Смешивающая расходная резервуарная система

Авторы патента:


Смешивающая расходная резервуарная система
Смешивающая расходная резервуарная система
Смешивающая расходная резервуарная система
Смешивающая расходная резервуарная система
Смешивающая расходная резервуарная система
Смешивающая расходная резервуарная система
Смешивающая расходная резервуарная система

 


Владельцы патента RU 2593996:

КЕЛЛОГГ БРАУН ЭНД РУТ ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к улучшенным системам и способам для хранения суспензий и работы с ними. Расходная резервуарная система для хранения суспензии, включающей углеводороды и катализатор, содержит резервуар для хранения, имеющий первый конец, наклоненный в направлении впуска для рециркуляции, второй конец и, по меньшей мере, одну стенку, окружающую внутренний объем между первым и вторым концами; впуск для суспензии в сообщении по текучей среде с внутренним объемом, причем впуск для суспензии расположен между первым концом и вторым концом упомянутого резервуара; выпуск в сообщении по текучей среде с внутренним объемом, причем выпуск расположен между первым концом и впуском для суспензии; упомянутый впуск для рециркуляции в сообщении по текучей среде с внутренним объемом у первого конца резервуара для хранения, причем впуск для рециркуляции расположен в нижней точке и/или в самой нижней точке наклонного дна; насос, имеющий всасывающую линию в сообщении по текучей среде с выпуском; клапан рециркуляции в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса и впуском для рециркуляции; выпускной клапан в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса; и дефлектор потока во внутреннем объеме упомянутого резервуара, расположенный так, чтобы перенаправлять поток между впуском для суспензии и впуском для рециркуляции. Изобретение также относится к системе крекинга с псевдоожиженным катализатором, содержащей лифт-реактор крекинга с псевдоожиженным катализатором, выполненный с возможностью обеспечивать реакцию углеводорода с катализатором для получения продукта; охлаждающую башню в сообщении по текучей среде с лифт-реактором крекинга с псевдоожиженным катализатором и выполненную с возможностью смешения продукта с охлаждающим маслом; систему фильтрации в сообщении по текучей среде с охлаждающей башней и выполненную с возможностью удаления суспензии мазута из охлаждающего масла; расходную резервуарную систему в сообщении по текучей среде с системой фильтрации, регенератор, выполненный с возможностью подачи катализатора в лифт-реактор крекинга с псевдоожиженным катализатором. В указанных системах для хранения твердые вещества остаются взвешенными в маслянистой суспензии. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Описанные варианты осуществления в целом касаются систем и способов для улучшения потока суспензии из резервуара для хранения, которая может иметь переменную концентрацию твердых частиц.

ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

В системах крекинга с псевдоожиженным катализатором (FCC) катализатор в виде твердых частиц и жидкое углеводородное сырье поступают в реактор при особых реакционных условиях. Выходящий поток, полученный с помощью реакции, может затем обрабатываться в ряде сепараторов, которые отделяют большую часть катализатора из выходящего потока. Отделенный катализатор может рециркулироваться в регенератор и затем обратно в реактор, тогда как выходящий поток, обедненный катализатором может охлаждаться и разделяться на составляющие продукты.

Остаточный катализатор, увлеченный в выходящий поток, может собираться с тяжелыми углеводородами, образуя маслянистую суспензию. Эта маслянистая суспензия может рециркулироваться в регенератор катализатора, где углеводороды в выходящем потоке могут сгорать для подачи тепла в процесс регенерации катализатора. В определенных FCC способах может быть относительно высокое отношение катализатора к углеводородам в маслянистой суспензии. Высокие концентрации катализатора в маслянистой суспензии могут быть проблематичными, если частицы твердого катализатора оседают из маслянистой суспензии и мешают подаче углеводородов в регенератор.

Поэтому существует потребность в улучшенных системах и способах для хранения суспензий и работы с ними, в которых твердые вещества остаются взвешенными в маслянистой суспензии.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг. 1 изображает иллюстративную расходную резервуарную систему согласно одному или более описанным вариантам осуществления;

Фиг. 2 изображает иллюстративную систему крекинга с псевдоожиженным катализатором согласно одному или более описанным вариантам осуществления;

Фиг. 3 изображает иллюстративную систему для получения одного или более углеводородов, использующую систему крекинга с псевдоожиженным катализатором, согласно одному или более описанным вариантам осуществления;

Фиг. 4 изображает иллюстративную систему для получения одного или более углеводородов, использующую систему крекинга с псевдоожиженным катализатором с другой установкой крекинга, согласно одному или более описанным вариантам осуществления;

Фиг. 5 изображает иллюстративную систему для получения одного или более углеводородов, использующую систему крекинга с псевдоожиженным катализатором, имеющую множество лифт-реакторов, согласно одному или более описанным вариантам осуществления;

Фиг. 6 изображает иллюстративную систему для получения одного или более углеводородов, использующую систему крекинга с псевдоожиженным катализатором и установку парового пиролитического крекинга, согласно одному или более описанным вариантам осуществления;

Фиг. 7 изображает моделированные контуры объемной фракции в виде с вертикальным разрезом иллюстративного бака для хранения без потока рециркуляции, согласно одному или более описанным вариантам осуществления;

Фиг. 8 изображает моделированные контуры объемной фракции в виде с вертикальным разрезом иллюстративного бака для хранения с потоком рециркуляции, согласно одному или более описанным вариантам осуществления.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Предлагаются системы и способы для хранения суспензий и работы с ними. Расходная резервуарная система для хранения суспензии может включать в себя резервуар для хранения, имеющий первый конец, второй конец и, по меньшей мере, одну стенку, окружающую внутренний объем между первым и вторым концами. Данная система также может включать в себя впуск для суспензии и выпуск для суспензии в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом. Впуск для рециркуляции может быть в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом у первого конца резервуара для хранения. Данная система также может включать в себя насос, имеющий всасывающую линию в сообщении по текучей среде с данным выпуском. Выпускная линия насоса может быть в сообщении по текучей среде с выпускным клапаном и клапаном рециркуляции, который может быть в сообщении по текучей среде с впуском для рециркуляции.

Фиг. 1 изображает иллюстративную расходную резервуарную систему 100 для хранения суспензии, согласно одному или более вариантам осуществления. Расходная резервуарная система 100 может включать в себя один или более резервуаров 102 для хранения, один или более насосов 104 для суспензии, один или более клапанов 106 рециркуляции и один или более выпускных клапанов 108. Расходный резервуар 102 может включать в себя один или более впусков 110 для суспензии, один или более дефлекторов 112 суспензии, один или более выпусков 114 и один или более впусков 116 для рециркуляции. При работе суспензия может удаляться из резервуара 102 для хранения с помощью насоса 104 для суспензии через выпуск 114. Часть суспензии может возвращаться в резервуар 102 для хранения через впуск 116 для рециркуляции. Как будет обсуждаться и подробно описываться ниже (см. Фиг. 7 и 8), суспензия из впуска 116 для рециркуляции может помогать снижать или предотвращать твердые частицы от оседания внутри резервуара 102 для хранения. Снижение или предотвращение оседания твердых частиц в суспензии может помогать поддерживать суспензию в существенно однородном состоянии внутри резервуара 102 для хранения, и/или снижать или предотвращать засорение выпуска 114 из-за накапливающихся твердых частиц в нем и/или поблизости.

Резервуар 102 для хранения может включать в себя внутреннюю стенку или поверхность 105, закрытый первый или "нижний" конец 101 и открытый (не показано) или закрытый второй или "верхний" конец 103. Резервуар 102 для хранения может иметь форму внутреннего сечения, которая может быть прямоугольной, эллиптической, круглой, овальной или любой их комбинацией. В зависимости, по меньшей мере частично, от конфигурации внутренней поверхности 105, внутренняя поверхность 105 может формировать, по меньшей мере частично, внутренний объем 107, имеющий, например, прямоугольную, цилиндрическую, сферическую, эллипсоидную, сфероидную (например, вытянутую или сплюснутую) и/или усеченно-коническую конфигурацию. Впуск 110 для суспензии может находиться между первым концом 101 и вторым концом 103 и в сообщении по текучей среде с внутренним объемом 107. Выпуск 114 может находиться между впуском 110 для суспензии и впуском 116 для рециркуляции. Как показано, впуск 116 для рециркуляции может находиться на первом конце 101 и в сообщении по текучей среде с внутренним объемом 107. В другом примере впуск 116 для рециркуляции может быть расположен ближе к первому концу 101, чем ко второму концу 103.

Дефлектор 112 потока может находиться во внутреннем объеме 107 резервуара 102 для хранения так, чтобы препятствовать прямому потоку между впуском 110 для суспензии и впуском 116 для рециркуляции. Дефлектор 112 потока может служить для перенаправления потока суспензии от впуска 110 для суспензии к внутренней поверхности 105. Это перенаправление может создавать или обеспечивать траекторию или форму потока, которая может быть направлена радиально наружу и вдоль внутренней поверхности 105 резервуара 102 для хранения к первому концу 101, где она может перенаправляться обратно вверх по резервуару вместе с потоком из впуска 116 для рециркуляции. Циркуляция потока 118 может увеличивать перемешивание во внутреннем объеме 107, что может помогать сохранять суспензию и распределение твердых частиц в суспензии.

Дефлектор 112 потока может иметь любую форму, конструкцию или конфигурацию, которая подходит для того, чтобы изменять, препятствовать или иным образом перенаправлять поток суспензии из впуска 110 для суспензии во внутренний объем 107. Дефлектор 112 потока может также иметь любую форму, конструкцию или конфигурацию, которая подходит для того, чтобы изменять, препятствовать или иным образом перенаправлять поток суспензии в направлении второго конца 103 между дефлектором 112 и внутренней поверхностью 105. Например, дефлектор 112 потока может быть, по существу, твердой плоской пластиной, расположенной так, что поток из впуска 110 для суспензии ударяет в центр дефлектора потока или возле него. Дефлектор 112 потока может иметь периметр, который отделен от внутренней поверхности 105, образуя кольцевое пространство, которое позволяет течение между краями дефлектора 112 потока и внутренней поверхностью 105 резервуара 102 для хранения. В другом примере дефлектор 112 потока может представлять собой или включать в себя уголковую пластину, искривленную пластину, перфорированную пластину, лоток, проволочный или сетчатый экран, конус, перевернутый конус и подобное.

Первый конец 101 может включать в себя наклонную или уголковую внутреннюю поверхность или "дно" 120. Наклонное дно 120 может быть организовано так, чтобы позволять оседающим частицам двигаться прочь от внутренней поверхности 105 и/или перенаправлять поток 118 назад ко второму концу 103 резервуара 102 для хранения. Наклонное дно 120 может иметь коническую или усеченно-коническую форму, которая стремится концентрировать осажденные частицы в центре или к центру первого конца 101. Наклонное дно 120 может также быть наклонено так, что осажденные частицы концентрируются в положении в стороне от его центра. Например, наклонное дно 120 может иметь конфигурацию эксцентрического конуса или смещенного конуса.

Насос 104 для суспензии может быть в сообщении по текучей среде с выпуском 114 и может вытягивать суспензию из него. Выпуск 114 может быть выпуском с перегородкой, который может быть расположен у верхней поверхности или уровне 115 суспензии во внутреннем объеме 107 или возле него. Выпуск суспензии по линии 122 из насоса 104 для суспензии может быть в сообщении по текучей среде с клапаном 106 рециркуляции и выпускным клапаном 108. Весь или часть выпуска суспензии по линии 122 может протекать через клапан 106 рециркуляции, линию 124 рециркуляции и впуск 116 для рециркуляции обратно в резервуар 102 для хранения. Впуск 116 для рециркуляции может быть расположен в нижней точке и/или самой нижней точке наклонного дна 120, так что поток маслянистой суспензии через данный впуск служит для того, чтобы двигать частицы, который осели внутри резервуара 102 для хранения, обратно ко второму концу 103, так что частицы повторно смешиваются с суспензией.

В, по меньшей мере, одном примере первая часть выпуска суспензии по линии 122 может повторно вводиться в резервуар 102 для хранения, а вторая часть выпуска суспензии по линии 122 может течь через выпускной клапан 107 в линию 126. Клапан рециркуляции 106 и выпускной клапан 108 могут работать так, что от 0% до 100% выпуска суспензии по линии 122 может вводиться обратно в резервуар 102 для хранения, чтобы поддерживать суспензию и благоприятное распределение твердых частиц в суспензии в резервуаре 102 для хранения. Например, клапан рециркуляции 106 и выпускной клапан 108 могут работать так, что величина выпуска суспензии по линии 122, вводимая обратно в резервуар 102 для хранения, может быть в интервале от низкой величины приблизительно 0%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15% или приблизительно 20% до высокой величины приблизительно 60%, приблизительно 70%, приблизительно 80% или приблизительно 90%.

Суспензия, вводимая через впуск 110 для суспензии, может быть смесью жидкость/мелкие частицы, имеющей концентрацию твердых веществ в интервале от низкой величины приблизительно 0,1% масс., приблизительно 0,5% масс., приблизительно 1% масс., приблизительно 1,5% масс., приблизительно 1,7% масс. или приблизительно 1,9% масс. до высокой величины приблизительно 4,6% масс., приблизительно 5,1% масс., приблизительно 5,6% масс., приблизительно 6,1% масс., приблизительно 7,3% масс., приблизительно 8% масс., приблизительно 9% масс. или приблизительно 10% масс. Например, суспензия может иметь концентрацию твердых веществ в интервале от приблизительно 1,5% масс. до приблизительно 5,6% масс., от приблизительно 1,6% масс. до приблизительно 5,5% масс., от приблизительно 2% масс. до приблизительно 5% масс., от приблизительно 1,8% масс. до приблизительно 4,8% масс., от приблизительно 2,3% масс. до приблизительно 4,5% масс. или от приблизительно 1,9% масс. до приблизительно 4,6% масс.

Суспензия может быть образована из различных смесей жидкостей и твердых частиц. Мелкие частицы могут быть разрозненной массой твердого вещества, пористого твердого вещества, полутвердого вещества или любой их комбинации, которая остается индивидуально диспергированной в жидкости. Мелкие частицы могут представлять собой или включать в себя частицы катализатора, частицы угля, тонкие частицы угля, углеводородные частицы, минералы, руды, грунт, почву, горную породу, камень, бетон, песок, лед, волокна, например растительные волокна и/или стеклянные волокна, древесину, буровой шлам или стружку, неорганические оксиды, например оксид кремния, оксиды металлов, например оксид алюминия, или любую их комбинацию, но не ограничиваются этим. Примерные мелкозернистые углеводороды могут включать в себя один или более асфальтенов, один или более битумов, один или более пеков, одну или несколько смол, полимеров или полимерных материалов, таких как гомополимеры и/или сополимеры олефинов от С2 до С40, и подобное, или любую их комбинацию, но не ограничиваются этим. Другие мелкие частицы могут включать в себя частицы нефтяного кокса, частицы угольной золы, золу, получаемую сжиганием одного или более горючих материалов, или любую их комбинацию, но не ограничиваются этим. В одном или нескольких вариантах осуществления суспензия может быть смесью маслянистого углеводорода и мелкозернистого катализатора, маслянистого углеводорода и мелкозернистых углеводородов, воды и/или маслянистого углеводорода и мелкозернистых углеводородов, или воды и мелких частиц, таких как уголь, минералы, руды и подобное. В, по меньшей мере, одном примере суспензия может включать в себя один или более жидких углеводородов и один или более мелкозернистых катализаторов. В, по меньшей мере, одном другом примере суспензия может представлять собой или включать в себя буровой раствор и/или другие буровые жидкости. В, по меньшей мере, одном другом примере суспензия может представлять собой или включать в себя водную суспензию или смесь угольных частиц.

