FR2802211A1 - Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant - Google Patents
Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant Download PDFInfo
- Publication number
- FR2802211A1 FR2802211A1 FR9915747A FR9915747A FR2802211A1 FR 2802211 A1 FR2802211 A1 FR 2802211A1 FR 9915747 A FR9915747 A FR 9915747A FR 9915747 A FR9915747 A FR 9915747A FR 2802211 A1 FR2802211 A1 FR 2802211A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- catalyst
- sep
- zone
- reactor
- outlet
- 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
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
- C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
- C10G51/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural parallel stages only
-
- 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
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)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
On décrit un dispositif et un procédé de craquage catalytique d'une charge d'hydrocarbures dans au moins deux zones réactionnelles, l'une (30) étant à écoulement ascendant de catalyseur, on y fait circuler de bas en haut la charge et le catalyseur provenant de la zone de régénération (3), on sépare les premiers gaz produits du catalyseur coké dans une première zone (38) de séparation, on strippe (40) le catalyseur, on récupère un premier effluent (42) de craquage et de stripage et on recycle (45) le catalyseur coké dans la zone de régénération. On introduit du catalyseur (12) provenant de la zone (3) de régénération et une charge (19) hydrocarbonée dans la partie supérieure d'une zone réactionnelle (16) à écoulement descendant, on y fait circuler de haut en bas le catalyseur et la charge, on sépare le catalyseur coké de seconds gaz produits, dans une deuxième zone (20) de séparation, on récupère les seconds gaz (24) produits et on recycle (25) le catalyseur coké dans la zone de régénération.
Description
<Desc/Clms Page number 1>
La présente invention concerne un procédé et un dispositif de craquage catalytique (FCC) en lit entraîné comprenant des réacteurs en parallèle comprenant au moins un réacteur à écoulement descendant (dropper) et au moins un réacteur à écoulement ascendant de catalyseur (communément appelé riser) provenant d'au moins une zone de régénération.
L'évolution du raffinage est marquée de plus en plus par la flexibilité requise des unités du point de vue des charges à traiter mais aussi par la polyvalence des effluents produits.
C'est ainsi que le FCC a dû évoluer pour accepter des charges de plus en plus lourdes (carbone conradson jusqu'à 10 et d415 jusqu'à 1,0 par exemple) et que dans le même temps il lui était demandé d'accroître son rendement en coupe essence, mais aussi en propylène dont le besoin augmentait en pétrochimie.
Les caractéristiques spécifiques d'unités de craquage catalytique comportant une double régénération avec injection de la charge sous forme de fines gouttelettes répondaient au besoin de travailler sur des coupes lourdes.
Plus récemment, et dans le même sens, a été ajouté à cette unité un module d'extraction de chaleur (échangeur catcooler), permettant par son extraction de calories de traiter des charges sans limite haute du carbone conradson.
Toujours dans la même optique de traitement de charge lourde, a été développé et breveté le concept de réacteur descendant à temps de séjour court (0,1 à 1 seconde) permettant d'atteindre des conditions de craquage sévères (par exemple température élevée jusqu'à 650 C et circulation de catalyseur importante - rapport massique de catalyseur sur charge ou C/O de 10 à 20-) Les conditions de craquage sévères permettent de maximiser la conversion. Cependant, afin d'obtenir une bonne sélectivité, il devient primordial de contrôler et limiter le temps de séjour des hydrocarbures dans le réacteur pour éviter que les réactions de dégradation thermique ne deviennent prépondérantes (production excessive de coke, perte des produits valorisables par surcraquage). La mise en contact des hydrocarbures avec le catalyseur doit être effectuée correctement avec un temps de contact entre le catalyseur et les hydrocarbures limité. Le réacteur descendant, combiné à un système de mélange approprié, tel que décrit dans le brevet PCT/FR97/01627, permet d'optimiser des sélectivités en produits valorisables
<Desc/Clms Page number 2>
(LPG, essences) en minimisant les produits non valorisables tels que le coke et les gaz secs par rapport à une technologie conventionnelle.
Pour répondre à l'objectif de flexibilité, l'idée est alors apparue de combiner un riser traditionnel avec un dropper à temps de séjour court. La demande de brevet FT98/14319 décrit un enchaînement d'un dropper et d'un riser en série. On y décrit en détail les avantages d'un deuxième réacteur qui est opéré dans des conditions très différentes en température et en C/O du riser principal : en particulier, ce deuxième réacteur représente avantageusement une capacité additionnelle de traitement d'une charge lourde en produisant une quantité de coke minime par rapport à un réacteur conventionnel ; il devient également possible de craquer certaines coupes (appelées recycles) issues du riser principal non désirables (valorisation faible ou coupes ne respectant pas certaines spécifications comme les teneurs en soufre ou en aromatiques) afin de maximiser le rendement des coupes valorisables (LPG, essence).
Dans un exemple de ce brevet, la charge fraîche est introduite au bas du riser et c'est le LCO produit du riser qui est introduit comme charge du dropper.
Une telle configuration permet de maximiser le rendement en essence par épuisement du LCO dans des conditions de craquage relativement sévères.
Mais l'inconvénient de ce système avec un dropper et un riser en série est que pour une capacité de charge importante au dropper, le réacteur ascendant travaille avec une quantité non négligeable de catalyseur partiellement désactivé par son passage dans le dropper (la désactivation provenant du dépôt de coke sur le catalyseur). Il en résulte une efficacité diminuée qui ne permet pas de tirer tout le potentiel de cette association.
L'autre configuration brevetée par Stone et Webster est celle consistant à implanter deux risers en parallèle en travaillant à partir de catalyseur régénéré dans une zone de régénération commune. Plusieurs types d'interconnexions de recycles sont possibles entre les deux risers, mais ce sont ici des conditions de craquage sensiblement voisines (C/O, température de sortie et temps de séjour) qui ne permettent pas de traiter dans l'un des nsers une coupe réellement réfractaire et justiciable d'un craquage en conditions sévère (par exemple, le HCO).
<Desc/Clms Page number 3>
C'est ainsi que, selon le brevet US 5009769 il est décrit une unité comprenant deux réacteurs catalytiques à écoulement ascendant fonctionnant en parallèle, dans lesquels circule du catalyseur régénéré dans une zone de régénération comprenant deux régénérateurs. Cette unité serait adaptée à traiter une grande variété de charges mais elle fonctionne dans des conditions de circulation du catalyseur sensiblement identiques (C/O = 5 à 10 et temps de séjour 1 à 4 s pour le premier réacteur et C/O = 3 à 12 et temps de séjour 1 à 5 s pour le second réacteur). Dans ces conditions, l'éventail de produits obtenus par chacun des deux réacteurs est sensiblement le même.
L'idée qui est présentée dans le présent brevet est de tirer tout le potentiel d'une association en parallèle d'un riser travaillant dans des conditions classiques de craquage (par exemple, C/O de 5 à 7 ; de sortie de 510 à 530 C ; temps de séjour de 1 à 2 s) et d'un dropper travaillant dans des conditions de craquage sévères (par exemple, C/O de 10 à 20 ; température de sortie de 560 à 620 C ; temps de séjour de 0,2 à 0,5 s). Cette association permet de recycler au dropper le HCO ou le LCO produit au riser qui sont des charges réfractaires difficiles à craquer en vue de maximiser la production d'essence. Mais elle permet également de maximiser la production d'oléfines et en particulier de propylène en recyclant au dropper l'essence ou encore seulement une fraction de l'essence (lourde ou légère) produite au riser.
Un objet de l'invention est de remédier aux inconvénients de l'art antérieur.
Un autre objet est de craquer aussi bien des hydrocarbures lourds que des hydrocarbures légers dans des conditions de réactions qui soient sévères, dans un réacteur adapté à ce type de conditions, le dropper ou réacteur à écoulement descendant et beaucoup moins sévères dans un riser ou réacteur à écoulement ascendant de façon à favoriser la formation de produits très différents répondant aux spécificités de chaque type de réacteur.
On a constaté qu'on pouvait ainsi obtenir simultanément, par exemple plus de propylène grâce à un réacteur à écoulement descendant opérant dans des conditions sévères de craquage catalytique et plus d'essence grâce à un
<Desc/Clms Page number 4>
réacteur à écoulement ascendant opérant dans des conditions de craquage moins sévères, de manière économique, à partir d'une unité de craquage comportant au moins une étape de régénération de catalyseur et la combinaison desdits réacteurs mis en #uvre en parallèle sur au moins un régénérateur.
