EP0323297A1 - Procédé de conversion d'hydrocarbures en lit fluidisé - Google Patents
Procédé de conversion d'hydrocarbures en lit fluidisé Download PDFInfo
- Publication number
- EP0323297A1 EP0323297A1 EP88403153A EP88403153A EP0323297A1 EP 0323297 A1 EP0323297 A1 EP 0323297A1 EP 88403153 A EP88403153 A EP 88403153A EP 88403153 A EP88403153 A EP 88403153A EP 0323297 A1 EP0323297 A1 EP 0323297A1
- Authority
- EP
- European Patent Office
- Prior art keywords
- hydrocarbons
- temperature
- reaction zone
- catalyst
- particles
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
Definitions
- the present invention relates to a conversion process and device allowing, in the same reaction zone, catalytic cracking from heavy hydrocarbon charges and the simultaneous production of olefins, in particular olefins comprising from 2 to 4 atoms of carbon, by gentle steam cracking of light hydrocarbon charges.
- hydrocarbon cracking processes are commonly used by the petroleum and oil services industries; they consist in dividing, by increasing the temperature, hydrocarbon molecules into smaller molecules.
- thermal cracking and catalytic cracking, which involve either the only influence of temperature or the active sites of a catalyst.
- thermocracking reaction which is a globally endothermic reaction, takes place mainly in the part of the tubes receiving the maximum heat flux.
- the temperature of these tubes is determined by the nature of the hydrocarbons to be cracked (they are generally either ethane or liquefied petroleum gases or LPG, or gasolines, naphthas, or finally sometimes diesel). Whatever the nature of the load, this temperature is always very high and greater than 700 ° C; it is however limited to a maximum of the order of 850 ° C. by the conditions of implementation of the method and by the complexity of operation of the ovens which use auxiliary heating energy.
- a catalytic cracking unit in a conventional fluidized bed in English Fluid Catalytic Cracking, or FCC process
- the hydrocarbon charge generally composed of gas oils or heavier charges such as distillation
- a cracking catalyst which is kept in suspension in the vapors of the feed.
- the catalyst is separated from the products obtained, stripped, regenerated by combustion of the coke formed, then brought back into contact with the charge to crack.
- This catalytic cracking reaction takes place in a temperature range generally between 450 and 550 ° C. It is implemented so that the cracking unit is in thermal equilibrium without using energy annexed to the heating.
- the supply of hot catalyst regenerated by combustion of the coke deposited during the reaction must be such that it can meet the various thermal requirements of the reaction section, namely, in particular: - preheating of the liquid charge, - the vaporization of this charge, - the calorie intake required by the reactions involved, which are generally endothermic.
- the present invention relates to a method and a device for carrying out, in the same reaction zone, in dilute fluidized phase, of essentially ascending or descending type, on the one hand, a thermal cracking reaction with water vapor of light hydrocarbon feedstocks, which may include saturated light gases or cuts ranging from gasolines to diesel fuels, and, on the other hand, a catalytic cracking reaction of heavy hydrocarbon feedstocks, including a substantial part of the range d boiling is above 500 ° C.
- the present invention aims to use this feature of heavy loads to produce coke, not only to provide the catalyst, during the combustion of coke, the energy necessary for the vaporization of the heavy load, but also to provide energy to the catalyst. additional and thus create, in the upstream part of the reaction zone, the conditions required for carrying out a gentle steam cracking of lighter hydrocarbons, comprising in particular ethane, propane, butane, light gasolines, naphthas and gas oils .
- the present invention therefore relates to a process for converting petroleum hydrocarbons, in the presence of catalyst particles in the fluidized phase, in a tubular reaction zone with essentially ascending or descending flow, this process comprising at least one step of steam cracking of at least one cut of light hydrocarbons, in the upstream part of the reaction zone, and a catalytic cracking step of at least one cut of heavy hydrocarbons, in the downstream part of said reaction zone, a step of ballistic separation of the spent catalyst particles, a step of regenerating this catalyst in at least one zone for burning the coke deposited on these particles and a step of recycling the regenerated particles to the supply of the reaction zone, this process being characterized in what: the steam cracking is carried out by bringing into contact, in a fluidized bed, the particles of catalyst, said light hydrocarbons and an amount of water vapor equal to at least 20% by weight and preferably between 30 and 50% by weight of the quantity of light hydrocarbons, the temperature resulting from said contacting being between 650 and 850 ° C and
- Light hydrocarbons intended for steam cracking may be introduced into the reaction zone using one or more injection lines, depending on the nature of the hydrocarbons to be steam cracked.
- the various cuts of hydrocarbons capable of being injected will be introduced one after the other from upstream to downstream in said reaction zone by Ascending of their boiling temperature, the lightest cup being introduced into the hottest area.
- the steam cracking zone may be subdivided into as many zones, operating with decreasing severity, as there are sections of light saturated hydrocarbons intended for steam cracking.
- the quantity of water vapor injected into the upstream part of the reaction zone is here significant compared to the usual cracking conditions in a fluidized bed. However, it remains appreciably lower than the values practiced in the conventional steam cracking process, in particular because the process described here accommodates without problem the possible formation of a certain amount of coke. Indeed, the amount of water vapor will usually be between 20 and 60% and, preferably, between 30 and 50% by weight, relative to the amount of hydrocarbons to be converted by steam cracking.
- a first advantage of the process according to the invention is linked to the fact that the steam cracking reaction, in the upstream part of the reactor, requires significant amounts of calories due, essentially, to the very high endothermicity of this reaction (5 to 10 times higher than that of the catalytic cracking reaction).
- This significant absorption of calories, in the upstream part of the reactor acts as a heat sink, which is reflected, as in any catalytic cracking unit, by an increased flow rate of the catalyst circulation.
- the catalytic cracking reaction will be carried out with a ratio of quantity of catalyst to quantity of filler to be cracked (generally called "C / O ratio") much higher than according to the prior art (see for this purpose the European patent No. 208.609), with the consequence of a significant improvement in the yield of petrol and diesel compared to the quantity of heavy load to be cracked.
- this C / O ratio may advantageously be between 4 and 12 in the downstream part of the reaction zone.
- a second advantage of the process according to the invention resides in the fact that it makes it possible to convert into ethylene, propylene and butenes, light cuts of low recovery, such as ethane or certain gasoline cuts, and this under selectivity conditions superior to conventional steam cracking.
- the cracking unit will comprise a device for fractionating the reaction effluents making it possible to selectively fractionate, in a manner known per se, the abovementioned hydrocarbons as well as light gases and hydrocarbons with two, three or four carbon atoms.
- the gentle steam cracking will be carried out in the upstream part of the reactor in at least two zones of decreasing severity, by injection in the presence of water vapor of at least two separate cuts: a cut containing mainly ethane, but also possibly propane and butane, then a cut containing light essences, then possibly naphtas or gas oils.
- the production of propylene can also be significantly increased by judicious reuse of the hydrocarbons with two carbon atoms produced during the reaction.
- the mixture of ethylene ethane coming from the fractionation zone of a type known per se, and to send this mixture to a trimerization or oligomerization reactor of the ethylene, for example of the type described by the prior art (for this purpose refer to European patents 12 685, 24 971, 215 609 or to American patent 4 605 807), to recover, after fractionation of the effluents: -
- the unreacted ethane which will be recycled at the inlet of the upstream part of the reaction zone, in accordance with the present invention.
- An additional advantage arising from the present invention resides in the fact that the hydrogen necessarily produced by steam cracking in the upstream part of the reactor is capable of reacting under the reaction conditions of the downstream part of the reactor and, therefore, of improving the yield effluents from the conversion unit into the best valued products.
- the steam cracked hydrocarbon fractions usable according to the present invention therefore comprise saturated light gases, such as ethane, propane or butanes, or heavier hydrocarbons, saturated or not, such as light gasolines, naphthas or gas oils, or even certain cuts with a higher boiling point but highly paraffinic, such as paraffins or slack wax.
- saturated light gases such as ethane, propane or butanes
- heavier hydrocarbons saturated or not, such as light gasolines, naphthas or gas oils, or even certain cuts with a higher boiling point but highly paraffinic, such as paraffins or slack wax.
- These hydrocarbon fractions can come either from different refinery units, such as atmospheric distillation, visbreaking, hydrocracking, oil manufacturing or olefin oligomerization units, or effluents from the unit of conversion itself.
- the main charge injected downstream of the mild steam cracking zone could be a standard charge of a catalytic cracking unit, but with the possibility, compared to the known precedents, of also using heavier charges.
- These fillers may, if necessary, have received a preliminary treatment, such as, for example, a hydrotreatment. They may, in particular, contain fractions rich in asphaltenes and having a Conradson carbon content. equal to or greater than 10%.