Частицы или частички могут иметь среднюю длину или размер сечения в интервале от нижнего значения приблизительно 0,1 мкм, приблизительно 1 мкм, приблизительно 3 мкм или приблизительно 5 мкм до высшего значения приблизительно 45 мкм, приблизительно 50 мкм, приблизительно 55 мкм, приблизительно 60 мкм, приблизительно 100 мкм, приблизительно 150 мкм, приблизительно 200 мкм, приблизительно 350 мкм, приблизительно 500 мкм или приблизительно 1000 мкм. Например, частички в суспензии могут иметь среднюю длину сечения в интервале от приблизительно 1 мкм до приблизительно 60 мкм, от приблизительно 5 мкм до приблизительно 50 мкм, от приблизительно 10 мкм до приблизительно 40 мкм, от приблизительно 3 мкм до приблизительно 55 мкм, от приблизительно 20 мкм до приблизительно 45 мкм или от приблизительно 15 мкм до приблизительно 60 мкм. В другом примере частицы могут иметь среднюю длину сечения в интервале от нижнего значения приблизительно 0,1 мм, приблизительно 0,3 мм, приблизительно 0,5 мм или приблизительно 1 мм до высшего значения приблизительно 3 мм, приблизительно 5 мм, приблизительно 7 мм или приблизительно 10 мм.

Частицы в суспензии могут иметь плотность в интервале от нижнего значения приблизительно 0,1 г/см3, приблизительно 0,3 г/см3 или приблизительно 0,5 г/см3 до высшего значения приблизительно 1 г/см3, приблизительно 2 г/см3, 3 г/см3 или приблизительно 4 г/см3. Например, плотность частиц может быть в интервале от приблизительно 0,3 г/см3 до приблизительно 1,5 г/см3, от приблизительно 0,7 г/см3 до приблизительно 2 г/см3, от приблизительно 0,8 г/см3 до приблизительно 1 г/см3, от приблизительно 0,8 г/см3 до приблизительно 1 г/см3 или от приблизительно 0,9 г/см3 до приблизительно 1,8 г/см3. В другом примере плотность частиц в суспензии может быть в интервале от приблизительно 1 г/см3 до приблизительно 6 г/см3, от приблизительно 1,6 г/см3 до приблизительно 5 г/см3, от приблизительно 3,3 г/см3 до приблизительно 4,5 г/см3, от приблизительно 2,3 г/см3 до приблизительно 4,8 г/см3 или от приблизительно 1,2 г/см3 до приблизительно 5,7 г/см3.

Жидкая часть суспензии может иметь плотность в интервале от нижнего значения приблизительно 0,6 г/см3, приблизительно 0,7 г/см3, приблизительно 0,8 г/см3 или приблизительно 0,9 г/см3 до высшего значения приблизительно 1,1 г/см3, приблизительно 1,3 г/см3, приблизительно 1,5 г/см3, приблизительно 1,7 г/см3 или приблизительно 1,9 г/см3. В другом примере жидкая часть суспензии может иметь плотность в интервале от нижнего значения приблизительно 0,9 г/см3, приблизительно 0,92 г/см3, приблизительно 0,935 г/см3 до высшего значения приблизительно 0,96 г/см3, приблизительно 0,98 г/см3, приблизительно 9,9 г/см3 или приблизительно 1 г/см3.

Жидкая часть суспензии может включать такие жидкости, как обогащенные водой жидкости, воду, технологические конденсаты, очищенную воду, углеводородные жидкости или любую их комбинацию. Примерные углеводородные жидкости могут включать минеральные масла, топочный мазут, факельное масло, лигроиновые топлива, дизельное топливо, флотский мазут, моторные масла, деасфальтированные масла, тяжелые деасфальтированные масла, легкие деасфальтированные масла, легкие рецикловые газойли, такие как легкий рецикловый газойль крекинга с псевдоожиженным катализатором, или любую их комбинацию, но не ограничиваются этим. Дизельные топлива, например, могут представлять собой или включать в себя углеводороды, имеющие от приблизительно 8 атомов углерода до приблизительно 25 атомов углерода (С8-С25 углеводороды). Дизельное топливо может иметь среднюю молекулярную массу приблизительно 200, плотность приблизительно 0,85, точку кипения в интервале от приблизительно 180°С до приблизительно 340°С и температуру самовоспламенения в интервале от приблизительно 305°С до приблизительно 325°С, например приблизительно 315°С. Лигроиновые топлива могут представлять собой или включать в себя углеводороды, имеющие от приблизительно 5 атомов углерода до приблизительно 12 атомов углерода (С5-С12 углеводороды). Лигроиновое топливо может иметь молекулярную массу в интервале от приблизительно 100 до приблизительно 215, плотность приблизительно 0,7, точку кипения в интервале от приблизительно 30°С до приблизительно 200°С и температуру самовоспламенения в интервале от приблизительно 540°С до приблизительно 560°С, например приблизительно 550°С. Бензиновые топлива могут представлять собой или включать в себя углеводороды, имеющие от приблизительно 4 до приблизительно 12 атомов углерода (С4-С12 углеводороды). Бензиновое топливо может иметь молекулярную массу в интервале от приблизительно 100 до приблизительно 105, плотность от приблизительно 0,72 до приблизительно 0,78, точку кипения в интервале от приблизительно 26°С до приблизительно 225°С и температуру самовоспламенения в интервале от приблизительно 245°С до приблизительно 265°С, например приблизительно 257°С.

В, по меньшей мере, одном особом варианте осуществления жидкая часть суспензии может представлять собой или включать в себя топочный мазут. Топочный мазут может иметь плотность в интервале от нижнего значения приблизительно 0,85 г/см3, приблизительно 0,9 г/см3 или приблизительно 0,925 г/см3 до высшего значения приблизительно 0,95 г/см3, приблизительно 0,975 г/см3 или приблизительно 0,995 г/см3. Топочный мазут может иметь вязкость при 25°С в интервале от нижнего значения приблизительно 0,2 сП, приблизительно 0,5 сП, приблизительно 1 сП или приблизительно 2 сП до высшего значения приблизительно 5 сП, приблизительно 25 сП или приблизительно 50 сП. Например, топочный мазут может иметь вязкость при температуре приблизительно 25°С в интервале от приблизительно 0,25 сП до приблизительно 2,4 сП или от приблизительно 0,3 сП до приблизительно 2,35 сП. Топочный мазут может представлять собой или включать в себя углеводороды, имеющие от приблизительно 5 до приблизительно 90 атомов углерода (С5-С90), более предпочтительно от приблизительно 8 до приблизительно 50 атомов углерода (С8-С50) и более предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 35 атомов углерода (С10-С35), и более предпочтительно от приблизительно 11 до приблизительно 20 атомов углерода (С11-С20). Топочный мазут может иметь API плотность при 15,55°С в интервале от нижнего значения приблизительно 10°, приблизительно 11,5°, приблизительно 11° или приблизительно 11,4° до высшего значения приблизительно 15°, приблизительно 18°, приблизительно 20° или приблизительно 21,5°. Например, топочный мазут может иметь API плотность от приблизительно 11,4° до приблизительно 21,4°. Топочный мазут может иметь энтальпию в интервале от нижнего значения приблизительно 15 ккал/кг, приблизительно 25 ккал/кг или приблизительно 40 ккал/кг до высшего значения приблизительно 100 ккал/кг, приблизительно 120 ккал/кг или приблизительно 140 ккал/кг. Топочный мазут может иметь молекулярную массу в интервале от нижнего значения приблизительно 170, приблизительно 185 или приблизительно 200 до высшего значения приблизительно 230, приблизительно 235 или приблизительно 250. Например, топочный мазут может иметь молекулярную массу в интервале от приблизительно 186 до приблизительно 237, от приблизительно 190 до приблизительно 230 или от приблизительно 205 до приблизительно 230. Топочный мазут может иметь удельную теплоемкость в интервале от нижнего значения приблизительно 0,42 ккал/кгс, приблизительно 0,45 ккал/кгс или приблизительно 0,5 ккал/кгс до высшего значения приблизительно 0,53 ккал/кгс, приблизительно 0,56 ккал/кгс или приблизительно 0,6 ккал/кгс. Топочный мазут может иметь теплопроводность в интервале от нижнего значения приблизительно 0,06 ккал/гмс, приблизительно 0,065 ккал/гмс или приблизительно 0,07 ккал/гмс до высшего значения приблизительно 0,085 ккал/гмс, приблизительно 0,09 ккал/гмс или приблизительно 0,087 ккал/гмс.

Суспензия может вводиться через впуск 110 для суспензии со скоростью в интервале от нижнего значения приблизительно 1 кг/с, приблизительно 3 кг/с, приблизительно 5 кг/с, приблизительно 7,5 кг/с, приблизительно 9 кг/с, приблизительно 9,25 кг/с или приблизительно 9,4 кг/с до высшего значения приблизительно 11 кг/с, приблизительно 11,5 кг/с, приблизительно 12 кг/с, приблизительно 15 кг/с, приблизительно 20 кг/с или приблизительно 25 кг/с. Например, суспензия может вводиться со скоростью от приблизительно 1 кг/с до приблизительно 20 кг/с, от приблизительно 7 кг/с до приблизительно 15 кг/с, от приблизительно 9 кг/с до приблизительно 12 кг/с или от приблизительно 9,412 кг/с до приблизительно 11,515 кг/с.

Суспензия может иметь вязкость в интервале от нижнего значения приблизительно 1 сП, приблизительно 3 сП, приблизительно 5 сП, приблизительно 10 сП, приблизительно 50 сП или приблизительно 100 сП до высшего значения приблизительно 500 сП, приблизительно 1000 сП, приблизительно 5000 сП, приблизительно 10000 сП или приблизительно 20000 сП при температуре приблизительно 25°C с подходящим интервалом, содержащим комбинацию любой меньшей величины и любой больше величины. Например, вязкость суспензии может быть в интервале от приблизительно 1 сП до приблизительно 3 сП, от приблизительно 1 сП до приблизительно 100 сП, от приблизительно 1 сП до приблизительно 15 сП, от приблизительно 20 сП до приблизительно 200 сП, от приблизительно 50 сП до приблизительно 700 сП, от приблизительно 100 сП до приблизительно 1000 сП, от приблизительно 500 сП до приблизительно 8000 сП, от приблизительно 85 сП до приблизительно 900 сП или от приблизительно 400 сП до приблизительно 3000 сП. Вязкость суспензии может быть определена с использованием вискозиметра Брукфильда при температуре приблизительно 25°С. Например, может быть использован вискозиметр Брукфильда, модель DV-II+ с небольшим держателем образца с, например, 3 шпинделями. Небольшой держатель образца позволяет нагревать или охлаждать образец с помощью кожуха, поддерживая образец, окружающий шпиндель, при температуре приблизительно 25°С.

Внутренний объем 107 резервуара 102 для хранения может быть организован так, чтобы содержать или удерживать иным образом любое желаемое количество суспензии, вводимой в него через впуск 110 для суспензии. Например, количество суспензии, которое может сохраняться внутри резервуара 102 для хранения, может быть в интервале от нижнего значения приблизительно 1 м3, приблизительно 1,2 м3, приблизительно 1,4 м3 или приблизительно 1,6 м3 до высшего значения приблизительно 7 м3, приблизительно 8 м3, приблизительно 9 м3, приблизительно 12 м3, приблизительно 15 м3, приблизительно 20 м3 или приблизительно 25 м3. Например, количество суспензии, которое может сохраняться внутри резервуара 102 для хранения, может быть в интервале от приблизительно 1,2 м3 до приблизительно 9 м3, от приблизительно 1,3 м3 до приблизительно 8,5 м3 или от приблизительно 1,5 м3 до приблизительно 7,5 м3.

Выпущенная суспензия может вводиться по линии 124 рециркуляции через впуск 116 для рециркуляции в резервуар 102 для хранения со скоростью в интервале от нижнего значения приблизительно 1 м3/с, приблизительно 3 м3/с, приблизительно 5 м3/с, приблизительно 7 м3/с или приблизительно 10 м3/с до высшего значения приблизительно 11 м3/с, приблизительно 12 м3/с, приблизительно 15 м3/с, приблизительно 17 м3/с или приблизительно 20 м3/с. Например, скорость, с которой суспензия может циркулировать по линии 124 рециркуляции, может быть в интервале от приблизительно 10,1 м3/с до приблизительно 12,34 м3/с, от приблизительно 10,47 м3/с до приблизительно 11,96 м3/с или от приблизительно 10,84 м3/с до приблизительно 11,59 м3/с.

Суспензия, выпускаемая из расходной резервуарной системы 100 по линии 126, может выпускаться со скоростью в интервале от нижнего значения приблизительно 1 м3/с, приблизительно 2 м3/с, приблизительно 3 м3/с, приблизительно 3,5 м3/с, приблизительно 4 м3/с или приблизительно 4,5 м3/с до высшего значения приблизительно 5,8 м3/с, приблизительно 6,5 м3/с, приблизительно 7,0 м3/с, приблизительно 10 м3/с, приблизительно 15 м3/с или приблизительно 20 м3/с. Например, скорость, с которой суспензия может выпускаться по линии 126, может лежать в интервале от приблизительно 3,6 м3/с до приблизительно 7 м3/с, от приблизительно 3,8 м3/с до приблизительно 6,6 м3/с или от приблизительно 4,5 м3/с до приблизительно 6 м3/с. Отношение суспензии, возвращаемой по линии 124 рециркуляции, и суспензии, выпускаемой по линии 126, может составлять от приблизительно 1 до приблизительно 4, от приблизительно 1,58 до приблизительно 3,08, от приблизительно 1,75 до приблизительно 2,80 или от приблизительно 1,93 до приблизительно 2,52.

Расходная резервуарная система 100 может применяться в различных промышленных процессах, чтобы поддерживать распределение частиц в объеме сохраняемой суспензии. Согласно одному или более вариантам осуществления данная суспензия может быть смесью топочного мазута и мелкозернистого катализатора, которая применяется в качестве части способа крекинга с псевдоожиженным катализатором (FCC). Топочный мазут может представлять собой любой жидкий углеводород с количеством углеводородов, предпочтительно равным тому, что требуется для сгорания, как части способа FCC. Топочный мазут может быть комбинацией продуктов способа FCC и дополнительного топочного мазута, подаваемого, чтобы поддерживать способ FCC. Мелкозернистый катализатор может представлять собой цеолитный катализатор или другой мелкозернистый катализатор. Жидкий компонент может представлять собой или включать в себя углеводородные масла, воду или любую их комбинацию, но не ограничивается этим. Другие варианты осуществления расходной резервуарной системы 100 будут описаны ниже со ссылкой на различные FCC системы.

Фиг. 2 изображает примерную FCC систему 300 согласно одному или более вариантам осуществления. В FCC системе 300 углеводородное сырье по линии 330 может вводиться в лифт-реактор 204, где оно может смешиваться с горячим регенерированным катализатором, подаваемым по линии 206. Если желательно, пар (не показан) также может впрыскиваться в лифт-реактор 204. Углеводороды и катализатор могут течь вверх в лифт-реакторе 204, где происходят реакции крекинга. Углеводороды и катализатор могут разделяться в ряде обычных циклонов 206, 208, и продукты могут направляться из верхней части очищающего резервуара 210 по линии 212.

Углеводородное сырье в линии 330 может включать в себя одно или несколько углеводородных соединений, содержащих приблизительно 80 атомов углерода или меньше, приблизительно 60 атомов углерода или меньше, приблизительно 40 атомов углерода или меньше или приблизительно 20 атомов углерода или меньше. Углеводородное сырье в линии 330 может включать в себя углеводородные соединения, содержащие от приблизительно 1 до приблизительно 40 атомов углерода, от приблизительно 1 до приблизительно 16 атомов углерода, от приблизительно 2 до приблизительно 12 атомов углерода или от приблизительно 4 до приблизительно 8 атомов углерода. Углеводородное сырье в линии 330 может включать в себя смешанные олефины, парафины, их смеси и/или любую их комбинацию, но не ограничивается этим.

