SA520411069B1 - نُظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة - Google Patents
نُظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة Download PDFInfo
- Publication number
- SA520411069B1 SA520411069B1 SA520411069A SA520411069A SA520411069B1 SA 520411069 B1 SA520411069 B1 SA 520411069B1 SA 520411069 A SA520411069 A SA 520411069A SA 520411069 A SA520411069 A SA 520411069A SA 520411069 B1 SA520411069 B1 SA 520411069B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- catalyst
- oil
- stream
- cracking
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 106
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 238000012545 processing Methods 0.000 title description 28
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 418
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 131
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 81
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 64
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 64
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 51
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 51
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 51
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 41
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 33
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 185
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 183
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 181
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 153
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 59
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 53
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 35
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 19
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 claims description 17
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 15
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 241000511343 Chondrostoma nasus Species 0.000 claims 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 1
- 241000116710 Ferula foetidissima Species 0.000 claims 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 172
- 230000008569 process Effects 0.000 description 62
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 43
- 238000005115 demineralization Methods 0.000 description 32
- 230000002328 demineralizing effect Effects 0.000 description 32
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 28
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 23
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 23
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 23
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 22
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 22
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 20
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 18
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 18
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 17
- 239000000463 material Substances 0.000 description 17
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 16
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 16
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 16
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 13
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 13
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 12
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 12
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 9
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 9
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 9
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 9
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 8
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 8
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 8
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 8
- FAHBNUUHRFUEAI-UHFFFAOYSA-M hydroxidooxidoaluminium Chemical compound O[Al]=O FAHBNUUHRFUEAI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 7
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 7
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000012876 carrier material Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- AOPCKOPZYFFEDA-UHFFFAOYSA-N nickel(2+);dinitrate;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Ni+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O AOPCKOPZYFFEDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 5
- 241000894007 species Species 0.000 description 5
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002010 green coke Substances 0.000 description 4
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 3
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 229910001593 boehmite Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 3
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 3
- -1 chalogens Chemical compound 0.000 description 3
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 3
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000013335 mesoporous material Substances 0.000 description 3
- QGLKJKCYBOYXKC-UHFFFAOYSA-N nonaoxidotritungsten Chemical compound O=[W]1(=O)O[W](=O)(=O)O[W](=O)(=O)O1 QGLKJKCYBOYXKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenenickel Chemical compound [Ni]=S WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009920 chelation Effects 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 2
- BHEPBYXIRTUNPN-UHFFFAOYSA-N hydridophosphorus(.) (triplet) Chemical compound [PH] BHEPBYXIRTUNPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical group 0.000 description 2
- 239000012229 microporous material Substances 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N monobenzene Natural products C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 2
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KBJMLQFLOWQJNF-UHFFFAOYSA-N nickel(II) nitrate Inorganic materials [Ni+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O KBJMLQFLOWQJNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 150000004032 porphyrins Chemical class 0.000 description 2
- 108090000765 processed proteins & peptides Proteins 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002352 steam pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229910001930 tungsten oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- SPBWHPXCWJLQRU-FITJORAGSA-N 4-amino-8-[(2r,3r,4s,5r)-3,4-dihydroxy-5-(hydroxymethyl)oxolan-2-yl]-5-oxopyrido[2,3-d]pyrimidine-6-carboxamide Chemical compound C12=NC=NC(N)=C2C(=O)C(C(=O)N)=CN1[C@@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H]1O SPBWHPXCWJLQRU-FITJORAGSA-N 0.000 description 1
- 101800000112 Acidic peptide Proteins 0.000 description 1
- 241000272522 Anas Species 0.000 description 1
- 240000000662 Anethum graveolens Species 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001633942 Dais Species 0.000 description 1
- 101100234002 Drosophila melanogaster Shal gene Proteins 0.000 description 1
- 241000948258 Gila Species 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010067035 Pancrelipase Proteins 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004931 aggregating effect Effects 0.000 description 1
- VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M aluminum;oxygen(2-);hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[Al+3] VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011609 ammonium molybdate Substances 0.000 description 1
- 235000018660 ammonium molybdate Nutrition 0.000 description 1
- 229940010552 ammonium molybdate Drugs 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- DIYFBCCLCOWCMH-UHFFFAOYSA-N azane;heptane Chemical compound N.CCCCCCC DIYFBCCLCOWCMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DALDUXIBIKGWTK-UHFFFAOYSA-N benzene;toluene Chemical compound C1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1 DALDUXIBIKGWTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 235000020958 biotin Nutrition 0.000 description 1
- 150000001615 biotins Chemical class 0.000 description 1
- 239000008280 blood Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N carbon carbon Chemical compound C.C CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000007809 chemical reaction catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000013626 chemical specie Substances 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 229940092125 creon Drugs 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N cyclohexanone Chemical compound O=C1CCCCC1 JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000002779 inactivation Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N molybdate Chemical compound [O-][Mo]([O-])(=O)=O MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008450 motivation Effects 0.000 description 1
- VXAPDXVBDZRZKP-UHFFFAOYSA-N nitric acid phosphoric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O.OP(O)(O)=O VXAPDXVBDZRZKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQUOOEBLAKQCOP-UHFFFAOYSA-N nitric acid;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O[N+]([O-])=O OQUOOEBLAKQCOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002897 organic nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 229920001983 poloxamer Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920000428 triblock copolymer Polymers 0.000 description 1
- ITRNXVSDJBHYNJ-UHFFFAOYSA-N tungsten disulfide Chemical compound S=[W]=S ITRNXVSDJBHYNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J35/00—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
- B01J35/60—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
- B01J35/64—Pore diameter
- B01J35/647—2-50 nm
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
- C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
- C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
- C10G47/12—Inorganic carriers
- C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
- C10G47/20—Crystalline alumino-silicate carriers the catalyst containing other metals or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G57/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one cracking process or refining process and at least one other conversion process
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/205—Metal content
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/04—Diesel oil
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
يتعلق الاختراع الحالي وفقاً لأحد النماذج، بنفط ثقيل يمكن معالجته بطريقة يمكن أن تتضمن رفع درجة جزء على الأقل من النفط الثقيل heavy oil لتشكيل نفط ذو درجة مرتفعة upgraded oil، حيث تشتمل عملية رفع الدرجة على تلامس النفط الثقيل مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون hydrodemetalization catalyst، ومحفز انتقالي transition catalyst، ومحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون hydrodenitrogenation catalyst، ومحفز تكسير أول للهيدروكربون hydrodenitrogenation catalyst، ومحفز تكسير ثان للهيدروكربون بعد محفز التكسير الأول للهيدروكربون لإزالة جزء على الأقل من المعادن، أو النيتروجين nitrogen، أو المحتوى من المواد العطرية aromatics من النفط الثقيل ولتشكيل النفط مرفوع الدرجة. ويمكن أن تكون نقطة الغليان النهائية للنفط ذو الدرجة المحسنة أقل من أو تساوي 540 درجة مئوية. ويعمل محفز التكسير الثاني للهيدروكربون على تكسير جزء على الأقل من نفط غاز فراغي vacuum gas oil في النفط الثقيل. ويمكن أن يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكربون على متوسط حجم مسام أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكربون. شكل1
Description
نُظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة Systems and Methods for Processing Heavy Oils الوصف الكامل
خلفية الاختراع
يتعلق الكشف الحالي بعمليات وأجهزة لمعالجة مواد تغذية قائمة على البترول petroleum based heavy oils وبشكل أكثر تحديداً» تتعلق نماذج الكشف الحالي بمعالجة أنواع النفط الثقيلة feeds
بما في ذلك أنواع النفط الخام ccrude oils لتشكيل منتجات ومركبات وسيطة كيميائية chemical
.intermediaries 5
يمكن تحويل مواد التغذية البتروكيميائية Petrochemical feeds مثل أنواع النفط الخام» إلى مركبات
وسيطة dba مثل إيثيلين cethylene بروبيلين cpropylene بيوتينات cbutenes بيوتاداين
«toluene طولوين benzene بنزين Jie aromatic compounds ومركبات عطربة cbutadiene
وزايلين ly xylene هي مركبات وسيطة رئيسية basic intermediates لجزءِ كبير من صناعة 0 ابتروكيماويات. يتم الحصول عليها بشكل أساسي من خلال التكسير الحراري thermal cracking
(يشار إليه أحياناً باسم 'الانحلال الحراري بالبخار "steam pyrolysis أو "التكسير البخاري steam
«naphtha Gl مثل distillates ونواتج تقطير petroleum gases لغازات بترولية (“cracking
كيروسين ckerosene أو حتى نفط غاز gas oil بالإضافة إلى ذلك» يمكن تحويل مواد التغذية
البتروكيميائية إلى وقود نقل transportation fuels مثل الجازولين cgasoline الديزل «diesel وما إلى ذلك. وعلى الرغم من ذلك؛ ومع تزايد الطلب على هذه المركبات الوسيطة الأساسية مثل الوقود؛
يجب التفكير في طرق إنتاج أخرى غير عمليات refining operations Sill التقليدية.
integrated متكاملة dole dalle 17 2013248419 براءة الاختراع الأمريكية (han fluidized catalytic وانحلال حراري بالبخار وعملية تكسير تحفيزي مميع chydroprocessing
cracking process لإنتاج بتروكيماويات Jie petrochemicals الأوليفينات olefins والمواد العطرية .aromatics 0
تتعلّق براءة الاختراع الأمريكية 2011083996 بعملية للمعالجة المسبقة لأنواع نفط ثقيلة باستخدام
عملية المعالجة الهيدروجينية التحفيزية catalytic hydrotreating process قبل إدخالها إلى وحدة
التكرير refinery بشكل أكثر تحديدًا» يتعلق الاختراع باستخدام مفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون
(HDM) hydrodemetalization reactor ومفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون (HDN) hydrodenitrogenation reactor من أجل تحسين خصائص أنواع النفط (ALAN بحيث عند إدخال النفط إلى وحدة pS ¢ يمكن لوحدة التكرير تحقيق إنتاجية محسنة؛ وزيادة عمر المحفزات؛ وزيادة دورات الحياة؛ وانخفاض تكاليف التشغيل الإجمالية. الوصف العام للاختراع هناك dala لعمليات والتني تنتج مركبات وسيطة كيميائية؛ مثل الإيثيلين» البروبيلين؛ البيوتينات؛ البيوتاداين» ومركبات عطرية مثل البنزين» الطولوين» والزايلين من مواد تغذية النفط الثقيل heavy Jie coil feeds النفط الخام crude oil في نموذج واحد أو SST ¢ يتم وصف عمليات معالجة تحفيزية JW) catalytic treatment processes إليها هنا أحياناً بالمعالجة المسبقة؛ معالجة الهيدروكريون <hydroprocessing 0 أو الهدرجة (hydrotreating ومحفزات catalysts للاستخدام في هذه العمليات. في نموذج واحد أو أكثرء يكون للمحفز catalyst للاستخدام في هذه العمليات أداء وظيفي تحفيزي معزز (gail cy له أداء وظيفي معزز لتكسير المركبات العطرية؛ ومن خلال عمليات المعالجة التحفيزية هذه؛ يمكن رفع درجة أنواع النفط الثقيلة وتحويلها إلى مركبات وسيطة كيميائية على الأقل بواسطة معالجة لاحقة؛ مثل التكسير البخاري. يمكن إجراء التكسير البخاري بدون أي خطوات 5 متوسطة والتي تقلل من نقطة الغليان النهائية للنفط مرفوع الدرجة upgraded oil في Zila أخرى؛ يمكن فصل النفط مرفوع الدرجة مباشرةً إلى وقود نقل. قد يكون لعملية المعالجة التحفيزية الموصوفة حالياً (على سبيل Jl رفع الدرجة)؛ وفقاً لنموذج واحد أو أكثر؛ أداء وظيفي تحفيزي معزز Lad يتعلق بخفض على الأقل المحتوى العطري aromatic content محتوى المعادن content 16101» ومحتوى النيتروجين nitrogen في خام تغذية النفط الخام «crude oil feedstock 0 والذي قد يتم تكريره لاحقاً إلى المنتجات البتروكيميائية petrochemical 005 المطلوية عن طريق عدد من عمليات مختلفة مبينة هنا. ووفقاً لنموذج واحد أو JST يمكن معالجة أنواع النفط الثقيلة بواسطة خمسة محفزات مرتبة على التوالي؛ حيث تكون الوظيفة الأساسية للمحفز الأول (أي » محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون (hydrodemetalization catalyst هي إزالة المعادن من النفط الثقيل؛ الوظيفة الأساسية للمحفز الثاني (أي؛ المحفز الانتقالي transition (catalyst 5 هي إزالة المعادن؛ الكبربت csulfur والنيتروجين من النفط الثقيل وتوفير مساحة انتقالية transition area بين المحفزات الأول والثالث؛ الوظيفة الأساسية للمحفز الثالث (أي؛ محفز إزالة
النيتروجين من الهيدروكريون (hydrodenitrogenation catalyst هي أيضاً إزالة النيتروجين» الكبريت؛ أو كليهماء وتشبع المركبات العطرية من النفط الثقيل؛ الوظيفة الأساسية للمحفز الرابع (أي؛ محفز التكسير الأول للهيدروكربون (first hydrocracking catalyst هي خفض المحتوى العطري في النفط الثقيل؛ والوظيفة الأساسية للمحفز الخامس (أي؛ محفز التكسير الثاني للهيدروكريون) هي خفض المحتوى العطري أيضاً في النفط الثقيل (خاصة مكونات نفط الغاز الفراغي vacuum gas oil للنفط الثقيل). وقد تؤدي عملية المعالجة المسبقة pretreatment process ككل إلى واحدة أو أكثر من زيادة تركيز البارافينات eparaffing انخفاض تركيز الهيدروكريونات العطرية متعددة الأنوية polynuclear caromatic hydrocarbons وخفض تقطة الغليان النهائية للنفط المعالج مسبقاً pretreated oil بالنسبة
لخام تغذية النفط الثقيل .heavy oil feedstock
0 بدون التقيد بنظرية؛ يُعتقد أن محفز التكسير الأول للهيدروكربون ومحفز التكسير الثاني للهيدروكريون قد يعملا معاً لتكسير مكونات النفط لتيار النفط الثقيل heavy oil stream لإنتاج نفط ذو درجة مرتفعة. وقد يستهدف محفز التكسير الثاني للهيدروكربون تكسير مكونات نفط الغاز الفراغي في نفط التغذية (gag feed oil التقيد بنظرية؛ يُعتقد أيضاً أن المسام ذات الحجم الكبير large-sized pores نسبياً (أي » متوسطة المسامية) لمحفزات التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalysts
5 الموصوفة حالياً وفقاً لنموذج واحد أو أكثر قد تسمح بانتشار جزيئات أكبر من النفط الخام داخل مادة الحامل Ally csupport يُعتقد أنها تعزز نشاط التفاعل وانتقائية المحفز. وبالمقارنة مع محفز التكسير الأول للهيدروكربون الموصوف هناء قد يكون لمحفز التكسير الثاني للهيدروكربون واحد أو أكثر من متوسط ana مسام أصغرء مقدار مسام أقل؛ مساحة سطح أكبرء أو حموضة ST مما قد يجعل محفز التكسير الثاني للهيدروكريون AST ملائمة لتعزيز التفاعلات التي تعمل على المزيد
0 من تكسير جزيئات نفط الغاز الفراغي . وعلى الأقل بسبب وجود مواقع دقيقة المسام microporous sites إضافية بالمقارنة مع بعض نماذج محفز التكسير الأول للهيدروكربون؛ يمكن تكسير جزيئات نفط الغاز الفراغي بشكل Jab بواسطة محفز التكسير الثاني للهيدروكربون. بالإضافة إلى ذلك» فإن النفط مرفوع الدرجة المحول بواسطة محفزات التكسير الثاني للهيدروكربون قد يكون أكثر Ladle لمعالجة لاحقة؛ على سبيل المثال؛ التكسير بالبخار.
5 وققاً لأحد النماذج؛ يمكن معالجة النفط الثقيل بواسطة طريقة والتي قد تتضمن رفع درجة جزءِ على الأقل من النفط الثقيل لتشكيل نفط مرفوع الدرجة؛ Cus قد يشتمل رفع الدرجة على تلامس النفط
Ji مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون؛ محفز (JE محفز إزالة النيتروجين من
الهيدروكربون؛ محفز تكسير أول للهيدروكريون ومحفز تكسير ثاني للهيدروكريون بعد محفز التكسير
الأول للهيدروكريون لإزالة ein على الأقل من المعادن؛ النيتروجين؛ أو المحتوى العطري من النفط
الثقيل وتشكيل النفط مرفوع الدرجة. وقد تكون نقطة الغليان النهائية للنفط مرفوع الدرجة أقل من أو
5 تساوي 540 درجة مئوية؛ وقد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكربون على متوسط حجم مسام
كبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكربون.