- These charges can be diluted or not by conventional lighter cuts, can include cuts of hydrocarbons having already undergone a cracking operation and which are recycled, such as cracked gas oils, LCOs or HCOs Finally, these charges can be preheated in a temperature range generally between 100 and 400 ° C.
- the injection of hydrocarbons into the downstream part of the reaction zone is carried out using high-performance sprayers, such as nozzle sprayers of the venturi type, so as to give the droplets of liquid the smallest possible diameter. , generally less than 100 microns and preferably less than 50 microns.
- This fine spray allows the droplets formed to be vaporized almost instantaneously, when they are brought into contact with the catalyst flow at high temperature.
- the temperature for mixing the charge with the catalyst particles may be as high as necessary to obtain complete vaporization of all the constituents of the charge, while remaining independent of the final catalytic cracking temperature of the zone located further downstream, thanks to the injection, downstream of the residual main charge, of another cut of hydrocarbons, such as a cut HCO or LCO liquid, the latter cut being injected at a temperature and in an amount such that the temperature prevailing in the rest of the reaction zone can be adjusted, so that the catalytic cracking is carried out under optimal conditions.
- another cut of hydrocarbons such as a cut HCO or LCO liquid
- the device will include means for regulating the feed rate of the recycle so that the final reaction temperature is maintained equal to a set value adapted to the load to be cracked, to the cracking conditions and to the type of market sought (for example, petrol market: final temperature 500-530 ° C, or diesel market: final temperature 480-510 ° C).
- a set value adapted to the load to be cracked, to the cracking conditions and to the type of market sought (for example, petrol market: final temperature 500-530 ° C, or diesel market: final temperature 480-510 ° C).
- the mixing temperature of the vaporized charge to be cracked and the catalyst can thus be maintained above the dew point of the charge, while adapting the cracking temperature to the selectivity desired for the cracking effluents.
- the present invention therefore also relates to a device for converting fluidized catalytic phases of petroleum fractions, this device comprising a reaction zone for bringing petroleum fractions at high temperature into contact with catalyst particles in a tubular type reactor with essentially flow ascending or descending, means for ballistic separation of said particles and cracked cuts, means for stripping the catalyst particles, means for regenerating them by combustion of the coke deposited on these particles, and means for recycling the particles cells regenerated at the supply to said reactor, said device being characterized in that it comprises means for injecting at least one section of light hydrocarbons such as saturated light gases, gasolines or gas oils in the upstream part of the tubular reactor in the presence of water vapor in an amount equal to at least 20% by weight and, preferably, comprised e between 30 and 50% by weight relative to the amount of hydrocarbons, so that the resulting mixture is kept at a temperature between 650 and 850 ° C in a diluted fluidized bed, and in that it comprises in the downstream part of the tubular reactor first means for spraying at least
- This temperature of the conversion effluents will in particular be kept constant between 475 and 550 ° C. by spraying, downstream of the injection zone of the heavy load, with a determined quantity of LCO or HCO.
- This spraying like that of the heavy load to be catalytically cracked, will be carried out using injectors of a type known per se, making it possible to obtain, at the outlet of the injector (s), droplets of which at least 80% have a diameter less than 100 microns.
- the ratio between the flow rate of heavy hydrocarbon feed introduced into the downstream part and the flow of lighter hydrocarbons (in particular ethane and petrol) introduced into the upstream part can vary in significant proportions, for example in a ratio of between 0.20 and 1.50 by weight.
- catalysts having catalytic cracking capacities can be used to carry out the process according to the present invention.
- a particularly advantageous category is that of catalysts having porous structures in which molecules can be brought into contact with active sites located in the pores; in this class, there are in particular silicates or aluminosilicates.
- catalysts containing zeolite are commercially available with supports containing a variety of metal oxides and combinations of said oxides, in particular silica, alumina, magnesia, oxides of titanium, barium, and mixtures of these substances, as well as mixtures of said oxides with clays, bridged or not.
- the catalyst composition can naturally contain one or more agents promoting one or the other step of the process.
- the catalyst may therefore, in particular, contain agents promoting the combustion of coke during regeneration.
- the upward fluidized phase conversion device shown in this figure essentially comprises a column 1, called a load elevator, or riser. It is supplied at its base by line 2 with particles of regenerated catalyst particles, in a quantity regulated by a valve 3. The regenerated particles are fluidized by injection of steam or gas arriving by line 4 at the base of the riser , using a diffuser 5.
- Light saturated gases comprising in particular ethane are then introduced into the column using the diffuser 7 supplied by line 6 with additional steam supplied by line 10.
- a gasoline or diesel cut injected by a diffuser 8 supplied by the line 9, can in turn be cracked at a lower temperature level, of the order of 150 to 750 ° C.
- a complement of steam can also be supplied by line 10 ′.
- the load of hydrocarbons heavier than diesel is then introduced into the reactor using one or more injectors 11 supplied by line 12, in an amount such that the temperature prevailing in this part of column 1 is higher or equal to the vaporization temperature of said charge. It is then necessary to reduce the mixing temperature to a value more conducive to catalytic cracking, that is to say of the order of 475 to 550 ° C., by spraying with hydrocarbons such as light diluents (LCO) or heavy (HCO), using line 13 which supplies the injector (s) 14.
- LCO light diluents
- HCO heavy
- Column 1 opens at its top into an enclosure 15, which is for example concentric with it and in which, on the one hand, the separation of the cracked charge takes place and, on the other hand, the stripping of the used particles.
- the ballistic separation system cyclonic or not, is housed in the enclosure 15 and the effluent hydrocarbons are evacuated by an evacuation line 16, provided at the top of the enclosure 15, while the used catalytic particles descend to the base.
- enclosure 15 where a line 17 supplies stripping gas (generally steam) to diffusers 18 regularly arranged at the base of this enclosure 15.
- the particles thus stripped are evacuated towards the regenerator, via of a duct 19, on which a regulating valve 20 is provided.
- the regenerator shown in this figure here comprises a first combustion zone 21, in the presence of oxygen, of the coke deposited on the catalyst particles.
- the coke is thus mainly burnt using air, injected into the regenerator bar by a line 22, which feeds the diffuser 23.
- the combustion gas is separated from the catalyst grains in the cyclone 24, whence the combustion gas is evacuated via a line 25, while the partially regenerated catalytic particles are transferred to the second stage 26 by the central duct 27, supplied with air by the line 28.
- the base of the stage 26 can also be supplied with air by the diffuser 29, supplied by the line 30.
- the grains of this regenerated catalyst are discharged laterally in a buffer enclosure 31 and recycled through line 2 to the supply to the elevator 1.
- the combustion gases discharged at the upper part of the chamber 26 are treated in a cyclone 32, which is here external to the chamber and from the base of which the particles of the catalyst are returned via the conduit 33 into the chamber 26, while the combustion gases are evacuated via line 34.
- reaction effluents leaving the stripping zone via line 16 are sent to a fractionation device schematically represented at 35, making it possible to separate: - by line 36, light gases or dry gases, (composed in particular of hydrogen, methane, ethane, ethylene, C3 to C5 hydrocarbons of NH3 and H2S), which can be then treated in another fractionation device 37, making it possible, in a manner known per se, to separate ethane and ethyl via line 38 and the C3 to C5 hydrocarbons which exit through line 39; - via line 40, the gasoline section, the boiling range of which generally extends from section C5 to around 160-220 ° C; - by line 41, the diesel cut, often also called LCO, whose boiling range generally extends from 160-220 ° C (start of cut) until around 320-380 ° C (end of cut); - via line 42, the heavy thinner cut, often also called HCO, which is less well valued (low viscosity fuel base) and whose
- the ethane and the ethylene coming from line 38 are introduced into an oligomerization reactor 44.
- a fractionation device 45 then makes it possible to evacuate via line 46 unreacted ethane and ethylene, while light olefinic gasolines (whose boiling temperature is generally between 30 and 100 ° C) are extracted by line 47.
- Line 46 then allows to return the ethane thus recovered in the upstream part of the reactor by line 6, while the light gasolines can either be recovered as such, or steam cracked by recycling in line 9, in order, for example, to maximize the production of propylene.
- part of the HCO from the fractionation zone 35 is here recycled by line 42 to line 13 to regulate the reaction temperature downstream of column 1.
- This regulation is done using a valve 48, the flow rate of which is for example adjusted as a function of the temperature measured using a probe preferably located at the outlet of the reactor.
- valves 49 and 50 make it possible to regulate the quantities of light hydrocarbons introduced by lines 9 and 6 into the upstream part of the reaction zone, as a function of the temperature measured in this part, so that this temperature , between 650 and 850 ° C, allows to ensure steam cracking, in accordance with the present invention.