Plus précisément, l'invention concerne un procédé de craquage catalytique en lit entraîné ou fluidisé d'au moins une charge d'hydrocarbures dans au moins deux zones réactionnelles, l'une au moins étant à écoulement ascendant, dans lequel on introduit la charge et du catalyseur provenant d'au moins une zone de régénération dans la partie inférieure de la zone réactionnelle à écoulement ascendant, on fait circuler la charge et le catalyseur de bas en haut dans ladite zone, on sépare les premiers gaz produits du catalyseur coké dans une première zone de séparation, on strippe le catalyseur au moyen d'un gaz de stripage, on récupère un premier effluent de craquage et de stripage et on recycle le catalyseur coké dans la zone de régénération et on le régénère au moins en partie au moyen d'un gaz contenant de l'oxygène, le procédé étant caractérisé en ce qu'on introduit du catalyseur provenant d'au moins une zone de régénération et une charge hydrocarbonée dans la partie supérieure d'au moins une zone réactionnelle à écoulement descendant, on y fait circuler de haut en bas le catalyseur et ladite charge dans des conditions appropriées, on sépare le catalyseur coké des seconds gaz produits dans une deuxième zone de séparation, on récupère les seconds gaz produits et on recycle le catalyseur coké dans la zone de régénération.
Selon une caractéristique du procédé, la température du catalyseur en sortie du réacteur descendant peut être supérieure à celle en sortie du réacteur ascendant.
Selon une autre caractéristique avantageuse, on peut striper le catalyseur provenant de la seconde zone de séparation au moyen d'un gaz de recyclage qui est habituellement de la vapeur et les hydrocarbures en résultant sont récupérés en général avec les gaz de craquage.
<Desc/Clms Page number 5>
Il est préférable de régénérer le catalyseur coké dans deux zones de régénération consécutives, chacune d'elle ayant sa propre évacuation de gaz de combustion résultant de la régénération du catalyseur coké. Le catalyseur à régénérer provenant de la première zone de séparation est introduit dans une première zone de régénération fonctionnant à une température appropriée, le catalyseur ainsi au moins en partie régénéré étant envoyé dans la deuxième zone de régénération fonctionnant à une température plus élevée et le catalyseur régénéré provenant de la deuxième zone de régénération est introduit dans la zone réactionnelle d'écoulement ascendant et dans la zone réactionnelle d'écoulement descendant.
Le catalyseur coké provenant de la seconde zone de séparation peut être recyclé dans la première zone de régénération soit par écoulement gravitaire, généralement dans la zone dense, soit par écoulement au moyen d'une colonne montante comprenant de l'air de fluidisation comme moteur (lift), généralement dans la zone diluée de la première zone de régénération.
Il peut être avantageux de recycler le catalyseur provenant de la seconde zone de séparation dans la seconde zone de régénération au moyen d'un lift, soit dans sa zone dense soit dans sa zone diluée.
On peut introduire la charge hydrocarbonée ou chacune des charges, si elles sont différentes, dans la zone réactionnelle ascendante et dans la zone réactionnelle descendante par une injection à co-courant de l'écoulement du catalyseur ou à contre-courant, ou à contre-courant pour l'un et à co-courant pour l'autre. Néanmoins, une injection à contre-courant dans les deux zones paraît préférable pour une meilleure vaporisation des gouttelettes introduites.
Les conditions opératoires de craquage catalytique des charges sont habituellement les suivantes : - Dans la zone réactionnelle ascendante (RA) : . température du catalyseur (sortie RA) : 480 -600 C et de préférence 500- 550 C.
. catalyseur/charge (C/O) : 4-9 et de préférence 5-7.
. temps de séjour : 0,5-4 s, de préférence 1-2 s - Dans la zone réactionnelle descendante (RD) :
<Desc/Clms Page number 6>
. température du catalyseur (sortie RD) = 500-650 C de préférence 560- 620 C ; # C/O : 8-20, de préférence 10-15 ; . temps de séjour ; 0,1-2 s, de préférence 0,2-1 s La charge alimentant chacune des zones réactionnelles peut être une charge non craquée dite fraîche, un recycle d'une partie des produits issus d'un fractionnement en aval ou un mélange des deux.
La charge de l'une des zones réactionnelles peut être soit plus lourde, soit plus légère que celle circulant dans l'autre zone Plus particulièrement, la charge de la zone réactionnelle à écoulement ascendant peut être un distillat sous vide ou un résidu atmosphérique ou un recycle d'une partie des produits issus de la zone réactionnelle descendante et la charge de la zone à écoulement descendant est une charge non craquée ou un recycle d'une partie des produits issus de la zone réactionnelle ascendante et de préférence une coupe essence ou une coupe LCO.
Selon une caractéristique du procédé, le débit de charge et par exemple de recycle (coupe LCO, HCO ou essence) circulant dans le réacteur descendant peut représenter moins de 50 % en poids du débit de charge à convertir dans la zone réactionnelle ascendante.
Les avantages de la configuration selon la présente invention sont les suivants : - La possibilité de traiter par la boucle dropper n'importe quelle charge fraîche ou recyclée dans des conditions de craquage sévères indépendantes des conditions de craquage du riser.
- La simplicité opératoire de la boucle dropper puisqu'elle est indépendante de la boucle riser.
- La simplicité de mise en oeuvre de la boucle dropper puisque celle-ci peut être placée n'importe où autour du régénérateur, à condition de satisfaire le bilan pression. Ceci serait pratiquement impossible à réaliser avec un second riser, parallèle au premier car le bilan pression impose dans ce cas une hauteur minimale, donc un temps de séjour qui ne peut descendre aux valeurs typiques d'un dropper (inférieur à la seconde). En d'autres termes, il est très difficile en pratique de réellement différencier les conditions de craquage de deux risers fonctionnant en parallèle.
<Desc/Clms Page number 7>
- La boucle dropper peut être adaptée à la plupart des unités de craquage existantes, à un ou deux régénérateurs et/ou avec une technologie de séparation, de stripage et de transfert du catalyseur la mieux adaptée aux exigences du client.
- Optimisation des sélectivités en produits valorisables (LPG, essences) grâce à la technologie du réacteur descendant en minimisant les sélectivités en produits non valorisables tels que le coke et les gaz secs par rapport à une technologie conventionnelle tout en maximisant la conversion grâce à l'obtention de conditions de sévérité très importante au dropper.
- Chaque réacteur (dropper, riser) travaille avec du catalyseur fraîchement régénéré.
- Il y a indépendance des conditions opératoires de chaque réacteur, en particulier en terme de C/O, ce qui n'est pas le cas dans la configuration série - Il n'y a aucun problème de régulation des conditions de craquage propres à chaque réacteur en terme de température de sortie du réacteur puisqu'il n'y a plus de couplage comme dans la configuration réacteurs en série.
- La production d'un effet de refroidissement du catalyseur due à la boucle dropper. En effet, pour une charge donnée, il existe à partir d'un certain niveau de circulation dans le dropper (CIO) un effet d'extraction de chaleur, c'est-à-dire une diminution des températures au régénérateur, ou au premier ou au second régénérateur s'il s'agit d'une structure à double étage de régénération suivant le régénérateur vers lequel s'effectue le retour du catalyseur coké issu du dropper.
En effet, la technologie du réacteur descendant permet de minimiser la quantité de coke formée. Il en résulte donc une teneur en coke sur le catalyseur beaucoup plus faible que dans un réacteur ascendant équivalent.
Combinée à des conditions opératoires adaptées où la circulation de catalyseur est plus élevée par rapport à une même quantité de charge (C/O élevé), on réduit donc la teneur en coke de manière très significative de telle sorte que la quantité de chaleur dégagée par la combustion de ce coke additionnel dans le(s) régénérateur(s) est nettement inférieure à la quantité de chaleur consommée par la vaporisation de la charge et la chaleur de réaction au réacteur dropper. Globalement, le catalyseur côté régénération
<Desc/Clms Page number 8>
est refroidi par rapport à la situation antérieure ne comprenant qu'un seul riser traditionnel.