Углеводородное сырье в линии 330 может происходить из нефтеперегонного завода. Углеводородное сырье в линии 330 может включать в себя жидкую и/или газообразную смесь, полученную при дистилляции сырой нефти. Углеводородное сырье в линии 330 может включать в себя от приблизительно 0,1 объемных процентов ("% об.") до 5% об. метана; от приблизительно 0,1% об. до приблизительно 10% об. этана; от приблизительно 0,1% об. до приблизительно 30% об. пропана. Углеводородное сырье может содержать от приблизительно 0% об. до приблизительно 35% об. бутана; и от приблизительно 0% об. до приблизительно 20% об. пентана и более тяжелых углеводородов. Углеводородное сырье может включать в себя, по меньшей мере, 60% масс. С211 олефинов и парафинов.

Углеводородное сырье, вводимое по линии 330, может предварительно нагреваться до введения в лифт-реактор 204. Хотя это не показано, в, по меньшей мере, одном особом примере регенеративный теплообменник, использующий отходящее тепло способа, может использоваться, чтобы предварительно нагревать углеводородное сырье, вводимое по линии 330. Температура углеводородного сырья в линии 330 может быть в интервале от приблизительно 370°С до приблизительно 790°С, от приблизительно 425°С до приблизительно 700°С или от приблизительно 500°С до приблизительно 650°С. Давление углеводородного сырья в линии 330 может быть в интервале от приблизительно 100 кПа до приблизительно 3450 кПа, от приблизительно 100 кПа до приблизительно 2450 кПа или от приблизительно 100 кПа до приблизительно 350 кПа.

Углеводородное сырье, вводимое по линии 330, может частично или полностью испаряться перед введением в один или более лифт-реакторов 204. Количество углеводородного сырья в линии 330, которое может испаряться, может быть в интервале от нижнего значения приблизительно 10% об., приблизительно 20% об., приблизительно 30% об. или приблизительно 40% об. до высшего значения приблизительно 70% об., приблизительно 80% об., приблизительно 90% об. или приблизительно 100% об. Углеводородное сырье может быть испаренным минимум на 80% масс.; испаренным на 85% масс.; испаренным на 90% масс.; испаренным на 95% масс.; или испаренным на 99% масс. перед введением в лифт-реактор 204. В одном или нескольких вариантах осуществления в лифт-реакторе 204 давление и температура могут регулироваться вручную или автоматически, чтобы, по меньшей мере, частично компенсировать изменения состава углеводородного сырья и максимизировать выпуск предпочтительных углеводородов, получаемых крекингом углеводородного сырья в присутствии одного или более легированных катализаторов.

Пар, вводимый в лифт-реактор 204, может быть насыщенным. Давление насыщенного пара может быть минимально приблизительно 1000 кПа, приблизительно 2000 кПа, приблизительно 4000 кПа или приблизительно 6000 кПа. Давление насыщенного пара может быть в интервале от приблизительно 100 кПа до приблизительно 8300 кПа; от приблизительно 100 кПа до приблизительно 4000 кПа; или от приблизительно 100 кПа до приблизительно 2000 кПа.

Пар, вводимый в лифт-реактор 204, может быть перегретым. Давление перегретого пара может быть минимально приблизительно 1000 кПа, приблизительно 2000 кПа, приблизительно 4000 кПа или приблизительно 6000 кПа. Давление перегретого пара в линии 204 может быть в интервале от приблизительно 100 кПа до приблизительно 8300 кПа; от приблизительно 100 кПа до приблизительно 4000 кПа; или от приблизительно 100 кПа до приблизительно 2000 кПа. Температура перегретого пара может быть минимально приблизительно 200°С, приблизительно 230°С, приблизительно 260°С или приблизительно 290°С. Пар может вводиться в лифт-реактор 204 со скоростью, пропорциональной скорости углеводородного сырья, вводимого по линии 330. Массовое отношение пара к углеводородному сырью может составлять от приблизительно 1:20 до приблизительно 50:1; от приблизительно 1:20 до приблизительно 20:1; или от приблизительно 1:10 до приблизительно 20:1. Массовое отношение пара к углеводородному сырью может оставаться постоянным или может меняться.

Массовое отношение катализатора к углеводородам может быть в интервале от приблизительно 2:1 до приблизительно 70:1; от приблизительно 3:1 до приблизительно 30:1; от приблизительно 5:1 до приблизительно 20:1 или от приблизительно 4:1 до приблизительно 8:1. Лифт-реактор 204 может работать при температуре в интервале от низкого значения приблизительно 425°С, приблизительно 450°С, приблизительно 475°С или приблизительно 500°С до высокого значения приблизительно 600°С, приблизительно 675°С, приблизительно 700°С или приблизительно 825°С. Лифт-реактор 204 может работать при температуре в интервале от приблизительно 300°С до приблизительно 675°С, от приблизительно 550°С до приблизительно 700°С, от приблизительно 605°С до приблизительно 670°С, от приблизительно 610°С до приблизительно 660°С, от приблизительно 580°С до приблизительно 700°С, от приблизительно 600°С до приблизительно 680°С или от приблизительно 615°С до приблизительно 650°С. В, по меньшей мере, одном конкретном примере лифт-реактор 204 может работать при температуре приблизительно 605°С, приблизительно 615°С, приблизительно 625°С, приблизительно 630°С, приблизительно 640°С или приблизительно 650°С.

Скорость реакционной смеси, текущей через лифт-реактор 204, может быть в интервале от приблизительно 3 м/с до приблизительно 27 м/с, от приблизительно 6 м/с до приблизительно 25 м/с или от приблизительно 9 м/с до приблизительно 21 м/с. Время пребывания реакционной смеси в лифт-реакторе 204 может быть меньше чем приблизительно 20 секунд, меньше чем приблизительно 10 секунд, меньше чем приблизительно 8 секунд, меньше чем приблизительно 4 секунды или меньше чем приблизительно 2 секунды.

Катализатор, отделенный с помощью циклонов 206, 208, может собираться на дне очищающего резервуара 210 и контактировать с паром (не показан), чтобы отделять остаточный углеводородный газ от катализатора. Пар и углеводороды выпустят из очищающего резервуара 210 с другими отходящими газами через циклон 208 и линию 212, как упоминается ранее. Катализатор может течь по вертикальной трубе 218 в регенератор 220. В регенераторе 220 кокс, который образовался на катализаторе, может, по меньшей мере, частично сгорать в слое 222 плотной фазы, и активность катализатора может восстанавливаться для рециркуляции в лифт-реактор 204 по линии 206.

Регенератор 220 может питаться топливом и воздухом, чтобы обеспечивать необходимое тепло реакции, чтобы поддерживать необходимую температуру регенерации. Топливо может быть в форме суспензии топливного мазута, которая содержит тонкие частицы катализатора, из охлаждающей башни 214, как описано более подробно ниже, но возможность добавления топливного газа также обеспечивается вместо него или для дополнительного нагрева, если желательно. Суспензия топливного мазута может непрерывно или периодически подаваться в регенератор 220 из расходной резервуарной системы 100 по линии 126. Окислитель, например воздух, может подаваться в регенератор 220 по линии 228 для регенерации катализатора. Регенерация катализатора дает дымовой газ, который может обрабатываться в одном или нескольких циклонах 230, чтобы отделять частицы катализатора от дымового газа 317.

Продукты в линии 212 могут направляться в охлаждающую башню 214, где увлеченный катализатор может вымываться из продуктов путем контакта с циркулирующим охлаждающим маслом. Перегретые пары из башни 214 по линии 335 могут направляться в обычные устройства извлечения продуктов, такие дистилляционные колонны (не показаны), для извлечения этилена, пропилена и других продуктов.

Продукты в линии 212 могут включать в себя от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С2; от приблизительно 5% масс. до приблизительно 60% масс. С3; от приблизительно 5% масс. до приблизительно 40% масс. С4; от приблизительно 5% масс. до приблизительно 50% масс. С5 и более тяжелые углеводороды. Температура продуктов в линии 212 может быть в интервале от нижнего значения приблизительно 350°С, приблизительно 400°С или приблизительно 450°С до высшего значения приблизительно 550°С, приблизительно 300°С или приблизительно 700°С.

Охлаждающая башня 214 может включать в себя зону 230 контакта пар-жидкость, которая может включать в себя обычную насадку или тарелки, расположенную над зоной 232 сбора жидкости. Отходящий газ по линии 212 может вводиться ниже зоны 230 контакта. Подача охлаждающего масла может вводиться по линии 242 выше зоны 230 контакта. В зоне 232 контакта тонкие частицы катализатора в отходящем газе вымываются в охлаждающее масло, а отходящий газ может охлаждаться и удаляться из охлаждающей башни 214 по линии 335. В одном или нескольких вариантах осуществления всасывающий насос 234 может удалять часть смеси охлаждающего масла и отходящего газа из охлаждающей башни 214 для подачи в расходную резервуарную систему 100.

Петля 256 фильтрации может включать в себя один или более насосов 258, одну или несколько фильтрующих систем 260 и одну или несколько линий 262 рециркуляции для возврата фильтрата в охлаждающую башню 214. Фильтрующая система 260 может включать в себя два или больше фильтров, расположенных параллельно или последовательно, так что петля фильтрации может работать с, по меньшей мере, одним фильтром, находящимся в режиме фильтрации, тогда как, по меньшей мере, один другой фильтр может быть в режиме промывки. Фильтрация может выполняться периодическим образом или непрерывным образом. Фильтрация может выполняться со скоростью, которая сохраняет уровень тонких частиц в линии 262 рециркуляции от возрастания до избыточных уровней, предпочтительно не больше чем приблизительно 0,5 массовых процентов тонких частиц, более предпочтительно не больше чем приблизительно 0,2 массовых процентов и еще более предпочтительно не больше чем приблизительно 0,1 массовых процентов тонких частиц в линии рециркуляции.

Промывочная среда может обеспечиваться по линии 264, чтобы сжимать и вымывать собранные тонкие частицы из фильтрующей системы 260 во впуск 110 расходной резервуарной системы 100. Промывочная текучая среда может представлять собой или включать в себя любую среду, способную выталкивать собранные тонкие частицы на впуск 110. Например, промывочная текучая среда может представлять собой один или более инертных газов, таких как азот, воздух, топливные газы, такие как углеводородные газы, или любую их комбинацию, но не ограничивается этим.

Как обсуждается выше, расходная резервуарная система 100 может включать в себя резервуар 102 для хранения, который принимает суспензию топочного мазута через впуск 110 для суспензии. Как показано на Фиг. 2, суспензия топочного мазута через впуск 110 для суспензии может обеспечиваться из промывки фильтрующей системы 260. Насос 104 может вытягивать суспензию из резервуара 102 для хранения. Клапан 106 рециркуляции и выпускной клапан 108 могут работать так, чтобы избирательно направлять, по меньшей мере, часть суспензии в резервуар 102 для хранения. Любая суспензия, не возвращаемая в резервуар 102 для хранения, может вводиться по линии 126 в регенератор 220.

В качестве иллюстративного примера, в охлаждающей башне, принимающей от 50 до 200 фунтов/ч (22,7-90,7 кг/ч) тонких частиц катализатора в отходящем газе, например 100 фунтов/ч (45,4 кг/ч), 50000 фунтов/ч (22680 кг/ч) охлаждающего масла может затем фильтроваться, чтобы поддерживать концентрацию катализатора 0,2 массовых процента в линии 262 рециркуляции. Суспензия топочного мазута из промывки фильтрующей системы 260 может содержать высокую концентрацию тонких частиц катализатора, порядка 10-20 массовых процентов. Эта концентрация может снижаться до выполнимого уровня, например, от 2 до 4 массовых процентов путем разбавления топочным мазутом и/или циркулирующим охлаждающим маслом до сгорания в регенераторе 220. Количество углеводородов в суспензии топочного мазута предпочтительно может быть равно количеству, требуемому для сжигания в регенераторе.

Фиг. 3 изображает иллюстративную систему 400 для получения одного или более углеводородных продуктов согласно одному или более вариантам осуществления. В системе 400 углеводородное сырье из линии 330 может крекироваться или разделяться в одной или нескольких FCC системах 300, обеспечивая первый продукт по линии 335, содержащий нафту, пропилен, этилен, бутан, их смеси или их комбинации, и топочный газ по линии 317. Первый продукт в линии 335 может фракционироваться и/или очищаться с использованием одной или нескольких фракционирующих колонн 405, блоков 415 обработки, блоков 420 сушки и сепараторов 425, 440, 450, 455, 460 и 465, обеспечивая многочисленные продукты, включая пропилен, этилен, пропан и этан. Один или более продуктов, включая метан, этилен и более тяжелые С46 углеводороды, могут возвращаться в одну или несколько FCC систем 300.

Первый продукт по линии 335 может разделяться с использованием одной или нескольких фракционирующих колонн 405, обеспечивая нафтеновую смесь по линии 407 и олефиновую смесь по линии 409. Олефиновая смесь может включать основную часть из одного или более С210 олефинов и меньшую часть из одного или более С210 парафинов. Нафтеновая смесь может включать С712 углеводороды, одну или несколько фракций легкой нафты и/или одну или несколько фракций тяжелой нафты. Например, нафтеновая смесь может включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. С7, от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. С8, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С9 и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С1012 углеводородов.

Олефиновая смесь по линии 409 может включать приблизительно 30% масс., 40% масс. или 50% масс. С410 олефинов. Олефиновая смесь может включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 50% масс. С4, от приблизительно 10% масс. до приблизительно 50% масс. С5, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С6, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С7 и более тяжелые углеводороды. Давление олефиновой смеси, выходящей из фракционирующей колонны 405, может быть в интервале от приблизительно 100 кПа до приблизительно 1000 кПа.

Олефиновая смесь по линии 409 может сжиматься с использованием одного или более компрессоров 410, обеспечивая сжатую олефиновую смесь по линии 412. Сжатие олефиновой смеси может облегчаться удалением оксигенатов, кислотных газов, воды или любой их комбинации из сжатой олефиновой смеси в линии 412. Сжатая олефиновая смесь по линии 412 может выпустить из одного или более компрессоров 410 при давлении в интервале от приблизительно 100 кПа до приблизительно 5000 кПа, от приблизительно 100 кПа до приблизительно 3000 кПа или от приблизительно 100 кПа до приблизительно 1000 кПа. Сжатая олефиновая смесь может быть при температуре от приблизительно 40°С до приблизительно 300°С.

Сжатая олефиновая смесь в линии 412 может обрабатываться в одном или нескольких блоках 415 обработки с удалением оксигенатов, кислотных газов, воды или любой их комбинации, обеспечивая очищенную олефиновую смесь по линии 417. Очищенная олефиновая смесь по линии 417 может включать в себя меньше чем приблизительно 500 об.ч./млн сероводорода ("H2S"), меньше чем приблизительно 50 об.ч./млн H2S или меньше чем приблизительно 1 об.ч./млн H2S. Очищенная олефиновая смесь включать в себя меньше чем приблизительно 500 об.ч./млн СО2; меньше чем приблизительно 100 об.ч./млн СО2; или меньше чем приблизительно 50 об.ч./млн СО2. Блок 415 обработки может включать в себя любую систему или устройство, или комбинацию систем и/или устройств, подходящие для удаления оксигенатов, кислотных газов, воды, их производных и их смесей, которые хорошо известны в области переработки углеводородов.

Очищенная олефиновая смесь по линии 417 может осушаться с использованием одного или более блоков 420 осушки, обеспечивая осушенную олефиновую смесь по линии 422. Осушенная олефиновая смесь по линии 422 может включать менее чем 100 об.ч./млн воды, менее чем 10 об.ч./млн воды или менее чем 0,1 об.ч./млн воды. Блок 420 осушки может включать в себя любую систему или устройство, или комбинацию систем и/или устройств, подходящие для удаления воды из углеводорода, обеспечивая осушенную олефиновую смесь по линии 422. Например, блок 420 осушки может включать в себя системы, которые используют влагопоглотители, растворители или любую их комбинацию для удаления воды из углеводорода.