- a commercial catalyst comprising ultra-stabilized zeolites and a matrix capable of cracking the heaviest hydrocarbon molecules.
- the conditions of this test in which ethane and petrol are successively injected into the upstream part of the reaction zone, then successively the charge A and a determined quantity of HCO in the downstream part, are as follows: Upstream riser area: Ethane injection - Regenerated catalyst temperature (° C) : 800 - Flow rate of regenerated catalyst (t / h) : 720 - Steam flow at 320 ° C (t / h) : 40 - Ethane flow (t / h) : 5 - Mixing temperature (° C) : 785 Fuel injection - Steam flow at 320 ° C (t / h) : 1 - Fuel flow at 150 ° C (t / h) : 20 - Mixing temperature (° C) : 725
- Downstream riser area Charge injection - Steam flow at 320 ° C (t /
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
Abstract
Description
- La présente invention concerne un procédé et un dispositif de conversion permettant, dans une même zone réactionnelle, le craquage catalytique à partir de charges lourdes d'hydrocarbures et la production simultanée d'oléfines, en particulier d'oléfines comprenant de 2 à 4 atomes de carbone, par vapocraquage doux de charges d'hydrocarbures légers.
- On sait que les procédés de craquage d'hydrocarbures sont utilisés de façon courante par les industries pétrolières et parapétrolières ; ils consistent à scinder, par élévation de la température, des molécules d'hydrocarbures en molécules plus petites. Il existe deux types de craquage, le craquage thermique et le craquage catalytique, qui mettent en jeu soit la seule influence de la température, soit les sites actifs d'un catalyseur.
- Dans une unité classique de vapocraquage, c'est-à-dire de craquage thermique à la vapeur d'eau, la charge d'hydrocarbures est chauffée progressivement dans un four tubulaire, et la réaction de thermocraquage, qui est une réaction globalement endothermique, a lieu principalement dans la partie des tubes recevant le maximum de flux de chaleur. La température de ces tubes est déterminée par la nature des hydrocarbures à craquer (ce sont généralement soit de l'éthane ou des gaz de pétrole liquéfié ou GPL, soit des essences,soit des naphtas, soit enfin parfois des gazoles). Quelle que soit la nature de la charge, cette température est toujours très élevée et supérieure à 700°C; elle est toutefois limitée à un maximum de l'ordre de 850°C par les conditions de mise en oeuvre du procédé et par la complexité de fonctionnement des fours qui utilisent une énergie annexe de chauffage.
- Dans une unité de craquage catalytique en lit fluidisé de type classique ( en anglais Fluid Catalytic Cracking, ou encore procédé FCC), la charge d'hydrocarbures, généralement composée de gazoles ou de charges plus lourdes telles que des résidus de distillation, est mise en contact avec un catalyseur de craquage, qui est maintenu en suspension dans les vapeurs de la charge. Après que l'on ait atteint par craquage la gamme de poids moléculaires désirée, avec abaissement correspondant des poids d'ébullition, le catalyseur est séparé des produits obtenus, strippé, régénéré par combustion du coke formé, puis remis en contact avec la charge à craquer. Cette réaction de craquage catalytique de déroule dans une gamme de température généralement comprise entre 450 et 550°C. Elle est mise en oeuvre de façon à ce que l'unité de craquage soit en équilibre thermique sans utiliser d'énergie annexe au chauffage. Autrement dit, l'alimentation en catalyseur chaud régénéré par combustion du coke déposé au cours de la réaction doit être telle qu'elle puisse répondre aux diverses exigences thermiques de la section réactionnelle, à savoir, en particulier :
- le préchauffage de la charge liquide,
- la vaporisation de cette charge,
- l'apport de calories exigé par les réactions Impliquées,lesquelles sont globalement endothermiques. - Les procédés de vapocraquage et de craquage catalytique permettent donc de traiter des charges d'hydrocarbures de natures différentes dans des conditions réactionnelles non moins différentes.
- La présent invention a pour object un procédé et un dispositif permettant de réaliser, dans une même zone réactionnelle, en phase fluidisée diluée, de type essentiellement ascendant ou descendant, d'une part, une réaction de craquage thermique à la vapeur d'eau de charges d'hydrocarbures légers, pouvant inclure des gaz légers saturés ou des coupes allant des essences jusqu'aux gazoles, et, d'autre part, une réaction de craquage catalytique de charges lourdes d'hydrocarbures, dont une partie substantielle de la gamme d'ébullition se situe au-delà de 500°C.
- On sait, que le craquage catalytique de charges lourdes (voir le brevet européen n° 208.609, appartenant à la Demanderesse) requiert des températures supérieures ou égales à la température de vaporisation des hydrocarbures, afin de permettre une réaction ultérieure en phase gazeuse. Lorsque cette température de vaporisation est notablement supérieure à celle requise par la réaction de craquage proprement dite, il est possible, après un temps de contact contrôlé, de ramener la température de la suspension de grains de catalyseur et d'hydrocarbures à un niveau plus adapté à la réaction de craquage catalytique, par introduction, dans cette suspension, de fluides dont la température d'ébullition est plus basse, tels que des huiles légères de recyclage ou LCO ( de l'anglais "Light Cycle Oil") et des huiles lourdes de recyclage ou HCO ( de l'anglais "Heavy Cycle Oil").
- On sait également que, du fait de leur teneur en composés tels que les asphaltènes, les résines ou les polyaromatiques, ces charges lourdes ont tendance à fournir, dans les conditions de la réaction, des quantités substantielles de coke, qui sont parfois bien supérieures à celles requises pour la satisfaction du bilan thermique de l'unité.
- La présente invention vise à utiliser cette particularité des charges lourdes à produire du coke, non seulement pour apporter au catalyseur, lors de la combustion du coke, l'énergie nécessaire à la vaporisation de la charge lourde, mais également pour apporter au catalyseur une énergie supplémentaire et créer ainsi, dans la partie amont de la zone réactionelle, les conditions requises pour réaliser un vapocraquage doux d'hydrocarbures plus légers, comprenant en particulier l'éthane, le propane, le butane, les essences légères, les naphtas et les gazoles.
- La présente invention a donc pour objet un procédé de conversion d'hydrocarbures pétroliers, en présence de particules de catalyseur en phase fluidisée, dans une zone réactionnelle tubulaire à flux essentiellement ascendant ou descendant, ce procédé comprenant au moins une étape de vapocraquage d'au moins une coupe d'hydrocarbures légers, dans la partie amont de la zone réactionnelle, et une étape de craquage catalytique d'au moins une coupe d'hydrocarbures lourds, dans la partie aval de ladite zone réactionnelle, une étape de séparation balistique des particules de catalyseur usé, une étape de régénération de ce catalyseur dans au moins une zone de combustion du coke déposé sur ces particules et une étape de recyclage des particules régénérées à l'alimentation de la zone réactionnelle, ce procédé étant caractérisé en ce que :
- la vapocraquage est réalisé par mise en contact, dans un lit fluidisé des particules de catalyseur, desdits hydrocarbures légers et d'une quantité de vapeur d'eau égale au moins à 20 % en poids et de préférence comprise entre 30 et 50 % en poids de la quantité d'hydrocarbures légers, la température résultant de ladite mise en contact étant comprise entre 650 et 850°C et, de préférence entre 700 et 800°C ;
- le craquage catalytique des hydrocarbures lourds est réalisé par injection dans la suspension de catalyseur des effluents provenant de la partie amont de la zone réactionnelle de façon telle que la température de mélange soit d'abord supérieure à la température de vaporisation de la charge et comprise entre 500 et 650°C, puis soit ramenée à une température comprise entre 475 et 550°C par pulvérisation, immédiatement en aval de l'injection de la charge lourde, d'une coupe d'hydrocarbures entièrement vaporisable dans les conditions de sortie de la zone réactionnelle. - Les hydrocarbures légers destinés au vapocraquage pourront être introduits dans la zone réactionnelle à l'aide d'une ou de plusieurs lignes d'injection, suivant la nature des hydrocarbures à vapocraquer. En particulier, selon un mode particulièrement avantageux de mise en oeuvre du procédé selon la présente invention, les diverses coupes d'hydrocarbures susceptibles d'être injectées, seront introduites l'une après l'autre d'amont en aval dans ladite zone réactionnelle par ordre croissant de leur température d'ébullition, la coupe la plus légère étant introduite dans la zone la plus chaude. Par exemple, il sera possible d'introduire de l'éthane dans la partie la plus en amont de réacteur, c'est-à-dire dans la zone d'injection où le catalyseur régénéré est le plus chaud, et d'introduire de l'essence dans la zone située immédiatement en aval, dont la température sera inférieure, du fait de la mise en contact du catalyseur et de l'éthane, mais restera néanmoins suffisante pour le craquage thermique de l'essence. Il sera de même possible d'introduire par la suite et selon le même principe des coupes de naphtas, puis de gazoles.