Cet effet d'extraction de chaleur, qui peut être obtenu de manière équivalente par un échangeur de chaleur côté régénération (catcooler) ou encore par la vaporisation d'un recycle presque inerte chimiquement (MTC) en aval de l'injection de charge dans le sens de l'écoulement du catalyseur dans un réacteur riser ou dropper, permet soit de traiter des charges a plus fort carbone conradson, soit d'augmenter le débit de charge, soit de profiter de la diminution de température au(x) régénérateur(s) pour augmenter la circulation de catalyseur (C/0) au riser et au dropper En effet, la chaleur nécessaire à la réaction et à la vaporisation côté réaction est fournie par le catalyseur régénéré, chauffé par combustion du coke au(x) régénérateur(s).
Afin de maintenir une température de sortie réacteur constante, l'effet d'extraction de chaleur impose d'augmenter la circulation de catalyseur à débit de charge constant et donc de bénéficier ainsi d'une meilleure activité catalytique (plus de sites actifs). On peut aussi traiter des charges plus réfractaires dans le dropper.
Pour toutes ces raisons, la combinaison d'un riser et d'un dropper en parallèle sur un dispositif de régénération commun est très intéressante, aussi bien en rénovation d'unités existantes (revamping) qu'en construction d'unités neuves.
L'invention concerne aussi un dispositif de craquage catalytique en lit entraîné ou fluidisé d'une charge hydrocarbonée comportant : - Au moins un réacteur ascendant sensiblement vertical ayant une entrée inférieure et une sortie supérieure ; - un premier moyen d'alimentation en catalyseur régénéré connecté à au moins un régénérateur de catalyseur coké et raccordé à ladite entrée inférieure ; - un premier moyen d'alimentation en la charge disposé au dessus de l'entrée inférieure du réacteur ascendant ; - une première enceinte de séparation de catalyseur coké et d'une première phase gazeuse raccordée à la sortie supérieure du réacteur ascendant, ladite enceinte de séparation comportant une chambre de stripage du
<Desc/Clms Page number 9>
catalyseur et ayant une sortie supérieure d'une phase gazeuse et une sortie inférieure de catalyseur coké et strippé, ladite sortie inférieure étant connectée au régénérateur de catalyseur via des premiers moyens de recyclage du catalyseur, le dispositif étant caractérisé en ce qu'il comporte au moins un réacteur descendant sensiblement vertical ayant une entrée supérieure et une sortie inférieure ; - un second moyen d'alimentation en catalyseur régénéré connecté au dit régénérateur de catalyseur coké et raccordé à ladite entrée supérieure du réacteur descendant , - un second moyen d'alimentation en la charge disposé au-dessous du second moyen d'alimentation ; - une deuxième enceinte de séparation du catalyseur coké d'une seconde phase gazeuse raccordée à la sortie inférieure du réacteur descendant et ayant une sortie de la seconde phase gazeuse et une sortie de catalyseur coké, et des seconds moyens de recyclage du catalyseur coké raccordés à ladite sortie de catalyseur de la deuxième enceinte de séparation et connectés au régénérateur.
Selon une variante du dispositif, la seconde enceinte de séparation du catalyseur des effluents de craquage peut ne pas comporter de chambre de stripage. Dans ce cas, des moyens de préstripage par exemple par de la vapeur d'eau peuvent être introduits dans l'enceinte de séparation et l'évacuation de la vapeur peut être réalisée avec les effluents de craquage et de préstripage.
Selon une autre variante, la deuxième enceinte de séparation comporte une chambre de stripage du catalyseur avec injection de vapeur de stripage, en communication avec celle-ci, comme celle décrite par exemple dans la demande de brevet de la Demanderesse FR 98/09 672 incorporée comme référence. Les effluents de craquage et de stripage sont en général évacués par des moyens communs.
Selon une autre caractéristique avantageuse du dispositif, celui-ci peut comprendre deux régénérateurs superposés de catalyseur coké, le second étant situé au-dessus du premier, des moyens de circulation du catalyseur du
<Desc/Clms Page number 10>
premier régénérateur vers le second régénérateur. Lesdits premiers et seconds moyens d'alimentation en catalyseur sont connectés au second régénérateur et la sortie inférieure de la première enceinte de séparation est connectée au premier régénérateur via les premiers moyens de recyclage.
L'invention sera mieux comprise au vu de la figure jointe qui illustre un mode de réalisation particulièrement avantageux du dispositif comprenant deux régénérateurs de catalyseur coké superposés, connectés en parallèle à deux réacteurs de craquage catalytique, un à écoulement ascendant (riser) et l'autre à écoulement descendant de catalyseur (dropper).
Selon la figure, une zone de régénération (1) du catalyseur coké comporte deux enceintes de régénération (2) et (3) superposées dans lesquelles le catalyseur est régénéré en lit fluidisé, de l'air étant introduit à la base de chaque enceinte par des moyens non représentés sur la figure. Chaque enceinte comporte ses propres moyens de dépoussiérage (4,5) (cyclones) et d'évacuation (9,10) des effluents de combustion du coke. La pression dans chaque enceinte (2) et (3) peut être contrôlée par des vannes situées sur les lignes permettant l'évacuation des effluents de combustion au moins partiellement dépoussiérés. Le catalyseur est transporté entre les deux enceintes au moyen d'une colonne (6) ascendante (lift). De l'air, en général introduit à la base par un injecteur (7), à une vitesse suffisante permet de transporter le catalyseur entre les deux enceintes. Typiquement, la proportion d'air nécessaire à la régénération est de 30 à 70 % dans l'enceinte inférieure (2) fonctionnant à température plus basse (670 C par exemple) et de 15 à 40 % dans l'enceinte supérieure (3) fonctionnant à température plus élevée (770 C par exemple), 5 à 20 % d'air circulant dans le lift pour transporter le catalyseur. Une vanne sur solide (8), de type vanne à bouchon permet de contrôler le débit de circulation entre les enceintes (2) et (3).
Le catalyseur sensiblement régénéré provenant du second régénérateur situé au dessus du premier (3) est envoyé à partir d'un lit dense (11) dans un puits de désengagement (13) par un conduit (12) incliné d'un angle compris habituellement entre 30 et 70 degrés par rapport à l'horizontale. Dans le puits (13), la circulation du catalyseur est ralentie pour permettre d'évacuer d'éventuelles bulles de gaz vers la deuxième enceinte de régénération (3) à travers une ligne d'équilibrage de pression (14). Le catalyseur est ensuite
<Desc/Clms Page number 11>
accéléré et descend à travers un tube de transfert (15) jusqu'à l'entrée d'un réacteur (16) à écoulement descendant (dropper). Durant tout son trajet depuis l'enceinte de régénération, le catalyseur est maintenu dans l'état fluidisé grâce à l'ajout de petites quantités de gaz tout le long du transport. Si le catalyseur est maintenu ainsi à l'état fluidisé, cela permet d'obtenir à l'entrée du dropper une pression supérieure à celle des fumées issues des cyclones externes (5).