وفقاً لنموذج (Sa AT معالجة النفط الثقيل بواسطة طريقة والتي قد تتضمن رفع درجة en على
JY من النفط الثقيل لتشكيل نفط مرفوع الدرجة؛ حيث يشتمل رفع الدرجة على تلامس النفط الثقيل
مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون؛ محفز انتقالي؛ محفز إزالة اليتروجين من الهيدروكريون؛ 0 محفز تكسير أول للهيدروكربون؛ ومحفز تكسير ثاني للهيدروكريون بعد محفز التكسير الأول
للهيدروكربون لإزالة جز على الأقل من المعادن؛ النيتروجين؛ أو المحتوى العطري من النفط الثقيل
ومن النفط مرفوع الدرجة. قد تشتمل الطريقة أيضاً على تمرير النفط مرفوع الدرجة إلى وحدة تكسير
بالبخار steam cracker وتكسير النفط مرفوع الدرجة بالبخار لتشكيل تيار دفق تم تكسيره بالبخار
effluent stream 516001-2080160. قد يتم تمرير المكونات الأثقل على الأقل من النفط مرفوع الدرجة إلى وحدة التكسير بالبخار esteam cracking unit وقد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون
على متوسط حجم مسام أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون.
سيتم تحديد مزايا وفوائد إضافية للتكنولوجيا الموصوفة في هذا الكشف في الوصف التفصيلي التالي؛
وستكون واضحة بسهولة جزئياً لهؤلاء الخبراء في المجال من الوصف أو يتم إدراكها من خلال
ممارسة التكنولوجيا كما هو موصوف في هذا الكشف؛ بما في ذلك الوصف التفصيلي التالي؛ عناصر 0 الحماية؛ بالإضافة إلى الرسومات المرفقة.
شرح مختصر للرسومات
يمكن فهم الوصف التفصيلي التالي لنماذج محددة للكشف الحالي بشكل أفضل عند القراءة بالاقتران
مع الرسومات AED حيث يتم الإشارة إلى البنية Abed) بأرقام مرجعية مماثلة والتي بها:
شكل 1 يصور رسم بياتي عام لنظام معالجة مسبقة كيميائية «chemical pretreatment system وفقاً 5 لا لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكشف؛
شكل 2 يصور رسم بياني عام لنظام معالجة مسبقة كيميائية والذي يتضمن محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون (aml ese ((HDM) hydrodemetalization محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون (HDN) hydrodenitrogenation ؛ محفز تكسير أول للهيدروكريون» ومحفز تكسير ثاني للهيدروكربون؛ وفقاً لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكشف؛
USES 3 يصور رسم بياني عام لنظام معالجة مسبقة كيميائية والذي يتضمن محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون»؛ محفز انتقالي؛ ومحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون؛ ومفاعل معالجة مسبقة pretreatment reactor بطبقة معبأة في نفس الاتجاه downstream packed bed يشتمل على محفز تكسير أول للهيدروكربون ومحفز تكسير ثاني للهيدروكريون؛ وفقاً لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكشف؛
10 يصور شكل 4 رسم بياني عام لنظام معالجة كيميائية يستخدم بعد نظام المعالجة المسبقة الكيميائية حيث يتم إدخال النفط الثقيل مرفوع الدرجة upgraded heavy oil إلى مُجزئ fractionator مع بعض التيارات streams الناتجة المرسلة إلى sang تكسير للهيدروكريون <hydrocracker وفقاً لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكشف؛ شكل 5 يصور رسم بياني عام لنظام dallas كيميائية chemical processing system آخر يُستخدم
5 بعد نظام المعالجة المسبقة الكيميائية حيث يتم إدخال النفط الثقيل مرفوع الدرجة إلى مُجزئ تكرير refinery fractionator مع بعض التيارات الناتجة المرسلة إلى وحدة تحويل conversion unit التكسير التحفيزي لمائع (FCC) fluid catalytic cracking وفقاً لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكضف؛ شكل 6 يصور رسم بياني عام لنظام معالجة كيميائية يُستخدم بعد نظام المعالجة المسبقة الكيميائية
0 حيث يتم إدخال النفط الثقيل مرفوع الدرجة إلى وحدة تكسير تيار stream cracker وفقاً لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكشف؛ شكل 7 يصور رسم بياني عام لنظام معالجة كيميائية يُستخدم بعد نظام المعالجة المسبقة الكيميائية حيث يتم إدخال gall الخفيف light fraction من النفط الثقيل مرفوع الدرجة إلى وحدة تكسير تيار ويتم إعادة تدوير الجزءٍ الثقيل heavy fraction من النفط الثقيل مرفوع الدرجة إلى نظام المعالجة
5 المسبقة؛ وفقاً لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكشف؛ و
شكل 8 يصور رسم بياني عام لنظام معالجة كيميائية يُستخدم بعد نظام المعالجة المسبقة الكيميائية حيث يتم إدخال النفط الثقيل مرفوع الدرجة مباشرة إلى ages تقطير distillation column لاستعادة وقود Jail وفقاً لنموذج واحد أو أكثر موصوف في هذا الكشف. لغرض الرسوم التوضيحية التخطيطية المبسطة ووصف الأشكال 8-1؛ لا يتم تضمين الصمامات valves 5 المتعددة»؛ مستشعرات درجة الحرارة ctemperature sensors وحدة التحكم الإليكترونية electronic controllers وما شابه ذلك والتي يمكن استخدامها ومعروفة جيداً لهؤلاء الخبراء العاديين في مجال عمليات معالجة كيميائية معينة. علاوة على ذلك؛ فإنه لا يتم تصوير المكونات المصاحبة التي Le We يتم تضمينها في عمليات المعالجة الكيميائية التقليدية؛ مثل معامل التكرير refineries مزودات الهواء cair supplies قواديس المحفزات catalyst hoppers والتعامل مع غاز المداخن flue gas 0 سيكون من المعروف أن هذه المكونات تدخل ضمن روح ونطاق النماذج الحالية المبينة. ومع ذلك يمكن إضافة مكونات تشغيلية Jie operational components تلك الموصوفة في الكشف الحالي؛ إلى النماذج الموصوفة في هذا الكشف. ينبغي أيضاً ملاحظة أن الأسهم في الرسومات تشير إلى تيارات العملية -process streams ومع cell فقد تشير ١ لأسهم بشكل مكافئ إلى خطوط نقل transfer lines والتي قد تعمل على نقل تيارات العملية بين اثنين أو أكثر من مكونات النظام. بالإضافة إلى ذلك؛ تحدد الأسهم التي تصل مكونات النظام system components المداخل أو المخارج في كل مكون نظام معين. يتطابق اتجاه السهم بصفة عامة مع الاتجاه الرئيسي لحركة مواد التيار materials of stream الموجود داخل خط النقل الفيزيائي physical transfer line الذي يدل السهم عليه. علاوة على ذلك؛ تشير الأسهم التي لا تصل اثنين أو أكثر من مكونات النظام إلى تيار منتج product stream والذي قد يخرج من النظام 0 المصور أو تيار مدخل نظام system inlet stream والذي قد يدخل النظام المصور. يمكن معالجة تيارات المنتج Product streams إضافية في أنظمة معالجة كيميائية chemical processing systems مصاحبة أو قد يتم تسويقها كمنتجات نهائية. قد تكون تيارات مدخل النظام تيارات يتم نقلها من أنظمة معالجة كيميائية مصاحبة أو قد تكون تيارات خام تغذية غير معالجة non-processed feedstock streams بالإضافة إلى ذلك؛ فقد تشير الخطوط المتقطعة أو المنقطة إلى خطوة اختيارية 5 أو تيار اختياري. على سبيل Jia قد تكون تيارات ale] التدوير recycle streams في النظام
اختيارية. ومع ذلك؛ ينبغي إدراك أن جميع الخطوط المتصلة قد تمثل خطوط تقل أو تيارات كيميائية chemical streams مطلوية. سيتم الآن الإشارة بمزيد من التفصيل إلى نماذج مختلفة؛ يتم توضيح بعض من هذه النماذج في الرسومات المصاحبة. وكلما أمكن؛ سيتم استخدام نفس الأرقام المرجعية على مدى الرسومات للإشارة إلى نفس الأجزاء أو أجزاء مماثلة. الوصف التفصيلي: بشكل عام؛ يتم في هذا الكشف وصف تماذج مختلفة لنظم وأساليب معالجة أنواع النفط الثقيلة Jie النفط الخام. Gg لواحد أو أكثر من النماذج؛ قد تتضمن معالجة النفط الثقيل عملية رفع درجة يعقبها معالجة daa على سبيل المثال؛ تكسير بالبخار. ويشكل ale قد تؤدي عملية رفع الدرجة upgrading process 0 إلى إزالة واحد أو أكثر من gia على الأقل من النيتروجين؛ الكبربت ومعدن أو أكثر من النفط الثقيل؛ وقد يؤدي ذلك أيضًا إلى كسر الشفقوق العطرية aromatic moieties في النفط الثقيل. وطبقًا لواحد أو أكثر من النماذج؛ يمكن معالجة النفط الثقيل باستخدام محفز لإزالة المعادن من الهيدروكريون (يشار إليه أحيانًا في هذا الكشف بأنه ind 1101/4)؛ محفز انتقالي؛ محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون (يشار إليه فى هذا الكشف بأنه 'محفز 711017)؛ محفز تكسير أول 5 لللهيدروكربون؛ ومحفز تكسير ثاني للهيدروكريون. وكما هو موصوف هناء لا يكون "محفز التكسير الأول للهيدروكربون” Sind التكسير الثاني للهيدروكريون" هو نفس المحفز. على سبيل المثال؛ قد يختلفا من حيث التركيبة؛ المسامية؛ أو كليهما. ومع ذلك» يجب فهم أن "أول" و"ثاني" لا يشيران بالضرورة إلى تحديد المواقع مع النظم الموصوفة. يمكن وضع محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون؛ المحفز الانتقالي؛ محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون؛ محفز التكسير الأول للهيدروكريون؛ 0 ومحفز التكسير الثاني للهيدروكربون بالتسلسل؛ إما في مفاعل Jolie (ie candy طبقة معبأة packed bed reactor بعدة طبقات» أو في اثنين أو أكثر من المفاعلات reactors المرتبة على التوالي. lin يتم وصف نماذج عملية المعالجة المسبقة؛ بالإضافة إلى العمليات الأخرى التي تلي عملية المعالجة المسبقة. يمكن الإشارة إلى النظم التي يمكن استخدامها بعد المعالجة المسبقة بأنها 'نظام المعالجة الكيميائية”؛ أو Va من ذلك بأنها "عملية ما بعد المعالجة المسبقة post-pretreatment "process 5 أو "المعالجة النهائية "downstream processing أن يكون مفهوما أن أي من نظم المعالجة الكيميائية المبينة يمكن أن تطبق جنباً إلى جنب مع أي من عمليات المعالجة المسبقة التى
تم وصفها هنا. علي سبيل المثال؛ تصور الأشكال 3-1 نماذج لعملية المعالجة dna) وتصور الأشكال 8-4 نماذج لنظم المعالجة الكيميائية (على سبيل المثال؛ عملية ما بعد المعالجة المسبقة) عن طريق التكسير بالبخار. ينبغى إدراك أن أى من نماذج نظم المعالجة المسبقة؛ مثل تلك المصورة في الأشكال 3-1 أو الموصوفة Lad يتعلق بالأشكال 3-1 يمكن استخدامها مع أى من تكوينات المعالجة النهائية الموصوفة هناء مثل تلك الموجودة في الأشكال 8-4؛ أو أى تشكيلة معالجة أخرى موصوفة فيما يتعلق بالأشكال 8-4. WS هو مستخدم في هذا الكشف؛ يشير "المفاعل"” إلى أي cole حاوية أو ما شابه ذلك؛ حيث قد يحدث تفاعل كيميائي chemical reactions واحد أو أكثر بين sale متفاعلة reactants واحدة أو أكثر اختيارياً في وجود محفز واحد أو أكثر. على سبيل المثال؛ قد يتضمن المفاعل خزان أو مفاعل أنبوبي tubular reactor تم تهيئته ليعمل كمفاعل دفعي batch reactor وهو مفاعل خزان مستمر 2g بخفاق .(CSTR) continuous stirred-tank reactor أو مفاعل تدفق كتلي -plug flow reactor تتضمن أمثلة المفاعلات؛ مفاعلات الطبقات المعبأة Jie packed bed reactors مفاعلات الطبقة الثابتة bed reactors 5<80؛ ومفاعلات الطبقة المميعة fluidized bed reactors يمكن تنظيم واحدة أو أكثر من 'مناطق التفاعل "reaction zones في المفاعل. وكما هو مستخدم في هذا الكشف؛ تشير 5 منطقة التفاعل "reaction zone إلى منطقة يحدث فيها تفاعل معين في المفاعل. على سبيل المثال» قد يحتوي مفاعل الطبقة المعبأة packed bed reactor المزود بعدة طبقات محفز catalyst beds على مناطق تفاعل متعددة»؛ حيث يتم تحديد كل منطقة تفاعل بمساحة كل طبقة محفز catalyst bed كما هو مستخدم في هذا الكشف؛ تشير "وحدة الفصل "separation unit إلى أي جهاز فصل separation device يفصل Gia على الأقل واحد أو أكثر من المواد الكيميائية chemicals التى يتم 0 خلطها في تيار العملية process stream عن بعضها البعض. علي سبيل المثال؛ قد تقوم وحدة الفصل بفصل الأنواع الكيميائية المختلفة عن بعضها البعض (LE لتشكيل واحد أو أكثر من الأجزاء الكيميائية Gag chemical fractions تحديد؛ تتضمن أمثلة وحدات الفصل؛ أعمدة تقطير cdistillation columns اسطوانات وميض cflash drums اسطوانات خبط knock-out drums أوانى خبط «knock-out pots أجهزة طرد مركزي «centrifuges أجهزة ترشيح filtration devices محابس 5 ددم أجهزة غسيل غاز «scrubbers أجهزة تمدد devices 0205101 ) أغشية «membranes أجهزة استخلاص المذيبات extraction devices )9017©0» وما شابه ذلك. وينبغي فهم أن عمليات الفصل
All separation processes تم وصفها في هذا الكشف قد لا تفصل تماماً كل مادة كيميائية واحدة من جميع المكونات الكيميائية chemical components الأخرى ٠ وينبغي فهم أن عمليات الفصل التى le” CaCl fia Ledomy 3 1 ل حتى لو لم يتم ذكر ذلك بشكل صريح؛ وينبغي فهم أن الفصل قد يتضمن فصل جزئي فقط. وكما هو مستخدم في هذا الكشف؛ قد يتم 'فصل" واحد أو أكثر من المكونات الكيميائية من تيار العملية لتشكيل تيار عملية جديد. ويشكل عام؛ قد يدخل تيار العملية وحدة فصل ging تقسيمه أو فصله إلي اثنين أو أكثر من تيارات العملية بالتركيبة المطلوية. علاوة على ذلك؛ في بعض عمليات الفصل؛ قد يخرج "جزء خفيف” in ثقيل” بشكل منفصل من وحدة الفصل. وبصفة عامة» يكون لتيار الجزه الخفيف light fraction stream درجة غليان أقل من تيار الجزءِ الثقيل heavy fraction stream كما 0 ينبغى فهم أنه حيث يتم تصور أو وصف وحدة فصل واحدة فقط في الشكل؛ يمكن استخدام وحدتي فصل أو أكثر لتنفيذ الفصل المتطابق أو المتطابق إلى حد كبير. على سبيل المثال» حيث يتم وصف عمود تقطير بمخارج متعددة؛ ومن المتوقع أن أجهزة الفصل separators المختلفة المرتبة علي التوالي قد تفصل بنفس القدر تيار التغذية feed stream وتدخل Jie هذه النماذج ضمن نطاق النماذج الموصوفة lla 5 ينبغى فهم أن 'دفق التفاعل "reaction effluent يشير عمومًا إلى التيار الذي يخرج من وحدة فصل مادة متفاعلة؛ أو منطقة تفاعل بعد تفاعل أو فصل معين. وبشكل عام؛ يكون لدفق التفاعل تركيبة مختلفة عن التيار الذي دخل وحدة الفصل» المادة cle lial أو منطقة التفاعل. وينبغى فهم أنه عندما يتم تمرير دفق إلى وحدة نظام أخرى » فقد يتم تمرير جزء فقط من تيار النظام system stream هذا. على سبيل المثال؛ قد يحمل تيار الانزلاق slip stream بعض الدفق dy مما يعني دخول 0 جزءٍ من الدفق فقط إلى وحدة نظام البعدي .downstream system unit WS هو مستخدم في هذا الكشف؛ يشير "المحفز" إلى أي مادة تُعزز معدل تفاعل كيميائي محدد. يمكن استخدام المحفزات الموصوفة في هذا CRASH لتعزيز تفاعلات مختلفة؛ علي سبيل (Jaa لا الحصرء؛ إزالة المعادن من الهيدروكريون» إزالة الكبريت من الهيدروكربون <hydrodesulfurization dll) النيتروجين من الهيدروكربون» AB المركبات العطرية . من الهيدروكربون chydrodearomatization 5 التكسير العطري caromatic cracking أو توليفات منها. وكما هو مستخدم في هذا الكشف؛ يشير "التكسير" بشكل عام إلى تفاعل كيميائي حيث يتم تكسير جزيء يحتوي على
