псевдоожижение свежего катализатора достигается под действием водяного пара или пара, содержащего среду старения, и свежий катализатор обрабатывается паром или паром со средой старения одновременно, чтобы получить состаренный катализатор, как заявлено в связи с первой целью изобретения. Диапазон температур старения лежит в пределах от 400°С до 850°С, предпочтительно от 500°С до 750°С, более предпочтительно от 600°С до 700°С. Поверхностная линейная скорость псевдоожиженного слоя изменяется от 0,1 до 0,6 м/с, предпочтительно от 0,15 до 0,5 м/с. Время старения изменяется от 1 до 720 часов, предпочтительно от 5 до 360 час. При использовании пара, содержащего среду старения весовое отношение пара к среде старения больше 0-4, предпочтительно в диапазоне от 0,5 до 1,5. Согласно требованиям на промышленную установку каталитического крекинга, состаренный катализатор добавляется в промышленную установку каталитического крекинга, предпочтительно в регенератор промышленной установки каталитического крекинга. Кроме того, пар после завершения стадии старения подается в реакционную систему (как один или несколько компонентов, выбранных из группы, состоящей из технологического пара, пара из паросборника, пара для распыливания и подъемного пара, и соответственно добавляемого в отпарной аппарат, разделитель, сырьевую форсунку и/или зону лифт-реактора установки каталитического крекинга. Пар может также быть полезным, например, как распылительный пар и т.д.
Пар, содержащий среду старения, после завершения стадии старения подается в систему регенерации, и регенерированный горячий катализатор возвращается назад в регенератор.
Катализатор содержит, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси и 0-70% по весу дополнительной глины, при этом цеолит, как активный компонент, выбран из среднепористых цеолитов и/или крупнопористых цеолитов. По отношению к общей массе цеолитов среднепористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу, и крупнопористые цеолиты находятся в количестве 0-100% по весу. Среднепористые цеолиты выбраны из группы, состоящей из ряда цеолитов ZSM и/или цеолитов ZRP. Кроме того, указанные среднепористые цеолиты могут быть модифицированы элементами неметалла, такими как фосфор и т.д. и/или элементами металла, такими как железо, кобальт, никель и т.д. Подробное описание, относящееся к ZRP, может быть найдено в патенте США 5 232 675. Ряды цеолитов ZSM выбраны из одного или нескольких ZSM-5, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 и других цеолитов, имеющих подобные структуры, и подробное описание, относящееся к ZSM-5, может быть найдено в патенте США 3 702 886. Крупнопористые цеолиты выбраны из одного или нескольких редкоземельных элементов Y(REY), редкоземельного водорода Y(REHY), ультрастабильного Y, полученного различными способами, и содержать высококремнеземистый элементу
Неорганическая окись как связующий компонент выбрана из группы, состоящей из SiO2 и/или Аl2О3.
Глина как субстрат (т.е. опора) выбрана из группы, состоящей из каолина и/или галлуазита.
Среда старения включает воздух, сухой газ, регенерированный топочный газ, газ, полученный из воздуха для горения и сухого газа или газа, полученного из воздуха для горения и керосина, или другие газы, такие как газообразный азот. Регенерированный топочный газ может быть получен из этого устройства, или из другого устройства.
По пятой цели настоящее изобретение обеспечивает использование катализатора в соответствии с первой целью или катализатора, полученного в соответствии со способами по второй, третьей или четвертой цели в каталитическом процессе крекинга, в котором катализатор добавляется в промышленную установку каталитического крекинга (предпочтительно в регенератор) для каталитического процесса крекинга. Специалистам в данной области понятно, что различные признаки в соответствии с первой, второй, третьей или четвертой целью также подходят для указанной пятой цели.
По шестой цели настоящее изобретение обеспечивает способ для подготовки катализатора в соответствии с первой целью, в котором вышеуказанный свежий катализатор подвергается старению по способу, заявленному во второй, третьей или четвертом цели, и затем добавляется в промышленную установку каталитического крекинга (предпочтительно в регенератор) для каталитического процесса крекинга. Например, обработка для старения осуществляется по любому из следующих способов 1, 2 и 3:
Способ 1: свежий катализатор подается в псевдоожиженный слой, в котором он входит в контакт с паром для старения при определенных гидротермальных условиях, чтобы получить состаренный катализатор (также могут быть упомянуты описания, приведенные выше в связи со второй целью изобретения);
Способ 2: свежий катализатор подается в псевдоожиженный слой, в котором он входят в контакт с паром со средним содержанием, обрабатывается при определенных гидротермальных условиях, чтобы получить состаренный катализатор (также могут быть упомянуты описания, приведенные выше в связи с третьей целью изобретения);
Способ 3: свежий катализатор подается в псевдоожиженный слой, и горячий регенерированный катализатор из регенератора одновременно вводится в псевдоожиженный слой для теплообмена с обоими катализаторами в псевдоожиженном слое. Нагретый до высокой температуры в результате теплообмена свежий катализатор затем входят в контакт с паром или паром, содержащим среду старения, при определенных гидротермальных условиях, чтобы получить состаренный катализатор (также могут быть упомянуты описания, приведенные выше в связи с четвертой целью изобретения).
Специалисты в данной области понимают, что предпочтительные или дальнейшие признаки упомянутых выше способов 1, 2 или 3 соответствуют признакам второй, третьей или четвертой цели изобретения.
Настоящее изобретение имеет следующий технический эффект по сравнению с известным уровнем техники:
1. Распределение активности и селективности катализатора в установке каталитического крекинга является более равномерным.
2. Селективность катализатора каталитического крекинга значительно улучшена, что значительно уменьшает выходы кокса и сухого газ.
3. Саморесурсы установки каталитического крекинга используются в полной степени, что снижает стоимость старения катализатора.
Если не определено иначе, все используемые здесь технические и научные термины, имеют одно и то же значение, как оно обычно понимается специалистами в данной области техники, к которым относится настоящее изобретение. Хотя на практике или при испытании настоящего изобретения могут использоваться способы и материалы, подобные или эквивалентные описанным здесь, ниже описаны наиболее подходящие способы и материалы. В случае конфликта в терминологии доминирующим является описание патента, включая определения. Кроме того, материалы, способы и примеры являются иллюстративными и не предназначены ограничить объем изобретения.
Как они используются здесь, термины, "включающие" и "содержащие" означают, что могут быть добавлены другие стадии и ингредиенты, которые не влияют на окончательный результат. Термины охватывают определения, "состоящие из" и "по существу, состоящие из".
Термин "способ" или "процесс" относится к способам, средствам, методикам и процедурам для выполнения поставленной задачи включая, но не ограничиваясь, способы, средства, методики и процедуры, либо уже известные, либо разрабатываемые на основе известных способов, средств, методик и процедур практиками химической промышленности и технологии.