Осушенная олефиновая смесь по линии 422 может вводиться в один или более сепараторов ("депропанизатор") 425 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С3 и более легкие углеводороды, по линии 427 и нижнюю фракцию, содержащую С4 и более тяжелые углеводороды по линии 429. С3 и более легкие углеводороды в линии 427 могут включать приблизительно 90% масс., 95% масс. или 99% масс. С3 и более легких углеводородов. Верхняя фракция в линии 427 может включать в себя от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. С2, от приблизительно 20% масс. до приблизительно 70% масс. С3 и от приблизительно 0,1% масс. до приблизительно 1% масс. водорода. Верхняя фракция в линии 427 может выпустить из депропанизатора 425 при давлениях в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 2500 кПа. Давление верхней фракции в линии 427 может быть в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 1000 кПа.

Нижняя фракция в линии 429 может включать С4 и более тяжелые углеводороды. Например, нижняя фракция в линии 429 может включать приблизительно 90% масс. 95% масс. или 99% масс. С410 углеводородов. С4 и более тяжелые углеводороды могут содержать в интервале от приблизительно 30% масс. до приблизительно 80% масс. С4, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С5, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С6 и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С7 и более тяжелых углеводородов.

Один или более депропанизаторов 425 могут включать в себя колонну, содержащую внутренние компоненты, а также один или более конденсаторов и/или ребойлеров, но не ограничиваются этим. Один или более депропанизаторов 425 могут включать в себя насадочную среду, чтобы облегчать селективное отделение С3 и более легких углеводородов от С4 и более тяжелых углеводородов. Например, каждый депропанизатор 425 может включать в себя одно или несколько седел, шаров, нерегулярных листов, труб, спиралей, тарелок и/или перегородок. Рабочее давление депропанизатора 425 может быть в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 2500 кПа, а рабочая температура депропанизатора 425 может быть в интервале от приблизительно 60°С до приблизительно 100°С.

Нижняя фракция по линии 429 может вводиться в один или более сепараторов ("разделитель бензина") 465 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С46 углеводороды, по линии 467 и нижнюю фракцию, содержащую С7 и более тяжелые углеводороды, по линии 469. Верхняя фракция по линии 467 может включать бутаны и изобутаны. Например, верхняя фракция по линии 467 может включать от приблизительно 50% масс. до приблизительно 95% масс. бутанов. Верхняя фракция по линии 467 может включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 50% масс. изобутанов. Верхняя фракция по линии 467 может включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 50% масс. С4 олефинов, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С5 олефинов и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С6 олефинов.

В одном или нескольких вариантах осуществления вся верхняя фракция или любая ее часть в линии 467 может возвращаться в FCC систему 300. Например, от приблизительно 10% масс. до приблизительно 100% масс., от приблизительно 20% масс. до приблизительно 100% масс., от приблизительно 30% масс. до приблизительно 100% масс., от приблизительно 40% масс. до приблизительно 100% масс. или от приблизительно 45% масс. до приблизительно 100% масс. верхней фракции в линии 467 может возвращаться в FCC систему 300.

Разделитель бензина 465 может включать в себя любое устройство, систему или комбинацию устройств и/или систем, подходящие для разделения углеводородной смеси, обеспечивая верхнюю фракцию по линии 467, содержащую С46 углеводороды, и нижнюю фракцию по линии 469, содержащую С7 и более тяжелые углеводороды. Разделитель бензина 465 может включать в себя колонну, содержащую внутренние компоненты, а также один или более конденсаторов и/или ребойлеров, но не ограничивается этим. Разделитель бензина 465 может включать в себя насадочную среду, чтобы облегчать селективное отделение С6 и более легких углеводородов от С7 и более тяжелых углеводородов. Например, каждый разделитель бензина 465 может включать в себя седла, шары, нерегулярные листы, трубы, спирали, тарелки и/или перегородки. Рабочее давление разделителя бензина 465 может быть в интервале от приблизительно 100 кПа до приблизительно 2500 кПа, а рабочая температура может быть в интервале от приблизительно 20°С до приблизительно 400°С.

В одном или нескольких вариантах осуществления все С7 и более тяжелые углеводороды или любая их часть в линии 469 могут вводиться в один или более гидроочистителей 470 бензина и стабилизироваться в нем, обеспечивая очищенный бензин по линии 472. Очищенный бензин по линии 472 может включать минимально приблизительно 70% масс., 80% масс. или 90% масс. С6 и более тяжелых углеводородов. Очищенный бензин по линии 472 может включать от приблизительно 75% масс. до приблизительно 85% масс. С6, от приблизительно 15% масс. до приблизительно 25% масс. С7 или от приблизительно 5% масс. до приблизительно 10% масс. С8 и более тяжелых углеводородов. Гидроочиститель 470 бензина может включать в себя любую систему или устройство, или комбинацию систем и/или устройств, подходящих для стабилизации смешанных углеводородов. Гидроочиститель 470 бензина может включать в себя систему, которая стабилизирует бензин путем обработки водородом.

В одном или нескольких вариантах осуществления весь или любая часть очищенного бензина по линии 472 может вводиться в один или более бензольных, толуольных, ксилольных ("ВТХ") блоков 475, обеспечивая одно или несколько ароматических соединений, включая бензол, толуол, ксилол или любую их комбинацию ("ароматические соединения") по линии 479 и рафинат по линии 477, но не ограничиваясь этим. Ароматические соединения по линии 479 могут включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. бензола, от приблизительно 20% масс. до приблизительно 60% масс. толуола и от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. ксилола. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть ароматических соединений по линии 479 может объединяться с углеводородом в линии 330 и возвращаться в FCC систему 300. Хотя это не показано на Фиг. 3, в одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть ароматических соединений по линии 479 может прямо возвращаться в FCC систему 300. Например, по меньшей мере, приблизительно 10% масс., 20% масс., 30% масс. или 40% масс. ароматических соединений по линии 479 может возвращаться в лифт-реактор 305 прямо или по линии 330. В, по меньшей мере, одном конкретном варианте осуществления приблизительно 10% масс., 15% масс. или 20% масс. ароматических соединений по линии 479 может возвращаться в лифт-реактор 305 по линии 330 или прямо (не показано). Хотя это не показано, рафинат по линии 477 может дополнительно обрабатываться. Например, весь или любая часть рафината 477 может направляться в реактор парового пиролитического крекинга (не показан), чтобы возвращать любые олефиновые или парафиновые углеводороды, содержащиеся в нем.

Возвращаясь к депропанизатору 425, верхняя фракция по линии 427 может сжиматься с использованием одного или более компрессоров 430, обеспечивая сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 432. Сжатые С3 и более легкие углеводороды могут облегчать последующее отделение легких соединений от С3. Давление сжатых С3 и более легких углеводородов может быть, например, в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 3500 кПа. Сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 432 могут охлаждаться с использованием холодильников 435, обеспечивая охлажденные С3 и более легкие углеводороды по линии 437. Температура охлажденных С3 и более легких углеводородов в линии 437 может быть в интервале от приблизительно -40°С до приблизительно 40°С. Охлажденные С3 и более легкие углеводороды в линии 437 могут иметь температуру от приблизительно -20°С до приблизительно 5°С.

Охлажденные С3 и более легкие углеводороды по линии 437 могут разделяться с использованием одного или более сепараторов ("деметанизаторы") 440, обеспечивая верхнюю фракцию по линии 442, содержащую метан, и нижнюю фракцию по линии 444, содержащую С2 и С3 углеводороды. Верхняя фракция по линии 442 может включать от приблизительно 50% мол. до приблизительно 95% мол. метана. Верхняя фракция по линии 442 может включать приблизительно 70% мол., 80% мол. или 90% мол. метана. Нижняя фракция по линии 444 может включать от приблизительно 20% масс. до приблизительно 50% масс. С2 и от приблизительно 40% масс. до приблизительно 80% масс. С3. Рабочее давление деметанизатора 440 может быть в интервале от приблизительно 300 кПа до приблизительно 1000 кПа. С2 и С3 углеводороды в линии 444 могут включать до приблизительно 95% масс. С23 или больше.

В одном или нескольких вариантах осуществления вся верхняя фракция в линии 442 или любая ее часть может сжиматься с использованием одного или более компрессоров 445, обеспечивая сжатый метан по линии 447, который может возвращаться в FCC систему 300 по линии 330. Хотя это не показано на Фиг. 3, в одном или нескольких вариантах осуществления весь или любая часть сжатого метана по линии 447 может прямо возвращаться в FCC систему 300. Часть сжатого метана по линии 447, которая может возвращаться в FCC систему 300, может составлять от приблизительно 15% об. до приблизительно 35% об., от приблизительно 20% об. до 35% об., от приблизительно 25% об. до 35% об. или от приблизительно 30% об. до 35% об. Сжатый метан, выходящий из компрессора 445, может быть при температуре в интервале от приблизительно 25°С до приблизительно 200°С.

Нижняя фракция в линии 444 может вводиться в один или более сепараторов ("деэтанизаторы") 450 и разделяться там, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С2 углеводородную смесь, по линии 452 и нижнюю фракцию, содержащую С3 углеводородную смесь, по линии 454. Верхняя фракция 452 может включать приблизительно 90% мол., 95% мол. или 99% мол. С2 углеводородной смеси. Верхняя фракция в линии 452 может содержать от приблизительно 5% мол. до приблизительно 70% мол. этана и от приблизительно 30% мол. до приблизительно 95% мол. этилена. Нижняя фракция в линии 454 может включать 90% мол., 95% мол. или 99% мол. С3 углеводородов. С3 углеводороды в линии 454 могут включать от приблизительно 5% мол. до приблизительно 30% мол. пропана и от приблизительно 70% мол. до приблизительно 95% мол. пропилена. Рабочее давление деэтанизатора 450 может быть в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 2500 кПа, а температура может быть в интервале от приблизительно -80°С до приблизительно 100°С.

В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С2 углеводородной смеси в верхней фракции в линии 452 может вводиться в один или более сепараторов ("С2 делители") 455 и разделяться в них, обеспечивая этиленовый продукт по линии 457 и этановый продукт по линии 459. Этановый продукт по линии 459 может включать приблизительно 90% мол., приблизительно 95% мол., приблизительно 99% мол.; или приблизительно 99,9% мол. этана. Этиленовый продукт по линии 457 может включать приблизительно 90% мол., приблизительно 95% мол., приблизительно 99% мол.; или приблизительно 99,9% мол. этилена.

В одном или нескольких вариантах осуществления весь или, по меньшей мере, часть этиленового продукта по линии 457 может возвращаться в FCC систему 300. Возврат, по меньшей мере, части этиленового продукта может подавлять получение пропилена в FCC системе 300, увеличивая тем самым выпуск этилена в первом продукте по линии 335. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% об. до приблизительно 60% об.; от приблизительно 20% об. до приблизительно 60% об.; от приблизительно 30% об. до приблизительно 60% об.; от приблизительно 40% об. до приблизительно 60% об.; или от приблизительно 50% об. до приблизительно 60% об. этиленового продукта по линии 457 может возвращаться в FCC систему 300. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 60% об. до приблизительно 99% об., от приблизительно 70% об. до приблизительно 95% об. или от приблизительно 80% об. до приблизительно 90% об. этиленового продукта может возвращаться в FCC систему 300. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть этилена, присутствующего в линии 457, может удаляться в качестве конечного продукта.

С2 делитель 455 может представлять собой любое устройство, систему или комбинацию устройств и/или систем, подходящую для разделения углеводородной смеси с обеспечением этиленового продукта по линии 457 и этанового продукта по линии 459. С2 делитель 455 может включать в себя колонну, содержащую внутренние компоненты, конденсаторы и/или ребойлеры, но не ограничивается этим. Рабочее давление С2 делителя 455 может быть в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 2500 кПа. Рабочая температура С2 делителя 455 может быть в интервале от приблизительно -80°С до приблизительно 100°С.

Нижняя фракция по линии 454, содержащая С3 углеводороды, может вводиться в один или более С3 делителей 460 и разделяться в них, обеспечивая пропиленовый продукт ("второй продукт") по линии 462 и пропановый продукт по линии 464. Пропановый продукт в линии 464 может содержать приблизительно 90% мол., 95% мол., 99% мол. или 99,9% мол. пропана. Пропиленовый продукт в линии 462 может включать от приблизительно 60% масс. до приблизительно 99,9% масс. пропилена.

С3 делитель 460 может представлять собой любое устройство, систему или комбинацию устройств и/или систем, подходящую для разделения С3 углеводородной смеси с обеспечением пропиленового продукта по линии 462 и пропанового продукта по линии 464. С3 делитель 460 может включать в себя колонну, содержащую внутренние компоненты, а также один или более конденсаторов и/или ребойлеров, но не ограничивается этим. Рабочее давление С3 делителя 460 может быть в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 2500 кПа. В одном или нескольких вариантах осуществления рабочая температура С3 делителя может быть в интервале от приблизительно -100°С до приблизительно 100°С.

Фиг. 4 изображает другую иллюстративную систему 500 для получения одного или более углеводородных продуктов согласно одному или более вариантам осуществления. Как изображено, углеводородное сырье по линии 330 может вводиться в FCC систему 300 и крекироваться в ней, обеспечивая первый продукт по линии 335 и топочный газ по линии 317. Первый продукт по линии 335 может вводиться в одну или несколько фракционирующих колонн 405, обеспечивая олефиновую смесь по линии 409 и нафтеновую смесь по линии 407. В одном или нескольких вариантах осуществления один или более углеводородов ("углеводороды нефтеперегонки") могут вводиться по линии 501 в один или более реакторов крекинга 502 и крекироваться в них, обеспечивая продукт по линии 504, содержащий этилен, пропилен, этан, пропан и/или бутан. Продукт в линии 504 может вводиться в одну или несколько охлаждающих колонн 506, обеспечивая охлажденный продукт по линии 508. Охлажденный продукт по линии 508 может объединяться с олефиновой смесью в линии 409, обеспечивая объединенную углеводородную смесь по линии 509.

В одном или нескольких вариантах осуществления каждый реактор крекинга 502 может представлять собой реактор с псевдоожиженным катализатором типа лифт-реактор, содержащий один или более лифт-реакторов или зон крекинга, подходящих для крекирования и/или разделения углеводорода нефтеперегонки. Применяемый здесь термин "углеводород нефтеперегонки" относится к газойлям, газойлям полного диапазона, остаткам, их производным и/или их смесям. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, два реактора крекинга 502 с псевдоожиженным катализатором могут работать параллельно или последовательно. Температура лифт-реактора или зоны крекинга реактора крекинга 502 с псевдоожиженным катализатором может быть в интервале от приблизительно 400°С до приблизительно 300°С.

Углеводородная смесь по линии 509 может сжиматься с использованием одного или более компрессоров 410, обеспечивая сжатую смесь по линии 512, которая может обрабатываться с использованием одного или более блоков 415 обработки, обеспечивая очищенную смесь по линии 517. Очищенная смесь может осушаться с использованием одного или более блоков 420 осушки, обеспечивая осушенную смесь по линии 522. Осушенная олефиновая смесь по линии 522 может вводиться в один или более депропанизаторов 425 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию 527, содержащую С3 и более легкие углеводороды, и нижнюю фракцию 529, содержащую С4 и более тяжелые углеводороды.

С4 и более тяжелые углеводороды по линии 529 могут вводиться в один или более разделителей бензина 465 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию 567, содержащую С46 углеводороды, и нижнюю фракцию 569, содержащую С7 и более тяжелые углеводороды. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С46 углеводородов в линии 567 может возвращаться в FCC систему 300 и/или углеводородной сырье в линии 330 (не показано). В одном или нескольких вариантах осуществления приблизительно 5% масс., приблизительно 15% масс., приблизительно 25% масс., приблизительно 35% масс., приблизительно 45% масс., приблизительно 55% масс. или приблизительно 65% масс. С46 углеводородов по линии 567 может возвращаться в FCC систему 300 и/или углеводородной сырье в линии 330.