روابط كربون-كربون carbon-carbon bonds إلى أكثر من جزيء واحد عن طريق كسر واحدة أو أكثر من روابط الكريون- الكريون؛ حيث يتحول المركب الذي يتضمن شقاً حلقياً «cyclic moiety Jie المركبات العطرية؛ J) مركب لا يتضمن Ba حلقياً؛ أو حيث يتم اختزال جزئ يحتوي على روابط كريون- كريون ثنائية carbon-carbon double bonds الي روابط كريون- كربون أحادية carbon-carbon single bonds 5 قد تحتوي بعض المحفزات على أشكال متعددة من النشاط التحفيزيء ولا يؤدي تسمية محفز بوظيفة واحدة محددة جعل هذا المحفز غير قادر على أن يكون نشطًا بشكل
تحفيزي لوظائف أخرى. ينبغى فهم أنه يمكن "خلط' أو "الجمع بين" اثنين أو أكثر من تيارات العملية عندما يتقاطع خطان أو أكثر في الرسوم البيانية الانسيابية التخطيطية للأشكال 8-1. قد يتضمن الخلط أو الجمع أيضاً 0 خلطاً عن طريق الإدخال المباشر لكل من التيارين إلي مفاعل؛ وحدة فصل؛ أو مكون نظام AT ينبغي فهم أن التفاعلات التي تعززها المحفزات كما هو موصوف في هذا الكشف قد تزيل مكون كيميائي؛ gia Jie فقط من مكون كيميائي؛ من تيار عملية. علي سبيل المثال؛ قد يكون محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون موجود بكمية فعالة لتعزيز التفاعل الذي يزيل ein من واحد أو أكثر من المعادن من تيار العملية. قد يكون محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون موجوداً بكمية فعالة لتعزيز التفاعل الذي يزيل جزءِ من النيتروجين الموجود في تيار العملية. قد يوجد محفز إزالة الكبريت من الهيدروكريون (HDS) hydrodesulfurization بكمية فعالة لتعزيز التفاعل الذي يزيل جزءِ من الكبريت الموجود في تيار العملية. بالإضافة إلى ذلك؛ قد يكون محفز تكسير أول للهيدروكريون؛ مثل محفز إزالة المركبات العطرية من الهيدروكربون موجوداً بكمية فعالة لتعزيز التفاعل الذي يقلل 0 .من كمية الشقوق العطرية aromatic moieties في تيار العملية عن طريق تشبع وتكسير تلك الشقوق العطرية؛ وقد يكون محفز تكسير ثاني للهيدروكريون موجوداً بكمية فعالة لتعزيز التفاعل الذي يقلل أيضاً من كمية الشقوق العطرية في تيار العملية بعد منطقة التكسير الأول للهيدروكربون first hydrocracking zone عن طريق المزيد من تشبع وتكسير الشقوق العطرية. وينبغى فهم أنه على مدى هذا الكشف؛ ليس بالضرورة أن يقتصر Sine معين علي الأداء الوظيفي لإزالة أو تكسير شق أو مكون كيميائي معين عندما يشار إليه على أن له أداء وظيفي معين. علي سبيل المثال. يمكن للمحفز المحدد في هذا الكشف باسم محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون بالإضافة إلى ذلك
توفير الأداء الوظيفي لإزالة المركبات العطرية من الهيدروكربون «(HDA) hydrodearomatization الأداء الوظيفي لإزالة الكبريت من الهيدروكربون؛ أو كلاهما. وينبغى أيضاً فهم أنه قد يتم تسمية تيارات لمكونات «lal وقد يكون المكون الذي تم تسمية التيار باسمه هو المكون الرئيسي في التيار (مثل الذي يشتمل على من 750 بالوزن (7 بالوزن)؛ من 770 بالوزن؛ من 790 بالوزن؛ من 795 بالوزن؛ أو حتى من 795 بالوزن من محتويات التيار إلى 7100 بالوزن من محتويات التيار). يجب فهم أن حجم المسام؛ كما هو مستخدم على مدار هذا الكشف؛ يتعلق بمتوسط حجم المسام ما لم يحدد خلاف ذلك. يمكن تحديد متوسط ana المسام من تحليل Brunauer-Emmett-Teller (BET) وأيضاً؛ يمكن التأكيد على متوسط pas المسام عن طريق توصيف المجهر الإلكتروني .(TEM) transmission electron microscope lll 0 بالإشارة الآن إلى شكل ol يتم تصوير نظام معالجة مسبقة 100 والذي يتضمن نظام محفز معالجة الهيدروكريون معمم generalized hydrotreatment catalyst 132. وبجب فهم أن النماذج الإضافية لنظام محفز معالجة الهيدروكربون 132 وفقاً لشكل 1 يتم وصفها بالتفصيل في الأشكال 3-2. ومع ذلك؛ يجب فهم أن مواد التغذية؛ المنتجات؛ تيارات sale) التدوير؛ إلى آخره؛ لنظام المعالجة المسبقة 5 المعمم 100 وفقاً لشكل 1 تنطبق أيضاً على النماذج الموصوفة فيما يتعلق بالأشكال 8-2. بالإشارة إلى شكل 1 وفقاً لنماذج هذا الكشف؛ يمكن خلط تيار تغذية نفط تقيل heavy oil feed stream 101 مع تيار هيدروجين hydrogen stream 104. قد يشتمل تيار الهيدروجين 104 على غاز هيدروجين hydrogen gas غير مستخدم من تيار مكون component stream غاز العملية المعاد تدويره recycled process gas 113« هيدروجين تعويضي make-up hydrogen من تيار 0 تغذية الهيدروجين hydrogen feed stream 114« أو كلاهماء للخلط مع تيار تغذية النفط الثقيل 1 وتشكيل تيار مدخلات محفز dallas مسبقة pretreatment catalyst input stream 105. في نموذج واحد أو «JST يمكن تسخين تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105 إلى درجة حرارة عملية من 350 درجة مئوية (°C) إلى 450 درجة مئوية. وقد يدخل تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105 ويمر خلال نظام محفز معالجة الهيدروكريون 132. وكما هو موصوف lia قد 5 يتضمن نظام محفز معالجة الهيدروكريون 132 سلسلة من مناطق التفاعل؛ بما في ذلك منطقة Je lis إزالة المعادن من الهيدروكريون chydrodemetalization reaction zone منطقة تفاعل انتقالي
— 3 1 — transition reaction zone منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون chydrodenitrogenation reaction zone منطقة تفاعل تكسير للهيدروكريون hydrocracking reaction zone أول » ومنطقة تفاعل تكسير ثاني للهيدروكربون. تغذية النفط الثقيل 101)؛ بما في ذلك أنواع النفط الخام؛ بقايا التفريغ vacuum residue رمال القطران» البيتومين bitumen وأنواع نغط غاز التفريغ vacuum gas oils باستخدام عملية معالجة مسبقة لمعالجة الهيدروكريون التحفيزية catalytic hydrotreating pretreatment إذاكانت تغذية النفط الثقيل هي نفط خام؛ فإنه قد يكون لها تقل نوعي وفقاً لمعهد البترول ١ لأمريكي American Petroleum (API) Institute من 25 درجة إلى 0 درجة. على سبيل (Jha قد تكون تغذية النفط الثقيل المستخدمة هي La خام عربي تقيل . ودتم توضيح الخواص النموذجية للنفط الخام العربي الثقيل في جدول 1. جدول 1- sale التغذية العربية الثقيلة للتصدير JE النوعى وفقاً لمعهد "١ الدرجة 27 البترول الأمريكي جرامات لكل ستتيمتر مكعب الكثافة 0.8904 (جم/سم3) مي ين بقن أجزاء في المليون من حيث الوزن 16.4 | Parts per million by weight النيكل (Ppmw) ايوم Vem ...| أجزاء في لبون من حيث لوزن محتوى كلوريد الصوديوم | 0 أجزاء في المليون من حيث الوزن >5 ّ (NaCl) sodium chloride 87 sll 7 Conradson كريون كونرادسون
Carbon
ل كد ل د Asphaltenes Asphaltenes ولا يزال بالإشارة إلى شكل 1»؛ يمكن تشكيل تيار دفق تفاعل reaction effluent stream محفز dallas مسبقة 109 من خلال تفاعل تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105 مع تيار محفز معالجة الهيدروكريبون 132. وقد يدخل تيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109 في وحدة فصل 112 ويمكن فصله إلى تيار مكون غاز العملية المعاد spss 113 وتيار منتج السائل المتوسط intermediate liquid product stream 5 115. في أحد النماذج؛ يمكن Lead تنقية تيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109 لإزالة سلفيد الهيدروجين وغازات العملية process gases الأخرى لزيادة نقاء الهيدروجين لتتم إعادة تدويره في تيار مكون غاز العملية المعاد تدويره 113. يمكن تعويض الهيدروجين المستهلك في العملية عن طريق إضافة هيدروجين نقي من تيار تغذية الهيدروجين التعويضي make-up hydrogen feed stream 114 والذي قد يكون مستمد من بخار أو مصلح 0 نافثا naphtha reformer أو مصدر آخر. قد يتحد تيار مكون غاز العملية المعاد تدويره 113 وتيار تغذية الهيدروجين التعويضي 114 لتشكيل تيار هيدروجين 104. في أحد النماذج؛ يمكن فصل تيار منتج السائل المتوسط 115 في وحدة فصل 116 لفصل تيار جزءٍ الهيدروكريونات Casall 117 وتيار منتج سائل نهائي من المعالجة المسبقة 118؛ ومع ذلك» يجب أن يكون مفهوماً أن خطوة الفصل هذه اختيارية. في نماذج أخرى ؛ قد تكون sang الفصل 116 وعاء وميض flash vessel في أحد النماذج» يكون تيار جزءٍ الهيدروكريونات الخفيف light hydrocarbon fraction stream 117 بمثابة إعادة تدوير ويتم خلطه مع تيار نقي من sale تخفيف الهيدروكربونات الخفيفة light hydrocarbon diluent stream 102 لإنشاء تيار من sale تخفيف الهيدروكريونات الخفيفة 103. يمكن استخدام تيار مادة تخفيف الهيدروكريونات الخفيفة النقية 102 حسب الحاجة لتوفير مادة تخفيف تعويضية make-up diluent للعملية للمساعدة على المزيد من خفض تعطيل واحد أو أكثر من المحفزات في نظام محفز معالجة الهيدروكريون 132. في واحد أو أكثر من النماذج؛ قد يكون لواحد أو أكثر من تيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 9. تيار منتج السائل المتوسط 115 وتيار منتج الساتل النهائي من المعالجة المسبقة 118
محتوى عطريات مخفض بالمقارنة مع تيار تغذية النفط الثقيل 101. بالإضافة إلى ذلك؛ في النماذج؛ قد يكون لواحد أو أكثر من تيار دفق Jolin محفز المعالجة المسبقة 109 تيار منتج السائل المتوسط 5؛ وتيار منتج السائل النهائي من المعالجة المسبقة 118 محتوى مخفض إلى حد كبير من (cu, <I المعادن» الأسفلتينات casphaltenes كريون كونرادسون؛ النيتروجين» أو توليفات من (lly 5 بالإضافة إلى زيادة الثقل النوعي معهد البترول الأمريكي وزيادة إنتاجية الديزل ونواتج التقطير بالتفريغ vacuum distillate بالمقارنة مع تيار تغذية النفط الثقيل 101. وفقاً لواحد أو أكثر من النماذج؛ قد يكون بتيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109 انخفاض لا يقل عن حوالي 780 بالوزن؛ انخفاض لا يقل عن 790 بالوزن؛ أو حتى انخفاض لا يقل عن بالوزن من النيتروجين فيما يتعلق بتيار تغذية النفط الثقيل 101. وفقاً لنموذج «AT قد يكون 0 بتيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109 انخفاض لا يقل عن حوالي 785 بالوزن؛ انخفاض لا يقل عن 790 بالوزن؛ أو حتى انخفاض لا يقل عن 799 بالوزن من الكبريت فيما يتعلق بتيار تغذية النفط الثقيل 101. وفقاً لنموذج آخرء قد يكون بتيار دفق Jolin محفز المعالجة المسبقة 109 انخفاض لا يقل عن حوالي 770 بالوزن؛ انخفاض لا يقل عن 780 بالوزن؛ أو حتى انخفاض لا يقل عن 785 بالوزن من محتوى العطريات فيما يتعلق بتيار تغذية النفط الثقيل 101. وفقاً لنموذج 5 آخرء قد يكون بتيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109 انخفاض لا يقل عن حوالي 780 بالوزن» انخفاض لا يقل عن 790 بالوزن؛ أو حتى انخفاض لا يقل عن 799 بالوزن من المعدن فيما يتعلق بتيار تغذية النفط الثقيل 101. ولايزال بالإشارة إلى شكل 1 في النماذج المختلفة؛ قد يكون واحد أو أكثر من تيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109؛ تيار منتج السائل المتوسط 115« وتيار منتج السائل النهائي من المعالجة 0 المسبقة 118 مناسب للاستخدام كتيار نفط مرفوع الدرجة upgraded oil stream 220 لمعالجة لاحقة؛ يتم وصف النماذج الخاصة بها بعد ذلك في هذا الكشف. وكما هو مستخدم في هذا الكشف؛ يمكن الإشارة إلى واحد أو أكثر من تيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109( تيار منتج السائل المتوسط 115؛ وتيار منتج السائل النهائي من المعالجة المسبقة 118 ب 'نفط مرفوع الدرجة" والذي قد يكون معالج نهائياً بواسطة النظم النهائية وفقاً للأشكال 8-4 على الأقل. قد يكون لأنواع Lal) 5 مرفوعة الدرجة؛ في بعض النماذج؛ نقطة غليان نهائية أقل من أو تساوي 540 درجة مئوية؛ مما قد يزيد الكفاءة أو التحويلات الأخرى في تكسير البخار النهائي. في نماذج إضافية؛ قد يكون ل 790
بالوزن على الأقل» 795 بالوزن على الأقل» أو حتى 799 بالوزن على الأقل من النفط مرفوع الدرجة درجة غليان أقل من أو تساوي 540 درجة مئوية. في نماذج إضافية؛ قد يكون للنفط مرفوع الدرجة درجة غليان نهائية أقل من أو تساوي 520 درجة مئوية؛ 500 درجة مئوية؛ 480 درجة gic 460 درجة مثوية»؛ 440 درجة مئوية» 420 درجة مئوية؛ 400 درجة cdigic 380 درجة مئوية؛ 360 درجة gis 340 درجة مئوية؛ 320 درجة مئوية؛ أو حتى 300 درجة مئوية. يجب فهم أن نقطة الغليان النهائية للنفط مرفوع الدرجة تكون مساوية لنقطة الغليان النهائية لتيار دفق محفز تفاعل المعالجة المسبقة 109 نظراً لأنه يتم إزالة الأجزاء الخفيفة فقط عن طريق خطوات الفصل الاختيارية؛
اللاحقة في نظام المعالجة المسبقة 100. بالإشارة الآن إلى شكل 2؛ وفقاً لواحد أو أكثر من النماذج؛ قد يتضمن نظام محفز معالجة 0 الهيدروكربون 132 أو يتكون من مناطق تفاعل بطبقات معبأة متعددة مرتبة على التوالي (على سبيل «Jill منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 106؛ منطقة تفاعل انتقالي 108( منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110؛ منطقة تفاعل تكسير أول للهيدروكريون 120؛ ومنطقة تفاعل تكسير ثاني للهيدروكريون 125) وقد تشتمل كل من مناطق التفاعل هذه على طبقة محفز. وقد تكون كل من مناطق التفاعل هذه موجودة في مفاعل واحد مثل مفاعل بطبقة معبأة مع 5 طبقات متعددة مرتبة على التوالي؛ كما هو مبين كمفاعل المعالجة المسبقة 130 في شكل 2. وفي هذه النماذج» يشتمل مفاعل المعالجة المسبقة 130 على طبقة محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون تشتمل على محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون في منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون 6. طبقة محفز انتقالي تشتمل على محفز انتقالي في منطقة التفاعل الانتقالي 108؛ طبقة محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون تشتمل على محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون في منطقة 0 تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون 110؛ طبقة محفز تكسير أول للهيدروكريون تشتمل على محفز تكسير أول للهيدروكربون في منطقة تفاعل تكسير الهيدروكريون 120؛ وطبقة محفز تكسير ثاني للهيدروكربون تشتمل على محفز تكسير ثاني للهيدروكريون في منطقة تفاعل التكسير الثاني للهيدروكريون 125. في نماذج (AT قد تكون كل من منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 6. منطقة التفاعل الانتقالي 108( منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110( ومنطقة 5 تفاعل تكسير الهيدروكربون 120 موجودة في العديد من مفاعلات الطبقة المعبأة المرتبة على التوالي. في نماذج أخرى» توجد كل منطقة تفاعل في مفاعل طبقة معبأة واحد؛ منفصل. يجب فهم أن النماذج
المتصورة تتضمن تلك التي فيها تكون طبقات المحفز المعبأة المرتبة على التوالي موجودة في مفاعل واحد أو في مفاعلات متعددة يحتوي كل منها على طبقة محفز واحدة أو أكثر. وتجدر الإشارة إلى أنه عندما تكون هناك dala إلى كميات كبيرة نسبياً من المحفز؛ فإنه قد يكون من المستحسن احتواء تلك المحفزات في مفاعلات منفصلة.