Le dropper (16) comprend des moyens d'introduction du catalyseur régénéré (17) qui peuvent être une vanne sur solide, un orifice ou simplement l'ouverture d'un conduit, dans une zone de mise en contact (18) située sous la vanne (17), où le catalyseur rencontre à contre courant par exemple, la charge d'hydrocarbures, introduite par des injecteurs (19), généralement constitués d'atomiseurs où la charge est divisée finement en gouttelettes grâce à l'introduction de fluides auxiliaires tels que la vapeur d'eau. Les moyens d'introduction du catalyseur sont situés au-dessus des moyens d'introduction de la charge. Entre la zone de mise en contact (18) et des moyens de séparation des hydrocarbures du catalyseur (20), on peut éventuellement disposer une zone de réaction (21), de forme sensiblement allongée, représentée de manière verticale sur la figure mais cette condition n'est pas exclusive. Le temps de séjour moyen des hydrocarbures dans les zones (18) et (21) sera par exemple inférieur à 650 ms, préférentiellement compris entre 50 et 500 ms. Les effluents du dropper sont ensuite séparés dans le séparateur (20), par exemple tel que décrit dans la demande FR98/09672 incorporée comme référence où le temps de séjour doit être limité au maximum. Les effluents gazeux (gaz craqués) du séparateur peuvent alors subir une étape supplémentaire de dépoussiérage à travers des cyclones par exemple externes (22) disposés en aval sur une ligne (23). Ces effluents gazeux (gaz craqués) sont évacués par une ligne (24). Il est également possible de refroidir les effluents gazeux, afin de limiter la dégradation thermique des produits, en injectant par exemple des hydrocarbures liquides dans l'effluent sortant par exemple des cyclones (22) par la ligne (24) ou directement à la sortie des gaz craqués du séparateur (20) en amont desdits cyclones. Le catalyseur séparé dans le séparateur (20) est alors soit réinjecté directement à la base d'une colonne montante (25) à travers un conduit (26) dont une vanne (27) contrôle le débit en relation avec
<Desc/Clms Page number 12>
la température de sortie du dropper, soit introduit dans un lit fluidisé (28) de stripage à travers un conduit ou une ouverture (30). Le catalyseur dans le lit fluidisé (28) subit alors un stripage (contactage avec un gaz léger tel que la vapeur d'eau, l'azote, l'ammoniac, l'hydrogène ou même des hydrocarbures dont le nombre d'atomes de carbone est inférieur à 3) par des moyens qui sont bien décrits dans l'art antérieur avant d'être transféré vers la colonne montante (25) à travers le conduit (26). Les effluents gazeux de stripage sont généralement évacués du lit fluidisé (28) à travers les mêmes moyens (23, 22) qui permettent l'évacuation des effluents gazeux du dropper (16) par la ligne (24). Le catalyseur coké est remonté par un gaz de fluidisation (29) dans le lit fluidisé dense du second régénérateur (3) La zone réactionnelle (30) ascendante (riser) est une zone tubulaire sensiblement allongée, dont de nombreux exemples sont décrits dans l'art antérieur. Dans l'exemple donné sur la figure, la charge d'hydrocarbures est introduite par des moyens (31), généralement constitués d'atomiseurs où la charge est divisée finement en gouttelettes, à l'aide généralement de l'introduction de fluides auxiliaires tels que la vapeur d'eau, introduits à travers les moyens (31). Les moyens d'introduction du catalyseur sont situés au-dessous des moyens d'introduction de la charge. L'introduction de la charge est située au-dessus de l'entrée du catalyseur.
Ces moyens d'introduction du catalyseur dans le riser (30) comprennent un puits de soutirage (32) conforme à celui (13) qui alimente le dropper, raccordé au lit dense du second régénérateur (3) de catalyseur par un conduit (33) incliné selon sensiblement le même angle que celui du conduit (12). Le puits (32) est par ailleurs raccordé au lit fluidisé dilué par une ligne (34) d'équilibrage de pression. A la base du puits, une ligne (35) d'abord verticale puis inclinée est connectée à la partie inférieure du riser. Une vanne de contrôle (36) disposée sur la ligne (35) régule le débit de catalyseur régénéré à l'entrée du riser en fonction de la température de sortie de catalyseur et des effluents à la partie supérieure du riser. Du gaz de fluidisation introduit à la base du riser par des moyens d'injection (37) font circuler le catalyseur à cocourant avec la charge dans le riser. Selon une variante non représentée, la charge aurait pu être injectée à contre-courant de l'écoulement vers le bas du riser. Au-dessus des injecteurs de charge, une injection d'une coupe légère
<Desc/Clms Page number 13>
d'hydrocarbures ou d'une coupe plus lourde (LCO ou HCO par exemple), provenant d'une distillation en aval des effluents de craquage du riser, peut être réalisée dans ce riser. La coupe introduite peut représenter 10 à 50 % en poids de la charge introduite dans le riser et peut contribuer à maximiser la production d'essence.
La réaction de craquage s'effectue dans le riser. Les effluents de craquage sont ensuite séparés dans un séparateur (38), par exemple tel que décrit dans la demande PCT FR 98/01866 incorporée comme référence. Le catalyseur issu de la séparation est alors introduit dans un lit fluidisé (39) d'une chambre de stripage (40) située au-dessous du séparateur, à travers des conduits (41) ou des ouvertures. Le catalyseur dans la chambre (39,40) subit alors un stripage (contactage avec un gaz léger tel que vapeur d'eau, azote, ammoniac, hydrogène ou même des hydrocarbures de nombre d'atomes de carbone inférieur à 3) par des moyens non représentés sur la figure.
Le catalyseur strippé est ensuite transféré vers le lit dense de la première enceinte de régénération (2) par un conduit (45). Les effluents gazeux de craquage et de stripage séparés dans le séparateur (38) sont évacués à travers un conduit (42) vers un séparateur secondaire (43) tel qu'un cyclone par exemple interne à la chambre (39,40) avant d'être dirigés vers la section de fractionnement aval par un conduit (44).
A titre d'exemple et pour illustrer l'invention, on a comparé les résultats obtenus par une unité industrielle munie d'un réacteur ascendant classique traitant une charge lourde et équipée d'un système de double régénération tel que décrit sur la figure avec les résultats que l'on obtient en insérant un réacteur descendant en parallèle, ce nouveau réacteur étant alors alimenté par deux coupes, différentes dans chaque exemple, produites par le réacteur ascendant.
Les résultats de cette comparaison sont basés sur les résultats industriels obtenus avec l'unité munie du réacteur ascendant et des tests en pilote de craquage de la coupe considérée. Les nouvelles conditions permettant de satisfaire le bilan thermique de l'unité dans son ensemble sont recalculées avec un modèle de procédé.
<Desc/Clms Page number 14>
<tb>
<tb> - <SEP> Densité <SEP> d15 <SEP> : <SEP> 0,937
<tb> - <SEP> Teneur <SEP> en <SEP> soufre <SEP> : <SEP> 0,5 <SEP> %
<tb> - <SEP> Carbone <SEP> conradson <SEP> : <SEP> 5,8 <SEP> %
<tb>
Elle est injectée à la base d'un riser qui est alimenté en catalyseur à partir d'un dispositif à double régénération, conformément à la figure présentée dans la présente invention. Ce catalyseur, à base de zéolithe Y a les caractéristiques suivantes :
<tb> - <SEP> Densité <SEP> d15 <SEP> : <SEP> 0,937
<tb> - <SEP> Teneur <SEP> en <SEP> soufre <SEP> : <SEP> 0,5 <SEP> %
<tb> - <SEP> Carbone <SEP> conradson <SEP> : <SEP> 5,8 <SEP> %
<tb>
Elle est injectée à la base d'un riser qui est alimenté en catalyseur à partir d'un dispositif à double régénération, conformément à la figure présentée dans la présente invention. Ce catalyseur, à base de zéolithe Y a les caractéristiques suivantes :
<tb>
<tb> - <SEP> Granulométrie <SEP> : <SEP> 70 <SEP> micromètres
<tb> - <SEP> Surface <SEP> BET(m2/g) <SEP> : <SEP> 146 <SEP>
<tb> - <SEP> Surface <SEP> zéolitique <SEP> Y <SEP> (m2/g) <SEP> : <SEP> 111
<tb> - <SEP> Surface <SEP> de <SEP> la <SEP> matrice <SEP> (m2/g) <SEP> : <SEP> 35
<tb>
Le catalyseur provient du second régénérateur.
<tb> - <SEP> Granulométrie <SEP> : <SEP> 70 <SEP> micromètres
<tb> - <SEP> Surface <SEP> BET(m2/g) <SEP> : <SEP> 146 <SEP>
<tb> - <SEP> Surface <SEP> zéolitique <SEP> Y <SEP> (m2/g) <SEP> : <SEP> 111
<tb> - <SEP> Surface <SEP> de <SEP> la <SEP> matrice <SEP> (m2/g) <SEP> : <SEP> 35
<tb>
Le catalyseur provient du second régénérateur.
Les effluents de craquage sont distillés et une partie de la coupe HCO obtenue ainsi que la totalité d'une coupe essence lourde (170 C-200 C) sont recyclées dans le riser Ce recycle, constitué par 49,3% de HCO et 50,7% de coupe essence lourde, représente 27,1 % poids de la charge fraîche au riser. Une coupe supplémentaire est recyclée en tant que charge dans le dropper qui est alimenté, à son tour, par du catalyseur en provenance du second régénérateur.
Le catalyseur coke en provenance du stripeur connecté au riser est recyclé dans la phase dense du premier régénérateur tandis que celui en provenance du stripeur connecté au dropper est recyclé grâce à un lift dans la phase dense du second régénérateur.