В процессе этого раскрытия различные аспекты настоящего изобретения могут быть представлены в виде диапазона значений. Следует понимать, что описание в формате диапазона используется просто для удобства и краткости и не должно рассматриваться как жесткое ограничение объема изобретения. Соответственно, диапазон может конкретно раскрывать все возможные поддиапазоны так же как отдельные числовые значения в пределах этого диапазона. Например, описание диапазона «от 1 до 6» подразумевает конкретное раскрытие поддиапазонов, таких как от 1 до 3, от 1 до 4, от 1 до 5, от 2 до 4, от 2 до 6, от 3 до 6 и т.д., так же как отдельные числа в пределах этого диапазона, например, 1, 2, 3, 4, 5 и 6. Это правило применяется независимо от ширины диапазона.
Всякий раз, когда здесь приводится числовой диапазон, он может включать любое процитированное число (целое или дробное) в пределах указанного диапазона. Фразы "между" указывают, что первое число и второе число "расположены в диапазоне от" первого до второго, при этом число используется здесь попеременно и предназначено включать первое и второе указанные числа и все их дробные части.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение описывается ниже только к качестве примера со ссылками на сопровождающие чертежи. Подчеркивается, что подробности на чертежах также являются примерными и служат в целях иллюстративного описания предпочтительных вариантов настоящего изобретения, и представлены для наилучшего понимания принципов и концептуальных аспектов настоящего изобретения. В этом смысле, не делается никаких попыток показать конструктивные детали настоящего изобретения более подробно, чем это необходимо для фундаментального понимания изобретения, поскольку описание вместе с чертежами становится очевидным для специалистов в данной области, и несколько других вариантов изобретения могут быть воплощены практически.
Фигура 1 - основное схематическое представление способа каталитической конверсии по настоящему изобретению.
Фигура 2 - схематическое представление способа обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга по настоящему изобретению.
Фигура 3 - другое схематическое представление способа обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга по настоящему изобретению.
Фигура 4 - еще одно схематическое представление способа обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга по настоящему изобретению.
Подробное описание примеров воплощения
Чертежи являются иллюстративными и не ограничивают способ осуществления настоящего изобретения.
На фигуре 1 представлена основная схема способа каталитической конверсии по настоящему изобретению.
Предварительно поднятая среда подается от основания лифт-реактора 2 по трубопроводу 1. Регенерированный катализатор из трубопровода 16 перемещается вверх по стояку за счет подъемной силы предварительно поднятой среды. Часть исходного нефтяного сырья по трубопроводу 3 и пар для распыления из трубопровода 4 подаются в нижнюю часть зоны реакции I стояка 2, и смешивается с существующим потоком в лифт-реакторе. Исходное нефтяное сырье подвергается крекингу и ускоренно движется вверх. Часть исходного нефтяного сырья через трубопровод 5, и пар для распыления из трубопровода 6 подаются в средние и верхние участки зоны реакции I из стояка 2 и смешиваются с существующим потоком в лифт-реакторе. Исходное нефтяное сырье подвергается крекингу на катализаторе, содержащем небольшое количество отложенного на нем кокса, и совершает ускоренное движение вверх в зону реакции II для непрерывной реакции. Полученный продукт реакции - газойль и дезактивированный отработанный катализатор поступают в циклонный сепаратор разделителя 8 через трубопровод 7, чтобы отделить отработанный катализатор от продукта реакции - газойля. Продукт реакции - газойль подается в сборную камеру 9, а тонкий порошок катализатора возвращается в сепаратор через возвратную трубу Отработанный катализатор в сепараторе течет в отпарную зону 10 и вступает в контакт с паром из трубопровода 11. Продукт реакции или газойль, извлекаемый из отработанного катализатора, подается в сборную камеру 9 через циклонный сепаратор. Отпаренный отработанный катализатор подается в регенератор 13 через наклонную трубу 12, и первичный воздух входит в регенератор через трубопровод 14. Кокс на отработанном катализаторе сжигается, чтобы уменьшить объем дезактивированного отработанного катализатора, и топочный газ входит в турбину через трубопровод 15. Регенерированный катализатор подается в стояк через наклонную трубу 16.
Продукт реакции - газойль в сборной камере 9 подается в последующую систему разделения 18 через главный трубопровод для газойля 17. Отделенный сухой газ выходит через трубопровод 19. Сжиженный газ (LPG), полученный разделением, выходит через трубопровод 20; бензин, полученный разделением, выходит через трубопровод 21; дизельное топливо, полученное разделением, выходит через трубопровод 22; и дизельное топливо каталитического крекинга с взвешенным катализатором, полученное разделением, выходит через трубопровод 23. Интервал выкипания каждой фракции может быть отрегулирован в соответствии с фактическими требованиями нефтеперерабатывающего завода.
На фигуре 2 представлена схема способа обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга по настоящему изобретению. Однако ускоритель старения свежего катализатора не ограничен положением размещения рядом с сепаратором, и состаренный катализатор не обязательно должен быть возвращен в регенератор.
Ускоритель старения свежего катализатора, т.е. плотнофазный псевдоожиженный слой 32 может быть помещен рядом с разделителем для подачи свежего катализатора каталитического крекинга в плотнофазный псевдоожиженный слой 32. Пар подается в плотнофазный псевдоожиженный слой 32 через трубопровод 31 и служит для старения свежего катализатора в плотнофазном псевдоожиженном слое 32. Пар для старения возвращается от входа противотока в разделитель 8 через трубопровод 33 и используется как пар купола или продувочный пар или по трубопроводу 11 вводится в отпарной аппарат через входные патрубки b и с и используется как отпарной пар. Согласно требованиям на промышленную установку каталитического крекинга, состаренный катализатор вводится в регенератор 13 промышленной установки каталитического крекинга через трубопровод 34.
На фигуре 3 представлена еще одна схема способа обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга по настоящему изобретению. Здесь ускоритель старения свежего катализатора не ограничен расположением рядом с регенератором, и состаренный катализатор не обязательно должен возвращаться в регенератор.
Ускоритель старения свежего катализатора, т.е. плотнофазный псевдоожиженный слой 32, может быть размещен рядом с регенератором 13 с целью подачи свежего катализатора каталитического крекинга в плотнофазный псевдоожиженный слой 32. В трубопроводе 34 пар смешивается с топочным газом, поступающим из трубопровода 39, и смешанный газ подается в нижнюю часть плотнофазного псевдоожиженного слоя 32, чтобы состарить свежий катализатор в плотнофазном псевдоожиженном слое 32. Среда старения (пар + топочный газ) возвращается от возвратного входа регенератора 13 через трубопровод 33. Топочный газ подается в циклонный сепаратор 36 для отделения твердой фазы от газовой фазы. Отделенный топочный газ выходит из регенератора через трубопровод 15 и затем разделяется на два потока, где один поток входит в турбину через трубопровод 38, а другой поток смешивается с паром из трубопровода 31 в трубопроводе 39. По требованиям на промышленную установку каталитического крекинга, состаренный катализатор добавляется в регенератор 13 промышленной установки каталитического крекинга через трубопровод 37, и преобладающий поток подается в регенератор 13 через трубопровод 14 для регенерации катализатора.