وفقاً لواحد أو أكثر من النماذج؛ يتم إدخال تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105 والذي يشتمل على نفط ثقيل؛ إلى منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 106 ويتصل بمحفز إزالة المعادن من الهيدروكريون. وقد يعزز تلامس محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون مع تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105 التفاعل الذي يُزيل جزء على الأقل من المعادن الموجودة في تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105. بعد التلامس مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكريبون؛ يمكن تحويل
0 "تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105 إلى دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون. وقد يكون لدفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون محتوى معادن مخفض بالمقارنة مع محتويات تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105. على سبيل المثال؛ قد يحتوي دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون على الأقل على 770 بالوزن؛ على الأقل 780 بالوزن؛ أو حتى على الأقل 1795 بالوزن معادن أقل من تيار مدخلات محفز المعالجة المسبقة 105.
5 وفقاً لواحد أو أكثر من النماذج؛ قد يكون لمنطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون 106 متوسط مرجح لدرجة حرارة الطبقة من 350 درجة مثوية إلى 450 درجة مئوية؛ Jie من 370 درجة مئوية إلى 415 درجة مئوية؛ وقد يكون لها ضغط من 3 ميغاباسكال الى 20 ميغاباسكال (30 بار إلى 0 بار)؛ مثل من 9 ميغاباسكال الى 11 ميغاباسكال (90 بار إلى 110 بار). تشتمل منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 106 على محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون؛ وقد يملاً
0 محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون 106 بالكامل. قد يشتمل محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون على معدن واحد أو أكثر من مجموعات الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية International Union of Pure and Applied Chemistry <SIUPAC) 6< أو 10-8 من الجدول الدوري. على سبيل المثال؛ قد يشتمل محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون على موليبدينيوم .molybdenum قد يشتمل محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون
5 أيضاً على مادة حامل csupport material وقد يتم وضع المعدن على مادة Jalal) في أحد النماذج؛ قد يشتمل محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون على محفز معدن موليبدينيوم molybdenum metal
catalyst على حامل ألومينا alumina support (يشار إليه أحياناً ب 'محفز موليبديتيوم molybdenum alumina Lsesll/(Mo) (:0دل)"). يجب فهم على مدار هذا الكشف أن المعادن الموجودة في أي من المحفزات التي تم الكشف عنها قد تكون موجودة في شكل كبربتيدات sulfides أو أكاسيد oxides أو حتى مركبات أخرى .
في أحد النماذج؛ قد يتضمن محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون كبريتيد معدن metal sulfide على مادة حامل؛ حيث يتم اختيار المعدن من المجموعة التي تتكون من عناصر الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات 5؛ 6؛ 10-85 من الجدول الدوري؛ وتوليفات منها. قد تكون مادة الحامل هي نواتج extrudates (si جاما- ألومينا gamma-alumina أو سيليكا Lise sl silica كرات»؛ اسطوانات»؛ حبيبات؛ كريات؛ وتوليفات من ذلك.
0 في أحد النماذج؛ قد يشتمل محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون على حامل جاما- ألوميناء لها مساحة سطح من 100 م*/جم إلى 160 cia) pap من 100 م*/جم إلى 130 م*/جم؛ أو من 0 م”/جم إلى 160 (pas يمكن وصف محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون بشكل أفضل بأن لها حجم مسام كبير نسبياً؛ مثل على الأقل 0.8 anon (على سبيل (Jud على الأقل 0.9 سم/جم؛ أو حتى على الأقل 1.0 سم"/جم). قد يكون حجم مسام محفز All) المعادن من
5 الهيدروكربون كبير في الغالب (بمعنى؛ يكون له حجم مسام أكبر من 50 نانومتر). وقد يوفر هذا قدرة كبيرة على امتصاص المعادن على سطح محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون واختيارياً مواد الإشابة dopants في أحد النماذج؛ يمكن اختيار مادة الإشابة dopant من المجموعة التي تتكون من بورون boron سيليكون silicon هالوجينات chalogens فوسفور phosphorus وتوليفات من ذلك.
0 في واحد أو أكثر من النماذج؛ قد يشتمل محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون على من 70.5 بالوزن إلى 712 بالوزن أكسيد oxide أو كبريتيد موليبدينيوم Jie) sulfide of molybdenum من 2 بالوزن إلى 710 بالوزن أو من 73 بالوزن إلى 77 بالوزن أكسيد أو كبريتيد موليبدينيوم) ومن 8 بالوزن إلى 799.5 بالوزن ألومينا (مثل من 790 بالوزن إلى 798 بالوزن أو من 793 بالوزن إلى 797 بالوزن ألومينا).
5 وددون التقيد بنظرية؛ في بعض النماذج؛ يُعتقد أنه أثناء التفاعل في منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون 106 يُعزز محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون هدرجة hydrogenation المركبات
من نوع البورفيرين porphyrin type compounds الموجودة في النفط Jad عبر الهيدروجين لإنشاء مركب وسيط. وبعد هذه الهدرجة الأولية؛ يتم اختزال النيكل nickel أو الفاناديوم vanadium الموجود في مركز جزيء البورفيرين porphyrin molecule في المركب الوسيط بواسطة هيدروجين ثم يتم اختزاله أيضاً إلى الكبريتيد sulfide المقابل بواسطة كبريتيد هيدروجين .(H2S) hydrogen sulfide يترسب كبريتيد المعدن النهائي على محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون» وبالتالي تتم إزالة كبريتيد المعدن من النفط الخام البكر. يتم أيضاً إزالة الكبريت من المركبات العضوية organic compounds التي تحتوي على كبريت من خلال مسار موازي parallel pathway وقد تعتمد معدلات هذه التفاعلات الموازية على أنواع الكبريت التي يجري النظر فيها. وبشكل عام؛ يُستخدم الهيدروجين لاستخلاص الكبريت؛ الذي يتم تحويله إلى كبريتيد هيدروجين في العملية. تظل شظايا الهيدروكريونات 0 الخالية من الكبريت sulfur-free hydrocarbon fragments المتبقية في تيار الهيدروكريونات السائلة .liquid hydrocarbon stream يمكن تمرير دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون من منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون 106 إلى منطقة التفاعل الانتقالي 108 حيث يتصل بالمحفز الانتقالي. قد يعزز تلامس المحفز الانتقالي مع دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون التفاعل الذي يُزيل ea على 5 الأقل من المعادن الموجودة في تيار دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون وكذلك التفاعلات التي قد تُزيل sa على الأقل من النيتروجين الموجود في تيار دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون. بعد التلامس مع المحفز الانتقالي» يتم تحويل دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون إلى دفق تفاعل انتقاني transition reaction effluent وقد يكون لدفق التفاعل الانتقالي محتوى معادن ومحتوى نيتروجين مخفض بالمقارنة مع دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون. 0 على سبيل المثال؛ قد يكون لدفق التفاعل الانتقالي محتوى معادن أقل بنسبة 750 بالوزن على الأقل؛ 0 بالوزن على الأقل؛ أو حتى 790 بالوزن على الأقل من دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون. بالإضافة إلى ذلك؛ قد يحتوي دفق التفاعل الانتقالي على نيتروجين أقل بنسبة 710 بالوزن على الأقل» 715 بالوزن على edi أو حتى 720 بالوزن على الأقل من دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون.
وفقاً للنماذج» يكون لمنطقة التفاعل الانتقالي 108 متوسط مرجح لدرجة حرارة الطبقة حوالي 370 درجة مئوية إلى 410 درجة مئوية. تشتمل منطقة التفاعل الانتقالي 108 على المحفز الانتقالي؛ وقد يملاً المحفز الانتقالي منطقة التفاعل الانتقالي 108 بالكامل. في أحد النماذج؛ يمكن تشغيل منطقة التفاعل الانتقالي 108 لإزالة كمية من مكونات المعادن وكمية من مكونات الكبريت من تيار دفق تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون. قد يشتمل المحفز SUEY) على حامل قائمة على الألومينا alumina based support في شكل ناتج بثق. في أحد النماذج؛ يشتمل المحفز الانتقالي على معدن واحد من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعة 6 ومعدن واحد من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات 8- 0. تتضمن أمثلة على معادن الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعة 6 الموليبدينيوم 0 والتنجستين 8160ع0008. وتتضمن أمثلة على معادن الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات 10-8 النيكل والكوبالت cobalt على سبيل المثال؛ قد يشتمل المحفز الانتقالي على موليبدينيوم و النيكل (Ni) nickel على حامل titania support Will (وشار إليه في بعض الأحيان ب Sind موليبدينيوم-النيكل/ألومينا'). قد يحتوي المحفز الانتقالي أيضاً على sale إشابة والتي يتم اختيارها من المجموعة التي تتكون من بورون»؛ فوسفور؛ هالوجينات؛ سيليكون؛ وتوليفات من ذلك. 5 .قد يكون للمحفز الانتقالي مساحة سطح 140 م*/جم إلى 200 ana (مثل من 140 م /جم إلى 0 م”/جم أو من 170 aaa إلى 200 م”/جم). قد يكون للمحفز الانتقالي pan مسام متوسط من 0.5 سم”/جم إلى 0.7 سم/جم (مثل 0.6 (pn an قد يشتمل المحفز الانتقالي بشكل عام على بنية متوسطة المسام mesoporous structure لها أحجام مسام في المدى من 12 نانومتر إلى 50 نانومتر. وتوفر هذه الخصائص نشاط متوازن في إزالة المعادن من الهيدروكريون وإزالة الكبريت من 0 الهيدروكربون. في واحد أو أكثر من النماذج؛ قد يشتمل المحفز الانتقالي على من 710 بالوزن إلى 718 بالوزن أكسيد أو كبريتيد موليبدينيوم (مثل من 711 بالوزن إلى 717 بالوزن أو من 712 بالوزن إلى 716 بالوزن أكسيد أو كبريتيد موليبدينيوم)؛ من 71 بالوزن إلى 77 بالوزن أكسيد أو كبريتيد نيكل sulfide of nickel (مثل من 72 بالوزن إلى 76 بالوزن أو من 73 بالوزن إلى 75 بالوزن أكسيد أو كبربتيد (US 5 ومن 775 بالوزن إلى 789 بالوزن ألومينا (مثل من 777 بالوزن إلى 787 بالوزن أو من 9 بالوزن إلى 785 بالوزن ألومينا).
يمكن تمرير دفق التفاعل الانتقالي من منطقة التفاعل الانتقالي 108 إلى منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110 حيث يتصل بمحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون. وقد يُعزز تلامس محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون مع دفق التفاعل الانتقالي التفاعل الذي يزيل ey على الأقل من النيتروجين الموجود في تيار دفق التفاعل الانتقالي. وبعد التلامس مع محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون» يمكن تحويل دفق التفاعل الانتقالي إلى دفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون. قد يكون لدفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون (Sine معادن ومحتوى نيتروجين مخفض بالمقارنة مع دفق التفاعل الانتقالي. على سبيل المثال؛ قد يكون لدفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون انخفاض في محتوى النيتروجين بنسبة 780 بالوزن على الأقل» 785 بالوزن على الأقل؛ أو حتى 790 بالوزن على الأقل بالنسبة لدفق التفاعل الانتقالي. في نموذج OAT
0 قد يكون لدفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون انخفاض في محتوى الكبريت بنسبة 780 بالوزن على الأقل» 790 بالوزن على الأقل؛ أو حتى 795 بالوزن على الأقل بالنسبة لدفق التفاعل الانتقالي. في نموذج AT قد يكون لدفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون انخفاض في محتوى العطريات بنسبة 725 بالوزن على الأقل» 730 بالوزن على الأقل؛ أو حتى 740 بالوزن على الأقل بالنسبة لدفق التفاعل الانتقالي.
5 وققاً للنماذج» يكون لمنطقة Jolin إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110 متوسط مرجح لدرجة حرارة الطبقة من 370 درجة مئوية إلى 410 درجة مئوية. تشتمل منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110 على محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون؛ وقد Say محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربيون منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110 بالكامل. في أحد النماذج؛ يتضمن محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون أكسيد أو كبريتيد معدن على مادة
0 حامل؛ Cus يتم اختيار المعدن من المجموعة التي تتكون من مجموعات الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية 5؛ 6؛ و10-8 من الجدول الدوري؛ وتوليفات منها. قد تتضمن sale الحامل جاما- ألومينا؛ ألومينا متوسطة المسام؛ سيليكا؛ أو كلاهماء في شكل نواتج بثق؛ (lS اسطوانات وكريات. Uy لأحد النماذج؛ يحتوي محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون على حامل قائمة على جاما ألومينا والتي لها مساحة سطح 180 م*/جم إلى 240 م*/جم (مثل من 180 م7 /جم إلى 210 م /جم؛
5 أو من 210 م /جم إلى 240 م /جم). وتسمح مساحة السطح الكبيرة نسبياً هذه لمحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون بحجم مسام أصغر (على سبيل (JU أقل من 1.0[سم"/جم؛ أقل من 0.95
cea nd) أو حتى أقل من 0.90سم"/جم). في أحد النماذج» يحتوي محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون على معدن واحد على الأقل من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعة 6م Jie الموليبدينيوم ومعدن واحد على الأقل من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات Jie 10-8 النيكل. قد يتضمن محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون أيضاً sale إشابة واحدة على الأقل مختارة من المجموعة التي تتكون من بورون؛ فوسفور؛ سيليكون؛ هالوجينات؛ وتوليفات من ذلك. في أحد النماذج؛ قد يتضمن محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون كوبالت؛ والذي يُعزز أيضاً all) الكبريت. في أحد النماذج؛ يكون لمحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون تحميل أعلى للمعادن للطور النشط active phase بالمقارنة مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون. وقد تؤدي هذه الزيادة في تحميل المعادن إلى زيادة النشاط التحفيزي. في أحد النماذج؛ يشتمل محفز A)
0 التنيتروجين من الهيدروكريون على نيكل وموليبدينيوم»؛ ويكون له نسبة مولية نيكل إلى موليبدينيوم (النيكل/ (النيكل+موليبدينيوم)) 0.1 إلى 0.3 (مثل من 0.1 إلى 0.2 أو من 0.2 إلى 0.3). في أحد النماذج والذي يتضمن كويالت (Co) cobalt .قد تكون النسبة المولية ل (كوبالت+النيكل)/موليبدينيوم في المدى من 0.25 إلى 0.85 (مثل من 0.25 إلى 0.5 أو من 0.5 إلى 0.85).
Wy 5 لنموذج OAT قد يحتوي محفز dll) النيتروجين من الهيدروكريون على مادة متوسطة المسام؛ مثل ألومينا متوسطة المسام «mesoporous alumina والتي قد يكون لها متوسط حجم مسام 25 نانومتر على الأقل. على سبيل (JB قد يشتمل محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون على ألومينا متوسطة المسام لها متوسط ana مسام 30 نانومتر على الأقل؛ أو حتى 35 نانومتر على الأقل. وقد يشار إلى محفزات إزالة النيتروجين من الهيدروكربون ذات متوسط حجم مسام صغير
ie ls 0 أقل من 2 نانومتر» بمحفزات إزالة النيتروجين من الهيدروكربون التقليدية في هذا الكشف؛ وقد يكون لها أداء تحفيزي ضعيف نسبياً بالمقارنة مع محفزات إزالة النيتروجين من الهيدروكربون ذات مسامات بحجم أكبر المبينة حالياً. يمكن الإشارة إلى نماذج محفزات إزالة النيتروجين من الهيدروكربون مع حامل ألومينا لها متوسط حجم مسام من 2 نانومتر إلى 50 نانومتر في هذا الكشف ب "المحفزات المدعومة بألومينا متوسطة المسام "-meso-porous alumina supported catalysts في
5 واحد أو أكثر من النماذج؛ قد يكون للألومينا متوسطة المسام لمحفز إزالة المعادن من الهيدروكريون متوسط حجم مسام في المدى من 2 نانومتر إلى 50 نانومترء 25 نانومتر إلى 50 نانومتر؛ من
0 نانومتر إلى 50 نانومتر؛ أو من 35 نانومتر إلى 50 نانومتر. وفقاً للنماذج؛ قد يتضمن محفز
إزالة النيتروجين من الهيدروكربون ألومينا لها مساحة سطح كبيرة cbs حجم مسام كبير نسبياً؛ أو
كلاهما. على سبيل المثال؛ قد يكون للألومينا متوسطة المسام مساحة سطح كبيرة نسبياً حيث يكون
لها مساحة سطح على الأقل حوالي 225 م2/جم؛ على الأقل حوالي 250 م*/جم؛ على الأقل حوالي
aff 275 5 على الأقل حوالي 300 م2/جم؛ أو حتى على الأقل حوالي 350 م”/جم؛ die من 225
م”/جم إلى 500 م”/جم؛ من 200 م"/جم إلى 450 م”/جم؛ أو من 300 م"/جم إلى 400 م"/جم.