Exemple 1 : Dans ce premier exemple, 23,4 % poids de la coupe essence produite au riser, soit 10% poids par rapport à la charge fraîche au riser, est recyclée en tant que charge dans le dropper.
On maintient les conditions au riser (ROT et recycle) en augmentant le C/O du riser.
<Desc/Clms Page number 15>
On note : RA = réacteur ascendant (temps de séjour ; 1 s)
RD = réacteur descendant (temps de séjour -0,4s)
REG1 = première enceinte de régénération
REG2 = deuxième enceinte de régénération
RD = réacteur descendant (temps de séjour -0,4s)
REG1 = première enceinte de régénération
REG2 = deuxième enceinte de régénération
<tb>
<tb> RA <SEP> seul <SEP> RA <SEP> + <SEP> RD
<tb> Charge <SEP> unité <SEP> FCC <SEP> (CU <SEP> kg/s <SEP> 48,08 <SEP> 48,08
<tb> FCC)
<tb> Recycle <SEP> d'hydrocarbures <SEP> % <SEP> charge <SEP> 27,14 <SEP> 27,14
<tb> RA <SEP> fraîche
<tb> C/O <SEP> RA <SEP> 6,33 <SEP> 6,87
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RA <SEP> (ROT) <SEP> C <SEP> 516 <SEP> 516
<tb> T <SEP> charge <SEP> fraîche <SEP> RA <SEP> C <SEP> 174 <SEP> 174
<tb> T <SEP> recycle <SEP> RA <SEP> C <SEP> 178 <SEP> 178
<tb> T <SEP> REG1 <SEP> C <SEP> 692 <SEP> 686
<tb> T <SEP> REG2 <SEP> C <SEP> 778 <SEP> 757
<tb> air <SEP> utilisé <SEP> pour <SEP> la <SEP> tlh <SEP> 173,5 <SEP> 194,1
<tb> régénération
<tb> Proportion <SEP> (air <SEP> reg1)/(air <SEP> 65,7 <SEP> 61,2
<tb> total)
<tb> CIO <SEP> RD <SEP> - <SEP> 14,95
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RD <SEP> C <SEP> 620
<tb> T <SEP> charge <SEP> RD <SEP> C <SEP> - <SEP> 35
<tb> Rendements
<tb> gaz <SEP> secs <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,77 <SEP> 4,94
<tb> Propane <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 0,95 <SEP> 1,25
<tb> Propylene <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,31 <SEP> 6,61
<tb> coupe <SEP> C3 <SEP> (propane <SEP> + <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 5,26 <SEP> 7,86
<tb> propylène)
<tb> coupe <SEP> C4 <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 6,61 <SEP> 8,08
<tb> Essence <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 42,72 <SEP> 39,51
<tb> LCO <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 22,48 <SEP> 21,38
<tb> Slurry <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 10,03 <SEP> 9,24
<tb> Coke <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 8,13 <SEP> 8,99
<tb> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 100,0 <SEP> 100,0
<tb> Conversion <SEP> % <SEP> 67,49 <SEP> 69,38
<tb>
<tb> RA <SEP> seul <SEP> RA <SEP> + <SEP> RD
<tb> Charge <SEP> unité <SEP> FCC <SEP> (CU <SEP> kg/s <SEP> 48,08 <SEP> 48,08
<tb> FCC)
<tb> Recycle <SEP> d'hydrocarbures <SEP> % <SEP> charge <SEP> 27,14 <SEP> 27,14
<tb> RA <SEP> fraîche
<tb> C/O <SEP> RA <SEP> 6,33 <SEP> 6,87
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RA <SEP> (ROT) <SEP> C <SEP> 516 <SEP> 516
<tb> T <SEP> charge <SEP> fraîche <SEP> RA <SEP> C <SEP> 174 <SEP> 174
<tb> T <SEP> recycle <SEP> RA <SEP> C <SEP> 178 <SEP> 178
<tb> T <SEP> REG1 <SEP> C <SEP> 692 <SEP> 686
<tb> T <SEP> REG2 <SEP> C <SEP> 778 <SEP> 757
<tb> air <SEP> utilisé <SEP> pour <SEP> la <SEP> tlh <SEP> 173,5 <SEP> 194,1
<tb> régénération
<tb> Proportion <SEP> (air <SEP> reg1)/(air <SEP> 65,7 <SEP> 61,2
<tb> total)
<tb> CIO <SEP> RD <SEP> - <SEP> 14,95
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RD <SEP> C <SEP> 620
<tb> T <SEP> charge <SEP> RD <SEP> C <SEP> - <SEP> 35
<tb> Rendements
<tb> gaz <SEP> secs <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,77 <SEP> 4,94
<tb> Propane <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 0,95 <SEP> 1,25
<tb> Propylene <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,31 <SEP> 6,61
<tb> coupe <SEP> C3 <SEP> (propane <SEP> + <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 5,26 <SEP> 7,86
<tb> propylène)
<tb> coupe <SEP> C4 <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 6,61 <SEP> 8,08
<tb> Essence <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 42,72 <SEP> 39,51
<tb> LCO <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 22,48 <SEP> 21,38
<tb> Slurry <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 10,03 <SEP> 9,24
<tb> Coke <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 8,13 <SEP> 8,99
<tb> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 100,0 <SEP> 100,0
<tb> Conversion <SEP> % <SEP> 67,49 <SEP> 69,38
<tb>
<Desc/Clms Page number 16>
On constate que l'on peut produire du propylène en quantité substantielle (53% en plus) par un craquage vraiment sévère au dropper, tout en maintenant un rendement en essence satisfaisant En outre, la température du deuxième régénérateur a chuté de 21 C (effet catcooler). On obtient un gain en conversion de la charge fraîche de 1,9% par épuisement du LCO et slurry.
Exemple 2 : Dans ce deuxième exemple, 99,7 % poids de la coupe HCO (ou slurry), soit 10% poids par rapport à la charge fraîche, est recyclée en tant que charge dans le dropper.
On maintient les conditions au riser (ROT et recycle) en augmentant le C/O du riser.