В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С46 углеводородов по линии 567 может возвращаться в реактор крекинга 502 и/или сырье от нефтеперегонки 501 (не показано). Например, от приблизительно 55% масс. до приблизительно 95% масс., от приблизительно 55% масс. до приблизительно 65% масс., от приблизительно 65% масс. до приблизительно 75% масс., от приблизительно 75% масс. до приблизительно 85% масс. или от приблизительно 85% масс. до приблизительно 95% масс. С46 углеводородов по линии 567 может возвращаться в реактор крекинга 502 и/или сырье от нефтеперегонки 501 (не показано). В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% масс. до приблизительно 20% масс., от приблизительно 20% масс. до приблизительно 30% масс., от приблизительно 30% масс. до приблизительно 40% масс. или от приблизительно 40% масс. до приблизительно 50% масс. С46 углеводородов по линии 567 может возвращаться в реактор крекинга 502 и/или сырье от нефтеперегонки 501 (не показано).

В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С46 углеводородов по линии 567 может возвращаться в FCC систему 300 (не показано) и, по меньшей мере, часть в реактор крекинга 502. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% масс. до приблизительно 60% масс., от приблизительно 10% масс. до приблизительно 35% масс., от приблизительно 25% масс. до приблизительно 45% масс. или от приблизительно 35% масс. до приблизительно 60% масс. С46 углеводородов по линии 567 может возвращаться в FCC систему 300, а остальное возвращаться в реактор крекинга 502. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 25% масс. до приблизительно 99% масс., от приблизительно 25% масс. до приблизительно 55% масс., от приблизительно 45% масс. до приблизительно 65% масс., от приблизительно 55% масс. до приблизительно 85% масс. или от приблизительно 65% масс. до приблизительно 100% масс. С46 углеводородов по линии 567 может возвращаться в FCC систему 300, а остальное возвращаться в реактор крекинга 502. Возврат, по меньшей мере, части С46 углеводородов в FCC систему 300 может увеличивать получение ароматических ВТХ. Возврат, по меньшей мере, части С46 углеводородов по линии 567 в реактор крекинга 502 может увеличивать получение пропилена путем увеличения концентрации С4 и более высоких соединений в реакторе крекинга 502.

Нижняя фракция разделителя бензина по линии 569, содержащая С7 и более тяжелые углеводороды, может стабилизироваться с использованием одного или более гидроочистителей 470 бензина, обеспечивая очищенный бензин по линии 572. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С7 и более тяжелых углеводородов в линии 569 может возвращаться в реактор крекинга 502 по линии 582 рециркуляции. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% масс. до приблизительно 20% масс., от приблизительно 15% масс. до приблизительно 35% масс., от приблизительно 30% масс. до приблизительно 55% масс., от приблизительно 50% масс. до приблизительно 75% масс. или от приблизительно 65% масс. до приблизительно 80% масс. С7 и более тяжелых углеводородов по линии 569 может возвращаться в реактор крекинга 502 по линии 582 рециркуляции. Возврат, по меньшей мере, части С7 и более тяжелых углеводородов в реактор крекинга 502 может увеличивать получение этилена.

Очищенный бензин по линии 572 может вводиться в один или более ВТХ блоков 475 и разделяться в них, обеспечивая ароматические соединения, включая бензол, толуол, ксилол, их смеси или их комбинации по линии 479, но не ограничиваясь этим, и рафинат по линии 579. Содержание ароматических соединений в рафинате в линии 579 может быть меньше чем приблизительно 10% масс., 5% масс. или 1% масс. В одном или нескольких вариантах осуществления весь или любая часть рафината по линии 579 может возвращаться в FCC систему 300. Например, по меньшей мере, 20% масс, 30% масс, 40% масс или 50% масс рафината по линии 579 может возвращаться в FCC систему 300. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, 70% масс, 80% масс или 90% масс рафината по линии 579 может возвращаться в FCC систему 300.

Возвращаясь к депропанизатору 425, верхняя фракция, содержащая С3 и более легкие углеводороды, в линии 527 может сжиматься с использованием одного или более компрессоров 430, обеспечивая сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 532. Сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 532 могут охлаждаться с использованием одного или более холодильников 435, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую водород, по линии 539 и нижнюю фракцию, содержащую С3 и более легкие углеводороды, по линии 537. В одном или нескольких вариантах осуществления охлаждение сжатых С3 и более легких углеводородов может дополнительно облегчать отделение водорода и других неконденсируемых компонентов по линии 539 от С3 и более легких углеводородов по линии 537.

С3 и более легкие углеводороды по линии 537 могут разделяться с использованием одного или более деметанизаторов 440, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую метан, по линии 542, и нижнюю фракцию, содержащую С2 и С3 углеводороды, по линии 544. В одном или нескольких вариантах осуществления весь или любая часть метана по линии 542 может возвращаться в один или более компрессоров 430. Возвращение, по меньшей мере, части метана по линии 542 может самоохлаждать сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 527, улучшая тем самым извлечение олефинов и увеличивая выпуск пропилена в способе получения пропилена.

С2 и С3 углеводороды по линии 544 могут разделяться с использованием одного или более деэтанизаторов 450, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С2 углеводородную смесь, по линии 552 и нижнюю фракцию, содержащую С3 углеводородную смесь, по линии 554. В одном или нескольких вариантах осуществления один или более С2 делителей 455 могут быть использованы, чтобы разделять С2 углеводородную смесь по линии 552, обеспечивая этиленовый продукт по линии 457 и этановый продукт по линии 459. Один или более С3 делителей 460 могут быть использованы, чтобы разделять С3 углеводородную смесь по линии 554, обеспечивая пропиленовый продукт по линии 462 и пропановый продукт по линии 464.

В одном или нескольких вариантах осуществления весь или, по меньшей мере, часть этанового продукта по линии 459 и пропанового продукта по линии 464 может возвращаться в FCC систему 300 по линии 584 рециркуляции. Например, от приблизительно 60% об. до приблизительно 100% об., от приблизительно 70% об. до приблизительно 100% об., от приблизительно 80% об. до приблизительно 100% об. или от приблизительно 90% об. до приблизительно 100% об. этанового продукта по линии 459 и от приблизительно 70% об. до приблизительно 100% об., от приблизительно 80% об. до приблизительно 100% об. или от приблизительно 90% об. до приблизительно 100% об. пропанового продукта по линии 464 может возвращаться в FCC систему 300 по линии 584. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 15% об. до приблизительно 55% об., от приблизительно 25% об. до приблизительно 55% об., от приблизительно 35% об. до приблизительно 55% об. или от приблизительно 45% об. до приблизительно 55% об. пропанового продукта по линии 464 может возвращаться в FCC систему 300. В, по меньшей мере, одном конкретном примере от приблизительно 15% об. до приблизительно 45% об., от приблизительно 25% об. до приблизительно 45% об. или от приблизительно 35% об. до приблизительно 45% об. этанового продукта по линии 584 может возвращаться в FCC систему 300.

Фиг. 5 изображает другую иллюстративную систему 600 для получения одного или более углеводородных продуктов согласно одному или более вариантам осуществления. В одном или нескольких вариантах осуществления каждая FCC система 300 может включать в себя два или больше лифт-реакторов или зон 602, 603, каждая из которых независимо работает в условиях, достаточных, чтобы крекировать или иным образом разделять различное сырье, или рассекать его на один или более олефинов. Углеводород нефтеперегонки по линии 501 может вводиться в лифт-реактор или первую зону 602, а сырье по линии 330 может вводиться во второй лифт-реактор или зону крекинга 603. Выходящие потоки из каждого лифт-реактора или зоны крекинга 602, 603 могут объединяться, образуя первый продукт ("углеводородная смесь") по линии 335. Углеводородная смесь может фракционироваться и очищаться с использованием одной или нескольких фракционирующих колонн 405, блоков обработки 415, 420 и сепараторов 425, 440, 450, 455, 460 и 465, все из которых описаны выше со ссылкой на Фиг. 3 и 4, обеспечивая множество продуктов по линии 335, включая пропилен, этилен, пропан и этан.

Как обсуждается и описано выше со ссылкой на Фиг. 2, отходящий газ регенератора или отходящий газ из FCC системы 300 может возвращаться по линии 317. Два или больше лифт-реакторов (два показаны как 602, 603) могут включать в себя каждый один или более независимых регенераторов (не показано), или два или больше лифт-реакторов могут разделять один или множество регенераторов (не показано), обеспечивая отходящий газ по линии 317. Один или более независимых регенераторов и/или один или множество разделяемых регенераторов могут быть подобными или такими же, как регенератор 315, обсуждаемый и описанный выше со ссылкой на Фиг. 2.

Первый продукт по линии 335 может вводиться в одну или несколько фракционирующих колонн 405 и разделяться там, обеспечивая нафтеновую смесь по линии 407 и олефиновую смесь по линии 609. Нафтеновая смесь может включать легкую нафту, тяжелую нафту, нафтеновые соединения, их производные, их смеси или их комбинации, но не ограничивается этим. Олефиновая смесь по линии 609 может сжиматься с использованием одного или более компрессоров 410, обеспечивая сжатую олефиновую смесь по линии 612, которая может очищаться с использованием одного или более блоков 415 обработки, обеспечивая очищенную олефиновую смесь по линии 617. Очищенная олефиновая смесь может вводиться в один или более блоков 420 осушки, обеспечивая осушенную олефиновую смесь по линии 622.

Осушенная олефиновая смесь по линии 622 может вводиться в один или более депропанизаторов 425 и разделяться там, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С3 и более легкие углеводороды, по линии 627 и нижнюю фракцию, содержащую С4 и более тяжелые углеводороды, по линии 629. С4 и более тяжелые углеводороды по линии 629 могут вводиться в один или более разделителей бензина 465 и разделяться там, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С4-6 углеводороды, по линии 667 и нижнюю фракцию, содержащую С7 и более тяжелые углеводороды, по линии 669.

В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С4-6 углеводородов по линии 667 может возвращаться в первый лифт-реактор или зону крекинга 602 и/или второй лифт-реактор или зону крекинга 603. Например, от приблизительно 10% масс. до приблизительно 60% масс., от приблизительно 10% масс. до приблизительно 35% масс., от приблизительно 25% масс. до приблизительно 45% масс. или от приблизительно 35% масс. до приблизительно 60% масс. С4-6 углеводородов по линии 667 может возвращаться в первый лифт-реактор или зону крекинга 602, а остальное возвращаться во второй лифт-реактор или зону крекинга 603. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 25% масс. до приблизительно 100% масс., от приблизительно 25% масс. до приблизительно 55% масс., от приблизительно 45% масс. до приблизительно 65% масс., от приблизительно 55% масс. до приблизительно 85% масс. или от приблизительно 65% масс. до приблизительно 99% масс. С4-6 углеводородов по линии 667 может возвращаться в первый лифт-реактор или зону крекинга 602, а остальное возвращаться во второй лифт-реактор или зону крекинга 603. Возврат, по меньшей мере, части С4-6 углеводородов по линии 667 в первый лифт-реактор или зону крекинга 602 может увеличивать получение ароматических соединений (т.е. ВТХ). Возврат, по меньшей мере, части С4-6 углеводородов по линии 667 во второй лифт-реактор или зону крекинга 603 может увеличивать получение пропилена.

В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С7 и более тяжелых углеводородов по линии 669 может возвращаться по линии 682 в первый лифт-реактор или зону крекинга 602. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% масс. до приблизительно 20% масс., от приблизительно 15% масс. до приблизительно 35% масс., от приблизительно 30% масс. до приблизительно 55% масс., от приблизительно 50% масс. до приблизительно 75% масс. или от приблизительно 65% масс. до приблизительно 80% масс. С7 и более тяжелых углеводородов в линии 669 может возвращаться в первый лифт-реактор или зону крекинга 602 по линии 682 рециркуляции. Возврат, по меньшей мере, части С7 и более тяжелых углеводородов по линии 682 может увеличивать получение этилена путем увеличения концентрации тяжелых углеводородов в первом лифт-реакторе или зоне крекинга 602.

С7 и более тяжелые углеводороды по линии 669 могут стабилизироваться с использованием одного или более гидроочистителей бензина 470, обеспечивая очищенный бензин по линии 672. Очищенный бензин по линии 672 может разделяться с использованием одного или более ВТХ блоков 475, чтобы отделять ароматические соединения по линии 677 от рафината по линии 679.

В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть рафината по линии 679 может возвращаться во второй лифт-реактор или зону крекинга 603. Рафинат по линии 679 может быть обеднен ароматическими соединениями, например, рафинат по линии 679 может включать меньше чем приблизительно 10% масс., 5% масс. или 1% масс. ВТХ. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, 70% масс., 80% масс. или 90% масс. рафината по линии 679 может возвращаться во второй лифт-реактор или зону крекинга 603, а остальное в первый лифт-реактор или зону крекинга 602. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, 20% масс., 30% масс.,. 40% масс. или 50% масс. рафината по линии 679 может возвращаться в первый лифт-реактор или зону крекинга 602. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, 20% масс., 30% масс., 40% масс. или 50% масс. рафината по линии 679 может возвращаться во второй лифт-реактор или зону крекинга 603, а остальное в первый лифт-реактор или зону крекинга 602. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, 70% масс., 80% масс. или 90% масс. рафината по линии 679 может возвращаться во второй лифт-реактор или зону крекинга 603, а остальное в первый лифт-реактор или зону крекинга 602.

Хотя это не показано на Фиг. 5, в одном или нескольких вариантах осуществления все или любая часть ароматических соединений по линии 677 может возвращаться в первый лифт-реактор или зону крекинга 602. Например, по меньшей мере, 20% масс., 40% масс., 60% масс., 80% масс. или 90% масс. ароматических соединений по линии 677 может возвращаться в первый лифт-реактор или зону крекинга 602.

Возвращаясь к депропанизатору 425, С3 и более легкие углеводороды по линии 627 могут сжиматься с использованием одного или более компрессоров 430, обеспечивая сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 632. Сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 632 могут охлаждаться и разделяться с использованием одного или более холодильников 435, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую водород и неконденсируемые газы, их смеси и их комбинации, по линии 639 и нижнюю фракцию, содержащую С3 и более легкие углеводороды, по линии 637.

С3 и более легкие углеводороды по линии 637 могут вводиться в один или более деметанизаторов 440 и разделяться там, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую метан, по линии 642 и нижнюю фракцию, содержащую С2 и С3 углеводороды, по линии 644. В одном или нескольких вариантах осуществления весь или любая часть метана по линии 642 может возвращаться на впуск одного или более компрессоров 430. Возвращение, по меньшей мере, части метана по линии 642 самоохлаждает сжатые С3 и более легкие углеводороды в линии 627, улучшая тем самым извлечение олефинов и увеличивая выпуск пропилена в способе получения пропилена.

С2 и С3 углеводороды по линии 644 могут вводиться в один или более деэтанизаторов 450 и разделяться там, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С2 углеводородную смесь, по линии 652 и нижнюю фракцию, содержащую С3 углеводородную смесь, по линии 654. С2 углеводородная смесь по линии 652 может вводиться в один или более С2 делителей 455 и разделяться там, обеспечивая этиленовый продукт по линии 457 и этановый продукт по линии 459. Один или более С3 делителей 460 могут быть использованы, чтобы разделять С3 углеводородную смесь по линии 654, обеспечивая пропиленовый продукт по линии 462 и пропановый продукт по линии 464.