في واحد أو أكثر من النماذج؛ قد يكون للألومينا متوسطة المسام حجم مسام كبير نسبياً حيث يكون
لها حجم مسام على الأقل حوالي 1 مل/جم؛ على الأقل حوالي 1.1 مل/جم؛ على الأقل 1.2 مل/جم؛
أو حتى على الأقل 1.2 مل/جم؛ مثل من 1 مل/جم إلى 5 مل/جم؛ من 1.1 مل/جم إلى 3؛ أو من
0 1.2 مل/جم إلى 2 مل/جم. وبدون التقيد بنظرية؛ يُعتقد أن محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون
المدعوم بألومينا متوسطة المسام قد يوفر مواقع نشطة active sites إضافية وقنوات ذات مسام أكبر
ls larger pore channels قد تُسهل نقل جزيئات أكبر إلى داخل وخارج المحفز. قد تؤدي المواقع
النشطة الإضافية والقنوات ذات المسام الأكبر إلى نشاط تحفيزي clef عمر محفز أطول؛ أو
كلاهما. في أحد النماذج؛ قد يتضمن محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون مادة إشابة؛ والتي
5 يمكن اختيارها من المجموعة التي تتكون من بورون؛ سيليكون؛ هالوجينات؛ فوسفور» وتوليفات من ذلك.
وفقاً للنماذج الموصوفة؛ يمكن إنتاج محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون عن طريق خلط sale
حامل؛ مثل الألومينا ؛ مع رابط binder مثل ألومينا dallas ببتدة حمضية .acid peptized alumina
يمكن إضافة ماء أو مذيب AT إلى خليط من مادة حامل ورابط لتشكيل طور قابل للبثق extrudable
phase 0 الذي يتم بثقه بعد ذلك إلى الشكل المطلوب . يمكن تجفيف ناتج البثق في درجة حرارة مرتفعة
(مثل أعلى من 100 درجة مثوية؛ Jie 110 درجة مئوية) ثم كلسنته في درجة حرارة مناسبة (مثل
في درجة حرارة 400 درجة مئوية على الأقل أو 450 درجة مئوية على الأقل؛ Jie 500 درجة
مئوية). يمكن تشريب نواتج البثق المكلسنة بمحلول aqueous solution (le يحتوي على مواد منتجة
للمحفز Jie catalyst precursor materials المواد المنتجة التي تتضمن موليبدينيوم» النيكلء أو
5 توليفات منها. على سبيل (JE) قد يحتوي المحلول Sl) على هيبتان موليبدات أمونيوم
phosphoric acid 1ع01216» وحمض فوسفوريك nitrate نترات نيكل cammonium heptanmolybdate
لتشكيل محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون الذي يشتمل على مركبات تشتمل على موليبدينيوم؛ (SH وفوسفور . في النماذج حيث يتم استخدام حامل ألومينا متوسطة المسام؛ يمكن تخليق الألومينا متوسطة المسام من خلال تشتيت مسحوق بويهميت boehmite powder في الماء عند 60 درجة مئوية إلى 90 درجة مثئوية. cod يمكن إضافة حمض مثل حمض النيتريك (HNO3) Nitric acid إلى البويهميت في محلول الماء بنسبة حمض النيتريك:**1م 0.3 إلى 3.0 ويتم تحريك المحلول عند 60 درجة مثوية إلى 90 درجة مئوية لعدة ساعات؛ مثل 6 ساعات؛ للحصول على محلول. يمكن إضافة بوليمر مشترك Jie copolymer بوليمر مشترك ثلاثي الكتلة ctriblock copolymer إلى المحلول عند درجة حرارة الغرفة؛ حيث تكون النسبة المولارية للبوليمر المشترك: ألومنيوم (Al) alumnium من 0.02 0 إلى 0.05 وتدوم saad ساعات؛ Jie ثلاث ساعات. يتم تجفيف خليط المحلول/البوليمر المشترك لعدة ساعات ثم كلسنته. وفقاً لواحد أو أكثر من النماذج؛ قد يشتمل محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون على من 710 بالوزن إلى 718 بالوزن أكسيد أو كبريتيد موليبدينيوم (مثل من 713 بالوزن إلى 717 بالوزن أو من 4 بالوزن إلى 716 بالوزن أكسيد أو كبريتيد موليبدينيوم)؛ من 72 بالوزن إلى 78 بالوزن أكسيد 5 أو كبريتيد نيكل Ji) من 73 بالوزن إلى 77 بالوزن أو من 74 بالوزن إلى 76 بالوزن أكسيد أو كبريتيد نيكل)؛ ومن 774 بالوزن إلى 788 بالوزن ألومينا (مثل من 776 بالوزن إلى 784 بالوزن أو من 778 بالوزن إلى 782 بالوزن ألومينا). بطريقة مماثلة لمحفز إزالة المعادن من الهيدروكربون» ومرة أخرى مع عدم وجود نية للتقيد بأي نظرية؛ يُعتقد أنه يمكن إجراء عملية إزالة النيتروجين من الهيدروكربون إزالة المواد العطرية من 0 الهيدروكربون عبر آليات التفاعل reaction mechanisms ذات الصلة. وتنطوي كل منهما على درجة معينة من الهدرجة. بالنسبة لإزالة النيتروجين من الهيدروكريون؛ Bale ما تكون مركبات النيتروجين العضوية organic nitrogen compounds في شكل بُنى حلقية غير متجانسة heterocyclic structures وتكون الذرة غير المتجانسة heteroatom نيتروجين. قد تكون هذه البنى الحلقية غير المتجانسة مشبعة قبل إزالة ذرة النيتروجين غير المتجانسة of nitrogen (100ة16160. على نحو 5 ممائثل؛ تنطوي عملية إزالة المواد العطرية من الهيدروكريون على تشبع الحلقات العطرية aromatic 58 . وقد تحدث كل من هذه التفاعلات إلى مدى مختلف اعتماداً على كمية أو نوع كل من
المحفزات لأن كل محفز قد يقوم بشكل انتقائي بتعزيز أحد أنواع التحويلات على الأخرى ولأن التحويلات تكون تنافسية. يجب فهم أن بعض نماذج الطرق والنظم الموصوفة Ula قد تستخدم محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون الذي يتضمن ألومينا مسامية لها متوسط حجم مسام على الأقل 25 نانومتر. ومع ذلك؛ في نماذج أخرى؛ قد يكون متوسط حجم مسام الألومينا المسامية أقل من حوالي 25 نانومتر» وقد تكون حتى دقيقة المسام (بمعنى؛ يكون لها متوسط حجم مسام أقل من 2 نانومتر). ولا din بالإشارة إلى شكل 2 يمكن تمرير دفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون من منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110 إلى منطقة تفاعل التكسير الأول للهيدروكربون 120 Cus يتلامس مع محفز التكسير الأول الهيدروكربون. وقد يعزز تلامس محفز التكسير الأول 0 للهيدروكربون مع دفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون التفاعل الذي يقلل محتوى العطريات الموجودة في دفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون. وبعد التلامس مع محفز التكسير الأول للهيدروكريون» يتم تحويل دفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون إلى دفق تفاعل تكسير هيدروكريون أساسي. وقد يكون لدفق Jeli تكسير الهيدروكريون الأساسي محتوى عطريات مخفض بالمقارنة مع دفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون. على سبيل المثال؛ قد يكون لدفق تفاعل 5 تكسير الهيدروكريون الأساسي (rine عطريات أقل بنسبة 750 بالوزن على (JN) أقل بنسبة 760 بالوزن على (dB) أو حتى أقل بنسبة 780 بالوزن على الأقل من دفق تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون. قد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكربون على معدن واحد أو أكثر من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات 5؛ 6؛ 8؛ 9؛ أو 10 من الجدول الدوري. على سبيل المثال؛ قد يشتمل 0 محفز التكسير الأول للهيدروكريون على معدن واحد أو أكثر من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات 5 أو 6؛ ومعدن واحد أو أكثر من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات 8؛ 9< أو 10 من الجدول الدوري. على سبيل المثال؛ قد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون على موليبدينيوم أو تنجستين من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعة 6 ونيكل وكويالت من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعات 8؛ 9؛ أو 10. قد يشتمل 5 محفز التكسير الأول للهيدروكريون أيضاً على مادة حامل؛ مثل الزيوليت zeolite وقد يتم وضع المعدن على مادة الحامل. في أحد النماذج؛ قد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون على محفز
معدن تنجستين ونيكل على حامل الزيوليت والتي تكون متوسطة المسام (ويشار إليه في بعض الأحيان ب 'محفز التنجستن tungsten (57)-النيكل/زيوليت متوسط). في نموذج آخر؛ قد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكربون على محفز معدن موليبدينيوم ونيكل على حامل الزيوليت والتي تكون متوسطة المسام (وبشار إليه في بعض الأحيان ب Jind موليبدينيوم-النيكل/محفز زيوليت متوسط .("meso-zeolite catalyst
UE لنماذج محفزات التكسير الأول للهيدروكربون للنظم التحفيزية لمعالجة الهيدروكربون hydrotreatment catalytic systems الموصوفة في هذا الكشف؛ يمكن توصيف مادة الحامل (أي الزيوليت متوسط المسام) بأنها متوسطة المسام حيث يكون لها متوسط حجم مسام من 2 نانومتر إلى 0 نانومتر. وعلى سبيل المقارنة؛ فإن محفزات تكسير الهيدروكريون القائمة على زيوليت zeolite- based hydrocracking catalysts 0 تقليدي تحتوي على زبوليتات zeolites دقيقة المسام؛ بمعنى أن لها متوسط حجم مسام أقل من 2 نانومتر. وبدون التقيد بنظرية؛ يُعتقد أن المسامات ذات الحجم الكبير نسبياً (أي؛ متوسطة المسامية) لمحفزات التكسير الأول للهيدروكربون الموصوفة حالياً تسمح بانتشار جزيئات أكبر داخل الزيوليت؛ والتي يُعتقد أنها تُحسن نشاط التفاعل وانتقائية المحفز. وسبب زيادة حجم المسام» يمكن للجزيئات التي تحتوي على مواد عطرية أن تنتشر بسهولة أكثر في المحفز 5 وقد يزداد التكسير العطري. على سبيل JB) في بعض النماذج التقليدية؛ قد تكون مادة التغذية المحولة بواسطة محفزات معالجة الهيدروكريون hydroprocessing catalysts هي أنواع نفط غاز فراغي» أنواع نفط خفيفة الحلقة light cycle oils من؛ على سبيل المثال؛ مفاعل تكسير تحفيزي مائع ¢fluid catalytic cracking reactor أو أنواع dads غاز تكويك coker gas oils من»؛ على سبيل المثال؛ وحدة تكويك coking unit وتكون الأحجام الجزيئية في أنواع النفط هذه صغيرة نسبياً بالمقارنة مع 0 تك التي لأنواع النفط الثقيلة مثل الخام Gling الغلاف الجوي؛ والتي قد تكون هي sale التغذية وفقاً للطرق والنظم الحالية. Bale ما تكون أنواع النفط الثقيلة غير قادرة على الانتشار داخل الزيوليتات التقليدية ويتم تحويلها على المواقع النشطة الموجودة داخل الزبوليتات. وبالتالي؛ قد تسمح الزيوليتات ذات أحجام المسام الأكبر (أي ؛ lid gall متوسطة المسام (mesoporous zeolites للجزيئات الأكبر من أنواع النفط الثقيلة بالتغلب على قيد الانتشار» وقد تعزز تفاعل وتحويل الجزيئات الأكبر لأنواع
5 النفط الثقيلة.
لا تقتصر مادة حامل الزيوليت لمحفز التكسير الأول للهيدروكريون بالضرورة على نوع معين من الزيوليت. ومع ذلك؛ فإنه من المتوقع أن الزيوليتات Beta »7 die أيه دبليو أل زد-15 AWLZ- 5» أل زد-45 «Y-82 (LZ-45 27-84 17-210 127-25 سيليكاليت عائله»511» أو موردينيت mordenite قد تكون مناسبة للإستخدام في محفز التكسير الأول للهيدروكربون الموصوف حالياً. على سبيل المثال؛ يتم وصف الزيوليتات متوسطة المسام المناسبة التي قد تكون مشرية بواحد أو أكثر من المعادن التحفيزية Jie catalytic metals التنجستن؛ النيكل؛ موليبدينيوم؛ أو توليفات منهاء على الأقل في البراءة الأمريكية رقم ¢7¢785¢563 Powder Technology 183 «Zhang et al. Microporous and Mesoporous Materials 181 (2013) 116-122: «(2008) 73-78: Liu et al. Technologycand Garcia-Martinez et al. عه (DOI: ¢ Catalysis Science 2012 .10.1039/c2cy00309k) 0 في نموذج واحد أو «JST قد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكربون على من 718 بالوزن إلى 8 بالوزن arin أو أكسيد تنجستين oxide of tungsten (مثل من 720 بالوزن إلى 727 بالوزن أو من 722 بالوزن إلى 726 بالوزن تنجستين أو كبريتيد أو أكسيد تنجستين)؛ من 72 بالوزن إلى 8 بالوزن أكسيد أو كبريتيد نيكل die) من 73 بالوزن إلى 77 بالوزن أو من 74 بالوزن إلى 76 5 بالوزن أكسيد أو كبربتيد نيكل)؛ ومن 75 بالوزن إلى 740 بالوزن زيوليت متوسط المسام (مثل من 0 بالوزن إلى 735 بالوزن أو من 710 بالوزن إلى 730 بالوزن زيوليت). في نموذج آخرء قد يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون على من 712 بالوزن إلى 718 بالوزن أكسيد أو كبربتيد موليبدينيوم (مثل من 713 بالوزن إلى 717 بالوزن أو من 714 بالوزن إلى 716 بالوزن أكسيد أو كبربتيد موليبدينيوم)؛ من 72 بالوزن إلى 78 بالوزن أكسيد أو كبربتيد نيكل (مثل من 73 بالوزن إلى 0 77 بالوزن أو من 74 بالوزن إلى 76 بالوزن أكسيد أو كبريتيد نيكل)» ومن 75 بالوزن إلى 740 بالوزن زبوليت متوسط المسام Jie) من 710 بالوزن إلى 735 بالوزن أو من 710 بالوزن إلى 730 بالوزن زيوليت متوسط المسام). يمكن تحضير محفزات التكسير الأول للهيدروكربون الموصوفة عن طريق اختيار زيوليت متوسط المسام وتشريب الزيوليت متوسط المسام بمعدن تحفيزي واحد أو ST أو عن Gob تجميع زيوليت 5 متوسط المسام مع مكونات أخرى. بالنسبة لطريقة التشريب؛ يمكن خلط الزيوليت متوسط المسام؛ Lise olf نشطة active alumina (على سبيل المثال؛ ألومينا ¢(bochmite alumina Cig ورابط
(على سبيل (JBI ألومينا ببتيدية لحمض). يمكن إضافة كمية ملائمة من الماء لتشكيل عجين والذي يمكن بثقه باستخدام جهاز بثق extruder يمكن تجفيف ناتج البثق عند من 80 درجة مئوية إلى 120 درجة Digi لمدة من 4 ساعات إلى 10 ساعات ثم الكلسنة عند من 500 درجة مثوية إلى 550 درجة Asie لمدة من 4 ساعات إلى 6 ساعات. يمكن تشريب ناتج البثق المكلسن calcinated extrudate 5 بواسطة محلول Sle محضر مع مركبات تشتمل على (Jal التنجستنء موليبدييوم؛ كوبالت؛ أو توليفات منها. يكن استخدام اثنين أو أكثر من المواد المنتجة لمعادن تحفيزية catalytic metal precursors عندما يكون مطلوب اثنين من معادن تحفيزية. ومع ذلك؛ فقد تتضمن بعض النماذج واحد فقط من على النيكل؛ التنجستن؛ موليبدينيوم؛ أو كويالت. على سبيل المثال؛ قد يتم تشريب مادة الحامل للمحفز بواسطة خليط من هكساهيدرات نترات تيكل nickel nitrate hexahydrate 0 (أي ((Ni(NO3)226H20) ٠ وميتاتنجستات أمونيوم ammonium metatungstate (أي» 12040 ((NHA6H2W إذا كان محفز تكسير الهيدروكربون التنجستن-النيكل مطلوب. يمكن تجفيف ناتج البثق المشرب impregnated extrudate عند من 80 درجة sie إلى 0 درجة مثوية لمدة من 4 ساعات إلى 10 ساعات ثم الكلسنة عند من 450 درجة مثوية إلى 0 درجة مئوية لمدة من 4 ساعات إلى 6 ساعات. بالنسبة لطريقة التجميع؛ يمكن خلط الزيوليت متوسط المسام مع ألوميناء رابط والمركبات التي تشتمل على التنجستن أو موليبدينيوم؛» النيكل أو كويالت (على سبيل المثال؛ ثالث أكسيد موليبدينوم (MoOs3) molybdenum trioxide أو هكساهيدرات نترات نيكل إذا كان الموليبدينيوم التيكل مطلوب). وينبغي فهم أن بعض نماذج الطرق والنظم الموصوفة حالياً يمكنها استخدام محفز تكسير أول للهيدروكربون والذي يتضمن زبوليت متوسط المسام (أي؛ له متوسط حجم مسام من 2 نانومتر إلى 0 50 نانومتر). وبالرغم من ذلك؛ في نماذج أخرى؛ قد يكون متوسط حجم المسام للزيوليت أقل من 2 نانومتر (أي؛ دقيق المسام). ولا يزال بالإشارة إلى شكل 2 يمكن تمرير دفق Jel تكسير الهيدروكريون الأساسي من منطقة تفاعل التكسير الأول للهيدروكربون 120 إلى منطقة تفاعل التكسير الثاني للهيدروكربون 125 حيث يتلامس مع محفز التكسير الثاني للهيدروكريون. وقد يعزز تلامس محفز التكسير الثاني للهيدروكريون مع دفق تفاعل تكسير الهيدروكربون الأساسي التفاعل الذي يُقلل محتوى المواد العطرية الموجودة في دفق تفاعل تكسير الهيدروكربون الأساسي؛ والذي قد يتضمن نفط غاز فراغي وناتج تقطير متوسط.