- Ainsi, la zone de vapocraquage pourra être subdivisée en autant de zones, fonctionnant à sévérité décroissante, que de coupes d'hydrocarbures légers saturés destinées au vapocraquage.
- La quantité de vapeur d'eau injectée dans la partie amont de la zone réactionnelle est ici importante par rapport aux conditions habituelles de craquage en lit fluidisé. Elle demeure cependant notablement inférieure aux valeurs pratiquées dans le procédé de vapocraquage conventionnel, notamment du fait que le procédé ici décrit s'accomode sans problème de la formation éventuelle d'une certaine quantité de coke. En effet, la quantité de vapeur d'eau sera habituellement comprise entre 20 et 60 % et, de préférence, entre 30 et 50 % en poids, par rapport à la quantité d'hydrocarbures à convertir par vapocraquage. Il en résulte que le maintien en phase fluidisée aux températures souhaitées pour le vapocraquage nécessite un apport de calories d'autant plus important qu'est injectée dans la zone réactionnelle une plus grande quantité de vapeur d'eau destinée à éviter ou à tout le moins à minimiser la polymérisation des oléfines et des dioléfines. Cet apport de calories pourra être obtenu, conformément à la présente invention, par craquage catalytique d'une charge lourde d'hydrocarbures de la partie aval de la zone réactionnelle.
- Les difficultés technologiques liées, en partie, à la métallurgie de l'appareillage et, en partie, aux problèmes de stabilité du catalyseur aux températures requises par la mise en oeuvre du procédé selon la présente invention, entraînement, de préférence, l'utilisation d'un dispositif de régénération du catalyseur fonctionnant avec deux chambres distinctes de combustion, permettant ainsi de fournir les quantités requises de particules catalytiques à la température élevée adéquate ( voir à cet effet le brevet européen N° 184 517 déposé par la Demanderesse).
- Un premier avantage du procédé selon l'invention est lié au fait que la réaction de vapocraquage, dans la partie amont du réacteur, requiert des quantités importantes de calories dues, pour l'essentiel, à la très forte endothermicité de cette réaction ( 5 à 10 fois plus élevée que celle de la réaction de craquage catalytique). Cette absorption importante de calories, dans la partie amont du réacteur, agit comme un puits thermique, qui se traduit, comme dans touts unité de craquage catalytique par un débit accru de la circulation de catalyseur. Il en résulte que la réaction de craquage catalytique sera réalisée avec un rapport quantité de catalyseur sur quantité de charge à craquer (généralement appelé "rapport C/O") beaucoup plus élevé que selon l'art antérieur (voir à cet effet le brevet européen n° 208.609), avec pour conséquence une amélioration notable du rendement en essences et en gazole par rapport à la quantité de charge lourde à craquer. En particulier, ce rapport C/O pourra avantageusement être compris entre 4 et 12 dans la partie aval de la zone réactionnelle.
- Un second avantage du procédé selon l'invention réside dans le fait qu'il permet de convertir en éthylène, propylène et butènes, des coupes légères de faible valorisation, telles que l'éthane ou certaines coupes essences, et ce dans des conditions de sélectivité supérieures au vapocraquage conventionnel. Par exemple, selon un mode particulièrement avantageux de mise en oeuvre de l'invention, l'unité de craquage comprendra un dispositif de fractionnement des effluents réactionnels permettant de fractionner sélectivement et de façon connue en soi les hydrocarbures précités ainsi que les gaz légers et les hydrocarbures à deux, trois ou quatre atomes de carbone. Il sera en particulier possible de séparer l'éthane des autres effluents gazeux et de le recycler, éventuellement en combinaison avec des coupes provenant d'autre unités, dans la partie la plus chaude de la zone réactionnelle, c'est-à-dire en amont de l'injection d'essences ou de gazoles, là où le catalyseur régénéré et chaud est introduit.
- Selon cette configuration, le vapocraquage doux sera réalisé dans la partie amont du réacteur en au moins deux zones de sévérité décroissante, par injection en présence de vapeur d'eau d'au moins deux coupes distinctes : une coupe contenant principalement de l'éthane, mais aussi éventuellement du propane et du butane, puis une coupe contenant des essences légères, puis éventuellement des naphtas ou des gazoles.
- Selon un mode particulièrement avantageux de mise en oeuvre du procédé selon la présente invention, la production de propylène pourra en outre être notablement augmentée par une réutilisation judicieuse des hydrocarbures à deux atomes de carbone produits pendant la réaction. Il suffira, à cet effet, d'utiliser le mélange d'éthane de d'éthylène en provenance de la zone de fractionnement, de type connu en soi, et d'envoyer ce mélange dans un réacteur de trimérisation ou d'oligomérisation de l'éthylène, par exemple du type décrit par l'art antérieur (se référer à cet effet aux brevets européens 12 685, 24 971, 215 609 ou au brevet américain 4 605 807), pour récupérer, après fractionnement des effluents :
- d'une part, l'éthane n'ayant pas réagi, qui sera recyclé à l'entrée de la partie amont de la zone réactionnelle, conformément à la présente invention.
- d'autre part, des essences légères résultant de ladite oligomérisation, qui pourront pour leur part,être éventuellement recyclées avec d'autres essences dans la zone de vapocraquage fonctionnant à plus basse sévérité, en vue d'augmenter la production de propylène et de butènes, si tel est le but recherché. - Un avantage supplémentaire découlant de la présente invention réside dans le fait que l'hydrogène nécessairement produit par le vapocraquage dans la partie amont du réacteur est susceptible de réagir dans les conditions réactionnelles de la partie aval du réacteur et, donc, d'améliorer le rendement des effluents de l'unité de conversion en produits les mieux valorisés.
- Les coupes d'hydrocarbures à vapocraquer utilisables selon la présente invention comprennent donc des gaz légers saturés, tels que l'éthane, le propane ou les butanes, ou des hydrocarbures plus lourds, saturés ou non, tels que les essences légères, les naphtas ou les gazoles, voire certaines coupes à point d'ébullition plus élevé mais fortement paraffiniques, telles que les paraffines ou gatsch. Ces coupes d'hydrocarbures peuvent provenir soit de différentes unités de la raffinerie, telles que les unités de distillation atmosphérique, de viscoréduction, d'hydrocraquage, de fabrication d'huiles ou d'oligomérisation des oléfines, soit des effluents de l'unité de conversion elle-même.
- La charge principale injectée en aval de la zone de vapocraquage doux pourra être une charge type d'une unité de craquage catalytique, mais avec la possibilité, par rapport aux précédés connus, d'utiliser également des charges plus lourdes.
- On peut citer, par exemple, comme charges susceptibles d'être traitées selon la présente invention, les gazoles sous vide et les huiles hydrocarbonées plus lourdes, telles que des pétroles bruts, éventuellement étêtés, ainsi que les résidus de distillation atmosphérique ou de distillation sous vide. Ces charges peuvent, le cas échéant, avoir reçu un traitement préalable, tel que, par exemple, un hydrotraitement. Elles pourront, en particulier, contenir des fractions riches en asphaltènes et présentant une teneur en carbone Conradson égale ou supérieure à 10 %. Ces charges peuvent être diluées ou non par des coupes plus légères conventionnelles, pouvent inclure des coupes d'hydrocarbures ayant déjà subi une opération de craquage et qui sont recyclées, telles que des gazoles de craquage, des L.C.O. ou des H.C.O. Enfin, ces charges peuvent être préchauffées dans un domaine de température généralement compris entre 100 et 400°C.
- Toutes ces charges d'hydrocarbures à haut point d'ébullition pourront aisément être vaporisées en procédant à une pulvérisation appropriée dans la zone réactionnelle, du fait de la présence d'une quantité élévée de catalyseur à haute température provenant de la partie amont de la zone réactionnelle. Les composés les plus lourds et, en particulier, les asphaltènes contenus dans la charge seront alors susceptibles de subir un craquage thermique instantané et très sélectif, donnant lieu à la formation de produits plus légers susceptibles d'être craqués catalytiquement dans la zone réactionnelle située en aval.
- A cet effet, l'injection des hydrocarbures dans la partie aval de la zone réactionnelle est pratiquée à l'aide de pulvérisateurs performants, tels que des pulvérisateurs à tuyère de type venturi, de façon à donner aux gouttelettes de liquide le plus petit diamètre possible, généralement inférieur à 100 microns et, de préférence, à 50 microns. Cette finesse de pulvérisation permet, en effet, aux gouttelettes formées d'être vaporisées de façon quasi-instantanée, lors de leur mise en contact avec le flux de catalyseur à haute température.