Фиг. 6 изображает другую иллюстративную систему 700 для получения одного или более углеводородных продуктов согласно одному или более вариантам осуществления. Углеводород по линии 330 может вводиться в FCC систему 300 и крекироваться там, обеспечивая первый продукт по линии 335. В одном или нескольких вариантах осуществления один или более углеводородов нефтеперегонки и/или легких углеводородов по линии 501 могут вводиться в реактор крекинга 502 и крекироваться там, обеспечивая крекированный углеводород по линии 504. В одном или нескольких вариантах осуществления один или более алканов могут вводиться по линии 701 в один или более реакторов 702 парового пиролитического крекинга, обеспечивая отходящий газ ("крекированные алканы") по линии 704. Крекированные алканы по линии 704 могут охлаждаться с использованием одной или нескольких охлаждающих колонн 706, обеспечивая охлажденный отходящий газ по линии 708. Как обсуждается и описано выше со ссылкой на Фиг. 2-5, отходящий газ регенератора и отходящий газ, обеспеченный из FCC системы 300, могут отводиться по линии 317.

Хотя это не показано на Фиг. 6, в одном или нескольких вариантах осуществления один или более смешанных исходных углеводородов могут вводиться в одну или несколько колонн предварительного фракционирования. В одной или нескольких колоннах предварительного фракционирования смешанное углеводородное сырье может фракционироваться или иным образом разделяться, обеспечивая, по меньшей мере, часть сырья в линии 330, по меньшей мере, часть одного или более углеводородов нефтеперегонки и/или легких углеводородов по линии 501, и/или, по меньшей мере, часть одного или более алканов по линии 701.

Первый продукт по линии 335 и крекированный углеводород по линии 504 могут объединяться, обеспечивая вторую углеводородную смесь по линии 705. Вторая углеводородная смесь по линии 705 может фракционироваться с использованием одной или нескольких фракционирующих колонн 405, обеспечивая олефиновую смесь по линии 709 и нафтеновую смесь по линии 707. Олефиновая смесь по линии 709 может объединяться с охлажденным отходящим потоком по линии 708 и очищаться с использованием одного или более блоков обработки 415, 420 и сепараторов 425, 440, 450, 460 и 465, обеспечивая множество продуктов, включая пропилен, этилен, пропан и этан. Более тяжелые С46 углеводороды, отделенные от конечных продуктов, могут возвращаться в FCC систему 300, реактор крекинга 502 и/или реактор 702 парового пиролитического крекинга, как изображено на Фиг. 6.

Одна или несколько фракционирующих колонн 405 могут удалять тяжелую нафту, легкий рецикловый газойль, масляную суспензию или любую их комбинацию из второй углеводородной смеси, отводя олефиновую смесь по линии 709 и нафтеновую смесь по линии 707. Олефиновая смесь может включать один или более С210 олефинов. Нафтеновая смесь по линии 707 может включать от приблизительно 40% масс. до приблизительно 90% масс. С712 углеводородов. Нафта по линии 707 может включать от приблизительно 5% масс. до приблизительно 40% масс. С7, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 40% масс. С8, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С9 или от приблизительно 5% масс. до приблизительно 10% масс. С10 и более тяжелых углеводородов. Олефиновая смесь по линии 709 может включать от 20% масс. до 90% масс. одного или более С210 углеводородов. Олефиновая смесь может включать от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С4, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С5, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С6 и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С7 и более тяжелых углеводородов. Олефиновая смесь может выпустить из фракционирующей колонны 405 при давлении от приблизительно 100 кПа до приблизительно 500 кПа.

Углеводороды нефтеперегонки и/или легкие углеводороды по линии 501 могут вводиться в реактор крекинга 502 при температуре в интервале от приблизительно 25°С до приблизительно 300°С. Углеводороды нефтеперегонки и/или легкие углеводороды могут предварительно нагреваться до температур в интервале от приблизительно 25°С до приблизительно 200°С перед крекингом.

Алканы, вводимые по линии 701 в реактор 702 парового пиролитического крекинга, могут включать один или более парафиновых углеводородов, имеющих два или больше атомов углерода. Алканы могут включать один или более С212 парафиновых углеводородов. Один или более алканов могут вводиться в реактор крекинга 702 при температуре от приблизительно 25°С до приблизительно 200°С. Один или более алканов могут вводиться в реактор 702 парового пиролитического крекинга при давлении от приблизительно 100 кПа до приблизительно 2000 кПа.

Крекированные углеводороды по линии 504 могут включать 50% масс., 60% масс. или 70% масс. С410. Крекированные углеводороды в линии 504 могут включать от приблизительно 1% масс. до приблизительно 10% масс. С2, от приблизительно 1% масс. до приблизительно 20% масс. С3, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 25% масс. С4, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 25% масс. С5 и от приблизительно 30% масс. до приблизительно 70% масс. С6 и более тяжелых углеводородов. Крекированные углеводороды могут выпустить из реактора 502 крекинга с псевдоожиженным катализатором при температуре от приблизительно 300°С до приблизительно 400°С.

Алканы, подаваемые по линии 701, могут включать метан, этан, пропан, бутан, их смеси и/или их комбинации. Алканы, подаваемые по линии 701, могут включать приблизительно 70% масс., приблизительно 80% масс. или приблизительно 90% масс. С23 алканов. Алканы, подаваемые по линии 701, могут вводиться в зону конвекции (не показано) реактора 702 парового пиролитического крекинга при температуре от приблизительно 100°С до приблизительно 300°С. Подаваемые алканы могут нагреваться в зоне конвекции реактора 702 парового пиролитического крекинга до температуры от приблизительно 400°С до приблизительно 700°С. Подаваемые алканы могут частично испаряться в зоне конвекции. Например, приблизительно 10% масс., 20% масс., 30% масс., 40% масс. или 50% масс. подаваемых алканов может испаряться в зоне конвекции реактора 702 парового пиролитического крекинга. В одном или нескольких вариантах осуществления минимум 55% масс., 65% масс., 75% масс., 85% масс., 95% масс. или 100% масс. алканов, подаваемых по линии 701, может испаряться в зоне конвекции реактора 702 парового пиролитического крекинга. Охлажденный отходящий газ в линии 708 может включать от приблизительно 20% масс. до приблизительно 50% масс. этана и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. пропана.

Охлаждающая колонна 706 может представлять собой любое устройство, систему или комбинацию систем и/или устройств, подходящих для снижения температуры крекированной углеводородной смеси в линии 704. Снижение температуры крекированного углеводорода может уменьшать или останавливаться скорость крекинга углеводородов. Охлаждающая колонна 706 может включать в себя насадочную среду, чтобы обеспечивать площадь поверхности для крекированных алканов, и среду теплопереноса, чтобы вызывать тепловой контакт. Например, насадочная среда может включать в себя кольца, седла, шары, нерегулярные листы, трубки, спирали, тарелки, перегородки или любые их комбинации. Охлажденные углеводороды могут выпустить их охлаждающей колонны 706 по линии 708 при температуре от приблизительно 25°С до приблизительно 100°С.

Охлажденные углеводороды по линии 708 могут объединяться с олефиновой смесью по линии 709 и сжиматься с использованием одного или более компрессоров 410. Сжатая олефиновая смесь по линии 712 может выпустить из одного или более компрессоров 410 при давлении от приблизительно 500 кПа до приблизительно 4000 кПа. Давление сжатой олефиновой смеси в линии 712 может быть в интервале от приблизительно 500 кПа до 3000 кПа; или от приблизительно 500 кПа до 1000 кПа. Сжатая олефиновая смесь в линии 712 может быть при температуре от приблизительно 40°С до приблизительно 300°С.

Сжатая олефиновая смесь по линии 712 может обрабатываться в одном или нескольких блоках 415 обработки с удалением оксигенатов, кислотных газов, воды или любой их комбинации, обеспечивая очищенную олефиновую смесь по линии 717. Очищенная олефиновая смесь по линии 717 может включать в себя меньше чем приблизительно 500 об.ч./млн H2S, меньше чем приблизительно 50 об.ч./млн H2S или меньше чем приблизительно 1 об.ч./млн H2S. Очищенная олефиновая смесь в линии 717 может включать в себя меньше чем приблизительно 500 об.ч./млн СО2, меньше чем приблизительно 100 об.ч./млн СО2 или меньше чем приблизительно 50 об.ч./млн СО2.

Очищенная олефиновая смесь по линии 717 может осушаться с использованием одного или более блоков 420 осушки, обеспечивая осушенную олефиновую смесь по линии 722. Осушенная олефиновая смесь может включать менее чем 100 об.ч./млн воды; менее чем 10 об.ч./млн воды или менее чем 0,1 об.ч./млн воды. Осушенная олефиновая смесь может включать менее чем 5 об.ч./млн воды; менее чем 1 об.ч./млн воды или менее чем 0,5 об.ч./млн воды.

Осушенная олефиновая смесь по линии 722 может вводиться в один или более депропанизаторов 425 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С3 и более легкие углеводороды, по линии 727 и нижнюю фракцию, содержащую С4 и более тяжелые углеводороды по линии 729. С3 и более легкие углеводороды в линии 727 могут включать приблизительно 90% масс., 95% масс. или 99% масс. С3 и более легких углеводородов. С3 и более легкие углеводороды могут включать водород. С3 и более легкие углеводороды могут включать в себя от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. С2, от приблизительно 20% масс. до приблизительно 70% масс. С3 и от приблизительно 0,1% масс. до приблизительно 1% масс. Н2. С3 и более легкие углеводороды по линии 727 могут выпустить из депропанизатора 425 при давлении в интервале от приблизительно 500 кПа до приблизительно 2500 кПа. Давление С3 и более легких углеводородов в линии 727 может быть от приблизительно 500 кПа до приблизительно 1000 кПа. С4 и более тяжелые углеводороды в линии 729 могут включать 90% масс. 95% масс. или 99% масс. С410 углеводородов. С4 и более тяжелые углеводороды в линии 729 могут включать от приблизительно 30% масс. до приблизительно 80% масс. С4, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С5, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С6 и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 20% масс. С7 и более тяжелых углеводородов.

С4 и более тяжелые углеводороды по линии 729 могут вводиться в один или более разделителей бензина 465 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С46 углеводороды, по линии 767 и нижнюю фракцию, содержащую С7 и более тяжелые углеводороды, по линии 769. С7 и более тяжелые углеводороды могут включать приблизительно 80% масс., 90% масс. или 95% масс. С46 и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 80% масс. С7 и более тяжелых углеводородов. С7 и более тяжелые углеводороды могут включать от приблизительно 40% масс. до приблизительно 80% масс. С4, от приблизительно 5% масс. до приблизительно 60% масс. С5, от приблизительно 1% масс. до приблизительно 30% масс. С6, от приблизительно 1% масс. до приблизительно 20% масс. С7 и от приблизительно 1% масс. до приблизительно 10% масс. С8 и более тяжелых углеводородов.

В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С46 углеводородов по линии 767 может возвращаться прямо в FCC систему 300 (не показано). Например, от приблизительно 55% масс. до приблизительно 65% масс., от приблизительно 65% масс. до приблизительно 75% масс., от приблизительно 75% масс. до приблизительно 85% масс. или от приблизительно 85% масс. до приблизительно 95% масс. С46 углеводородов по линии 767 может возвращаться в FCC систему 300. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% масс. до приблизительно 20% масс., от приблизительно 20% масс. до приблизительно 30% масс., от приблизительно 30% масс. до приблизительно 40% масс. или от приблизительно 40% масс. до приблизительно 50% масс. С46 углеводородов по линии 767 может возвращаться в FCC систему 300. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть С46 углеводородов по линии 767 может объединяться с углеводородом в линии 330. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% масс. до приблизительно 20% масс., от приблизительно 20% масс. до приблизительно 30% масс., от приблизительно 30% масс. до приблизительно 40% масс. или от приблизительно 40% масс. до приблизительно 50% масс. С46 углеводородов по линии 767 может объединяться с углеводородом в линии 330. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 5% масс. до приблизительно 35% масс., от приблизительно 15% масс. до приблизительно 55% масс., от приблизительно 45% масс. до приблизительно 70% масс., от приблизительно 60% масс. до приблизительно 85% масс. или от приблизительно 75% масс. до приблизительно 100% масс. С46 углеводородов по линии 767 может объединяться с углеводородом в линии 330.

С46 углеводороды по линии 767 могут включать бутаны и изобутаны. С46 углеводороды могут включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 50% масс. бутанов. С46 углеводороды по линии 767 могут включать С46 олефины от приблизительно 50% масс. до приблизительно 90% масс. С46 олефинов. С46 углеводороды по линии 767 могут включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 50% масс. С4 олефинов, от приблизительно 10% масс. до приблизительно 50% масс. С5 олефинов и от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. С6 олефинов.

С7 и более тяжелые углеводороды по линии 769 могут стабилизироваться с использованием одного или более гидроочистителей 470 бензина, обеспечивая очищенный бензин по линии 772. Очищенный бензин может включать от приблизительно 70% масс., 80% масс. или 90% масс. С6 и более тяжелых углеводородов. Очищенный бензин может включать от приблизительно 75% масс. до приблизительно 85% масс. С6, от приблизительно 15% масс. до приблизительно 25% масс. С7 или от приблизительно 5% масс. до приблизительно 10% масс. С8 и более тяжелых углеводородов.

Очищенный бензин в линии 772 может разделяться с использованием одного или более ВТХ блоков 475 с разделением ароматических соединений по линии 779 и рафината по линии 777. Ароматические соединения в линии 779 могут включать приблизительно 40% масс., приблизительно 50% масс., приблизительно 60% масс., приблизительно 70% масс. или приблизительно 80% масс. ВТХ. Ароматические соединения могут включать от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. бензола, от приблизительно 20% масс. до приблизительно 60% масс. толуола и от приблизительно 10% масс. до приблизительно 40% масс. ксилола. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть ароматических соединений по линии 779 может прямо возвращаться в FCC систему 300 (не показано на Фиг. 6) или возвращаться в FCC систему 300 по линии 330. В одном или нескольких вариантах осуществления приблизительно 10% масс., приблизительно 20% масс., приблизительно 30% масс. или приблизительно 40% масс. ароматических соединений может возвращаться в FCC систему 300. В, по меньшей мере, одном конкретном варианте осуществления приблизительно 10% масс., приблизительно 15% масс. или приблизительно 20% масс. ароматических соединений по линии 779 может возвращаться в FCC систему 300.

Рафинат по линии 777 может быть обеднен ароматическими соединениями, например, рафинат может включать меньше чем приблизительно 40% масс., 30% масс., 20% масс. или 10% масс. ВТХ. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть рафината в линии 77 может прямо возвращаться (не показано) или возвращаться в реактор 702 парового пиролитического крекинга с подаваемым алканом в линии 701. В одном или нескольких вариантах осуществления приблизительно 20% масс., приблизительно 30% масс., приблизительно 40% масс. или приблизительно 50% масс. рафината может возвращаться в реактор 702 парового пиролитического крекинга. В одном или нескольких вариантах осуществления приблизительно 70% масс., приблизительно 80% масс. или приблизительно 90% масс. рафината по линии 77 может возвращаться в реактор 702 парового пиролитического крекинга с подаваемым алканом в линии 701.

Возвращаясь к депропанизатору 425, С3 и более легкие углеводороды, выходящие по линии 727, могут сжиматься с использованием одного или более компрессоров 430. Сжатие С3 и более легких углеводородов может облегчать последующее отделение более легких углеводородов от более тяжелых углеводородов по линии 727. Сжатые С3 и более легкие углеводороды, выходящие из одного или более компрессоров 430 по линии 732, могут иметь давление от приблизительно 500 кПа до приблизительно 3500 кПа. Сжатые С3 и более легкие углеводороды могут выпустить из одного или более компрессоров 430 при давлении от приблизительно 500 кПа до приблизительно 1500 кПа. Сжатые С3 и более легкие углеводороды могут выпустить из одного или более компрессоров 430 при температуре от приблизительно 5°С до приблизительно 100°С.