بعد التلامس مع محفز التكسير الثاني للهيدروكريون؛ يتم تحويل دفق تفاعل تكسير الهيدروكريون الأساسي إلى تيار دفق تفاعل محفز معالجة مسبقة 109. وقد يكون لتيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109 محتوى مواد عطرية مخفض بالمقارنة مع دفق تفاعل تكسير الهيدروكريون الأساسي. على سبيل المثال؛ قد يكون لتيار دفق تفاعل محفز المعالجة المسبقة 109 محتوى مواد عطرية أقل بنسبة 710 بالوزن على الأقل؛ أقل بنسبة 750 بالوزن على الأقل؛ أو حتى أقل بنسبة 780 بالوزن على الأقل من دفق تفاعل تكسير الهيدروكربون الأساسي. قد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكربون على معدن واحد أو أكثر من مجموعات الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية 5؛ 6 8؛ 9< أو 10 من الجدول الدوري. على سبيل المثال؛ قد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكربون على معدن واحد أو أكثر من مجموعات الاتحاد الدولي للكيمياء 0 البحتة والتطبيقية 5 أو 6 ومعدن واحد أو أكثر من مجموعات الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية 8( 9؛ أو 10 من الجدول الدوري. على سبيل (JB قد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكربون على موليبدينوم أو تنجستين من الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية المجموعة 6 ونيكل أو كويالت من مجموعات الاتحاد الدولي للكيمياء البحتة والتطبيقية 8 9؛ أو 10. قد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكريون Lad على مادة Jie cals الزيوليت؛ ويمكن وضع 5 المعدن على مادة الحامل. في أحد النماذج؛ قد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكربون على محفز معدن تنجستين ونيكل على حامل زيوليت. في نموذج آخر؛ قد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكريون على محفز معدن موليبدينوم ونيكل على حامل زيوليت. وقد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكربون أيضاً على ألومينا. وفقاً لنماذج محفزات التكسير الثاني للهيدروكريون لنظم محفز معالجة الهيدروكريون الموصوفة في 0 هذا الكشف؛ عند مقارنتها بمحفزات التكسير الأول للهيدروكريون الموصوفة (Lia فإن محفزات التكسير الثاني للهيدروكريون قد يكون لها واحد أو أكثر من متوسط حجم مسام أصغرء مقدار مسام أقل؛ dali سطح أكبرء أو حموضة أكبر. في نماذج إضافية؛ قد يتضمن محفز التكسير الثاني للهيدروكربون مسامية دقيقة ST من محفز التكسير الأول للهيدروكربون ويكون خالي إلى حد كبير من المسام المتوسطة 0065000:88. في نماذج إضافية؛ قد يكون متوسط حجم المسام لمحفز التكسير 5 الثاني للهيدروكريون أقل من محفز التكسير الأول للهيدروكربون استناداً إلى كون محفز التكسير الثاني للهيدروكربون خالي إلى حد كبير من المسام المتوسطة (50-2 نانومتر) بينما يتضمن محفز
التكسير الأول للهيدروكربون مسام متوسطة. وبدون التقيد بنظرية؛ يُعتقد أن الحموضة الأكبر وبنية المسام pore structure المطلوية لمحفزات التكسير الثاني للهيدروكريون تسمح بأن تكون محفزات التكسير الثاني للهيدروكريون أكثر Ladle لتعزيز التفاعلات لتحويل حجم جزيئات نفط الغاز الفراغي. ويسبب حجم المسام؛ يمكن نشر جزيئات نفط الغاز الفراغي بسهولة أكثر في محفز التكسير الثاني للهيدروكريون وقد يزداد تكسير المواد العطرية. على سبيل المثال؛ في بعض النماذج التقليدية؛ قد تكون sale التغذية المحولة بواسطة محفزات التكسير الثاني للهيدروكريون هي أنواع نفط خفيفة الحلقة من؛ على سبيل المثال؛ مفاعل تكسير تحفيزي مائع؛ أو أنواع نفط غاز تكويك من؛ على سبيل المثال» وحدة تكويك. وتكون الأحجام الجزيئية في أنواع النغط هذه صغيرة نسبياً بالمقارنة مع تلك التي لأنواع النفط الثقيلة؛ مثل الخام Lays الغلاف الجوي؛ وأنواع dads الغاز الفراغي؛ والتي قد تكون 0 هي مادة التغذية وفقاً للطرق والنظم الحالية. في واحد أو أكثر من النماذج؛ يمكن استخدام dala sale زيوليت لمحفز التكسير الثاني للهيدروكريون ولا تقتصر بالضرورة على نوع معين من الزيوليت. ومع ذلك؛ فإنه من المتوقع أن الزيوليتات ie ¢Y ماوق ¢<AWLZ-15 كفمصل 7-82 <Y-84 17-210 1725 سيليكاليت؛ أو موردينيت قد تكون مناسبة للاستخدام في محفز التكسير الثاني للهيدروكربون الموصوف حالياً. وكما تم الإشارة 5 إليه سابقاً في هذا الكشف؛ على سبيل المثال؛ يتم وصف الزيوليتات متوسطة المسام المناسبة التي قد تكون مشرية بواحد أو أكثر من المعادن التحفيزية Jie التنجستن؛ النيكل؛ موليبدينيوم؛ أو توليفات منهاء على الأقل في البراءة الأمريكية رقم ¢7¢785¢563 Powder Technology «Zhang et al. Microporous and Mesoporous Materials 181 (2013) 116-183 (2008) 73-78; Liu et al. (DOI: 2012 « Catalysis Science & Technology«122; and Garcia-Martinez et al. .10.1039/c2cy00309k) 0 في واحد أو أكثر من النماذج؛ قد يشتمل محفز التكسير الثاني للهيدروكريون على من 720 بالوزن إلى 725 بالوزن كبربتيد أو أكسيد تنجستين (مثل من 720 بالوزن إلى 723 بالوزن أو من 722 بالوزن إلى 725 بالوزن تنجستين أو كبربتيد أو أكسيد تنجستين)؛ من 72 بالوزن إلى 78 بالوزن أكسيد أو كبربتيد نيكل ie) من 73 بالوزن إلى 77 بالوزن أو من 74 بالوزن إلى 76 بالوزن أكسيد أو كبريتيد نيكل)؛ ومن 720 بالوزن إلى 760 بالوزن زيوليت متوسط المسام (مثل من 720 بالوزن إلى 740 بالوزن أو من 740 بالوزن إلى 760 بالوزن زيوليت). في نموذج «AT قد يشتمل محفز
التكسير الثاني للهيدروكريون على من 712 بالوزن إلى 718 بالوزن أكسيد أو كبريتيد موليبدينيوم (مثل من 713 بالوزن إلى 717 بالوزن أو من 714 بالوزن إلى 716 بالوزن أكسيد أو كبربتيد موليبدينيوم)؛ من 72 بالوزن إلى 78 بالوزن أكسيد أو كبربتيد نيكل (مثل من 73 بالوزن إلى 77 بالوزن أو من 74 بالوزن إلى 76 بالوزن أكسيد أو كبريتيد (JS ومن 720 بالوزن إلى 760 بالوزن زيوليت متوسط المسام (مثل من 720 بالوزن إلى 740 بالوزن أو من 740 بالوزن إلى 760 بالوزن زيوليت). (Ka تحضير محفزات التكسير الثاني للهيدروكربون الموصوفة عن طريق اختيار زيوليت وتشريب الزيوليت بمعدن تحفيزي واحد أو أكثر أو عن طريق تجميع الزيوليت مع مكونات أخرى. بالنسبة لطريقة التشريب؛ يمكن خلط الزيوليت؛ ألومينا نشطة (على سبيل المثال؛ ألومينا بويهميت)؛ ورابط 0 (على سبيل المثال؛ ألومينا ببتيدية لحمض). يمكن إضافة كمية ملائمة من الماء لتشكيل عجين والذي يمكن بثقه باستخدام جهاز بثق. يمكن تجفيف ناتج البثق عند من 80 درجة مئوية إلى 120 درجة مئوية لمدة من 4 ساعات إلى 10 ساعات ثم الكلسنة عند من 500 درجة مئوية إلى 550 درجة مئوية لمدة من 4 ساعات إلى 6 ساعات. يمكن تشريب ناتج البثق المكلسن بواسطة محلول مائي محضر مع مركبات تشتمل على النيكل؛ التنجستن؛ موليبدينيوم؛ كوبالت؛ أو توليفات منها. 5 يمكن استخدام اثنين أو أكثر من المواد المنتجة لمعادن تحفيزية عندما يكون مطلوب اثنين من معادن تحفيزية. ومع ذلك؛ فقد تتضمن بعض النماذج واحد فقط من على النيكل؛ التنجستن؛ موليبدينيوم؛ أو كوبالت. على سبيل المثال؛ قد يتم تشريب sale الحامل للمحفز بواسطة خليط من هكساهيدرات نترات نيكل وميتاتتجستات أمونيوم إذا كان محفز تكسير الهيدروكريون التنجستن-النيكل مطلوب. يمكن تجفيف ناتج البثق المشرب عند من 80 درجة مثوية إلى 120 درجة مئوية لمدة من 4 ساعات 0 إلى 10 ساعات ثم الكلسنة عند من 450 درجة Lge إلى 500 درجة مئوية لمدة من 4 ساعات إلى 6 ساعات. بالنسبة لطريقة التجميع؛ يمكن خلط الزبوليت متوسط المسام مع ألوميناء رابط والمركبات التي تشتمل على التنجستن أو موليبدينيوم؛ النيكل أو كوبالت (على سبيل المثال؛ ثالث أكسيد موليبدينوم أو هكساهيدرات نترات نيكل إذا كان الموليبدينيوم-النيكل مطلوياً). وينبغي فهم أن بعض نماذج الطرق والنظم الموصوفة حالياً يمكنها استخدام محفز تكسير ثاني 5 للهيدروكربون والذي يتضمن زبوليت دقيق المسام (أي؛ له متوسط حجم مسام أقل من 2 نانومتر).
وبالرغم من ذلك؛ في نماذج (Hal قد يكون متوسط حجم المسام للزيوليت 2 نانومتر إلى 50 نانومتر (أي؛ متوسط المسام). وفقاً لواحد أو أكثر من النماذج الموصوفة؛ قد تكون النسبة الحجمية لمحفز إزالة المعادن من الهيدروكريون: المحفز JEN) محفز Al) النيتروجين من الهيدروكريون: محفز تكسير الهيدروكريون: محفز التكسير الثاني للهيدروكريون 20-5: 30-5: 70-30: 30-5: 30-5. قد تعتمد نسبة المحفزات جزئياً على الأقل على محتوى المعادن في خام تغذية النفط المعالج. وفقاً لنماذج إضافية؛ قد يشتمل تيار محفز معالجة الهيدروكربون 132 على Jolie معالجة هيدروكربون hydrotreating reactor بطبقة معبأة قبلي 4 وواحد أو أكثر من المفاعلات البعدية downstream reactors الإضافية. على سبيل المتال؛ قد يتضمن المفاعل البعدي downstream reactor 0 خزان أو مفاعل أنبوبي تم تهيثته ليعمل كمفاعل دفعي catch reactor مفاعل خزان مستمر مزود بخفاق؛ أو مفاعل تدفق كتلي. تتضمن أمثلة المفاعلات مفاعلات الطبقات المعبأة Jie مفاعلات الطبقة الثابتة؛ ومفاعلات الطبقة المميعة. قد يحتوي المفاعل البعدي أو المفاعلات البعدية على منطقة تفاعل واحدة أو أكثر؛ بما في ذلك منطقة التفاعل التكسير الأول للهيدروكربون 120 ومنطقة تفاعل التكسير الثاني للهيدروكربون 125. وقد يتضمن Jolie معالجة الهيدروكريون بالطبقة المعبأة 5 القبلي 134 منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون 106( منطقة التفاعل الانتقالي 108؛ ومنطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون 110. في هذه النماذج؛ قد تستخدم منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 106؛ منطقة التفاعل الانتقالي 108( منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110( منطقة تفاعل التكسير الأول للهيدروكريون 120( ومنطقة تفاعل التكسير الثاني للهيدروكربون 125 المحفزات؛ ظروف المعالجة المعنية؛ إلى آخره؛ والتي تم الكشف عنها فيما يتلق بالنظام وفقاً لشكل 2. وفي هذه النماذج؛ قد يكون تشكيل نظام محفز معالجة الهيدروكربون 2 مفيد بشكل خاص عندما تكون ظروف التفاعل مثل؛ لكنها لا تقتصر (Jo محتوى الهيدروجين» درجة الحرارة؛ أو الضغط مختلفة فيما يتعلق بتشغيل Jolie معالجة الهيدروكربون بالطبقة المعبأة القبلي 134 وواحد أو أكثر من المفاعلات البعدية. وقد تكون النماذج التي ققد تتضمن واحد أو أكثر من مفاعلات الطبقة المميعة مفيدة مع محفزات التكسير الأول للهيدروكربون المعينة؛ محفزات التكسير 5 الثاني للهيدروكربون» أو كلاهما بالمقارنة مع تكوينات الطبقة المعبأة.