- La température de mélange de la charge avec les particules de catalyseur pourra être aussi élevée que nécessaire pour obtenir une complète vaporisation de tous les constituants de la charge, tout en restant indépendante de la température finale de craquage catalytique de la zone située plus en aval, grâce à l'injection, en aval de la charge principale résiduelle, d'une autre coupe d'hydrocarbures, telles qu'une coupe liquide de HCO ou de LCO, cette dernière coupe étant injectée à une température et en quantité telles que la température régnant dans le reste de la zone réactionnelle puisse être ajustée, de façon à ce que le craquage catalytique soit réalisé dans des conditions optimales. Dans ce but, le dispositif comprendra des moyens pour réguler le débit d'alimentation en recycle de façon telle que la température finale de réaction soit maintenue égale à une valeur de consigne adaptée à la charge à craquer, aux conditions de craquage et au type de marche recherché ( par exemple, marche essence : température finale 500-530°C, ou marche gazole : température finale 480-510°C). La température de mélange de la charge à craquer vaporisée et du catalyseur peut ainsi être maintenue supérieure au point de rosée de la charge, tout en adaptant la température de craquage à la sélectivité désirée pour les effluents de craquage.
- La présente invention a donc également pour objet un dispositif de conversion en phase catalytique fluidisée de coupes pétrolières, ce dispositif comprenant une zone réactionnelle de mise en contact à haute température de coupes pétrolières avec des particules de catalyseur dans un réacteur de type tubulaire à flux essentiellement ascendant ou descendant, des moyens de séparation balistique desdites particules et des coupes craquées, des moyens de strippage des particules de catalyseur, des moyens de régénération de celles-ci par combustion du coke déposé sur ces particules, et des moyens de recyclage des parti-cules régénérées à l'alimentation dudit réacteur, ledit dispositif étant caractérisé en ce qu'il comporte des moyens d'injection d'au moins une coupe d'hydrocarbures légers tels que des gaz légers saturés, des essences ou des gazoles dans la partie amont du réacteur tubulaire en présence de vapeur d'eau en une quantité égale au moins à 20 % en poids et, de préférence, comprise entre 30 et 50 % en poids par rapport à la quantité d'hydrocarbures, de façon telle que le mélange résultant soit maintenu à une température comprise entre 650 et 850°C dans un lit fluidisé dilué, et en ce qu'il comporte dans la partie aval du réacteur tubulaire des premiers moyens de pulvérisation d'au moins une coupe d'hydrocarbures plus lourds dans des conditions telles que la température de mélange soit supérieure à la température de vaporisation desdits hydrocarbures et comprise entre 500 et 650°C, ainsi que des seconds moyens de pulvérisation disposés immédiatement en aval de la zone d'injection desdits hydrocarbures plus lourds en vue d'injecter une coupe d'hydrocarbures entièrement vaporisable dans les conditions de sortie de la zone réactionnelle.
- Cette température des effluents de conversion sera en particulier maintenue constante entre 475 et 550°C par pulvérisation, en aval de la zone d'injection de la charge lourde, d'une quantité déterminée de LCO ou de HCO. Cette pulvérisation, de même que celle de la charge lourde à craquer catalytiquement, sera réalisée à l'aide d'injecteurs de type connu en soi, permettent d'obtenir, à la sortie du ou des injecteurs, des gouttelettes dont au moins 80 % ont un diamètre inférieur à 100 microns.
- Il va de soit que de nombreuses variantes du procédé selon l'invention peuvent être mises en oeuvre et que, par conséquent, le rapport entre le débit de charge d'hydrocarbures lourds introduit dans la partie aval et le débit d'hydrocarbures plus légers (en particulier éthane et essence) introduit dans la partie amont peut varier dans des proportions notables, par exemple dans un rapport compris entre 0,20 et 1,50 en poids.
- On peut utiliser, pour mettre en oeuvre le procédé conforme à la présente invention, toutes les classes de catalyseurs ayant des capacités de craquage catalytique. Une catégorie particulièrement avantageuse est celle est catalyseurs ayant des structures poreuses dans lesquelles des molécules peuvent être mises en contact avec des sites actifs se trouvant dans les pores ; dans cette classe, on trouve notamment les silicates ou les aluminosilicates. En particulier, des catalyseurs contenant de la zéolithe sont disponibles dans le commerce avec des supports contenant une diversité d'oxydes métalliuqes et de combinaisons desdites oxydes, notamment de la silice, de l'alumine, de la magnésie, des oxydes de titane, de baryum, et des mélanges de ces substances, ainsi que des mélanges desdits oxydes avec des argiles, pontées ou non. La composition de catalyseur peut naturellement contenir un ou plusieurs agents favorisant l'une ou l'autre étape du procédé. Le catalyseur pourra donc, en particulier, contenir des agents favorisant la combustion du coke lors de la régénération.
- La présente invention va être décrite ci-après plus en détails, en référence à la figure unique figurant en annexe, qui illustre l'application de l'invention à un ensemble de conversion en lit fluidisé, à colonne ascendante ou "riser" et à deux chambres de combustion, convenant en particulier à la régénération complète d'un catalyseur susceptible d'être porté à haute température.
- Le dispositif de conversion en phase fluidisée ascendante représenté sur cette figure comprend essentiellement une colonne 1, dite élévateur de charge, ou riser. Celui-ci est alimenté à sa base par la ligne 2 en grains de particules de catalyseur régénéré, en quantité régulée par une vanne 3. Les particules régénérées sont fluidisées par injection de vapeur ou de gaz arrivant par la ligne 4 à la base du riser, à l'aide d'un diffuseur 5.
- Des gaz saturés légers comprenant en particulier de l'éthane sont alors introduits dans la colonne à l'aide du diffuseur 7 alimenté par la ligne 6 avec un complément de vapeur apporté par la ligne 10. La température supérieure à 750°C, et, de préférence, à 800°C, qui règne dans cette partie de la chambre, permet donc le craquage thermique à la vapeur de ces gaz légers saturés. En aval de cette première zone de vapocraquage, une coupe d'essence ou de gazole, injectée par un diffuseur 8 alimenté par la ligne 9, peut à son tour être craquée à un niveau de température plus faible, de l'ordre de 150 à 750°C. Un complèment de vapeur peut en outre être apporté par la ligne 10′.
- La charge d'hydrocarbures plus lourds que les gazoles est alors introduite dans le réacteur à l'aide d'un ou plusieurs injecteurs 11 alimentés par la ligne 12, en quantité telle que la température qui règne dans cette partie de la colonne 1 soit supérieure ou égale à la température de vaporisation de ladite charge. Il convient alors de ramener la température de mélange à une valeur plus propice au craquage catalytique, c'est-à-dire de l'ordre de 475 à 550°C, par pulvérisation d'hydrocarbures tels que des diluants légers (LCO) ou lourds (HCO), à l'aide de la ligne 13 qui alimente le ou les injecteurs 14.
- La colonne 1 débouche à son sommet dans une enceinte 15, qui lui est par exemple concentrique et dans laquelle s'effectuent, d'une part, la séparation de la charge craquée et, d'autre part, le strippage des particules usées. Le système balistique de séparation, cyclonique ou non, est logé dans l'enceinte 15 et les hydrocarbures effluents sont évacués par une ligne d'évacuation 16, prévue au sommet de l'enceinte 15, tandis que les particules catalytiques usées redescendent vers la base de l'enceinte 15 où une ligne 17 alimente en gaz de strippage (généralement de la vapeur d'eau) des diffuseurs 18 disposés régulièrement à la base de cette enceinte 15. Les particules ainsi strippées sont évacués vers le régénérateur, par l'intermédiaire d'un conduit 19, sur lequel est prévue une vanne de régulation 20.
- Le régénérateur représenté sur cette figure comporte ici une première zone 21 de combustion, en présence d'oxygène, du coke déposé sur les particules de catalyseur. Le coke est ainsi principalement brûlé à l'aide d'air, injecté à la barre du régénérateur par une ligne 22, qui alimente le diffuseur 23. Le gaz de combustion est séparé des grains de catalyseur dans le cyclone 24, d'où le gaz de combustion est évacué par une ligne 25, tandis que les particules catalytiques partiellement régénérées sont transférées au second étage 26 par le conduit central 27, alimenté en air par la ligne 28. La base de l'étage 26 peut être également alimentée en air par le diffuseur 29, alimenté par la ligne 30. Les grains de ce catalyseur régénéré sont évacués latéralement dans une enceinte tampon 31 et recyclés par le conduit 2 à l'alimentation de l'élévateur 1. les gaz de combustion évacués à la partie supérieure de la chambre 26 sont traités dans un cyclone 32, qui est ici externe à la chambre et à partir de la base duquel les particules, du catalyseur sont retournées par le conduit 33 dans la chambre 26, tandis que les gaz de combustion sont évacués par la ligne 34.