On note : RA = réacteur ascendant
RD = réacteur descendant
REG1 = première enceinte de régénération
REG2 = deuxième enceinte de régénération
RD = réacteur descendant
REG1 = première enceinte de régénération
REG2 = deuxième enceinte de régénération
<tb>
<tb> RA <SEP> RA <SEP> + <SEP> RD <SEP>
<tb> Charge <SEP> unité <SEP> FCC <SEP> (CU <SEP> kg/s <SEP> 48,08 <SEP> 48,08
<tb> FCC)
<tb> Recycle <SEP> d'hydrocarbures <SEP> % <SEP> charge <SEP> 27,14 <SEP> 27,14
<tb> RA <SEP> fraîche
<tb> C/O <SEP> RA <SEP> - <SEP> 6,33 <SEP> 6,60
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RA <SEP> (ROT) <SEP> C <SEP> 516 <SEP> 516
<tb> T <SEP> charge <SEP> fraîche <SEP> RA <SEP> C <SEP> 174 <SEP> 174
<tb> T <SEP> recycle <SEP> RA <SEP> C <SEP> 178 <SEP> 178
<tb> T <SEP> REG1 <SEP> C <SEP> 692 <SEP> 689
<tb> T <SEP> REG2 <SEP> C <SEP> 778 <SEP> 767
<tb> air <SEP> utilisé <SEP> pour <SEP> la <SEP> t/h <SEP> 173,5 <SEP> 190,1
<tb> régénération
<tb> Proportion <SEP> (air <SEP> reg1 <SEP> )/(air <SEP> % <SEP> 65,7 <SEP> 61,4
<tb> total)
<tb> CIO <SEP> RD <SEP> - <SEP> - <SEP> 9,7
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RD <SEP> C <SEP> 603
<tb> T <SEP> charge <SEP> RD <SEP> C <SEP> - <SEP> 180
<tb>
<tb> RA <SEP> RA <SEP> + <SEP> RD <SEP>
<tb> Charge <SEP> unité <SEP> FCC <SEP> (CU <SEP> kg/s <SEP> 48,08 <SEP> 48,08
<tb> FCC)
<tb> Recycle <SEP> d'hydrocarbures <SEP> % <SEP> charge <SEP> 27,14 <SEP> 27,14
<tb> RA <SEP> fraîche
<tb> C/O <SEP> RA <SEP> - <SEP> 6,33 <SEP> 6,60
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RA <SEP> (ROT) <SEP> C <SEP> 516 <SEP> 516
<tb> T <SEP> charge <SEP> fraîche <SEP> RA <SEP> C <SEP> 174 <SEP> 174
<tb> T <SEP> recycle <SEP> RA <SEP> C <SEP> 178 <SEP> 178
<tb> T <SEP> REG1 <SEP> C <SEP> 692 <SEP> 689
<tb> T <SEP> REG2 <SEP> C <SEP> 778 <SEP> 767
<tb> air <SEP> utilisé <SEP> pour <SEP> la <SEP> t/h <SEP> 173,5 <SEP> 190,1
<tb> régénération
<tb> Proportion <SEP> (air <SEP> reg1 <SEP> )/(air <SEP> % <SEP> 65,7 <SEP> 61,4
<tb> total)
<tb> CIO <SEP> RD <SEP> - <SEP> - <SEP> 9,7
<tb> T <SEP> sortie <SEP> RD <SEP> C <SEP> 603
<tb> T <SEP> charge <SEP> RD <SEP> C <SEP> - <SEP> 180
<tb>
<Desc/Clms Page number 17>
<tb>
<tb> Rendements
<tb> gaz <SEP> secs <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,77 <SEP> 4,98
<tb> Propane <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 0,95 <SEP> 1,10
<tb> Propylene <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,31 <SEP> 4,85
<tb> coupe <SEP> C3 <SEP> (propane <SEP> + <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 5,26 <SEP> 5,95
<tb> propylène)
<tb> coupe <SEP> C4 <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 6,61 <SEP> 7,48
<tb> Essence <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 42,72 <SEP> 45,07
<tb> LCO <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 22,48 <SEP> 23,44
<tb> Slurry <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 10,03 <SEP> 4,27
<tb> Coke <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 8,13 <SEP> 8,81
<tb> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 100,0 <SEP> 100,0
<tb> Conversion <SEP> % <SEP> 67,49 <SEP> 72,29
<tb>
On constate que l'on peut convertir le HCO (slurry) de manière substantielle (57% de conversion) par un craquage vraiment sévère au dropper, tout en maintenant un rendement en coke global de l'unité assez bas, En outre, la température du deuxième régénérateur a chuté de 11 C (effet catcooler), On obtient un gain en conversion de la charge fraîche de 4,8% par épuisement du slurry, conduisant à de meilleurs rendements en produits valorisables (plus de 1,5% de LPG et 2,3% d'essence en plus),
<tb> Rendements
<tb> gaz <SEP> secs <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,77 <SEP> 4,98
<tb> Propane <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 0,95 <SEP> 1,10
<tb> Propylene <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 4,31 <SEP> 4,85
<tb> coupe <SEP> C3 <SEP> (propane <SEP> + <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 5,26 <SEP> 5,95
<tb> propylène)
<tb> coupe <SEP> C4 <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 6,61 <SEP> 7,48
<tb> Essence <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 42,72 <SEP> 45,07
<tb> LCO <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 22,48 <SEP> 23,44
<tb> Slurry <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 10,03 <SEP> 4,27
<tb> Coke <SEP> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 8,13 <SEP> 8,81
<tb> % <SEP> CU <SEP> FCC <SEP> 100,0 <SEP> 100,0
<tb> Conversion <SEP> % <SEP> 67,49 <SEP> 72,29
<tb>
On constate que l'on peut convertir le HCO (slurry) de manière substantielle (57% de conversion) par un craquage vraiment sévère au dropper, tout en maintenant un rendement en coke global de l'unité assez bas, En outre, la température du deuxième régénérateur a chuté de 11 C (effet catcooler), On obtient un gain en conversion de la charge fraîche de 4,8% par épuisement du slurry, conduisant à de meilleurs rendements en produits valorisables (plus de 1,5% de LPG et 2,3% d'essence en plus),
Claims (2)
- 3 - Procédé selon l'une des revendications 1 et 2 dans lequel on strippe le catalyseur provenant de la seconde zone de séparation au moyen d'un gaz de stripage, 4 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 2, dans lequel le catalyseur est régénéré dans deux zones de régénération consécutives, le catalyseur à régénérer provenant de la première zone de séparation est introduit dans une première zone de régénération fonctionnant à une température appropriée, le catalyseur ainsi au moins en partie régénéré étant envoyé dans la deuxième<Desc/Clms Page number 19>zone de régénération fonctionnant à une température plus élevée et le catalyseur régénéré provenant de la deuxième zone de régénération est introduit dans la zone réactionnelle d'écoulement ascendant et dans la zone réactionnelle d'écoulement descendant, 5 - Procédé selon la revendication 4 dans lequel on recycle le catalyseur provenant de la seconde zone de séparation dans la première zone de régénération, 6 - Procédé selon la revendication 5 dans lequel le catalyseur est recyclé dans la zone dense de la première zone de régénération, 7 - Procédé selon la revendication 5, dans lequel le catalyseur est recyclé dans la zone diluée de la première zone de régénération au moyen d'un lift, 8 - Procédé selon la revendication 4, dans lequel on recycle le catalyseur provenant de la seconde zone de séparation dans la seconde zone de régénération au moyen d'un lift, 9 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, dans lequel on introduit les charges dans la zone réactionnelle ascendante et dans la zone réactionnelle descendante par une injection à contre courant de l'écoulement du catalyseur, 10 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 9, dans lequel les conditions opératoires sont les suivantes : - dans la zone réactionnelle ascendante (RA) . température du catalyseur (sortie RA) . 480 -600 C et de préférence 500- 550 C, . catalyseur/charge (C/0) : 4-9 et de préférence 5-7, . temps de séjour : 0,5-4 s, de préférence 1-2 sec, - dans la zone réactionnelle descendante (RD) : . température du catalyseur (sortie RD) = 500-650 C de préférence 560- 620 C ; . C/O : 8-20, de préférence 10-15 ; . temps de séjour 0,1-2 s, de préférence 0,2-1 sec,<Desc/Clms Page number 20>
- 11 - Procédé selon l'une des revendications 1 à 10, dans lequel la charge alimentant chacune des zones réactionnelles est une charge non craquée dite fraîche, un recycle d'une partie des produits issus d'un fractionnement en aval ou un mélange des deux, 12 - Procédé selon la revendication 11 dans lequel la charge de la zone réactionnelle à écoulement ascendant est un distillat sous vide ou un résidu atmosphérique ou un recycle d'une partie des produits issus d'un fractionnement en aval et dans lequel la charge de la zone à écoulement descendant est une charge non craquée ou un recycle d'une partie des produits issus d'un fractionnement en aval et de préférence une coupe essence ou une coupe LCO, 13 - Dispositif de craquage catalytique en lit entraîné ou fluidisé d'une charge hydrocarbonée comportant : - au moins un réacteur ascendant (30) sensiblement vertical ayant une entrée inférieure et une sortie supérieure : - un premier moyen (35) d'alimentation en catalyseur régénéré connecté à au moins un régénérateur (3) de catalyseur coké et raccordé à ladite entrée inférieure ; - un premier moyen (31) d'alimentation en la charge disposé au dessus de l'entrée inférieure du réacteur ascendant ; - une première enceinte (38) de séparation de catalyseur coké et d'une première phase gazeuse raccordée à la sortie supérieure du réacteur (30) ascendant, ladite enceinte de séparation comportant une chambre (40) de stripage du catalyseur et ayant une sortie supérieure d'une phase gazeuse et une sortie inférieure de catalyseur coké et stnppé, ladite sortie inférieure étant connectée au régénérateur de catalyseur via des premiers moyens (45) de recyclage du catalyseur, le dispositif étant caractérisé en ce qu'il comporte : - au moins un réacteur (16) descendant sensiblement vertical ayant une entrée supérieure et une sortie inférieure ; - un second moyen (12) d'alimentation en catalyseur régénéré connecté au dit régénérateur (3) de catalyseur coké et raccordé à ladite entrée supérieure du réacteur descendant ;<Desc/Clms Page number 21>-un second moyen (19) d'alimentation en la charge disposé au-dessous du second moyen (12) d'alimentation ; - une deuxième enceinte (20) de séparation du catalyseur coké d'une seconde phase gazeuse raccordée à la sortie inférieure du réacteur descendant et ayant une sortie de la seconde phase gazeuse et une sortie de catalyseur coké; - et des seconds moyens (25) de recyclage du catalyseur coké raccordés à ladite sortie de catalyseur de la deuxième enceinte de séparation et connectés au régénérateur, 14 - Dispositif selon la revendication 13, dans lequel la deuxième enceinte de séparation comporte une chambre de stripage du catalyseur en communication avec celle-ci, 15 - Dispositif selon l'une des revendications 13 et 14 comprenant deux régénérateurs (2,3) de catalyseur coké consécutifs, des moyens de circulation du catalyseur du premier régénérateur (2) vers le second régénérateur (3) caractérisé en ce que lesdits premiers et seconds moyens d'alimentation (35,12) en catalyseur sont connectés au second régénérateur (3) et en ce que ladite sortie inférieure de la première enceinte de séparation est connectée au premier régénérateur via les premiers moyens (45) de recyclage, 16 - Dispositif selon la revendication 15, dans lequel les seconds moyens (2, 5) de recyclage comprennent un lift (29) raccordé au second régénérateur, 17 - Dispositif selon l'une des revendications 13 à 16, dans lequel les premiers et les seconds moyens de recyclage du catalyseur comprennent chacun une vanne (27,36) de réglage de débit asservie à des moyens de mesure de la température du catalyseur en sortie du réacteur ascendant et du réacteur descendant.