На фигуре 4 представлена еще одна схема способа обработки для улучшения селективности катализатора каталитического крекинга по настоящему изобретению. Здесь ускоритель старения свежего катализатора не ограничен местом размещения рядом с регенератором, и состаренный катализатор не обязательно должен быть возвращен в регенератор. Кроме того, модель теплообменника и способ его применения не ограничены изображениями, показанными на чертежах.
Ускоритель старения свежего катализатора, т.е. плотнофазный псевдоожиженный слой 32", может быть помещен рядом с регенератором 13" с тем, чтобы ввести горячий катализатор из регенератора 13" в теплообменник 40" плотнофазного псевдоожиженного слоя 32" через трубопровод 42". Свежий катализатор каталитического крекинга подается в плотнофазный псевдоожиженный слой 32" для теплообмена с горячим катализатором в теплообменнике 40". Тепло, полученное от горячего катализатора в теплообменнике 40", возвращается назад на регенератор 13" через трубопровод 41". Пар подается в нижнюю часть плотнофазного псевдоожиженного слоя 32" через трубопровод 31" для старения горячего свежего катализатора в плотнофазном псевдоожиженном слое 32". Пар для старения возвращается от приточного потока а" в разделитель через трубопровод 33" и используется как пар купола или продувочный пар, или этот пар через трубопровод 11" вводится в отпарной аппарат от приточных входов b" и с" и используется как отпарной пар. По требованиям на промышленную установку каталитического крекинга состаренный катализатор вводится в регенератор 13" промышленной установки каталитического крекинга через трубопровод 34". Первичный воздух подается в регенератор 13" через трубопровод 14" для регенерации катализатора. Топочный газ подается в циклонный сепаратор 36" для разделения твердой и жидкой фаз. Отделенный топочный газ выходит из регенератора через трубопровод 15".
Следующие примеры используются, чтобы продемонстрировать практический эффект настоящего изобретения и не предназначены, чтобы ограничить объем изобретения этими приведенными здесь подробными примерам. Свойства исходного нефтяного сырья, используемого в следующих примерах и сравнительных примерах, приведены в таблице 1.
Цеолитовый катализатор, используемый в примере 1, представляет собой выдержанный цеолит с высоким содержанием кремнезема. Указанный цеолит с высоким содержанием кремнезема был подготовлен следующим образом: используется NaY для проводимости SiCl4 и ионообменный редкоземельный элемент, чтобы получить образец, имеющий отношение кремнезем-окись алюминия, равное 18, и содержание редкоземельных элементов 2% по весу (вычисленное в пересчете на RE2O3), подвергая такой образец старению при температуре 800°С и 100% водяного пара. Затем создается суспензия, смешивая 969 г галлуазита (произведенного китайской компанией Kaolin Clay Company и содержащего 73% твердого вещества) в 4300 г очищенной от катионов воды. Затем 781 г псевдобемита (произведенного на заводе Shandong Zibo Boehmite с содержания твердого вещества 64%) и 144 мл соляной кислоты (имеющий концентрацию 30% и плотность 1,56) были введены в указанную суспензию, равномерно размешивались и выдерживались при 60°С в течение 1 часа. Коэффициент рН смеси поддерживался в пределах 2-4, и температура постепенно была снижена до комнатной температуры. Затем предварительно подготовленный жидкий раствор цеолита, содержащий 800 г цеолитов с высоким содержанием кремнезема (по сухому весу) и 2000 г химической воды, были введены, равномерно размешаны и высушены распылением, чтобы получить катализатор типа А после того, как свободный Na+ был смыт.Свойства этого катализатора приведены в таблице 2.
Свежие катализаторы каталитического крекинга (номер товара - MLC-500), используемые в примерах 2 и 3 и сравнительных примерах, были произведены на заводе катализаторов Qilu компании SINOPEC Catalyst Company. Свойства катализаторов приведены в таблице 2.
Пример 1
Пример 1 соответствует процедурам, показанным на фигурах 1 и 4. Свежий катализатор А (имеющий активность 81 со временем самобалансировки 10 часов при условиях 800°С и 100% пара с равновесной активностью 55) был подвержен старению при условиях 600°С, 100% пар, поверхностная линейная скорость 0,25 м/с и время старения 20 часов, после чего полученный катализатор имел начальную активность 62. Указанный состаренный катализатор был введен в регенератор. Вакуумный остаток (гудрон) исходного нефтяного сырья А использовался как сырье для каталитического крекинга при проведении испытаний на заводе с лифт-реактором. Низшее исходное сырье подавалось в нижнюю часть лифт-реактора и входило в контакт с состаренным катализатором, чтобы выполнить каталитическую реакцию крекинга. В зоне реакции I температура реакции была равна 600°С; среднечасовая скорость подачи сырья была 100 час-1; весовое отношение катализатора к исходному сырью было равно 6 и вес пара к исходному сырью был равен 0,05. В зоне реакции II температура реакции была равна 500°С; среднечасовая скорость подачи сырья была 30 час-1 и вес пара к исходному сырью был равен 0,05. Рабочие условия и распределение продуктов приведены в таблице 3.
Сравнительный пример 1
Сравнительный пример 1 выполнялся по процедурам, показанным на фигуре 1. Свежий катализатор А (активность свежего катализатора 81, время самобалансировки 10 час при 800°С и 100% пара при равновесной активности 55) вводился непосредственно в регенератор без старения. Используемое исходное нефтяное сырье было тем же самым, что и в примере 1, и рабочие условия и распределение продуктов приведены в таблице 3.
Как можно видеть из таблицы 3, количество сухого газа и кокса, полученных по примеру 1, уменьшилось на 0,6% и 1,98%, соответственно, по сравнению со сравнительным примером 1.
Пример 2
Пример 2 выполнялся по процедурам, показанным на фигурах 1 и 2. Свежий катализатор MLC-500 (имеющий активность свежего катализатора 96, время самобалансировки 60 часов и равновесную активность 45) был подвержен старению при следующих условиях: температура 650°С, 100% пара, поверхностная линейная скорость 0,30 м/с и время старения 30 часов, и полученный катализатор имел начальную активность 68. Указанный состаренный катализатор был введен в регенератор. В качестве исходного сырья каталитического крекинга использовался гудрон исходного нефтяного сырья А, и испытание было поведено в лифт-реакторе среднего размера. Низшее исходное сырье подавалось в нижнюю часть лифт-реактора и входило в контакт с состаренным катализатором MLC-500, чтобы выполнить каталитическую реакцию крекинга. В зоне реакции I температура реакции была 600°С; среднечасовая скорость подачи сырья была 100 час-1; весовое отношение катализатора к исходному сырью было 6 и вес пара к исходному сырью был 0,05. В зоне реакции II температура реакции была 500°С; среднечасовая скорость подачи сырья была 30 час-1 и вес пара к исходному сырью был 0,05. Рабочие условия и распределение продуктов приведены в таблице 4.