- Par ailleurs, les effluents de la réaction quittant la zone de strippage par la ligne 16 sont envoyés dans un dispositif de fractionnement schématiquement représenté en 35, permettant de séparer :
- par la ligne 36, les gaz légers ou gaz secs, (composés en particulier d'hydrogène, de méthane, d'éthane, d'éthylène, d'hydrocarbures en C₃ à C₅ de NH₃ et d'H₂S), lesquels peuvent être ensuite traités dans un autre dispositif 37 de fractionnement, permettant, de façon connue en soi, de séparer l'éthane et l'éthyle par la ligne 38 et les hydrocarbures en C₃ à C₅ qui sortent par la ligne 39 ;
- par la ligne 40, la coupe essence, dont l'intervalle d'ébullition s'étend généralement de la coupe C₅ jusque vers 160-220°C ;
- par la ligne 41, la coupe gazole, souvent appelée aussi LCO, dont l'intervalle d'ébullition s'étend généralement depuis 160-220°C (début de coupe) jusque vers 320-380°C (fin de coupe) ;
- par la ligne 42, la coupe diluant lourd, souvent appelée aussi HCO, moins bien valorisée (base de fuel à faible viscosité) et dont l'intervalle d'ébullition est généralement compris entre 320-380°C (début de coupe) et 480-500°C (fin de coupe) ;
- et, enfin, par la ligne 43, une coupe de résidu de distillation, qui contient les produits les plus lourds et les plus difficiles à craquer et des quantités plus ou moins importantes de fines de catalyseurs ; ce résidu, qui a un point d'ébullition généralement supérieur à 400°C (mais qui peut également inclure tout le résidu de distillation de point d'ébullition supérieur à 320-380°C), est généralement appelé "slurry catalytique". - Selon un mode particulièrement avantageux de mise en oeuvre de la présente invention, l'éthane et l'éthylène provenant de la ligne 38 sont introduits dans un réacteur d'oligomérisation 44. Un dispositif de fractionnement 45 permet ensuite d'évacuer par la ligne 46 l'éthane et l'éthylène n'ayant pas réagi, tandis que les essences légères oléfiniques (dont la température d'ébullition est généralement comprise entre 30 et 100°C) sont extraites par la ligne 47. La ligne 46 permet alors de renvoyer l'éthane ainsi récupéré dans la partie amont du réacteur par la ligne 6, tandis que les essences légères peuvent être soit valorisées en tant que telles, soit vapocraquées par recycle dans la ligne 9, en vue, par exemple, de maximiser la production du propylène.
- Enfin, une partie du HCO, issu de la zone de fractionnement 35 est ici recyclée par la ligne 42 vers la ligne 13 pour réguler la température de réaction en aval de la colonne 1. Cette régulation se fait à l'aide d'une vanne 48, dont le débit est par exemple réglé en fonction de la température mesurée à l'aide d'une sonde située de préférence à la sortie du réacteur.
- De même, des vannes 49 et 50 permettent de réguler les quantités d'hydrocarbures légers introduites par les lignes 9 et 6 dans la partie amont de la zone réactionnelle, en fonction de la température mesurée dans cette partie, de façon à ce que cette température, comprise entre 650 et 850°C, permette d'y assurer le vapocraquage, conformément à la présente invention.
- Les essais qui vont suivre ont été réalisés dans une même unité en phase fluidisée ascendante, possédant deux zones de régénération du type représenté sur la figure 1, à partir d'une coupe d'essence (coupe straight-run) et d'une charge A qui est ici un résidu de distillation atmosphérique d'un brut de type SHENGLI.
- Ces charges présentent les caractéristiques suivantes:
ESSENCE CHARGE A - Densité (à 15°C) 0,675 0,955 - % en volume distillé à 50°C : 20 - à 70°C : 70 - à 100°C : 99 - - % en poids distillé à 450°C : - 20 à 550°C : - 45 à 650°C : - 70 - Paraffines/Naphtènes/Aromatiques (% en poids) 77/17/6 - - H₂ (% en pds) 15,4 12,1 - S (% en pds) - 1,0 - N total (% en pds) - 0,6 - C (% en pds) - 8,1 - Ni + V (ppm) - 40 - On utilise un catalyseur commercial comprenant des zéolites ultra-stabilisées et une matrice propre à craquer les molécules d'hydrocarbures les plus lourds. Les conditions de cet essai, dans lequel on injecte successivement de l'éthane et de l'essence dans la partie amont de la zone réactionnelle, puis successivement la charge A et une quantité déterminée de HCO dans la partie aval, sont les suivantes :
Zone amont du riser : Injection d'éthane - Température de catalyseur régénéré (°C) : 800 - Débit de catalyseur régénéré (t/h) : 720 - Débit de vapeur à 320°C (t/h) : 40 - Débit d'éthane (t/h) : 5 - Température de mélange (°C) : 785 Injection d'essence - Débit de vapeur à 320°C (t/h) : 1 - Débit d'essence à 150°C (t/h) : 20 - Température de mélange (°C) : 725 Zone aval du riser : Injection de charge - Débit de vapeur à 320°C (t/h) : 2,5 - Débit de charge A à 380°C (t/h) : 100 - Température de mélange (°C) : 575 Injection de recycle de HCO - Débit de HCO à 200°C (t/h) : 25 - Débit de vapeur à 320°C (t/h) : 0,5 - Température de mélange (°C) : 530 - Température en fin de réaction (°C) : 525 - Après récupération des effluents de la réaction de conversion, ou analyse la nature de ces derniers. Les résultats d'analyse (en % en poids par rapport à la quantité totale d'hydrocarbures à convertir, c'est-à-dire par rapport à l'éthane, l'essence et au résidu de distillation atmosphérique) démontrent à eux seuls les avantages de la présente invention par rapport aux procédés de type conventionnel. Ces résultats sont les suivants :
% en poids H₂S + NH₃ : 0,7 H₂ : 0,4 C₁ : 2,8 C₂ : 3,1 C₂ (oléfiniques) : 6,8 C₃ : 1,0 C₃ (oléfiniques) : 6,1 C₄ : 2,6 C₄ (oléfiniques) : 6,6 Coupe (C5-220°C) : 39,3 Coupe (220-360°C) : 18,5 Coupe (360+) : 4,4 Coke : 7,7
Claims (13)
ce procédé étant caractérisé en ce que :
- le vapocraquage est réalisé par mise en contact, dans un lit fluidisé des particules de catalyseur, desdits hydrocarbures légers et d'une quantité de vapeur d'eau égale au moins à 20 % en poids et, de préférence, comprise entre 30 et 50 % en poids de la quantité d'hydrocarbures légers, la température résultant de ladite mise en contact étant comprise entre 650 et 850°C et, de préférence, entre 700 et 800°C ;
- le craquage catalytique des hydrocarbures lourds est réalisé par injection dans la suspension de catalyseur des effluents provenant de la partie amont de la zone réactionnelle, de façon telle que la température de mélange soit d'abord supérieure à la température de vaporisation de la charge et comprise entre 500 et 650°C, puis soit ramenée à une température comprise entre 475 et 550°C, par pulvérisation, immédiatement en aval de l'injection de la charge lourde, d'une coupe d'hydrocarbures entièrement vaporisable dans les conditions de sortie de la zone réactionnelle.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR8718375A FR2625509B1 (fr) | 1987-12-30 | 1987-12-30 | Procede et dispositif de conversion d'hydrocarbures en lit fluidise |
FR8718375 | 1987-12-30 | ||
CN89100052A CN1020344C (zh) | 1987-12-30 | 1988-12-30 | 流化床烃类转化方法和装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EP0323297A1 true EP0323297A1 (fr) | 1989-07-05 |
EP0323297B1 EP0323297B1 (fr) | 1991-06-19 |
Family
ID=36699186
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EP88403153A Expired - Lifetime EP0323297B1 (fr) | 1987-12-30 | 1988-12-12 | Procédé de conversion d'hydrocarbures en lit fluidisé |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0323297B1 (fr) |
JP (1) | JP2509314B2 (fr) |
CN (1) | CN1020344C (fr) |
DE (1) | DE3863352D1 (fr) |
ES (1) | ES2022682B3 (fr) |
FR (1) | FR2625509B1 (fr) |
GR (1) | GR3002175T3 (fr) |
ZA (1) | ZA889689B (fr) |
Cited By (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1991003527A1 (fr) * | 1989-09-01 | 1991-03-21 | Compagnie De Raffinage Et De Distribution Total France | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee |
FR2655053A1 (fr) * | 1989-11-24 | 1991-05-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de regulation des conditions de fonctionnement d'un reacteur de craquage catalytique utilisant une source de rayonnements ionisants. |
FR2658833A1 (fr) * | 1990-02-26 | 1991-08-30 | Inst Francais Du Petrole | Procede de craquage a l'etat fluide d'une charge d'hydrocarbures. |
FR2659346A1 (fr) * | 1990-03-09 | 1991-09-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede de craquage avec oligomerisation ou trimerisation des olefines presentes dans les effluents. |