والآن بالإشارة إلى شكل 3 ووفقاً لنماذج إضافية؛ قد يتضمن نظام محفز الهدرجة 132 مناطق تفاعل بطبقة معبأة متعددة مرتبة على التوالي (على سبيل المثال؛ منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 106 منطقة التفاعل الانتقالي 108؛ ومنطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون 0 ) وقد تشتمل كل من مناطق التفاعل هذه على طبقة محفز. قد توجد كل من هذه المناطق في مفاعل واحد مثل Jolie طبقة معبأة به عدة طبقات مرتبة بالتوالي» مبين كمفاعل هدرجة بطبقة معبأة قبلي 134 في شكل 3 ومفاعل معالجة الهيدروكريون بطبقة معبأة بعدي 136. في نماذج أخرى؛ قد توجد منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 106 منطقة التفاعل الانتقالي 108( ومنطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110 في مجموعة من مفاعلات طبقة معبأة مرتبة على التوالي مع مفاعل تكسير الهيدروكربون بطبقة معبأة بعدي 136. في نماذج أخرى؛ توجد كل منطقة 0 تفاعل في مفاعل طبقة معبأة cay منفصل. قد يتضمن مفاعل معالجة الهيدروكربون بالطبقة المعبأة القبلي 134 أو مجموعة مفاعلات الطبقة المعبأة القبلية منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكربون 6. منطقة التفاعل الانتقالي 108( ومنطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكربون 110. قد يتضمن Jolie تكسير الهيدروكريون بالطبقة المعبأة البعدي 136 منطقة تفاعل التكسير الأول للهيدروكريون 120 ومنطقة تفاعل التكسير الثاني للهيدروكربون 125. في هذه النماذج؛ قد تستخدم 5 منطقة تفاعل إزالة المعادن من الهيدروكريون 106( منطقة التفاعل الانتقالي 108؛ منطقة تفاعل إزالة النيتروجين من الهيدروكريون 110 منطقة تفاعل التكسير الأول للهيدروكريون 120 ومنطقة تفاعل التكسير الثاني للهيدروكربون 125 المحفزات الخاصة؛ ظروف المعالجة؛ وما إلى ذلك؛ المبينة Lak يتعلق بالنظام وفقاً لشكل 2. قد يكون تشكيل مفاعل الهدرجة بالطبقة المعبأة القبلي 134 أو مجموعة مفاعلات الطبقة المعبأة القبلي وفقاً لشكل 3 مفيد بالأخص عندما تكون ظروف التفاعل 0 على سبيل المثال» لا الحصر» محتوى الهيدروجين» درجة الحرارة؛ أو الضغط لعملية مفاعل الهدرجة القبلي بالطبقة المعبأة 134 أو مجموعة مفاعلات الطبقة المعبأة القبلي ومفاعل تكسير الهيدروكربون البعدي بالطبقة المعبأة 136 مختلفة. في هذه النماذج؛ يتم تمرير تيار 131 من مفاعل الهدرجة بالطبقة المعبأة القبلي 134 أو مجموعة مفاعلات الطبقة المعبأة القبلي إلى مفاعل تكسير
الهيدروكربون البعدي بالطبقة المعبأة 136. 5 ينبغي فهم أنه يتم توخي تكوينات أخرى للمفاعل؛ Jie كل محفز في مفاعل منفصل أو يشترك Shae واحد أو أكثر في مفاعل. وقد تعمل المفاعلات المختلفة كطبقات معبأة أو طبقات مميعة fluidized
5ل0. ومع ذلك»؛ من المتوقع أن مفاعلات الطبقة المميعة Bale ما تتضمن محفز واحد فقط بحيث لا يتم خلط المحفزات بشكل كبير» في بعض النماذج. والآن بالإشارة إلى الأشكال 4 و5؛ في نماذج النظم والعمليات الموصوفة؛ يمكن استخدام تيار نفط مرفوع الدرجة 220 كمادة تغذية أو كجزءِ من مادة تغذية لعملية تكرير بعدية downstream refinery coperation 5 مثل التكرير بالتكويك coking refinery 200 بواسطة وحدة dallas تكسير الهيدروكريون كما هو مبين في شكل 4 أو التكرير بالتكويك 300 بواسطة وحدة تحويل التكسير التحفيزي لمائع كما هو مبين في شكل 5. في هذه النماذج؛ يتم معالجة تيار النفط مرفوع الدرجة 220 لتشكيل واحد أو أكثر من أجزاء التكرير refining fractions (مثل؛ على سبيل المثال» جازولين؛ نفط ناتج تقطير «distillate oil نفط وقود اذه cfuel أو and الكوك (coke عن طريق إدخال النفط مرفوع الدرجة في 0 مُجزئ التكرير (مثل عمود التقطير الجوي 230 في الأشكال 4 و5) dag ذلك إخضاع الأجزاء من مُجزئ التكرير إلى معالجة تكرير Jie واحدة أو أكثر من معالجة تكسير الهيدروكربون أو معالجة التكسير التحفيزي لمائع. في Alls استخدام تيار النفط مرفوع الدرجة 220 كجزءِ من مادة تغذية؛ قد يكون المتبقي من مادة التغذية هو نفط خام غير مستمد من خطوة المعالجة المسبقة الموصوفة بالإشارة إلى شكل 1. يتم تصوير رسم تخطيطي مبسط لمصفاة تكرير بالتكويك coking refinery تمثيلية في شكل 4. وبينما يتم وصف نماذج نظم معالجة التكرير البعدية downstream refining processing systems في هذا الكشف بالإشارة إلى الأشكال S554 ينبغي فهم أن هذه العمليات البعدية لا تقتصر على المعالجة المسبقة؛ عملية رفع الدرجة الموصوفة بالإشارة إلى الأشكال 3-1 بالإضافة إلى ذلك؛ ينبغي فهم أنه بينما تصور الأشكال 4 و5 تمثيلات لبعض نظم التكرير refinery csystems فإنه يتم توخي نظم تكرير أخرى؛ مثل أي نظام تكرير يستخدم حالياً لتشكيل وقود النقل 0 .من النفط الخام. شكل 4 يمثل نموذج أول للتكرير بالتكويك البطئ 200 يحتوي على مصفاة تكرير بالتكويك بها وحدة معالجة تكسير هيدروكربون hydrocracking process unit في شكل 4؛ يدخل تيار النفط مرفوع الدرجة 220, والذي قد يشتمل على أي من تيار دفق تفاعل محفز معالجة مسبقة 109 تيار منتج سائل متوسط 115 أو تيار منتج سائل نهائي من المعالجة المسبقة 118 من شكل 1؛ في عمود 5 التقطير الجوي 230؛ حيث يمكن فصله على الأفل؛ بدون حصر؛ إلى ثلاثة أجزاء. وقد تتضمن الأجزاء الثلاثة تيار نافثا التقطير المباشر straight run naphtha stream 232 تيار نفط غاز جوي
atmospheric gas oil stream 234؛ وتيار بقايا الغلاف الجوي atmospheric residue stream 6. في نموذج إضافي؛ يمكن إضافة نفط خام بكر إلى جانب تيار النفط مرفوع الدرجة 220 كمادة تغذية لمصافي التكرير بالتكريك البطئ delayed coking refineries 200« 300 وفقاً للأشكال S44 5 قد يدخل تيار بقايا الغلاف الجوي 236 في عمود التقطير الفراغي 240 حيث يمكن فصل تيار بقايا الغلاف الجوي 236 إلى تيار نغط غاز فراغي vacuum gas oil stream 242 وتيار بقايا الفراغ vacuum residue stream 244. في النموذج المبين في شكل 4؛ يمكن إزالة تيار الهواء المزاح slipstream 246 من تيار Lay الفراغ 244 وإرساله إلى خزان تجميع نفط الوقود fuel oil collection tank 206. وقد يدخل ما تبقى من تيار بقايا الفراغ 244 في sang معالجة التكويك البطئ delayed coking process unit 0 250 حيث يمكن معالجة تيار بقايا الفراغ 244 لخلق تيار نافثا وحدة التكويك coker naphtha stream 252« تيار نفط غاز وحدة التكويك coker gas oil stream 254 تيار نفط غاز وحدة التكويك heavy coker gas oil stream Jill 256 وتيار فحم الكوك الأخضر 87680 coke stream 258« مع إرسال تيار فحم الكوك الأخضر 258 بعد ذلك إلى خزان تجميع فحم الكوك coke collection tank 208. ويمثل فحم الكوك الأخضرء كما هو مستخدم في هذا الكشف؛ اسم آخر لفحم الكوك عالي الجودة. وإلى جانب الإنتاجية الأقل لفحم الكوك» يمكن ملاحظة إنتاجية أعلى للسائل مما يؤدي إلى كميات أكبر من تيار نفط غاز وحدة التكويك 254 وتيار نفط غاز وحدة التكويك الثقيل 256. يمكن تغذية تيار نفط غاز وحدة التكويك 254 في النظم والطرق المبينة إلى وحدة dallas هيدروكريون Lai الغاز gas oil hydrotreater 270. وفقاً لبعض النماذج؛ قد يحتوي تيار نفط غاز وحدة التكويك 254 على كمية كبيرة نسبياً من المحتويات غير المشبعة؛ خاصة الأوليفينات؛ والتي قد تُعطل محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون البعدي. Ble ما تعوق زيادة إنتاجية هذا التيار طول دورة محفز catalyst cycle وحدة dallas هيدروكريون نفط الغاز 270. ومع ذلك في نماذج النظم والطرق cna) يمكن معالجة هذه الزيادة في تغذية وحدة معالجة هيدروكربون نفط الغاز 270 بسبب الخواص المحسنة لتيار نفط غاز الغلاف الجوي 234 (أي؛ كبربت ومواد عطرية أقل في التغذية). 5 ولا يزال بالإشارة إلى شكل od يمكن إرسال تيار نفط غاز وحدة التكويك 254 إلى جانب تيار Bi غاز الغلاف الجوي 234 إلى وحدة معالجة هيدروكربون نفط الغاز 270 من أجل المزيد من إزالة
الشوائب. وفقاً لبعض النماذج؛ يحتوي تيار نفط غاز وحدة التكويك 254 وتيار نفط غاز الغلاف goal 234 على كميات كبيرة من المحتويات غير المشبعة؛ خاصة الأوليفينات؛ والتي قد تُعطل محفزات إزالة النيتروجين من الهيدروكربون البعدية. Bole ما تعوق زيادة إنتاجية هذه التيارات طول دورة محفز وحدة معالجة هيدروكربون نفط الغاز 270. ومع ذلك؛ وفقاً لأحد نماذج النظم والطرق المبينة؛ يمكن معالجة زيادة تغذية وحدة معالجة هيدروكريون نفط الغاز 270 بسبب الخواص المحسنة لتيار نفط غاز الغلاف الجوي 234 وتيار نفط غاز وحدة التكويك 254. يتم إدخال تيار وقود ناتج التقطير Distillate fuel stream 272 الخارج من وحدة معالجة هيدروكريون نفط الغاز 270 في خزان تجميع وقود ناتج التقطير. يتم إرسال تيار نافثا وحدة التكويك 252؛ إلى جانب تيار نافثا التقطير المباشر 232؛ إلى وحدة 0 معالجة هيدروكريون naphtha hydrotreater alll 280. وكنتيجة لحقيقة أن تيار نافثا وحدة التكويك 2 وتيار Gil التقطير المباشر 232 يحتويان على كميات أقل من الكبريت والمواد العطرية مما يحتويان عليه Bale في حالة عدم وجود خطوات المعالجة المسبقة الموصوفة بالإشارة إلى الأشكال 3-1؛ قد لا يكون من الضروري أن تقوم وحدة معالجة هيدروكريون النافثا 280 بإجراء إزالة الكبريت من الهيدروكريون بقدر ما تتطلبه Bale مما يسمح بزيادة الإنتاجية ونواتج أكبر من shal الجازولين 5 في نهاية المطاف. هناك ميزة أخرى لنموذج النظم والطرق المبينة والذي يتيح أيضاً زيادة الإنتاجية في وحدة معالجة التكويك البطئ 250 وهي حقيقة أن تيار نفط Sle الغلاف الجوي 234 قد يكون له محتوى كبريت أقل بشكل كبير . (Se إرسال تيار نفط الغاز الفراغي 242 إلى جانب تيار نفط غاز وحدة التكويك الثقيل 256 إلى 0 وحدة تكسير الهيدروكريون 260 لرفع درجته لتشكيل تيار BL تم تكسير الهيدروكربون له hydrocracked naphtha stream 262 وتيار ناتج تقطير متوسط تم تكسير الهيدروكريون له hydrocracked middle distillate stream 264؛ مع تغذية تيار ناتج التقطير المتوسط الذي تم تكسير الهيدروكريون له 264؛ إلى جانب تيار وقود ناتج التقطير 272 إلى خزان تجميع وقود ناتج التقطير 204. 5 .يتم إدخال تيار النافثا معالج الهيدروكريون Hydrotreated naphtha stream 282 وتيار النافثا الذي تم تكسير الهيدروكربون له 262 إلى مصلح النافثا 290 حيث يمكن تحويل تيار النافثا معالج
الهيدروكريون 282 وتيار النافثا الذي تم تكسير الهيدروكربون له 262 من وقود منخفض الأوكتان low octane fuels إلى منتجات سائلة عالية الأوكتان high-octane liquid products تُعرف بالجازولين 292. ويعتقد أن مصلح النافثا 290 aie إعادة ترتيب أو إعادة oly جزيئات الهيدروكريون في مواد تغذية النافثا بالإضافة إلى كسر بعض الجزبئات إلى جزيئات أقل. وقد يكون التأثير الكلي هو أن يحتوي منتج الإصلاح على هيدروكربونات بأشكال جزيئية أكثر تعقيداً لها قيم أوكتان أكبر من الهيدروكريونات في مواد تغذية النافثا. وفي القيام بذلك. يفصل مصلح النافثا 290 ذرات الهيدروجين عن جزيئات الهيدروكربون mig كميات كبيرة من غاز الهيدروجين كمنتج ثانوي للاستخدام كتيار تغذية هيدروجين تعويضي 114 وفقاً للأشكال 3-1. تقتصر إنتاجية مصفاة التكرير بالتكويك التي يتم تشغيلها تقليدياً على وحدة معالجة التكوبك البطئ 0 250. وبالتالي فإن الحد الأقصى لإنتاجية مصفاة التكرير سيقتصر أيضاً على الحد الأقصى لمقدار الإنتاجية الممكن من خلال وحدة معالجة التكويك البطئ 250. ومع ذلك؛ تتيح نظم وطرق المعالجة المسبقة المبينة على نحو مفيد معالجة كمية أكبر من النفط الثقيل من خلال مصفاة التكرير مع نتائج محسنة بشكل مدهش. إذا كان؛ كما هو الحال بالنسبة للنظم والطرق المبينة؛ من الممكن معالجة نفط ثقيل مرفوع الدرجة 5 في تكوين مصفاة التكرير كما هو مبين في شكل 4؛ سيؤدي تقليل محتوى الكبريت والمواد العطرية على الأقل إلى تأثر أداء العملية النهائية بشكل مفيد. في النماذج التي فيها يتم الجمع بين النفط الثقيل مرفوع الدرجة مع النفط الخام غير المعالج كمادة تغذية لعمليات التكرير refining processes اللاحقة (غير مبينة)؛ على سبيل المثال منشأة تكويك بطئ delayed coking facility تحتوي على وحدة معالجة تكويك بطئ؛ يمكن تشغيل Bang معالجة 0 اتتكويك البطئ أساساً بنفس سعة معالجة فحم الكوك المصممة لها في الأصل؛ ولكن مع تحسين الإنتاجية في جميع المنتجات السائلة وتحسين جودة and الكوك البترولي petroleum coke (كبريت ومعادن أقل). aad التأثيرات الإيجابية على وحدة معالجة التكوبك dail 250 هو أن تيار التغذية سيحتوي على معادن؛ كربون carbon وكبريت «JB حيث يكون النفط الخام مرفوع الدرجة بمثابة ale مخففة «diluent ويعني تأثير الكبربت الأقل أن منتج aad الكوك النهائي final coke product سيكون 5 بدرجة أكبرء مما يؤدي إلى زيادة تيار aad الكوك الأخضر 258.