Пример 3
Пример 3 выполнялся по процедурам, показанным на фигурах 1 и 3. Свежий катализатор MLC-500 (имеющий активность 96, время самобалансировки 60 часов и равновесную активность 45) был подвергнут старению при условиях 600°С, весовом соотношении пар/топочный газ 1:1, поверхностной линейной скорости 0,30 м/с при времени старения 40 часов, и полученный катализатор имел начальную активность 65. Указанный состаренный катализатор был введен в регенератор. Вакуумный остаток исходного нефтяного сырья А использовался как исходное сырье каталитического крекинга, чтобы провести испытание в лифт-реакторе среднего размера. Низшее исходное сырье подавалось в нижнюю часть лифт-реактора и входило в контакт с состаренным катализатором MLC-500, чтобы выполнить каталитическую реакцию крекинга. В зоне реакции I температура реакции была 600°С; среднечасовая скорость подачи сырья составляла 100 час-1; весовое отношение катализатора к исходному сырью было равно 6; и вес пара к исходному сырью составлял 0,05. В зоне реакции II температура реакции была равна 500°С; среднечасовая скорость подачи сырья составляла 30 час-1 и вес пара к исходному сырью был равен 0,05. Рабочие условия и распределение продуктов приведены в таблице 4.
Сравнительный пример 2
Сравнительный пример 2 выполнялся по процедурам, показанным на фигуре 1. Свежий катализатор MLC-500 (имеющий активность 96, время самобалансировки 60 часов и равновесную активность 45) вводится непосредственно в регенератор без старения. Используемое исходное нефтяное сырье было тем же самым, что и в примерах 1-3, и условия эксплуатации и распределение продуктов приведены в таблице 4.
Из таблицы 4 можно видеть, что количество сухого газа и кокса согласно примеру 2, было уменьшено на 1,15% и 3,09%, соответственно, по сравнению со сравнительным примером 2; выход сухого газа и кокса согласно примеру 3 был уменьшен на 1,25% и 3,29%, соответственно, по сравнению со сравнительным примером 2.
| Таблица 1 | |
| Наименование исходного сырья | Гудрон |
| Номер нефтяного сырья | А |
| Плотность (20°С), г/см3 | 920,9 |
| Кинетическая вязкость, мм2/с | |
| 80°С | - |
| 100°С | 114,4 |
| Остаточный углерод, % по весу | 8,2 |
| Температура застывания, °С | 25 |
| Кислотное число, mgКОН /г | - |
| Общее содержание азота, % по весу | 0,33 |
| Содержание серы, % по весу | 0,21 |
| Содержание углерода, % по весу | 86,91 |
| Содержание водорода, % по весу | 12,55 |
| Содержание металла, частей на миллион (ррm) | |
| Ni | 8,8 |
| V | 0,1 |
| Fe | 1,8 |
| Сu | <0,1 |
| Na | 3,0 |
| Са | |
| Интервал выкипания, °С | |
| IВР (Начальная точка кипения) | 415 |
| 10% | 545 |
| 30% | / |
| 50% | / |
| 70% | / |
| 90% | / |
| Конечная точка кипения | / |
| Таблица 2 | ||
| Номер катализатора | А | MLC-500 |
| Химический состав, % по весу | ||
| Окись алюминия | 25 | 50,2 |
| Окись натрия | 0,321 | |
| Редкоземельные | ||
| Кажущаяся плотность, кг/м3 | 790 | 700 |
| Объем пор, мл/г | 0,38 | |
| Удельная поверхность, м2/г | 156 | 229 |
| Износ от трения, % по весу·час-1 | 1,0 | 1,9 |
| Ситовый состав, % по весу | ||
| 0-40 µm | 12,0 | 17,3 |
| 40-80 µm | 65,0 | 49,3 |
| >80 µm | 23 | 33,4 |
| Активность свежего катализатора | 81 | 96 |
| Время самобалансирования, часов | 10 | 60 |
| Равновесная активность | 55 | 45 |
| Таблица 3 | ||
| Пример 1 | Сравнит, пример 1 | |
| Номер катализатора | А | А |
| Условия старения | ||
| Температура старения, °С | 600 | - |
| Поверхностная линейная скорость псевдоожиженного слоя, м/с | 0,25 | - |
| Время старения, часы | 20 | - |
| Весовое отношение пара к среде старения | 100% пар | - |
| Начальная активность катализатора, добавленного в промышленную установку каталитического крекинга | 62 | 81 |
| Номер исходного нефтяного сырья | А | А |
| Условия эксплуатации в зоне реакции I | ||
| Температура реакции, °С | 600 | 600 |
| Среднечасовая скорость подачи сырья, час-1 | 100 | 100 |
| Весовое отношение пара к исходному сырью, м/м | 0,05 | 0,05 |
| Отношение катализатора к исходному сырью, м/м | 6 | 6 |
| Условия эксплуатации в зоне реакции II | ||
| Температура реакции, °С | 500 | 500 |
| Среднечасовая скорость подачи сырья | 30 | 30 |
| Весовое отношение пара к исходному сырью, м/м | 0,05 | 0,05 |
| Распределение продуктов, % по весу | ||
| Сухой газ | 2,25 | 2,85 |
| Сжиженный нефтяной газ | 16,04 | 17,34 |
| Бензин | 40,03 | 40,55 |
| Дизельное топливо | 20,89 | 19,01 |
| Жидкий газойль каталитического крекинга (FGO) | 13,56 | 11,04 |
| Кокс | 7,23 | 9,21 |
| Всего | 100,00 | 100,00 |
| Таблица 4 | ||||
| Пример 2 | Пример 3 | Сравн. пример 2 | ||
| Номер катализатора | MLC-500 | MLC-500 | MLC-500 | |
| Условия старения | ||||
| Температура старения, ос | 650 | 600 | - | |
| Поверхностная линейная скорость псевдоожиженного слоя, м/с | 0,30 | 0,30 | - | |
| Время старения, часов | 30 | 40 | - | |
| Весовое отношение пара к среде старения | 100% пар | 1:1 (пар : дымовой газ) | - | |
| Начальная активность катализатора, введенного в промышленную установку каталитического крекинга | 68 | 65 | 96 | |
| Номер исходного нефтяного сырья | А | А | А | |
| Условия эксплуатации в зоне реакции I | ||||
| Температура реакции, ос | 600 | 600 | 600 | |
| Среднечасовая скорость подачи сырья, час-1 | 100 | 100 | 100 | |
| Весовое отношение пара к исходному сырью, м/м | 0,05 | 0,05 | 0,05 | |
| Отношение катализатора к исходному сырью, м/м | 6 | 6 | 6 | |
| Условия эксплуатации в зоне реакции II | ||||
| Температура реакции, оС | 500 | 500 | 500 | |
| Среднечасовая скорость подачи сырья, час-1 | 30 | 30 | 30 | |
| Весовое отношение пара к исходному сырью, м/м | 0,05 | 0,05 | 0,05 | |
| Распределение продуктов, % по весу | ||||
| Сухой газ | 2,45 | 2,35 | 3,60 | |
| Сжиженный нефтяной газ | 15,46 | 15,40 | 16,22 | |
| Бензин | 38,31 | 38,05 | 37,62 | |
| Дизельное топливо | 23,32 | 23,67 | 21,23 | |
| Жидкий газойль каталитического крекинге (FGO) | 12,34 | 12,61 | 10,12 | |
| Кокс | 8,12 | 7,92 | 11,21 | |
| Всего | 100,00 | 100,00 | 100,00 | |
Подразумевается, что некоторые аспекты и особенности изобретения, которые для простоты описаны в контексте нескольких отдельных воплощений, также могут быть обеспечены в единственном воплощении. Наоборот, различные аспекты и особенности изобретения, которые для краткости описаны в контексте единственного воплощения, также могут быть обеспечены отдельно или в любой подходящей комбинации.