EP0849347A2 (fr) * | 1996-12-17 | 1998-06-24 | Exxon Research And Engineering Company | Craquage catalytique comprenant le recraquage de naphte catalytique pour augmenter la production d'oléfines légers |
JP2786287B2 (ja) * | 1989-09-01 | 1998-08-13 | トータル、ラフィナージュ、ディストリビュシオン、ソシエテ、アノニム | 流動相で炭化水素を蒸気クラッキングする方法および装置 |
WO1999055801A1 (fr) * | 1998-04-28 | 1999-11-04 | Exxon Research And Engineering Company | Procede de craquage catalytique fluide permettant de transformer plusieurs charges d'alimentation |
EP1046696A2 (fr) * | 1999-04-23 | 2000-10-25 | China Petrochemical Corporation | Procédé de conversion catalytique pour la production d'essence enrichie en isobutane et en isoparaffines |
US6447671B1 (en) | 1999-03-25 | 2002-09-10 | Institut Francais Du Petrole | Process for converting heavy petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step and a hydrotreatment step |
WO2006071771A1 (fr) * | 2004-12-23 | 2006-07-06 | Abb Lummus Global Inc. | Traitement de differentes charges dans une unite de craquage catalytique fluide |
EP1970427A2 (fr) | 2007-03-12 | 2008-09-17 | Ivanhoe Energy, Inc. | Procédés et systèmes pour produire des produits de résidus et sans fond à partir de produits de départ de deutérium |
WO2013083883A1 (fr) | 2011-12-07 | 2013-06-13 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'hydroconversion de charges petrolieres en lits fixes pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
WO2014096704A1 (fr) | 2012-12-20 | 2014-06-26 | IFP Energies Nouvelles | Procédé avec separation de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
WO2014096703A1 (fr) | 2012-12-20 | 2014-06-26 | IFP Energies Nouvelles | Procédé integré de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1056595C (zh) * | 1997-10-20 | 2000-09-20 | 中国石油化工总公司 | 多种进料烃类直接转化制烯烃方法 |
WO2001000750A1 (fr) * | 1999-06-23 | 2001-01-04 | China Petrochemical Corporation | Procede de production de diesel et de gaz liquefie par transformation catalytique |
US7029571B1 (en) * | 2000-02-16 | 2006-04-18 | Indian Oil Corporation Limited | Multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks |
ATE255152T1 (de) * | 2000-07-12 | 2003-12-15 | Shell Int Research | Standrohr-einlass fuer zirkulation von partikelförmigen feststoffen für petrochemische oder andere prozesse |
GB2403434B (en) | 2002-04-26 | 2005-09-14 | China Petroleum & Chemical | A downflow catalytic cracking reactor and its application |
DE10260738A1 (de) * | 2002-12-23 | 2004-07-15 | Outokumpu Oyj | Verfahren und Anlage zur Förderung von feinkörnigen Feststoffen |
JP2006063290A (ja) * | 2004-08-30 | 2006-03-09 | Ebara Corp | 高分子炭化水素の利用システムおよび方法 |
FR2894849B1 (fr) * | 2005-12-20 | 2008-05-16 | Inst Francais Du Petrole | Nouveau reacteur a deux zones reactionnelles fluidisees avec systeme de separation gaz/solide integre |
FR2895413B1 (fr) | 2005-12-27 | 2011-07-29 | Alstom Technology Ltd | Installation de conversion d'hydrocarbures petroliers a installation de combustion integree comprenant une capture du dioxyde de carbone |
US8658023B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-02-25 | Equistar Chemicals, Lp | Process for cracking heavy hydrocarbon feed |
FR2981659B1 (fr) | 2011-10-20 | 2013-11-01 | Ifp Energies Now | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
EP2814913A1 (fr) * | 2012-02-14 | 2014-12-24 | Reliance Industries Limited | Procédé pour la conversion catalytique de courants d'hydrocarbure à faible valeur en oléfines légères |
WO2014023418A1 (fr) * | 2012-08-09 | 2014-02-13 | Linde Aktiengesellschaft | Procédé de fabrication d'oléfines par craquage thermique à la vapeur d'eau |
FR2999600B1 (fr) | 2012-12-18 | 2015-11-13 | IFP Energies Nouvelles | Procede de raffinage d'une charge hydrocarbonee lourde mettant en oeuvre un desasphaltage selectif |
US9896627B2 (en) * | 2015-10-14 | 2018-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Processes and systems for fluidized catalytic cracking |
EP3945066A1 (fr) * | 2020-07-28 | 2022-02-02 | Total Se | Procédé d'exécution d'une réaction de craquage à la vapeur dans un réacteur à lit fluidisé |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4422925A (en) * | 1981-12-28 | 1983-12-27 | Texaco Inc. | Catalytic cracking |
US4432863A (en) * | 1981-07-20 | 1984-02-21 | Ashland Oil, Inc. | Steam reforming of carbo-metallic oils |
EP0171460A1 (fr) * | 1984-06-13 | 1986-02-19 | Ashland Oil, Inc. | Procédé de craquage d'huile résiduelle en utilisant du gaz sec tel que le gaz d'entraînement dans un réacteur à colonne montante |
EP0208609A1 (fr) * | 1985-07-10 | 1987-01-14 | Total Raffinage Distribution S.A. | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures, avec contrôle de la température de réaction |
-
1987
- 1987-12-30 FR FR8718375A patent/FR2625509B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1988
- 1988-12-12 DE DE8888403153T patent/DE3863352D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-12 EP EP88403153A patent/EP0323297B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-12 ES ES88403153T patent/ES2022682B3/es not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-28 JP JP63335711A patent/JP2509314B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-28 ZA ZA889689A patent/ZA889689B/xx unknown
- 1988-12-30 CN CN89100052A patent/CN1020344C/zh not_active Expired - Fee Related
-
1991
- 1991-06-24 GR GR91400858T patent/GR3002175T3/el unknown
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4432863A (en) * | 1981-07-20 | 1984-02-21 | Ashland Oil, Inc. | Steam reforming of carbo-metallic oils |
US4422925A (en) * | 1981-12-28 | 1983-12-27 | Texaco Inc. | Catalytic cracking |
EP0171460A1 (fr) * | 1984-06-13 | 1986-02-19 | Ashland Oil, Inc. | Procédé de craquage d'huile résiduelle en utilisant du gaz sec tel que le gaz d'entraînement dans un réacteur à colonne montante |
EP0208609A1 (fr) * | 1985-07-10 | 1987-01-14 | Total Raffinage Distribution S.A. | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures, avec contrôle de la température de réaction |
Cited By (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2786287B2 (ja) * | 1989-09-01 | 1998-08-13 | トータル、ラフィナージュ、ディストリビュシオン、ソシエテ、アノニム | 流動相で炭化水素を蒸気クラッキングする方法および装置 |
WO1991003527A1 (fr) * | 1989-09-01 | 1991-03-21 | Compagnie De Raffinage Et De Distribution Total France | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee |
AU641367B2 (en) * | 1989-09-01 | 1993-09-23 | Total Raffinage Distribution S.A. | Method and device for vapor-cracking of hydrocarbons in fluidized phase |
FR2655053A1 (fr) * | 1989-11-24 | 1991-05-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de regulation des conditions de fonctionnement d'un reacteur de craquage catalytique utilisant une source de rayonnements ionisants. |
FR2658833A1 (fr) * | 1990-02-26 | 1991-08-30 | Inst Francais Du Petrole | Procede de craquage a l'etat fluide d'une charge d'hydrocarbures. |
FR2659346A1 (fr) * | 1990-03-09 | 1991-09-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede de craquage avec oligomerisation ou trimerisation des olefines presentes dans les effluents. |
DE4107043B4 (de) * | 1990-03-09 | 2005-10-20 | Inst Francais Du Petrole | Verfahren für das thermische oder katalytische Kracken eines Kohlenwasserstoff-Einsatzprodukts |
EP0849347A2 (fr) * | 1996-12-17 | 1998-06-24 | Exxon Research And Engineering Company | Craquage catalytique comprenant le recraquage de naphte catalytique pour augmenter la production d'oléfines légers |
EP0849347A3 (fr) * | 1996-12-17 | 1998-12-09 | Exxon Research And Engineering Company | Craquage catalytique comprenant le recraquage de naphte catalytique pour augmenter la production d'oléfines légers |
WO1999055801A1 (fr) * | 1998-04-28 | 1999-11-04 | Exxon Research And Engineering Company | Procede de craquage catalytique fluide permettant de transformer plusieurs charges d'alimentation |
US6447671B1 (en) | 1999-03-25 | 2002-09-10 | Institut Francais Du Petrole | Process for converting heavy petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step and a hydrotreatment step |
EP1046696A2 (fr) * | 1999-04-23 | 2000-10-25 | China Petrochemical Corporation | Procédé de conversion catalytique pour la production d'essence enrichie en isobutane et en isoparaffines |