Priority Applications (10)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9915747A FR2802211B1 (fr) | 1999-12-14 | 1999-12-14 | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant |
PCT/FR2000/003315 WO2001044409A1 (fr) | 1999-12-14 | 2000-11-28 | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant |
DE60045600T DE60045600D1 (de) | 1999-12-14 | 2000-11-28 | Verfahren und vorrichtung zur katalytischen spaltung mit aufwärts- und abwärtsbetriebenen parallelen reaktoren |
AT00983393T ATE497527T1 (de) | 1999-12-14 | 2000-11-28 | Verfahren und vorrichtung zur katalytischen spaltung mit aufwärts- und abwärtsbetriebenen parallelen reaktoren |
JP2001545489A JP4671089B2 (ja) | 1999-12-14 | 2000-11-28 | 少なくとも1つのライザー反応器と、少なくとも1つのドロッパー反応器とを並列状に含む接触クラッキング方法および装置 |
US10/149,597 US7220351B1 (en) | 1999-12-14 | 2000-11-28 | Method and device for catalytic cracking comprising in parallel at least an upflow reactor and at least a downflow reactor |
ES00983393T ES2359623T3 (es) | 1999-12-14 | 2000-11-28 | Procedimiento y dispositivo de craqueo catalítico que comprende en paralelo al menos un reactor de flujo ascendente y al menos un reactor de flujo descendente. |
EP00983393A EP1242569B1 (fr) | 1999-12-14 | 2000-11-28 | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant |
MXPA02005794A MXPA02005794A (es) | 1999-12-14 | 2002-06-11 | Procedimiento y dispositivo de fraccionamiento catalitico que comprende en paralelo, al menos un reactor de flujo ascendente y al menos un reactor de flujo descendente. |
ZA200204751A ZA200204751B (en) | 1999-12-14 | 2002-06-13 | Method and device for catalytic cracking comprising in parallel at least an upflow reactor and at least a downflow reactor. |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9915747A FR2802211B1 (fr) | 1999-12-14 | 1999-12-14 | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR2802211A1 true FR2802211A1 (fr) | 2001-06-15 |
FR2802211B1 FR2802211B1 (fr) | 2002-02-01 |
Family
ID=9553233
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR9915747A Expired - Lifetime FR2802211B1 (fr) | 1999-12-14 | 1999-12-14 | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7220351B1 (fr) |
EP (1) | EP1242569B1 (fr) |
JP (1) | JP4671089B2 (fr) |
AT (1) | ATE497527T1 (fr) |
DE (1) | DE60045600D1 (fr) |
ES (1) | ES2359623T3 (fr) |
FR (1) | FR2802211B1 (fr) |
MX (1) | MXPA02005794A (fr) |
WO (1) | WO2001044409A1 (fr) |
ZA (1) | ZA200204751B (fr) |
Families Citing this family (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US20080011645A1 (en) * | 2006-07-13 | 2008-01-17 | Dean Christopher F | Ancillary cracking of paraffinic naphtha in conjuction with FCC unit operations |
US20080011644A1 (en) * | 2006-07-13 | 2008-01-17 | Dean Christopher F | Ancillary cracking of heavy oils in conjuction with FCC unit operations |
FR2909897B1 (fr) * | 2006-12-13 | 2009-06-26 | Inst Francais Du Petrole | Nouveau systeme de separation gaz solide pour les regenerateurs des unites de craquage catalytique en lit fluidise |
FR2932495B1 (fr) | 2008-06-17 | 2011-03-25 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de controle des conditions operatoires dans une unite de craquage catalytique a deux risers. |
RU2547152C2 (ru) * | 2009-10-22 | 2015-04-10 | Чайна Петролеум & Кемикал Корпорейшн | Способ каталитической конверсии с увеличенным выходом дизельного топлива с высоким цетановым числом |
US8415264B2 (en) * | 2010-04-30 | 2013-04-09 | Uop Llc | Process for regenerating catalyst in a fluid catalytic cracking unit |
EP2591073B1 (fr) | 2010-07-08 | 2019-07-03 | Indian Oil Corporation Ltd. | Procédé de craquage catalytique fluide à deux étages |
EP2591071B1 (fr) | 2010-07-08 | 2018-12-12 | Indian Oil Corporation Ltd. | Régénération ascendante de catalyseur fcc pour craquage à plusieurs étages |
FR2966160B1 (fr) * | 2010-10-14 | 2013-11-15 | IFP Energies Nouvelles | Procede de craquage catalytique adapte au traitement de charges a faible carbon conradson comportant le recycle d'une coupe cokante selon une technologie nouvelle |
WO2012062173A1 (fr) | 2010-11-11 | 2012-05-18 | Shi Baozhen | Procédé et appareil de craquage catalytique |
KR101954472B1 (ko) * | 2011-07-27 | 2019-03-05 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 하향류 반응기에서 파라핀계 나프타의 유동접촉분해 방법 |
FR2983208B1 (fr) * | 2011-11-24 | 2015-03-06 | IFP Energies Nouvelles | Procede de production de distillat moyen a partir d'une charge lourde conventionnelle incluant une etape d'hydrogenation selective de la coupe hco ex fcc |
JP6134779B2 (ja) * | 2012-03-20 | 2017-05-24 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | 原油を処理する、統合された、水素化処理及び流動接触分解 |
US9290705B2 (en) | 2012-10-19 | 2016-03-22 | Saudi Arabian Oil Company | Process for high severity catalytic cracking of crude oil |
CN104275037A (zh) * | 2013-07-09 | 2015-01-14 | 刘英聚 | 一种同轴式防结焦气固分离方法和设备 |
US9422487B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-08-23 | Uop Llc | Process for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons |
US9399742B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-07-26 | Uop Llc | Process for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons |
US9243195B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-01-26 | Uop Llc | Process and apparatus for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons |
US9394496B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-07-19 | Uop Llc | Process for fluid catalytic cracking and hydrocracking hydrocarbons |
CN104437307B (zh) * | 2014-11-07 | 2016-04-13 | 广德瑞邦涂料有限公司 | 一种用于合成阴极水溶性电泳漆乳液的乳化釜 |
US9567537B2 (en) | 2015-03-10 | 2017-02-14 | Uop Llc | Process and apparatus for producing and recycling cracked hydrocarbons |
US9809766B2 (en) | 2015-03-10 | 2017-11-07 | Uop Llc | Process and apparatus for producing and recycling cracked hydrocarbons |
US9732290B2 (en) | 2015-03-10 | 2017-08-15 | Uop Llc | Process and apparatus for cracking hydrocarbons with recycled catalyst to produce additional distillate |
US9890338B2 (en) | 2015-03-10 | 2018-02-13 | Uop Llc | Process and apparatus for hydroprocessing and cracking hydrocarbons |
US9783749B2 (en) | 2015-03-10 | 2017-10-10 | Uop Llc | Process and apparatus for cracking hydrocarbons with recycled catalyst to produce additional distillate |
US9777229B2 (en) | 2015-03-10 | 2017-10-03 | Uop Llc | Process and apparatus for hydroprocessing and cracking hydrocarbons |
US9777228B2 (en) | 2015-06-30 | 2017-10-03 | Uop Llc | Process for cracking hydrocarbons to make diesel |
US9896627B2 (en) | 2015-10-14 | 2018-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Processes and systems for fluidized catalytic cracking |
US10870802B2 (en) | 2017-05-31 | 2020-12-22 | Saudi Arabian Oil Company | High-severity fluidized catalytic cracking systems and processes having partial catalyst recycle |
JP2020528347A (ja) * | 2017-07-28 | 2020-09-24 | ハーテーエー・ゲーエムベーハー・ザ・ハイ・スループット・イクスペリメンテイション・カンパニー | 0.1〜10秒の範囲の滞留時間で化学物質を触媒転換するための装置および方法 |
US10889768B2 (en) | 2018-01-25 | 2021-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | High severity fluidized catalytic cracking systems and processes for producing olefins from petroleum feeds |
US11629298B2 (en) | 2020-05-14 | 2023-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Dual fluid catalytic cracking reactor systems and methods for processing hydrocarbon feeds to produce olefins |
US11434432B2 (en) | 2020-09-01 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Processes for producing petrochemical products that utilize fluid catalytic cracking of a greater boiling point fraction with steam |