Все публикации, патенты и патентные заявки, упомянутые в этой спецификации, включены здесь в качестве ссылок в описание, в той же мере, в какой каждая отдельная публикация, патент или патентная заявка были конкретно и индивидуально обозначены, чтобы быть включенными здесь в качестве ссылки. Кроме того, цитата или идентификация любой ссылки в этой заявке не должна рассматриваться как ссылка на известный уровень техники для настоящего изобретения.
Хотя изобретение было описано в связи с конкретными воплощениями и их примерами, очевидно, что имеется много альтернатив, модификаций и изменений, которые очевидны для специалистов в данной области. Соответственно, подразумевается, что все такие альтернативы, модификации и изменения охвачены объемом изобретения, в соответствии с приложенной формулой данного изобретения.
Claims (15)
1. Способ производства катализатора каталитического крекинга, содержащий подачу свежего катализатора в псевдоожиженный слой, где он входит в контакт с водяным паром или регенерированным топочным газом, и его старение при гидротермальных условиях, включающих температуру старения 400-850°C, поверхностную линейную скорость псевдоожиженного слоя 0,1-0,6 м/с и время старения 1-720 часов, с последующей подачей произведенного катализатора в промышленную установку каталитического крекинга;
в котором свежий катализатор содержит, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси, выбранной из SiO2 и/или Al2O3, и 0-70% по весу дополнительной глины, при этом глина выбрана из каолина и/или галлуазита, цеолит выбран, из среднепористых цеолитов ZSM или ZRP и/или крупнопористых цеолитов, выбранных из редкоземельного элемента Y(REY), редкоземельного водорода Y(REHY), ультрастойкого цеолита Y и высококремнеземного цеолита Y.
в котором свежий катализатор содержит, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси, выбранной из SiO2 и/или Al2O3, и 0-70% по весу дополнительной глины, при этом глина выбрана из каолина и/или галлуазита, цеолит выбран, из среднепористых цеолитов ZSM или ZRP и/или крупнопористых цеолитов, выбранных из редкоземельного элемента Y(REY), редкоземельного водорода Y(REHY), ультрастойкого цеолита Y и высококремнеземного цеолита Y.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что гидротермальные условия включают температуру старения 500-700°C, поверхностную линейную скорость псевдоожиженного слоя 0,15-0,5 м/с и время старения 5-360 часов.
3. Способ по п. 1, в котором регенерированный топочный газ содержит водяной пар и имеет отношение пара к среде старения 0,2:0,9 по весу.
4. Способ по п. 3, в котором регенерированный топочный газ содержит водяной пар и имеет отношение пара к среде старения 0,4:0,6 по весу.
5. Способ по пп. 1-3, в котором после завершения стадии старения пар используется как один или несколько компонентов, выбранных из группы, состоящей из технологического пара, пара из паросборника, пара для распыления и подъемного пара и соответственно добавленного в отпарной аппарат, разделение, инжекцию исходного сырья и предварительно поднятую зону установки каталитического крекинга.
6. Способ по пп. 1-3, в котором используется регенерированный топочный газ, причем после стадии старения регенерированный топочный газ подается обратно в регенератор.
7. Способ получения катализатора каталитического крекинга, содержащий следующие стадии:
(1) подачу свежего катализатора, содержащего в основном, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси, выбранной из SiO2 и/или Al2O3, и 0-70% по весу дополнительной глины, выбранной из каолина и/или галлуазита, где цеолит выбран из среднепористых цеолитов ZSM или ZRP и/или крупнопористых цеолитов, выбранных из редкоземельного элемента Y(REY), редкоземельного водорода Y(REHY), ультрастойкого цеолита Y, высококремнеземного цеолита Y, в псевдоожижженный слой, ввод горячего регенерированного катализатора в регенератор в псевдоожиженный слой, с осуществлением теплообмена между свежим катализатором и горячим регенерированным катализатором в псевдоожиженном слое;
(2) осуществление контакта продукта, полученного на стадии (1) с паром или с регенерированным топочным газом при гидротермальных условиях, включая температуру старения 400-850°C, поверхностную линейную скорость псевдоожиженного слоя 0,1-0,6 м/с и время старения 1-720 часов для получения состаренного катализатора, и
(3) подачу катализатора, произведенного на стадии (2), в промышленную установку каталитического крекинга.
(1) подачу свежего катализатора, содержащего в основном, по отношению к общему весу катализатора, 1-50% по весу цеолита, 5-99% по весу неорганической окиси, выбранной из SiO2 и/или Al2O3, и 0-70% по весу дополнительной глины, выбранной из каолина и/или галлуазита, где цеолит выбран из среднепористых цеолитов ZSM или ZRP и/или крупнопористых цеолитов, выбранных из редкоземельного элемента Y(REY), редкоземельного водорода Y(REHY), ультрастойкого цеолита Y, высококремнеземного цеолита Y, в псевдоожижженный слой, ввод горячего регенерированного катализатора в регенератор в псевдоожиженный слой, с осуществлением теплообмена между свежим катализатором и горячим регенерированным катализатором в псевдоожиженном слое;
(2) осуществление контакта продукта, полученного на стадии (1) с паром или с регенерированным топочным газом при гидротермальных условиях, включая температуру старения 400-850°C, поверхностную линейную скорость псевдоожиженного слоя 0,1-0,6 м/с и время старения 1-720 часов для получения состаренного катализатора, и
(3) подачу катализатора, произведенного на стадии (2), в промышленную установку каталитического крекинга.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что регенерированный топочный газ содержит водяной пар при отношении пара к среде старения более 0,4 по весу.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что регенерированный топочный газ содержит водяной пар при отношении пара к среде старения 0,5:1,5 по весу.
10. Способ по любому из пп. 7-9, отличающийся тем, что гидротермальные условия включают температуру старения 500-750°C, поверхностную линейную скорость псевдоожиженного слоя 0,15-0,5 м/с и время старения 5-360 часов.