Сжатые С3 и более легкие углеводороды по линии 732 могут охлаждаться с использованием одного или более холодильников 435, обеспечивая охлажденные С3 и более легкие углеводороды по линии 737. Охлажденные С3 и более легкие углеводороды могут выпустить из одного или более холодильников 435 при температуре от приблизительно -40°С до приблизительно 40°С. Охлажденные С3 и более легкие углеводороды могут иметь температуру от приблизительно -20°С до приблизительно 5°С.

Охлажденные С3 и более легкие углеводороды по линии 737 могут вводиться в один или более деметанизаторов 440 и разделяться там, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую метан, по линии 742, и нижнюю фракцию, содержащую С2 и С3 углеводороды, по линии 744. Верхняя фракция деметанизатора в линии 742 может включать от приблизительно 50% мол. до приблизительно 95% мол. метана или от приблизительно 70% мол., 80% мол. или 90% мол. метана. Давление верхней фракции в линии 742 может быть в интервале от приблизительно 300 кПа до приблизительно 1000 кПа. Нижняя фракция деметанизатора в линии 744 может включать от приблизительно 20% масс. до приблизительно 50% масс. С2 и от приблизительно 40% масс. до приблизительно 80% масс. С3.

Метан, выходящий из деметанизатора 440, может сжиматься с использованием одного или более компрессоров 445, обеспечивая сжатый метан по линии 747, который может возвращаться в FCC систему 300 по линии 330, как показано, или возвращаться прямо в FCC систему 300 (не показано). Хотя это не показано, метан по линии 742 может прямо возвращаться в FCC систему 300 по линии 330. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 15% об. до приблизительно 35% об; от приблизительно 20% об. до 35% об.; от приблизительно 25% об. до 35% об. или от приблизительно 30% об. до 35% об. метана по линии 742 может возвращаться в FCC систему 300. Сжатый метан по линии 742 может быть при давлении от приблизительно 100 кПа до приблизительно 1000 кПа и при температуре от приблизительно 25°С до приблизительно 200°С. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть метана в линии 742 может удаляться по линии 742 в качестве конечного продукта.

С2 и С3 углеводороды по линии 744 могут вводиться в один или более деэтанизаторов 450 и разделяться там, обеспечивая верхнюю фракцию, содержащую С2 углеводородную смесь, по линии 752 и нижнюю фракцию, содержащую С3 углеводородную смесь, по линии 754. Верхняя фракция в линии 752 может включать приблизительно 90% мол., 95% мол. или 99% мол. С2. Верхняя фракция в линии 752 может включать от приблизительно 5% мол. до приблизительно 70% мол. этана и от приблизительно 30% мол. до приблизительно 95% мол. этилена. Нижняя фракция в линии 754 может включать 90% мол., 95% мол. или 99% мол. С3. Нижняя фракция в линии 754 может включать от приблизительно 5% масс. до приблизительно 30% масс. пропана и от приблизительно 70% масс. до приблизительно 95% масс. пропилена.

С2 углеводородная смесь по линии 752 может вводиться в один или более С2 делителей 455 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию ("этиленовый продукт") по линии 457 и нижнюю фракцию ("этановый продукт") по линии 459. Этиленовый продукт в линии 457 может включать приблизительно 90% масс., приблизительно 95% масс. или приблизительно 99% масс. этилена. Этиленовый продукт в линии 457 может включать приблизительно 95% масс., приблизительно 99% масс. или приблизительно 99,9% масс. этилена. Этановый продукт в линии 459 может включать приблизительно 95% масс., приблизительно 99% масс. или приблизительно 99,9% масс. этана.

С3 углеводородная смесь по линии 754 может вводиться в один или более С3 делителей 460 и разделяться в них, обеспечивая верхнюю фракцию ("пропиленовый продукт" или "второй продукт") по линии 462 и нижнюю фракцию ("пропановый продукт") по линии 464. Пропановый продукт в линии 464 может включать приблизительно 90% масс., 95% масс. или 99% масс. пропана. Пропиленовый продукт в линии 462 может включать приблизительно 80% масс., приблизительно 90% масс. или приблизительно 95% масс. пропилена.

Весь или любая часть пропиленового продукта по линии 462 может возвращаться по линии 763 в углеводородное сырье в линии 330 и/или прямо в FCC систему 300 (не показано). Возврат, по меньшей мере, части пропилена в FCC систему 300 через углеводородное сырье в линии 330 или непосредственно может подавлять получение пропилена в FCC системе 300, тем самым предпочтительно увеличивая выпуск этилена. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 10% об. до приблизительно 60% об.; от приблизительно 20% об. до приблизительно 60% об.; от приблизительно 30% об. до приблизительно 60% об.; от приблизительно 40% об. до приблизительно 60% об.; или от приблизительно 50% об. до приблизительно 60% об. пропиленового продукта в линии 462 может возвращаться по линии 763 в углеводородное сырье в линии 330 и/или FCC систему 300. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 60% об. до приблизительно 100% об.; от приблизительно 70% об. до приблизительно 100% об.; от приблизительно 80% об. до приблизительно 100% об.; или от приблизительно 90% об. до приблизительно 100% об. пропиленового продукта в линии 462 может возвращаться по линии 763 в углеводородное сырье в линии 330 и/или FCC систему 300.

В одном или нескольких вариантах осуществления весь или любая часть этанового продукта в линии 459 может возвращаться в один ли более реакторов 702 парового пиролитического крекинга через алкановое сырье в линии 701. В одном или нескольких вариантах осуществления весь или любая часть пропанового продукта в линии 464 может возвращаться в один или более реакторов 702 парового пиролитического крекинга через алкановое сырье в линии 701. Например, от приблизительно 60% об. до приблизительно 100% об., от приблизительно 70% об. до приблизительно 100% об., от приблизительно 80% об. до приблизительно 100% об. или от приблизительно 90% об. до приблизительно 100% об. этанового продукта в линии 459 и от приблизительно 70% об. до приблизительно 100% об., от приблизительно 80% об. до приблизительно 100% об. или от приблизительно 90% об. до приблизительно 100% об. пропанового продукта в линии 464 может возвращаться в один или более реакторов 702 парового пиролитического крекинга непосредственно (не показано) или через алкановое сырье в линии 701. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 15% об. до приблизительно 55% об., от приблизительно 25% об. до приблизительно 55% об., от приблизительно 35% об. до приблизительно 55% об. или от приблизительно 45% об. до приблизительно 55% об. пропанового продукта в линии 464 может возвращаться в один или более реакторов 702 парового пиролитического крекинга. В одном или нескольких вариантах осуществления от приблизительно 15% об. до приблизительно 45% об., от приблизительно 25% об. до приблизительно 45% об. или от приблизительно 35% об. до приблизительно 45% об. этанового продукта в линии 459 может возвращаться в один или более реакторов 702 парового пиролитического крекинга. В одном или нескольких вариантах осуществления, по меньшей мере, часть этанового продукта в линии 459 может удаляться в качестве конечного продукта (не показано).

Варианты осуществления, обсуждаемые и описанные на Фиг. 2-6, могут включать в себя расходную резервуарную систему 100, обсуждаемую и описанную выше со ссылкой на Фиг. 1, работающую как часть различных FCC способов, где суспензия возвращается в регенератор. Варианты осуществления расходной резервуарной системы 100 могут быть использованы с обычным FCC способом, где суспензия возвращалась бы непосредственно в лифт-реактор. Обычные FCC способы обсуждаются и описываются в патентах США № 7713491; 7484773; 7611622; и публикации патентной заявки США № 2006/0049082.

Варианты осуществления расходной резервуарной системы 100 могут также применяться с другими системами, включая обычные FCC системы, суспензионные системы с подачей угля и/или нефтяного кокса, суспензионные системы с подачей асфальтена, синтез-газовые системы, системы хранения гидратированной извести и системы гидрокрекинга/гидрирования, но не ограничиваются этим. Варианты осуществления расходной резервуарной системы 100 могут применяться с системами, где жидкая часть суспензии может включать в себя богатую водой жидкость, сырую воду, технологический конденсат, очищенную воду, углеводородные жидкости или любую их комбинацию, но не ограничиваются этим. Варианты осуществления расходной резервуарной системы 100 могут также применяться с системами, где зернистая часть суспензии может включать в себя частицы угля, тонкие частицы угля, частицы нефтяного кокса, частицы угольной золы, асфальтеновые частицы, тонкие частицы катализатора или их комбинации, но не ограничиваются этим.

Примеры возможного использования

Варианты осуществления, обсуждаемые и описанные здесь, могут быть дополнительно описаны с помощью следующих примеров возможного использования. Хотя данные модельные примеры касаются конкретных вариантов осуществления, их не следует рассматривать как ограничивающие в каком-либо конкретном аспекте.

Фиг. 7 и 8 получены из моделирования методами вычислительной динамики текучих сред ("CFD"), которые широко применяются, чтобы моделировать области потоков газа и/или жидкости, и были использованы, чтобы моделировать концентрацию твердых частиц в суспензии, содержащейся внутри резервуара для хранения, имеющего конический нижний конец. Обзор CFD результатов показан на Фиг. 7 и 8.

Фиг. 7 и 8 изображают суспензию, текущую в резервуар 800 для хранения, имеющий, по существу, цилиндрическую стенку 802 и конический нижний конец 804. Суспензия течет в резервуар 800 для хранения через впуск 806. Выпуск 808 расположен на цилиндрической стенке 802, и впуск 810 для рециркуляции расположен на коническом нижнем конце 804. Чтобы получить результаты, изображенные на Фиг. 7 и 8, вязкость жидкости составляет 2,1 сП, твердые частицы в суспензии имеют диаметр 50 микрон, объемная доля частиц в суспензии составляет 0,02, и скорость входного потока составляет 0,3 м/с (10,47 кг/с). Фиг. 7 и 8 изображают контуры объемной доли частиц в суспензии после истекшего времени приблизительно 700 секунд.

На Фиг. 7 скорость потока через впуск 810 для рециркуляции составляет 0 м/с. Без какого-либо потока через впуск 810 для рециркуляции твердые частицы стремятся оседать к нижнему коническому концу 804. Объемная доля частиц в объеме 812 возле цилиндрической стенки 802 составляет приблизительно 0,0225, и приблизительно 0,02 в объеме 814 возле центра резервуара 800 для хранения. Объемная доля частиц постепенно увеличивается к нижнему коническому концу 804 до максимума приблизительно 0,04 в объеме 816 возле впуска 810 для рециркуляции.

На Фиг. 8 скорость потока через впуск 810 для рециркуляции составляет 5 м/с. С потоком через впуск 810 для рециркуляции существенный объем 818 внутри резервуара 800 для хранения имеет объемную долю твердых частиц приблизительно 0,02. Поток через впуск 810 для рециркуляции устраняется тенденцию частиц оседать в нижнем коническом конце 804 и служит, чтобы поддерживать распределение твердых частиц внутри резервуара 800 для хранения.

Варианты осуществления, обсуждаемые и описанные здесь, также касаются одного или более следующих параграфов 1-20.

1. Расходная резервуарная система для хранения суспензии, содержащая резервуар для хранения, имеющий первый конец, второй конец и, по меньшей мере, одну стенку, окружающую внутренний объем между первым и вторым концами; впуск для суспензии в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом; выпуск в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом; впуск для рециркуляции в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом у первого конца резервуара для хранения; насос, имеющий всасывающую линию в сообщении по текучей среде с данным выпуском; и клапан рециркуляции в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса и впуском для рециркуляции; выпускной клапан в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса.

2. Система по пункту 1, дополнительно содержащая дефлектор, расположенный в данном внутреннем объеме так, чтобы препятствовать прямому потоку между впуском для суспензии и впуском для рециркуляции.

3. Система по пунктам 1 или 2, в которой данный первый конец наклонен в направлении впуска для рециркуляции.

4. Система по любому из пунктов 1-3, в которой, по меньшей мере, часть данного первого конца является конической.

5. Система по любому из пунктов 1-4, в которой выпускной клапан находится в сообщении по текучей среде с регенератором катализатора.

6. Система по любому из пунктов 1-5, в которой впуск для суспензии находится в сообщении по текучей среде с системой фильтрации.

7. Система по любому из пунктов 1-6, в которой данный выпуск расположен на резервуаре для хранения между данным первым концом и впуском для суспензии.

8. Способ хранения суспензии, в котором: вводят суспензию во впуск для суспензии резервуара для хранения, имеющего первый конец и, по меньшей мере, одну стенку; заставляют работать насос, чтобы удалять часть суспензии из резервуара для хранения через выпуск; вводят первую часть удаленной суспензии во впуск для рециркуляции, находящийся в сообщении по текучей среде с первым концом резервуара для хранения; и вводят вторую часть удаленной суспензии в выпускной клапан в сообщении по текучей среде с данным насосом.

9. Способ по пункту 8, в котором данный резервуар для хранения имеет дефлектор потока, который препятствует прямому потоку между впуском для суспензии и впуском для рециркуляции.

10. Способ по пункту 8 или 9, в котором данный первый конец наклонен в направлении впуска для рециркуляции.

11. Способ по любому из пунктов 8-10, в котором данный выпуск находится между данным первым концом и впуском для суспензии.

12. Способ по любому из пунктов 9-11, в котором дополнительно вводят вторую часть удаленной суспензии в регенератор катализатора; и сжигают данную вторую часть удаленной суспензии, чтобы генерировать тепло, которое используется, чтобы регенерировать катализатор.

13. Способ по любому из пунктов 9-12, в котором дополнительно вводят регенерированный катализатор в лифт-реактор, содержащий углеводород; и крекируют данный углеводород в присутствии регенерированного катализатора, образуя вытекающий продукт.

14. Способ по любому из пунктов 9-13, в котором дополнительно вводят данный вытекающий продукт в охлаждающую башню, содержащую охлаждающее масло; и осуществляют контакт данного вытекающего продукта с охлаждающим маслом, получая охлажденный газообразный продукт.

15. Способ по любому из пунктов 9-14, в котором дополнительно вызывают циркуляцию охлаждающего масла через систему фильтрации, получая суспензию; и вводят данную суспензию во впуск для суспензии.

16. Система крекинга с псевдоожиженным катализатором, содержащая лифт-реактор крекинга с псевдоожиженным катализатором, способный работать, вызывая реакцию углеводорода с катализатором с получением продукта; охлаждающую башню в сообщении по текучей среде с данным лифт-реактором крекинга с псевдоожиженным катализатором и способную работать, смешивая данный продукт с охлаждающим маслом; систему фильтрации в сообщении по текучей среде с данной охлаждающей башней и способную работать, удаляя суспензию топливного мазута из охлаждающего масла; расходную резервуарную систему в сообщении по текучей среде с данной системой фильтрации, где данная расходная резервуарная система содержит резервуар для хранения, имеющий первый конец и, по меньшей мере, одну стенку, окружающую внутренний объем; впуск для суспензии в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом; выпуск в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом; впуск для рециркуляции в сообщении по текучей среде с данным внутренним объемом у первого конца резервуара для хранения; насос, имеющий всасывающую линию в сообщении по текучей среде с данным выпуском; клапан рециркуляции в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса и впуском для рециркуляции; выпускной клапан в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса; и регенератор в сообщении по текучей среде с данным выпускным клапаном и способный работать, подавая катализатор в лифт-реактор крекинга с псевдоожиженным катализатором.

17. Система по пункту 16, в которой данная расходная резервуарная система дополнительно содержит дефлектор, расположенный в данном внутреннем объеме так, чтобы препятствовать прямому потоку между впуском для суспензии и впуском для рециркуляции.

18. Система по пункту 16 или 17, в которой первый конец резервуара для хранения наклонен в направлении впуска для рециркуляции.

19. Система по любому из пунктов 16-18, в которой, по меньшей мере, часть данного первого конца резервуара для хранения является конической.

20. Система по любому из пунктов 16-19, в которой данный выпуск расположен между данным первым концом и впуском для суспензии.