US11505754B2 (en) | 2020-09-01 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Processes for producing petrochemical products from atmospheric residues |
US11332680B2 (en) | 2020-09-01 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | Processes for producing petrochemical products that utilize fluid catalytic cracking of lesser and greater boiling point fractions with steam |
US11230673B1 (en) | 2020-09-01 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Processes for producing petrochemical products that utilize fluid catalytic cracking of a lesser boiling point fraction with steam |
US11230672B1 (en) | 2020-09-01 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Processes for producing petrochemical products that utilize fluid catalytic cracking |
US11242493B1 (en) | 2020-09-01 | 2022-02-08 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for processing crude oils to form light olefins |
US11352575B2 (en) | 2020-09-01 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Processes for producing petrochemical products that utilize hydrotreating of cycle oil |
CN116196848A (zh) * | 2021-12-01 | 2023-06-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种原料油和轻烃催化转化的装置和方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4116814A (en) * | 1977-07-18 | 1978-09-26 | Mobil Oil Corporation | Method and system for effecting catalytic cracking of high boiling hydrocarbons with fluid conversion catalysts |
US5009769A (en) * | 1989-02-06 | 1991-04-23 | Stone & Webster Engineering Corporation | Process for catalytic cracking of hydrocarbons |
FR2785907A1 (fr) * | 1998-11-13 | 2000-05-19 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant des reacteurs a ecoulements descendant et ascendant |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS624784A (ja) * | 1985-07-16 | 1987-01-10 | コンパニ−・フランセ−ズ・ド・ラフイナ−ジユ | 炭化水素仕込物の接触クラツキングのための方法および装置の改良 |
US4814067A (en) * | 1987-08-11 | 1989-03-21 | Stone & Webster Engineering Corporation | Particulate solids cracking apparatus and process |
US4873389A (en) * | 1988-08-04 | 1989-10-10 | Mobil Oil Corp. | Conversion of light olefins to gasoline using low-temperature catalyst regeneration |
FR2667609B1 (fr) * | 1990-10-03 | 1993-07-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de craquage catalytique en lit fluide a courant descendant. |
US5126036A (en) * | 1991-11-05 | 1992-06-30 | Mobil Oil Corporation | Process and apparatus for split feed of spent catalyst to high efficiency catalyst regenerator |
US5435906A (en) * | 1992-08-20 | 1995-07-25 | Stone & Webster Engineering Corporation | Process for catalytically cracking feedstocks paraffin rich comprising high and low concarbon components |
CN1089641A (zh) * | 1992-08-20 | 1994-07-20 | 史东及韦伯斯特工程公司 | 含高和低康拉逊残炭组分的富石蜡原料的催化裂化方法 |
-
1999
- 1999-12-14 FR FR9915747A patent/FR2802211B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-11-28 US US10/149,597 patent/US7220351B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-28 WO PCT/FR2000/003315 patent/WO2001044409A1/fr not_active Application Discontinuation
- 2000-11-28 ES ES00983393T patent/ES2359623T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-28 DE DE60045600T patent/DE60045600D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-28 EP EP00983393A patent/EP1242569B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-28 JP JP2001545489A patent/JP4671089B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-28 AT AT00983393T patent/ATE497527T1/de active
-
2002
- 2002-06-11 MX MXPA02005794A patent/MXPA02005794A/es active IP Right Grant
- 2002-06-13 ZA ZA200204751A patent/ZA200204751B/en unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4116814A (en) * | 1977-07-18 | 1978-09-26 | Mobil Oil Corporation | Method and system for effecting catalytic cracking of high boiling hydrocarbons with fluid conversion catalysts |
US5009769A (en) * | 1989-02-06 | 1991-04-23 | Stone & Webster Engineering Corporation | Process for catalytic cracking of hydrocarbons |
FR2785907A1 (fr) * | 1998-11-13 | 2000-05-19 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant des reacteurs a ecoulements descendant et ascendant |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
FR2802211B1 (fr) | 2002-02-01 |
MXPA02005794A (es) | 2003-01-28 |
JP2003517088A (ja) | 2003-05-20 |
DE60045600D1 (de) | 2011-03-17 |
ZA200204751B (en) | 2003-06-13 |
JP4671089B2 (ja) | 2011-04-13 |
US7220351B1 (en) | 2007-05-22 |
ES2359623T3 (es) | 2011-05-25 |
ATE497527T1 (de) | 2011-02-15 |
EP1242569A1 (fr) | 2002-09-25 |
WO2001044409A1 (fr) | 2001-06-21 |
EP1242569B1 (fr) | 2011-02-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1242569B1 (fr) | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant en parallele au moins un reacteur a ecoulement ascendant et au moins un reacteur a ecoulement descendant | |
EP1800742B1 (fr) | Réacteur à deux zones réactionnelles fluidisées avec système de séparation gaz/solide intégré | |
EP0208609B1 (fr) | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures, avec contrôle de la température de réaction | |
EP1170355B1 (fr) | Procédé et dispositif de craquage d'hydrocarbures mettant en oeuvre deux chambres réactionelles successives | |
EP1661617A1 (fr) | Réacteur à plusieurs zones en lit fixe ou mobile avec echangeur thermique intégré | |
EP2627736B1 (fr) | Procede de craquage et de stripage multi-etage dans une unite de fcc. | |
EP1656989A1 (fr) | Dispositif et procédé pour le craquage catalytique de deux charges distinctes d'hydrocarbures | |
FR2953851A1 (fr) | Procede de craquage catalytique avec maximisation des bases gazoles | |
EP1131389B1 (fr) | Procede et dispositif de craquage catalytique comprenant des reacteurs a ecoulements descendant et ascendant | |
EP0171330A1 (fr) | Procédé et appareil pour craquage catalytique en lit fluide | |
EP0184517B1 (fr) | Perfectionnement aux procédés et dispositifs pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures | |
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. | |
EP0282371B1 (fr) | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique de charges d'hydrocarbures | |
EP0663434A1 (fr) | Procédé de craquage catalytique en lit fluidisé d'une charge d'hydrocarbures, notamment d'une charge à forte teneur en composés azotés basiques | |
EP0874880B1 (fr) | Procede et dispositif de craquage catalytique en lit fluidise d'une charge d'hydrocarbures | |
WO2020126873A1 (fr) | Conversion d'un brut petrolier en lit fluidise comportant des zones a differents temps de contact | |
EP0291408A1 (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. | |
EP1016444B1 (fr) | Procédé et dispositif pour la séparation rapide de particules solides et de fluides gazeux et leur utilisation | |
EP0322276A1 (fr) | Procédé et dispositif pour le craquage catalytique de charges lourdes comportant un second strippage en lit fluide | |
FR3090683A1 (fr) | Conversion d’un brut pétrolier en lit fluidisé compartimenté | |
WO1991003527A1 (fr) | Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures en phase fluidisee | |
FR2617860A1 (fr) | Procede de craquage a l'etat fluide d'une charge d'hydrocarbures |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CD | Change of name or company name | ||
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 17 |
|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 18 |
|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 19 |
|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 20 |