11. Способ по любому из пп. 7-9, дополнительно содержащий следующие стадии:
(4) подачу пара в систему реакции или систему регенерации, или подачу пара, содержащего среду старения, в систему регенерации; и
(5) подачу горячего регенерированного катализатора обратно в регенератор.
(4) подачу пара в систему реакции или систему регенерации, или подачу пара, содержащего среду старения, в систему регенерации; и
(5) подачу горячего регенерированного катализатора обратно в регенератор.
12. Способ по любому из пп. 7-9, в котором указанный способ осуществляется в регенераторе промышленной установки каталитического крекинга.
13. Способ по любому из пп. 7-9, отличающийся тем, что псевдоожиженный слой является плотнофазным псевдоожиженным слоем.
14. Способ каталитического крекинга, включающий подготовку катализатора, по любому из пп. 1-6 и 7-13.
15. Применение катализатора в процессе каталитического крекинга, полученного способом по любому из пп. 1-6 и 7-13.
Applications Claiming Priority (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN200910148615 | 2009-06-25 | ||
| CN200910148614.3 | 2009-06-25 | ||
| CN200910148614 | 2009-06-25 | ||
| CN200910148615.8 | 2009-06-25 | ||
| CN201010152745 | 2010-04-22 | ||
| CN201010152745.1 | 2010-04-22 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010125696A RU2010125696A (ru) | 2011-12-27 |
| RU2548362C2 true RU2548362C2 (ru) | 2015-04-20 |
Family
ID=43379555
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010125696/04A RU2548362C2 (ru) | 2009-06-25 | 2010-06-23 | Катализатор каталитического крекинга и способ повышения селективности катализатора(варианты) |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9611432B2 (ru) |
| JP (1) | JP5878686B2 (ru) |
| KR (1) | KR101742713B1 (ru) |
| GB (1) | GB2471400B (ru) |
| RU (1) | RU2548362C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2709522C1 (ru) * | 2019-09-16 | 2019-12-18 | Акционерное общество "Газпромнефть - Омский НПЗ" (АО "Газпромнефть-ОНПЗ") | Катализатор совместного крекинга нефтяных фракций |
| RU2793541C2 (ru) * | 2018-07-16 | 2023-04-04 | Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн | Способ, реактор и система для каталитического крекинга жидких нефтепродуктов |
| US11624033B2 (en) | 2018-07-16 | 2023-04-11 | China Petroleum & Chemical Corporation | Process, reactor and system for catalytic cracking of hydrocarbon oil |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101672789B1 (ko) * | 2010-09-27 | 2016-11-04 | 차이나 페트로리움 앤드 케미컬 코포레이션 | 생성물 분포 프로파일을 향상시키기 위한 촉매적 전환 방법 |
| US9114386B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-08-25 | Shell Oil Company | Self-activating hydroprocessing catalyst and process for treating heavy hydrocarbon feedstocks |
| RU2517171C1 (ru) * | 2012-10-26 | 2014-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Компания "Новые технологии" | Шариковый катализатор крекинга "адамант" и способ его приготовления |
| US10220374B2 (en) | 2013-04-24 | 2019-03-05 | Shell Oil Company | Activation of a self-activating hydroprocessing catalyst with steam |
| CN104140843B (zh) * | 2013-05-07 | 2016-04-13 | 中石化洛阳工程有限公司 | 一种流化床催化裂化试验装置 |
| IN2014MU01231A (ru) * | 2014-03-31 | 2015-10-02 | Hindustan Petroleum Corp Ltd | |
| EP2926899A1 (en) * | 2014-03-31 | 2015-10-07 | Hindustan Petroleum Corporation Ltd. | A catalyst composite for the reduction of olefins in the FCC naphtha stream |
| BR112018072147A2 (pt) * | 2016-04-29 | 2019-02-12 | Basf Corporation | projeto de unidade de desativação de metal cíclica novo para a desativação de catalisador de fcc |
| GB2558890A (en) * | 2017-01-13 | 2018-07-25 | Sibelco Nederland N V | Fluidised bed reaction methods |
| WO2022109971A1 (zh) * | 2020-11-27 | 2022-06-02 | 广州智京科技有限公司 | 一种fcc装置的预提升系统和工艺 |
| US11840505B1 (en) | 2022-09-07 | 2023-12-12 | Saudi Arabian Oil Company | Process and cracking catalyst for cracking butenes to produce light olefins |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5171921A (en) * | 1991-04-26 | 1992-12-15 | Arco Chemical Technology, L.P. | Production of olefins |
| RU2250133C2 (ru) * | 1999-07-27 | 2005-04-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ пропитки металлом экструдата молекулярного сита со связующим материалом |
| EP1875963A1 (en) * | 2005-03-31 | 2008-01-09 | China Petroleum & Chemical Corporation | A cracking catalyst and its preparation |
| RU2338590C2 (ru) * | 2002-11-27 | 2008-11-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Каталитическая композиция для гидрокрекинга и способ превращения углеводородного сырья в низкокипящие материалы |
Family Cites Families (71)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3140249A (en) * | 1960-07-12 | 1964-07-07 | Socony Mobil Oil Co Inc | Catalytic cracking of hydrocarbons with a crystalline zeolite catalyst composite |
| US3140250A (en) * | 1961-03-13 | 1964-07-07 | Socony Mobil Oil Co Inc | Manufacture of silica-zirconia-alumina catalyst |
| US3140252A (en) * | 1961-12-21 | 1964-07-07 | Socony Mobil Oil Co Inc | Hydrocarbon conversion with crystalline acid-metal aluminosilicates |
| NL273446A (ru) * | 1961-12-21 | |||
| US3140253A (en) * | 1964-05-01 | 1964-07-07 | Socony Mobil Oil Co Inc | Catalytic hydrocarbon conversion with a crystalline zeolite composite catalyst |
| US3402996A (en) * | 1966-12-19 | 1968-09-24 | Grace W R & Co | Ion exchange of crystalline zeolites |
| US3702886A (en) * | 1969-10-10 | 1972-11-14 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same |