EP1046696A3 (fr) * | 1999-04-23 | 2001-01-03 | China Petrochemical Corporation | Procédé de conversion catalytique pour la production d'essence enrichie en isobutane et en isoparaffines |
JP2008525597A (ja) * | 2004-12-23 | 2008-07-17 | エービービー ルマス グローバル インコーポレイテッド | 流動接触分解ユニットにおける異質流体の処理 |
WO2006071771A1 (fr) * | 2004-12-23 | 2006-07-06 | Abb Lummus Global Inc. | Traitement de differentes charges dans une unite de craquage catalytique fluide |
US8986617B2 (en) | 2004-12-23 | 2015-03-24 | Lummus Technology Inc. | Processing of different feeds in a fluid catalytic cracking unit |
US7682501B2 (en) | 2004-12-23 | 2010-03-23 | Abb Lummus Global, Inc. | Processing of different feeds in a fluid catalytic cracking unit |
AU2005322126B2 (en) * | 2004-12-23 | 2011-09-15 | Abb Lummus Global Inc. | Processing of different feeds in a fluid catalytis cracking unit |
CN101087865B (zh) * | 2004-12-23 | 2014-05-07 | Abb拉默斯环球有限公司 | 流化床催化裂化单元中不同进料的处理 |
KR101145196B1 (ko) * | 2004-12-23 | 2012-05-25 | 루머스 테크놀로지 인코포레이티드 | 유동성 촉매분해시설에서의 별개의 피드의 프로세싱 |
US8377287B2 (en) | 2007-03-12 | 2013-02-19 | Ivanhoe Energy, Inc. | Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from heavy hydrocarbon feedstocks |
EP1970427A3 (fr) * | 2007-03-12 | 2012-05-09 | Ivanhoe Energy Inc. | Procédés et systèmes pour produire des produits de résidus et sans fond à partir de produits de départ de deutérium |
US8808632B2 (en) | 2007-03-12 | 2014-08-19 | Ivanhoe Energy Inc. | Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from hydrocarbon feedstocks |
EP1970427A2 (fr) | 2007-03-12 | 2008-09-17 | Ivanhoe Energy, Inc. | Procédés et systèmes pour produire des produits de résidus et sans fond à partir de produits de départ de deutérium |
US9434888B2 (en) | 2007-03-12 | 2016-09-06 | Ivanhoe Htl Petroleum Ltd. | Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from heavy hydrocarbon feedstocks |
WO2013083883A1 (fr) | 2011-12-07 | 2013-06-13 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'hydroconversion de charges petrolieres en lits fixes pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
WO2014096704A1 (fr) | 2012-12-20 | 2014-06-26 | IFP Energies Nouvelles | Procédé avec separation de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
WO2014096703A1 (fr) | 2012-12-20 | 2014-06-26 | IFP Energies Nouvelles | Procédé integré de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1034949A (zh) | 1989-08-23 |
GR3002175T3 (en) | 1992-12-30 |
EP0323297B1 (fr) | 1991-06-19 |
ZA889689B (en) | 1989-09-27 |
FR2625509B1 (fr) | 1990-06-22 |
ES2022682B3 (es) | 1991-12-01 |
CN1020344C (zh) | 1993-04-21 |
JP2509314B2 (ja) | 1996-06-19 |
JPH01294794A (ja) | 1989-11-28 |
FR2625509A1 (fr) | 1989-07-07 |
DE3863352D1 (de) | 1991-07-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0323297B1 (fr) | Procédé de conversion d'hydrocarbures en lit fluidisé | |
EP0208609B2 (fr) | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures, avec contrôle de la température de réaction | |
US5264115A (en) | Process and apparatus for fluidized bed hydrocarbon conversion | |
EP0191695B1 (fr) | Procédé et dispositif d'injection de catalyseur dans un procédé de craquage catalytique à l'état fluide, notamment de charges lourdes | |
EP1170355B1 (fr) | Procédé et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres réactionelles successives | |
EP0479645A1 (fr) | Procédé et dispositif de craquage catalytique en lit fluide à courant descendant | |
EP0489726B1 (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee | |
FR2659346A1 (fr) | Procede de craquage avec oligomerisation ou trimerisation des olefines presentes dans les effluents. | |
EP0184517B1 (fr) | Perfectionnement aux procédés et dispositifs pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures | |
FR2654435A1 (fr) | Procede et dispositif de mise en contact d'une charge d'hydrocarbures avec des particules solides chaudes, dans un reacteur tubulaire a lit fluidise ascendant. | |
JPH0645787B2 (ja) | 炭化水素の接触分解方法 | |
EP0291408B1 (fr) | Procédé de vapocraquage dans une zone réactionnelle en lit fluide | |
FR2770225A1 (fr) | Procede et dispositif de vaporisation selective des charges d'hydrocarbures en craquage catalytique | |
FR2682119A1 (fr) | Perfectionnements aux dispositifs de craquage catalytique a l'etat fluide de charges d'hydrocarbures. | |
FR2658833A1 (fr) | Procede de craquage a l'etat fluide d'une charge d'hydrocarbures. | |
EP0265347A1 (fr) | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique en lit fluidisé d'une charge d'hydrocarbures | |
WO1991003527A1 (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee | |
FR2628436A1 (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee de particules caloporteuses | |
FR2624877A1 (fr) | Procede et dispositif pour le craquage catalytique de charges lourdes comportant un second strippage en lit fluide | |
FR2621322A1 (fr) | Procede de vaporisation d'une charge liquide dans un procede de craquage catalytique en lit fluide | |
FR2617860A1 (fr) | Procede de craquage a l'etat fluide d'une charge d'hydrocarbures | |
LU84039A1 (fr) | Procede et appareil de vaporisation selective | |
BE892090A (fr) | Preparation d'une charge de craquage catalytique fluide par vaporisation selective | |
FR2521157A1 (fr) | Preparation d'une charge de craquage catalytique fluide par vaporisation selective | |
FR2523997A1 (fr) | Procede et appareil de vaporisation selective pour l'elimination du carbone et des metaux contenus dans les fractions lourdes de petrole |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PUAI | Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: A1 Designated state(s): BE DE ES GB GR IT LU NL |
|
17P | Request for examination filed |
Effective date: 19890614 |
|
17Q | First examination report despatched |
Effective date: 19900706 |
|
GRAA | (expected) grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: B1 Designated state(s): BE DE ES GB GR IT LU NL |
|
ITF | It: translation for a ep patent filed |
Owner name: BARZANO' E ZANARDO MILANO S.P.A. |
|
REF | Corresponds to: |
Ref document number: 3863352 Country of ref document: DE Date of ref document: 19910725 |
|
GBT | Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977) | ||
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LU Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 19911231 |
|
PLBE | No opposition filed within time limit |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261 |
|
STAA | Information on the status of an ep patent application or granted ep patent |
Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT |
|
26N | No opposition filed | ||
REG | Reference to a national code |
Ref country code: GR Ref legal event code: FG4A Free format text: 3002175 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: GB Ref legal event code: IF02 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NL Payment date: 20071213 Year of fee payment: 20 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: IT Payment date: 20071222 Year of fee payment: 20 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: BE Payment date: 20071231 Year of fee payment: 20 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: ES Payment date: 20071228 Year of fee payment: 20 Ref country code: GB Payment date: 20071218 Year of fee payment: 20 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GR Payment date: 20071219 Year of fee payment: 20 Ref country code: DE Payment date: 20071221 Year of fee payment: 20 |
|
BE20 | Be: patent expired |
Owner name: CIE DE RAFFINAGE ET DE DISTRIBUTION *TOTAL FRANCE Effective date: 20081212 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: GB Ref legal event code: PE20 Expiry date: 20081211 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NL Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION Effective date: 20081212 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: ES Ref legal event code: FD2A Effective date: 20081213 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: ES Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION Effective date: 20081213 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION Effective date: 20081211 |