Определенные варианты осуществления и признаки описаны с использованием набора численных верхних пределов и набора численных нижних пределов. Следует понимать, что предполагаются интервалы от любого нижнего предела до любого верхнего предела, если не указано иное. Определенные нижние пределы, верхние пределы и интервалы появляются в одном или нескольких пунктах формулы изобретения ниже. Все численные величины являются "около" или "приблизительными" от указанных значений и принимают во внимание экспериментальную ошибку и вариации, которые будет предполагать специалист в данной области техники.

Различные термины определены выше. Если термин, используемый в формуле изобретения, не определен выше, следует брать самые широкие определения, данные специалистами в данной области техники, представленные в, по меньшей мере, одной печатной публикации или выданном патенте. Кроме того, все патенты, тестовые процедуры и другие документы, цитированные в данной заявке, полностью включены посредством ссылки в степени, в которой эти документы не противоречат данной заявке, и для всех юрисдикций, в которых позволено такое включение.

Хотя вышесказанное касается вариантов осуществления настоящего изобретения, другие и дополнительные варианты осуществления изобретения могут быть придуманы без отклонения от его базового объема, и его объем определяется последующей формулой изобретения.

1. Расходная резервуарная система для хранения суспензии, включающей углеводороды и катализатор, содержащая:
резервуар для хранения, имеющий первый конец, наклоненный в направлении впуска для рециркуляции, второй конец и, по меньшей мере, одну стенку, окружающую внутренний объем между первым и вторым концами;
впуск для суспензии в сообщении по текучей среде с внутренним объемом, причем впуск для суспензии расположен между первым концом и вторым концом упомянутого резервуара;
выпуск в сообщении по текучей среде с внутренним объемом, причем выпуск расположен между первым концом и впуском для суспензии;
упомянутый впуск для рециркуляции в сообщении по текучей среде с внутренним объемом у первого конца резервуара для хранения, причем впуск для рециркуляции расположен в нижней точке и/или в самой нижней точке наклонного дна;
насос, имеющий всасывающую линию в сообщении по текучей среде с выпуском;
клапан рециркуляции в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса и впуском для рециркуляции; и
выпускной клапан в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса;
и дефлектор потока во внутреннем объеме упомянутого резервуара, расположенный так, чтобы перенаправлять поток между впуском для суспензии и впуском для рециркуляции.

2. Система по п. 1, в которой, по меньшей мере, часть указанного первого конца является конической.

3. Система по п. 1, в которой выпускной клапан находится в сообщении по текучей среде с регенератором катализатора.

4. Система по п. 1, в которой впуск для суспензии находится в сообщении по текучей среде с системой фильтрации.

5. Система по п. 1, в которой указанный выпуск расположен на резервуаре для хранения между указанным первым концом и впуском для суспензии.

6. Способ хранения суспензии, включающей углеводороды и катализатор, в котором:
вводят суспензию во впуск для суспензии резервуара для хранения, имеющего: первый конец, наклоненный в направлении впуска для рециркуляции; второй конец; по меньшей мере, одну стенку, окружающую внутренний объем между первым и вторым концами; и
дефлектор потока во внутреннем объеме резервуара, расположенный так, чтобы препятствовать прямому потоку между впуском для суспензии и впуском для рециркуляции, причем впуск для суспензии находится в сообщении по текучей среде с внутренним объемом, причем впуск для суспензии расположен между первым концом и вторым концом упомянутого резервуара;
приводят в действие насос для удаления части суспензии из резервуара для хранения через выпуск, находящийся в сообщении по текучей среде с внутренним объемом и расположенный между первым концом и впуском для суспензии;
вводят первую часть удаленной суспензии через клапан рециркуляции во впуск для рециркуляции, находящийся в сообщении по текучей среде с внутренним объемом у первого конца резервуара для хранения и расположенный в нижней точке и/или в самой нижней точке наклонного дна; и
вводят вторую часть удаленной суспензии в выпускной клапан, находящийся в сообщении по текучей среде с выпускной линией данного насоса.

7. Способ по п. 6, в котором данный выпуск находится между данным первым концом и впуском для суспензии.

8. Способ по п. 6, в котором дополнительно:
вводят вторую часть удаленной суспензии в регенератор катализатора; и
сжигают данную вторую часть удаленной суспензии, чтобы генерировать тепло, которое используется, чтобы регенерировать катализатор.

9. Способ по п. 8, в котором дополнительно:
вводят регенерированный катализатор в лифт-реактор, содержащий углеводород; и
крекируют данный углеводород в присутствии регенерированного катализатора, образуя вытекающий продукт.

10. Способ по п. 9, в котором дополнительно:
вводят данный вытекающий продукт в охлаждающую башню, содержащую охлаждающее масло; и
осуществляют контакт данного вытекающего продукта с охлаждающим маслом, получая охлажденный газообразный продукт.

11. Способ по п. 10, в котором дополнительно:
циркулируют охлаждающее масло через систему фильтрации, получая суспензию; и
вводят данную суспензию во впуск для суспензии.

12. Система крекинга с псевдоожиженным катализатором, содержащая:
лифт-реактор крекинга с псевдоожиженным катализатором, выполненный с возможностью обеспечивать реакцию углеводорода с катализатором для получения продукта;
охлаждающую башню в сообщении по текучей среде с лифт-реактором крекинга с псевдоожиженным катализатором и выполненную с возможностью смешения продукта с охлаждающим маслом;
систему фильтрации в сообщении по текучей среде с охлаждающей башней и выполненную с возможностью удаления суспензии мазута из охлаждающего масла;
расходную резервуарную систему в сообщении по текучей среде с системой фильтрации, причем расходная резервуарная система содержит:
резервуар для хранения, имеющий первый конец, наклоненный в направлении впуска для рециркуляции, второй конец, и, по меньшей мере, одну стенку, окружающую внутренний объем между первым и вторым концами;
впуск для суспензии в сообщении по текучей среде с внутренним объемом, причем впуск для суспензии расположен между первым концом и вторым концом упомянутого резервуара, причем суспензия включает углеводороды и катализатор;
выпуск в сообщении по текучей среде с внутренним объемом, причем выпуск расположен между первым концом и впуском для суспензии;
впуск для рециркуляции в сообщении по текучей среде с внутренним объемом у первого конца резервуара для хранения, причем впуск для рециркуляции расположен в нижней точке и/или в самой нижней точке наклонного дна;
насос, имеющий всасывающую линию в сообщении по текучей среде с указанным выпуском;
клапан для рециркуляции в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса и впуском для рециркуляции;
выпускной клапан в сообщении по текучей среде с выпускной линией насоса; и
дефлектор потока во внутреннем объеме резервуара, расположенный так, чтобы препятствовать прямому потоку между впуском для суспензии и впуском для рециркуляции;
регенератор в сообщении по текучей среде с выпускным клапаном и выполненный с возможностью подачи катализатора в лифт-реактор крекинга с псевдоожиженным катализатором.

13. Система по п. 12, в которой, по меньшей мере часть первого конца резервуара для хранения является конической.

14. Система по п. 13, в которой данный выпуск расположен между первым концом и впуском для суспензии.



 

Похожие патенты:

Устройство для кондиционирования гидравлической жидкости по изобретению относится к средствам для кондиционирования гидравлической жидкости путем добавления концентратов.

Изобретения относятся к способу и устройству измерения расхода жидких сред, в частности одоранта, и могут быть использованы, например, в газовой промышленности, химической и нефтехимической.

Настоящее изобретение относится к способу непрерывного гидроформилирования олефинов С3-С21 в альдегиды в присутствии каталитической системы, состоящей из индивидуальных компонентов - растворимого соединения родия, дифосфитного лиганда и дополнительного промотирующего фосфорорганического лиганда, выбранного из монофосфина, дифосфина или монофосфита.

Изобретение относится к области обработки металлов и может быть использовано для регулирования ресурса работы изделий, изготавливаемых из металлов и эксплуатирующихся в условиях релаксации напряжений.

Изобретение относится к способу выбора растворителя или смеси растворителей, применимых для уменьшения образования отложений, очистки от существующих отложений и/или снижения скорости формирования отложений.

Изобретение относится к системам обработки и, в частности, к системам обработки, которые используются для генерации продуктов из множества отдельных ингредиентов.

Изобретение относится к области гальванотехники и может быть использовано в электрохимической и химической обработке металлов с применением химических методов. .

Изобретение относится к системам электропитания для нагревателей подземных пластов. .

Изобретение относится к средствам газоснабжения и предназначено, в частности, для использования в системах кондиционирования воздуха самолетов. .

Изобретение относится к области систем управления и может быть использовано в химической, металлургической, энергетической и других отраслях промышленности, в которых применяются выпарные установки.

Изобретение относится к способу и устройству для катализа в псевдоожиженном слое. Поток парообразного углеводородного сырья подают в короб, расположенный в лифт-реакторе.

Изобретение относится к лифт-реактору, содержащему вертикальный стояк, содержащий впуск для углеводородного сырья; и ряд перегородок, размещенных на расстоянии более 6 м выше впуска для углеводородного сырья, при этом передняя поверхность перегородки обращена к центру стояка, нижний конец перегородки прикреплен к стенке стояка и перегородка наклонена внутрь от стенки под углом 90° или менее.

Настоящее изобретение относится к способу крекинга с псевдоожиженным катализатором, включающему подачу первого катализатора из первого стояк-реактора в устройство регенерации, имеющее первое отделение и второе отделение, в котором первое отделение расположено над вторым отделением, подачу второго катализатора из второго стояк-реактора в устройство регенерации, причем первый катализатор подают в первое отделение, а второй катализатор подают во второе отделение устройства регенерации, и подачу регенерированного катализатора из второго отделения устройства регенерации в первый стояк-реактор и во второй стояк-реактор.

Изобретение относится к способу каталитического крекинга для получения пропилена. Способ включает: подачу тяжелого нефтяного сырья и первого катализатора каталитического крекинга в первый лифт-реактор для проведения реакции каталитического крекинга; разделение полученного углеводородного потока и полученного закоксованного катализатора в сепараторе на конце первого лифт-реактора; подачу углеводородного потока на разделение в следующую систему разделения продуктов; либо подачу закоксованного катализатора для отпаривания непосредственно в отпариватель, либо сначала подачу закоксованного катализатора в реактор с псевдоожиженным слоем и затем подачу в отпариватель для отпаривания; подачу отпаренного катализатора в регенератор для регенерации; причем указанный первый катализатор каталитического крекинга содержит формоселективный цеолит со средним размером пор менее 0.7 нм; подачу крекированного тяжелого нефтяного сырья во второй лифт-реактор; контактирование со вторым катализатором каталитического крекинга, введенным во второй лифт-реактор для осуществления реакции; причем указанный второй катализатор каталитического крекинга содержит формоселективный цеолит со средним размером пор менее 0.7 нм; подачу легких углеводородов во второй лифт-реактор в точке после подачи крекированного тяжелого нефтяного сырья; смешение легких углеводородов со смесью, образовавшейся при контакте и реакции крекированного тяжелого нефтяного сырья и второго катализатора каталитического крекинга, и осуществление реакции; причем указанные легкие углеводороды включают углеводороды С4 и/или фракцию бензина, полученную в указанной системе разделения продуктов; подачу углеводородного потока и катализатора, полученного после реакции во втором лифт-реакторе, в реактор с псевдоожиженным слоем, связанный последовательно со вторым лифт-реактором, для осуществления реакции; подачу полученного углеводородного потока после реакции в реакторе с псевдоожиженным слоем на разделение в систему разделения продуктов; введение полученного закоксованного катализатора в отпариватель для отпаривания и затем подачу отпаренного катализатора на регенерацию в регенератор.

Изобретение относится к способу и устройству для смешивания потоков регенерированного и карбонизированного катализаторов. Способ смешивания двух потоков катализатора, включающий подачу первого потока катализатора в пространство между стенкой лифт-реактора и стенкой камеры, размещенной в указанном лифт-реакторе; подачу второго потока катализатора в указанный лифт-реактор; прохождение указанного первого потока катализатора из указанного пространства в отверстие в указанной камере и прохождение указанных первого потока катализатора и второго потока катализатора вверх в указанном лифт-реакторе; включающий прохождение указанного первого потока катализатора вдоль указанной стенки указанной камеры перед поступлением указанного первого потока в указанное отверстие.

Изобретение относится к способу и устройству для смешения потоков зауглероженного и регенерированного катализатора. Способ смешения двух потоков катализатора, включающий подачу первого потока катализатора, который представляет собой поток регенерированного катализатора, в камеру; подачу второго потока катализатора, который представляет собой поток зауглероженного катализатора, в вертикальный стояк; пропускание катализатора из указанной камеры в указанный вертикальный стояк; и пропускание указанного первого потока катализатора и указанного второго потока катализатора вверх по указанному вертикальному стояку.

Изобретение относится к способу повышения выхода пропилена в установке флюид каталитического крекинга. Способ включает следующие стадии: (a) крекинг углеводородного сырья в стояке, работающем в температурном диапазоне от 500°C до 625°C в присутствии псевдоожиженного твердого микросферического крекирующего катализатора для получения углеводородных продуктов; (b) отделение загруженного коксом отработанного катализатора от углеводородных продуктов и его отпаривание в отпарной колонне для удаления углеводородов, захваченных внутри пор катализатора; (c) выжигание отложений кокса на отработанном катализаторе в регенераторе; (d) рециркуляция части горячего регенерированного катализатора в отпарную колонну с поддержанием температуры в отпарной колонне в диапазоне от 550 до 650°C и рециркуляция оставшейся части горячего регенерированного катализатора в нижнюю часть стояка; (e) закачка углеводородной фракции С4, отделенной от продуктов крекинга, по выбору с внешним потоком углеводорода С4 в отпарную колонну, причем кокс на циркулирующем катализаторе в отпарной колонне составляет от 0,3 до 1% мас., а величина WHSV лежит в диапазоне от 5 до 50 час-1.

Изобретение относится к способу и устройству для смешивания потоков карбонизированного и регенерированного катализатора. Способ включает подачу первого потока катализатора в лифт-реактор, подачу второго потока катализатора в лифт-реактор, прохождение первого потока катализатора вокруг вставки, размещенной в лифт-реакторе, и смешивание с вторым потоком катализатора, прохождение второго потока катализатора вокруг вставки, размещенной в лифт-реакторе, смешивание с первым потоком катализатора, и прохождение первого потока катализатора и второго потока катализатора вокруг вставки и вверх в лифт-реакторе.

Настоящее изобретение относится к способу получения бензина и одновременного получения пропилена на установке каталитического крекинга (FCC), содержащей основной реактор (1), работающий в восходящем потоке («подъемник с восходящим потоком») или нисходящем потоке («подъемник с нисходящим потоком») и обрабатывающий тяжелое сырье (СН1), и, возможно, вспомогательный подъемник с восходящим потоком (2), работающий в более жестких условиях, чем главный реактор (1), и обрабатывающий более легкое сырье (СН2), причем в способе обрабатывают, помимо основного сырья (СН1) и возможного более легкого сырья (СН2), фракцию, состоящую преимущественно из олефиновых молекул С4, С5 и С6, причем указанную олефиновую фракцию, соответствующую потоку с промежуточной ступени (22), отбирают на уровне промежуточной ступени компрессора жирного газа, составляющего часть секции очистки газа (SRG), соединенной с установкой FCC, и указанную олефиновую фракцию С4, С5 и С6, соответствующую потоку с промежуточной ступени (22), вводят до основного сырья (СН1) через внутреннюю трубу указанного главного реактора (1), заканчивающуюся за 1-0,5 м выше уровня нагнетателей основного сырья (СН1).

Изобретение относится к увеличению выхода этилена и пропилена в процессах нефтепереработки. Изобретение касается способа улучшения выхода этилена и пропилена из исходного сырья легкой нафты, включает получение исходного сырья легкой нафты из первичной зоны крекинга, содержащей катализатор крекинга.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.
Наверх