| US3758083A (en) * | 1971-12-30 | 1973-09-11 | W Palmer | Wave-powered aerator |
| US4080284A (en) * | 1976-04-12 | 1978-03-21 | Mobil Oil Corporation | Hydrocarbon conversion with modified solid catalyst materials |
| US4259212A (en) * | 1978-06-07 | 1981-03-31 | Exxon Research And Engineering Co. | Octane improvement cracking catalyst |
| US4242237A (en) * | 1979-05-31 | 1980-12-30 | Exxon Research & Engineering Co. | Hydrocarbon cracking catalyst and process utilizing the same |
| US4326994A (en) * | 1980-02-14 | 1982-04-27 | Mobil Oil Corporation | Enhancement of zeolite catalytic activity |
| US4309280A (en) * | 1980-07-18 | 1982-01-05 | Mobil Oil Corporation | Promotion of cracking catalyst octane yield performance |
| US4374019A (en) * | 1981-05-13 | 1983-02-15 | Ashland Oil, Inc. | Process for cracking high-boiling hydrocarbons using high ratio of catalyst residence time to vapor residence time |
| US4429176A (en) * | 1982-02-08 | 1984-01-31 | Mobil Oil Corporation | Active zeolite catalysts of improved stability |
| GB8334486D0 (en) * | 1983-12-24 | 1984-02-01 | British Petroleum Co Plc | Aromatic hydrocarbons |
| US4994173A (en) * | 1984-07-05 | 1991-02-19 | Mobil Oil Corporation | Method of adding zsm-5 containing catalyst to fluid bed catalytic cracking units |
| IN165201B (ru) * | 1984-07-11 | 1989-08-26 | Mobil Oil Corp | |
| JPS61204042A (ja) | 1985-01-14 | 1986-09-10 | エンゲルハ−ド・コ−ポレ−シヨン | 耐バナジウム性ゼオライト流動クラツキング触媒 |
| US4900428A (en) * | 1985-07-26 | 1990-02-13 | Union Oil Company Of California | Process for the catalytic cracking of vanadium-containing feedstocks |
| JPH0794396B2 (ja) * | 1986-07-08 | 1995-10-11 | 旭化成工業株式会社 | 芳香族炭化水素の製造方法 |
| US5037531A (en) * | 1986-08-15 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Catalytic cracking process |
| US4880787A (en) * | 1986-08-15 | 1989-11-14 | Mobil Oil Corporation | Cracking catalyst |
| CN1005385B (zh) | 1986-12-06 | 1989-10-11 | 中国石油化工总公司石油化工科学研究院 | 含稀土氧化物的y型分子筛裂化催化剂 |
| CN1005386B (zh) | 1986-12-06 | 1989-10-11 | 中国石油化工总公司石油化工科学研究院 | 含稀土氧化物的超稳y型分子筛裂化催化剂 |
| US4812223A (en) * | 1987-05-01 | 1989-03-14 | Mobil Oil Corporation | Hydrocracking naphthas using mildly steamed, noble metal-containing zeolite beta |
| ES2058533T3 (es) | 1988-07-07 | 1994-11-01 | Uop Inc | Catalizador de craqueo catalitico en lecho fluido (fcc) resistente a los metales y procedimiento de fcc que lo utiliza. |
| US5324416A (en) * | 1988-07-07 | 1994-06-28 | W. R. Grace Co.-Conn. | Increasing metal-tolerance of FCC catalyst by sulfur oxide removal |
| JPH0729948B2 (ja) * | 1988-10-26 | 1995-04-05 | 山陽石油化学株式会社 | 芳香族炭化水素の製造法 |
| US4988653A (en) * | 1988-12-30 | 1991-01-29 | Mobil Oil Corporation | Elutriable multi component cracking catalyst mixture and a process for catalytic cracking of heavy hydrocarbon feed to lighter products |
| CN1026225C (zh) | 1991-02-28 | 1994-10-19 | 中国石油化工总公司石油化工科学研究院 | 一种稀土y分子筛的制备方法 |
| CA2084929C (en) | 1991-12-30 | 2000-01-25 | Exxon Research And Engineering Company | Catalyst and process for cracking hydrocarbons with highly attrition resistant mesoporous catalytic cracking catalysts |
| CN1034718C (zh) | 1993-07-29 | 1997-04-30 | 中国石油化工总公司 | 一种裂化催化剂及其制备方法 |
| EP0671212B1 (en) | 1993-09-30 | 2000-05-17 | Sanyo Petrochemical Co. Ltd. | Method of partial dealuminization of zeolitic catalyst |
| US5993642A (en) * | 1994-11-23 | 1999-11-30 | Exxon Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon conversion process using a zeolite bound zeolite catalyst |
| JP3737155B2 (ja) | 1995-02-27 | 2006-01-18 | 触媒化成工業株式会社 | 炭化水素接触分解用触媒組成物 |
| JPH0920893A (ja) * | 1995-07-05 | 1997-01-21 | Nippon Oil Co Ltd | 重質石油類の流動接触分解方法 |
| EP0859663A4 (en) | 1995-07-31 | 1999-08-25 | Mobil Oil Corp | TREATMENT OF ZEOLITE TO IMPROVE BUTENIC SELECTIVITY |
| CN1130981A (zh) | 1995-10-28 | 1996-09-18 | 广西科技咨询中心 | 甲林膏剂杀虫剂 |
| CN1099312C (zh) | 1997-09-04 | 2003-01-22 | 中国石化集团扬子石油化工有限责任公司 | 助剂自动加料的装置及工艺方法 |
| CN2312065Y (zh) | 1997-09-04 | 1999-03-31 | 中国石化扬子石油化工公司 | 催化剂自动加料装置 |
| CN1072030C (zh) | 1997-11-11 | 2001-10-03 | 中国石油化工总公司 | 含磷八面沸石烃类裂化催化剂及其制备方法 |
| JPH11300208A (ja) | 1998-04-21 | 1999-11-02 | Idemitsu Kosan Co Ltd | 接触分解触媒 |
| US6835863B2 (en) | 1999-07-12 | 2004-12-28 | Exxonmobil Oil Corporation | Catalytic production of light olefins from naphtha feed |
| CN1128673C (zh) | 1999-08-17 | 2003-11-26 | 中国石油化工集团公司 | 一种改进的稀土y型沸石及其制备 |
| CN2407174Y (zh) | 1999-11-19 | 2000-11-22 | 乐清市联轴器厂 | 一种十字轴式万向联轴器花键副 |
| CN1132898C (zh) | 2000-01-27 | 2003-12-31 | 中国石油化工集团公司 | 一种石油催化裂化催化剂 |
| CN1201864C (zh) | 2000-04-07 | 2005-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司兰州炼化分公司 | 一种降低汽油烯烃含量的fcc催化剂及其制备方法 |
| CN1142019C (zh) | 2000-05-31 | 2004-03-17 | 中国石油化工集团公司 | 一种含磷的烃类裂化催化剂及制备 |
| CA2419668A1 (en) | 2000-08-31 | 2002-03-07 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Crystalline microporous oxide catalysts having increased lewis acidity and methods for the preparation thereof |
| CN1111136C (zh) | 2000-11-13 | 2003-06-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种y型分子筛的制备 |
| CN1160436C (zh) | 2001-01-04 | 2004-08-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化裂化催化剂的制备方法 |
| CN1124899C (zh) | 2001-04-28 | 2003-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化剂循环污染老化方法 |
| WO2002087758A1 (en) | 2001-04-28 | 2002-11-07 | China Petroleum & Chemical Corporation | A rare earth zeolite y and the preparation process thereof |
| CN1202007C (zh) | 2002-02-07 | 2005-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稀土超稳y分子筛的制备方法 |
| US6850741B2 (en) * | 2002-04-04 | 2005-02-01 | Agency For Science, Technology And Research | Method for selecting switched orthogonal beams for downlink diversity transmission |
| CN1230496C (zh) * | 2002-10-28 | 2005-12-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含稀土y型沸石的石油烃裂化催化剂及其制备方法 |
| CN1194072C (zh) | 2002-11-27 | 2005-03-23 | 吉林市京泰化工有限责任公司 | 一种含有稀土的硅基半合成烃类转化催化剂 |
| JP4322006B2 (ja) * | 2002-12-24 | 2009-08-26 | 日揮触媒化成株式会社 | 炭化水素用流動接触分解触媒の擬平衡化装置 |
| KR100604822B1 (ko) * | 2003-07-03 | 2006-07-28 | 삼성전자주식회사 | 서브-어레이 그루핑된 적응 배열 안테나들을 이용하여빔형성 및 다이버시티 이득을 제공하는 무선 페이딩 채널복조기, 이를 구비한 이동 통신 수신 시스템 및 그 방법 |
| CN1322924C (zh) | 2004-07-29 | 2007-06-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 烃类裂化催化剂及其制备方法 |
| CN1311907C (zh) | 2004-07-29 | 2007-04-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种石油烃裂化催化剂及其制备方法 |
| CN1602999A (zh) | 2004-08-24 | 2005-04-06 | 浙江大学 | 加氢催化剂器外预处理的方法 |
| 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 |
| US7400907B2 (en) * | 2005-08-29 | 2008-07-15 | Cisco Technology, Inc. | Method and system for partitioning an antenna array and applying multiple-input-multiple-output and beamforming mechanisms |
| CA2539231C (en) * | 2006-03-10 | 2013-08-13 | Baojian Shen | Catalyst composition for treating heavy feedstocks |
| CN101134172B (zh) | 2006-08-31 | 2010-10-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种烃类转化催化剂 |
| CN101386788B (zh) | 2007-09-12 | 2012-09-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种重油催化裂化催化剂及其制备方法 |
| CN101455979B (zh) | 2007-12-13 | 2012-12-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种具有脱氢活性的催化裂化催化剂 |
| CN101462071B (zh) | 2007-12-20 | 2011-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化裂解生产丙烯的催化剂及其制备方法 |
| RU2497933C2 (ru) | 2008-03-13 | 2013-11-10 | Чайна Петролеум & Кемикал Корпорейшн | Способ преобразования низкосортного исходного сырья в нефтяное топливо высокого качества |
-
2010
- 2010-06-23 RU RU2010125696/04A patent/RU2548362C2/ru active
- 2010-06-24 US US12/822,493 patent/US9611432B2/en active Active
- 2010-06-25 GB GB1010706.8A patent/GB2471400B/en active Active
- 2010-06-25 KR KR1020100060619A patent/KR101742713B1/ko active IP Right Grant
- 2010-06-25 JP JP2010144733A patent/JP5878686B2/ja active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5171921A (en) * | 1991-04-26 | 1992-12-15 | Arco Chemical Technology, L.P. | Production of olefins |
| RU2250133C2 (ru) * | 1999-07-27 | 2005-04-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ пропитки металлом экструдата молекулярного сита со связующим материалом |
| RU2338590C2 (ru) * | 2002-11-27 | 2008-11-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Каталитическая композиция для гидрокрекинга и способ превращения углеводородного сырья в низкокипящие материалы |
| EP1875963A1 (en) * | 2005-03-31 | 2008-01-09 | China Petroleum & Chemical Corporation | A cracking catalyst and its preparation |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2793541C2 (ru) * | 2018-07-16 | 2023-04-04 | Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн | Способ, реактор и система для каталитического крекинга жидких нефтепродуктов |
| US11624033B2 (en) | 2018-07-16 | 2023-04-11 | China Petroleum & Chemical Corporation | Process, reactor and system for catalytic cracking of hydrocarbon oil |
| RU2803816C2 (ru) * | 2019-07-09 | 2023-09-20 | Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн | Содержащий редкоземельные элементы цеолит y, способ его изготовления и содержащий цеолит катализатор каталитического крекинга |
| RU2709522C1 (ru) * | 2019-09-16 | 2019-12-18 | Акционерное общество "Газпромнефть - Омский НПЗ" (АО "Газпромнефть-ОНПЗ") | Катализатор совместного крекинга нефтяных фракций |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2471400A (en) | 2010-12-29 |
| US9611432B2 (en) | 2017-04-04 |
| KR101742713B1 (ko) | 2017-06-01 |
| JP5878686B2 (ja) | 2016-03-08 |
| GB2471400B (en) | 2013-10-30 |
| RU2010125696A (ru) | 2011-12-27 |
| US20100326888A1 (en) | 2010-12-30 |
| GB201010706D0 (en) | 2010-08-11 |
| KR20100138853A (ko) | 2010-12-31 |
| JP2011005488A (ja) | 2011-01-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2548362C2 (ru) | Катализатор каталитического крекинга и способ повышения селективности катализатора(варианты) | |
| RU2464298C2 (ru) | Способ каталитической конверсии (варианты) | |
| US8791038B2 (en) | Catalyst regeneration process for improving catalyst selectivity | |
| CN102206509B (zh) | 一种生产丙烯和轻芳烃的烃类催化转化方法 | |
| CN105505457B (zh) | 一种提高汽油辛烷值的方法 | |
| US8932457B2 (en) | Catalytic conversion method for increasing cetane number barrel of diesel | |
| CN102690683B (zh) | 一种生产丙烯的催化裂化方法及装置 | |
| CN111718750B (zh) | 一种制取丙烯的方法和系统 | |
| CN109694725B (zh) | 一种生产高辛烷值汽油的催化裂化方法 | |
| CN110540861B (zh) | 一种催化裂解的工艺和系统 | |
| CN102286291B (zh) | 一种页岩油的催化转化方法 | |
| CN111423905B (zh) | 催化裂解的工艺和系统 | |
| CN110724558B (zh) | 一种生产丙烯和高辛烷值汽油的催化裂解方法和系统 | |
| CN102233275B (zh) | 一种改善选择性的催化裂化催化剂及其处理方法 | |
| CN102371190B (zh) | 一种改善催化裂化催化剂选择性的处理方法 | |
| CN111718230A (zh) | 一种生产丙烯的方法和系统 | |
| RU2776179C2 (ru) | Способ каталитического крекинга для получения изобутана и/или легких ароматических соединений с высоким выходом | |
| TWI501812B (zh) | A highly selective catalytic cracking catalyst and its treatment method and use | |
| CN113897216B (zh) | 一种催化裂解的方法和系统 | |
| CN110724559B (zh) | 一种生产丙烯和高辛烷值汽油的催化裂解方法和系统 | |
| CN111423904B (zh) | 催化裂解的工艺和系统 | |
| CN110724562B (zh) | 一种生产丙烯和高辛烷值汽油的催化裂解方法和系统 | |
| CN111718752B (zh) | 一种多产丙烯的催化裂化方法和系统 | |
| CN102371191B (zh) | 改善催化裂化催化剂选择性的处理方法 |