يشتمل نموذج تكرير آخر 300 مبين في شكل 5؛ على مصفاة تكرير بالتكويك بها وحدة تحويل التكسير التحفيزي لمائع؛ والتي تستخدم نفس تحويل النواتج الثقيلة ولكن لديها تحويل نفط غاز فراغي مختلف. في هذا النموذج؛ يمكن تغذية تيار النفط مرفوع الدرجة 220 إلى مصفاة التكرير هذه كما هو الحال في شكل 4. وتكون النماذج وفقاً للأشكال 4 و5 متماثلة باستثناء أن شكل 5 يستخدم توليفة من وحدة معالجة هيدروكريون نفط غاز فراغي 255 ووحدة تحويل التكسير التحفيزي لمائع 5 بدلاً من وحدة تكسير هيدروكربون. وكما تم وصفه بالإشارة إلى العملية المصورة في شكل 4؛ ستؤثر معالجة تيار النفط مرفوع الدرجة 220 المعالج مسبقاً على العديد من أو كل وحدات المعالجة داخل تكوين مصفاة التكرير وفقاً لشكل 5. وقد تكون الفوائد الملاحظة مع وحدة معالجة التكويك البطئ 250 Alan للنموذج السابق؛ Jie زبادة إنتاجية السائل وانخفاض إنتاج فحم الكوك. وكما تم 0 مناقشته سابقاً؛ فإن هذا قد يتيح إنتاجية أكبر من خلال وحدة معالجة التكوبك البطئ 250؛ مما يتيح إنتاجية أكبر من خلال مصفاة التكرير. بالإضافة إلى ذلك؛ قد يكون هناك زيادة في القدرة على مواصلة معالجة تيار نفط غاز وحدة التكويك 254 في وحدة معالجة هيدروكربون نفط الغاز 270 بسبب محتوى الكبريت الأقل بتيار dais غاز وحدة التكويك 254 وتأثيره على انخفاض متطلبات إزالة الكبريت من الهيدروكريون من وحدة معالجة هيدروكريون نفط الغاز 270. 5 وكما تم تصويره في شكل 5؛ يمكن إدخال تيار نفط الغاز الفراغي مزال الكبريت desulfurized vacuum gas oil stream 257 (من وحدة معالجة هيدروكريون نفط الغاز الفراغي vacuum gas oil hydrotreater 255( إلى وحدة تحويل التكسير التحفيزي لمائع 265 حيث يمكن تكسيره لإنتاج تيارات متعددة. وقد تتضمن هذه التيارات تيار نغط خفيف الحلقة light cycle oil stream 266« تيار جازولين gasoline stream التكسير التحفيزي لمائع 267« وتيار نفط Jui الحلقة heavy cycle oil stream 20 269. يمكن جمع تيار ball خفيف الحلقة 266 مع تيار نفط غاز الغلاف الجوي 234 وتيار نفط غاز وحدة التكوبيك 254 في وحدة dallas هيدروكربون نفط الغاز 270 لتشكيل تيار وقود ناتج تقطير 272. ويمكن جمع تيار النفط ثقيل الحلقة 269 مع تيار الهواء المزاح 246 في خزان تجميع نفط الوقود 206. وقد يقترن تيار جازولين التكسير التحفيزي لمائع 267 بتيار الجازولين 2 في ha تجميع الحوض المنتج للجازولين gasoline pool collection tank 202. 5 بالإشارة YI إلى شكل 6؛ يتم تصوير نظام تكسير بالبخار وفصل steam cracking and separation system 400. يمكن تمرير تيار النفط مرفوع الدرجة 303 (والذي قد يشتمل على أي واحد أو أكثر
من تيار دفق تفاعل المحفز catalyst reaction effluent stream 109؛ تيار منتج سائل متوسط 5؛ أو تيار منتج سائل نهائي final liquid product stream للمعالجة المسبقة 118 من أنظمة المعالجة المسبقة 100 وفقاً للأشكال 3-1) إلى وحدة التكسير بالبخار steam cracker unit 348. قد تتضمن وحدة التكسير بالبخار 348 منطقة حمل حراري convection zone 350 ومنطقة انحلال حراري pyrolysis zone 351. قد يمر تيار النفط مرفوع الدرجة 303 في منطقة الحمل الحراري 0 مع بخار 305. في منطقة الحمل الحراري 350؛ (Sar تسخين تيار النفط مرفوع الدرجة 303 مسبقاً إلى درجة الحرارة المطلوية؛ ie من 400 درجة مئوية إلى 650 درجة مئوية. ثم قد يتم تمرير محتويات تيار النفط مرفوع الدرجة 303 الموجود في منطقة الحمل الحراري 350 إلى منطقة الانحلال الحراري 351 حيث يتم تكسيره بالبخار. قد يخرج تيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار 307 من وحدة 0 التكسير بالبخار 348 وبتم تمريره خلال المبادل الحراري heat exchanger 308 حيث يبرد مائع العملية process fluid 309؛ مثل ماء أو نفط وقود الانحلال الحراري pyrolysis fuel oil تيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار 307 لتشكيل تيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار المبرد cooled steam 0. قد يتضمن تيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار 307 وتيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار المبرد 310 خليط من مواد قائمة على هيدروكريونات تم تكسيرهاً cracked hydrocarbon-based Allg materials 5 يمكن فصلها إلى منتج بتروكيميائي واحد أو أكثر متضمن في تيار منتج نظام system product streams واحد أو أكثر . على سبيل JUN قد يتضمن تيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار 307 وتيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار المبرد 310 واحد أو أكثر من نفط وقود انحلال حراري» جازولين انحلال حراري «pyrolysis gasoline بيوتينات مختلطة؛ بيوتاداين» برويين ع«عمه»م إيثيلين؛ ميثان ©00اء»» وهيدروجين؛ والتي قد يتم خلطها إضافياً مع ماء من تكسير 0 - اتتيار. ووفقاً لنموذج واحد أو أكثر» قد تعمل منطقة الانحلال الحراري 351 عند درجة حرارة من 700 درجة مئوية إلى 900 درجة Lge قد تعمل منطقة الانحلال الحراري 351 بزمن بقاء 0.05 ثانية إلى ثانيتين. قد تكون نسبة الكتلة للبخار 305 إلى تيار النفط مرفوع الدرجة 303 من حوالي 1:0.3 إلى حوالي 1:2. 5 يمكن فصل تيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار المبرد 310 بواسطة وحدة فصل 311 إلى تيارات منتج النظام. على سبيل المثال؛ قد تكون وحدة الفصل 311 سلسلة من أوعية فصل Ally تفصل
محتويات تيار الدفق الذي تم تكسيره بالبخار المبرد 310 إلى واحد أو أكثر من تيار نفط وقود 312؛ تيار جازولين 313؛ تيار بيوتينات مختلطة mixed butenes stream 314« تيار بيوتاداين butadiene stream 315« تيار برويين propene stream 316؛ تيار ethylene stream (pli) 317 تيار ميثان lis «(318 methane stream هيدروجين hydrogen stream 319. وكما هو مستخدم في هذا الكشف؛ يمكن الإشارة إلى تيارات منتج النظام (مثل تيار نفط الوقود B12 تيار الجازولين 313؛ تيار البيوتينات المختلطة 314 تيار البيوتاداين 315؛ تيار البرويدين 316؛ تيار الإيثيلين 317؛ وتيار الميثان 318) بمنتجات النظام؛ تستخدم أحياناً كمواد تغذية في المعالجة الكيميائية النهائية. وفقاً لنماذج إضافية؛ يمكن إعادة تدوير جميع أو جزءِ من تيار نفط الوقود 312 إلى نظام المعالجة 0 المسبقة 100 وفقاً للأشكال 3-1. يمكن نقل تيار نفط الوقود 312 إلى نظام المعالجة المسبقة 100 عبر تيار Bale] تدوير نفط الوقود fuel oil recycle stream 362. يمكن الجمع بين تيار إعادة تدوير نفط الوقود مع أي تيار في نظام المعالجة المسبقة 100 مما يؤدي إلى نظام محفز معالجة الهيدروكريون 132. في نماذج إضافية؛ يمكن الجمع بين ناتج تكثيف الغاز gas condensate 364 مع تيار النفط مرفوع 5 الدرجة 303؛ Jang النفط مرفوع الدرجة وناتج تكثيف الغاز وحدة التكسير بالبخار 348. وعلى نحو بديل» قد يدخل ناتج التكثيف بالغاز وحدة التكسير بالبخار 348 مباشرة. قد يكون ناتج تكثيف الغاز ناتج تكثيف غاز متاح من التكوين الجيولوجي Khuff خصائص ناتج تكثيف الغاز (Khuff مبينة في جدول 2. جدول 2 — مثال ناتج تكثيف غاز Khuff EE } درجات 52.8 البترول الأمريكي جرامات لكل سنتيمتر مكعب الكثافة 0.7695 a 0“ م هت انك 7م - محتوى الكبريت 0.03 بالوزن)
أجزاء لكل بليون من الوزن النيكل parts per billion by weight | أقل من 20 (ppbw) eT] ee نيتروجين قاعدي أقل من 10 (ppm) million بالإشارة الآن إلى شكل 7؛ في نماذج إضافية؛ يمكن فصل تيار التغذية 101( Jie نفط خام؛ إلى تيار gia تغذية خفيف light feed fraction stream 372 وتيار جزءِ تغذية تقيل heavy feed fraction stream 2374 يمكن إجراء الفصل في وحدة فصل 376 والتي قد تكون اسطوانة وميض flash drum أو جهاز فصل مناسب آخر. يمكن تقسيم الجزءٍ الثقيل من تيار gall الثقيل 374 والجزء الخفيف من تيار الجزءِ الخفيف 372 بواسطة نقطة قطع؛ حيث يكون لمحتويات الجزء الثقيل بصفة عامة درجة غليان أكبر من نقطة القطع ويكون لمحتويات الجزء الخفيف بصفة عامة درجة غليان أقل من نقطة القطع. ووفقاً لنموذج واحد أو SST قد تكون نقطة قطع الفصل في وحدة الفصل 6 من 300 درجة sie إلى 400 درجة مئوية؛ fie من 325 درجة مئوية إلى 375 درجة مئوية؛ من 340 درجة مئوية إلى 360 درجة sie أو من 345 درجة مئوية إلى 355 درجة مئوية. ووفقاً 0 النماذج إضافية؛ قد تكون نقطة قطع الفصل في وحدة الفصل 376 من 120 درجة Agia إلى 230 درجة مئوية؛ مثل من 150 درجة مئوية إلى 210 درجة مئوية؛ من 160 درجة ge إلى 200 درجة مثوية؛ من 170 درجة مئوية إلى 190 درجة مئوية؛ أو من 175 درجة مئوبة إلى 185 درجة مئوية. يمكن تمرير تيار Jill shall 374 إلى نظام المعالجة المسبقة 100 وفقاً لأي من الأشكال 4-1 حيث يتم هدرجته عبر نظام محفز هدرجة 132. يمكن تمرير تيار جزءٍ التغذية الخفيف مباشرة 5 إلى وحدة التكسير بالبخار 348. في هذا النموذج؛ قد تتجاوز المكونات الخفيفة نسبياً من تيار التغذية المعالجة المسبقة؛ وبالتالي زيادة الفاعلية في النظام المشترك. ومن الملاحظ أنه في حين يصور
شكل 7 توليفة من تيار جزء التغذية الخفيف 372 وتيار النفط مرفوع الدرجة 303 ولكن يمكن تمرير هذه التيارات أيضاً بشكل منفصل إلى وحدة تكسير التيار 348. والآن بالإشارة إلى شكل 8؛ في نموذج واحد أو أكثرء يمكن إدخال النفط مرفوع الدرجة (الموجود في تيار مدخلات الفصل separation input stream 410) إلى وحدة فصل 412 والتي تفصل النفط مرفوع الدرجة إلى واحد أو أكثر من أنواع وقود النقل. على سبيل المثال؛ يمكن فصل تيار مدخلات الفصل 410 إلى واحد أو أكثر من جازولين 414؛ كيروسين 416؛ أو ديزل 418. في أحد النماذج؛ مثل المصور في شكل 8؛ يفصل عمود تقطير واحد محتويات تيار مدخلات الفصل 410. في نماذج إضافية؛ يتم استخدام lang فصل متعددة لفصل تيار مدخلات الفصل 410 إلى ثلاثة أو أربعة تيارات. 0 في نماذج إضافية؛ يتم توخي منتجات عملية أخرى بالإضافة إلى» أو في توليفة مع» أنواع وقود JE الموصوفة هنا. على سبيل المثال؛ قد يكون جزء معين من تيار مدخلات الفصل 410 وقود آخر غير وقود النقل والذي يمكن معالجته أيضاً أو إعادة تدويره في النظام للمزيد من المعالجة. أمثلة سيتم أيضاً توضيح مختلف نماذج الطرق والنظم لرفع درجة وقود ثقيل من خلال الأمثلة التالية. 5 والأمثلة توضيحية بطبيعتها؛ ولا ينبغي فهمها على أنها تحد من نطاق موضوع البحث للكشف الحالي . مثال 1 - تحضير محفز تكسير الهيدروكريون متوسط المسام تم تركيب محفز التكسير الأول للهيدروكربون الذي يشتمل على زيوليت متوسط المسام كما هو موصوف آنفاً في هذا الكشف. تم إضافة 74.0 جم من زبوليت NaY تجاري (متاح تجارياً باسم سى 0 بى فى-100 CBV-100 من (Zeolyst في 400 (Ale لتر (مل) من محلول هيدروكسيد صوديوم (NaOH) sodium hydroxide 3 مولار وتم مزجه عند 100 درجة مثوية لمدة 12 ساعة. بعد ذلك تم إضافة 60.0 جم من بروميد ثالث ميثيل أمونيوم cetyl trimethylammonium bromide (CTAB) في خليط محضر أثناء التحكم في الحمضية عند رقم هيدروجيني 10 مع محلول حمض هيدروكلوريك hydrochloric acid 3 مولار. تم تعتيق الخليط عند 80 درجة مئوية لمدة 9 ساعات؛ 5 وبعد ذلك نقله إلى موصدة من فولاذ لا يصداً مبطنة بتيفلون Teflon-lined stainless steel autoclave وبلورته عند 100 درجة Augie لمدة 24 ساعة. بعد البلورة؛ تم غسيل العينة بماء منزوع الأيونات
cdeionized water وتجفيفها عند 100 درجة مثوبة لمدة 12 ساعة؛ وكلسنتها عند 550 درجة مثوية لمدة 6 ساعات. تم تبادل أيونات العينة حيث صضنعت مع محلول نترات أمونيوم ammonium nitrate (NH4ANO3) 2.5 مولار عند 90 درجة مئوية لمدة ساعتين؛ وبعد ذلك معالجتها بالبخار (بمعدل تدفق 1 ملي لتر لكل دقيقة (مل/دقيقة)) عند 500 درجة مئوية Baal ساعة واحدة. بعد ذلك تم تبادل أيونات العينة مرة أخرى مع محلول نترات أمونيوم 2.5 مولار. وأخيراً تم تجفيف العينة عند 100 درجة gia لمدة 12 ساعة وكلسنتها عند 550 درجة مثوية لمدة 4 ساعات لتشكيل زيوليت Y متوسط المسام لا .mesoporous zeolite في (ladle تم باعتدال خلط 34 جم من زيوليت لا متوسط المسام؛ 155 جم من ثالث أكسيد موليبدينوم» و20 جم من سادس هيدرات نترات نيكل (I) ¢(Ni(NO3)2:6H20) 010») nitrate hexahydrate و30.9 جم من الألومينا (متاحة Lad 0 باسم 14/150 PURALOX® HP من 1همفة5). ثم؛ تم إضافة 98.6 جم من da) sale مصنوعة من الألومينا (متاحة تجارياً باسم CATAPAL® من (Sasol وحمض نيتريك مخفف Mi) عند الاشتعال بنسبة 770 بالوزن)؛ والتي لصقت الخليط لتشكيل عجينة من خلال إضافة مقدار مناسب من الماء. تم بثق العجينة بواسطة جهاز بثق لتشكيل ناتج بثق أسطواني الشكل cylindered ع00110. تم تجفيف ناتج البثق عند 110 درجة مثوية طوال الليل وكلسنته عند 500 درجة Lge sad 5 4 ساعات. مثال 2 - تحضير محفز تكسير هيدروكريون تقليدي تم إنتاج محفز تكسير هيدروكربون تقليدي (بما في ذلك الزيوليت دقيق المسام (microporous zeolite من خلال طريقة مماثلة لمثال 1 حيث تم استخدام زيوليت دقيق المسام تجاري. في ملاط تم باعتدال خلط 34 جم من cule) دقيق المسام (متاح تجارياً باسم سى بى فى-600 CBV-600 ZEOLYST® 0 من ¢(Micrometrics و15 جم من (ثالث أكسيد موليبدينوم)؛ و20 جم من هكساهيدرات نترات نيكل» و30.9 جم من الألومينا (متاحة تجارياً باسم 14/150 PURALOX® HP من 58801). ثم» تم إضافة 98.6 جم من مادة رابطة مصنوعة من ألومينا بوبهميت (متاحة تجارباً باسم CATAPAL® من (Sasol وحمض نيتريك مخفف (يفقد عند الاشتعال بنسبة 770 بالوزن)؛ all لصقت الخليط لتشكيل dime من خلال إضافة مقدار مناسب من الماء. تم بثق العجينة 5 بواسطة جهاز بثق لتشكيل ناتج بثق أسطواني الشكل. تم تجفيف ناتج البثق عند 110 درجة مئوية طوال الليل وكلسنته عند 500 درجة مئوية لمدة 4 ساعات.
مثال 3 - تحليل محفزات تكسير الهيدروكريون المحضرة تم تحليل المحفزات المحضرة في الأمثلة 1 و2 عن طريق تحليل Brunauver-Emmett-Teller لتحديد مساحة السطح وحجم المسام. على نحو إضافي؛ تم تحديد مساحة السطح وحجم المسام للمسام الدقيقة (أقل من 2 نانومتر) وللمسام المتوسطة (أكبر من 2 نانومتر). النتائج مبينة في جدول 3؛ والتي تبين أن المحفز بمثال 1 (تقليدي) كان له مساحة سطح مسام دقيقة وحجم مسام دقيقة أكبر من مساحة سطح المسام المتوسطة وحجم المسام المتوسطة. على نحو إضافيء فإن المحفز بمثال 2 كان له مساحة سطح مسام متوسطة وحجم مسام متوسطة أكبر من مساحة سطح المسام الدقيقة وحجم المسام الدقيقة. تشير هذه النتائج إلى أن المحفز بمثال 1 كان دقيق المسام (بمعنى» متوسط مقاس مسام أقل من 2 نانومتر) وأن المحفز بمثال 2 كان متوسط المسام (بمعنى؛ متوسط مقاس مسام لا يقل عن 2 نانومتر). جدول 3 - تحليل مسامية المحفزات بمثال 1 ومثال 2 Cle] eee مسام متوسطة 028d) (er) ]08 مثال 4 — تحضير محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون متوسط المسام تم تحضير محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون متوسط المسام من خلال الطريقة الموصوفة؛ حيث كان محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون متوسط المسام له متوسط مقاس مسام مُقاس قدره 5 290.0 نانومتر. Yl تم تحضير 50 جم ألومينا متوسطة المسام من خلال خلط 68.35 جم من مسحوق ألومينا بويهميت (متاح تجارياً باسم CATAPAL® من (Sasol في 1000 مل من ماء عند 0 درجة مثئوية. ثم؛ تم إضافة 378 مل من حمض النيتريك واحد مولار بنسبة مولارية +11 إلى
+13 تساوي 1.5 وتم مزج الخليط عند 80 درجة gia لمدة 6 ساعات للحصول على خلالة. ثم؛ تم إذابة 113.5 جم من بوليمر مشترك ثلاثي الكتلة (متاح تجارياً باسم PLURONIC® P123 من (BASF في الخلالة في درجة حرارة الغرفة ويعد ذلك تعتيقه لمدة 3 ساعات؛ حيث كانت النسبة المولارية للبوليمر المشترك إلى الألومنيوم تساوي 0.04). ثم تم تجفيف الخليط عند 110 درجة مئوية طوال الليل وبعد ذلك كلسنته عند 500 درجة مئوية لمدة 4 ساعات لتشكيل ألومينا متوسطة المسام. تم تحضير المحفز من الألومينا متوسطة المسام من خلال خلط 50 جم (أساس جاف) من الألومينا متوسطة المسام مع 41.7 جم (12.5 جم من ألومينا على أساس جاف) من ألومينا معالجة ببتدة حمضية (متاحة تجارياً باسم CATAPAL® من 58501). تم إضافة مقدار مناسب من الماء إلى الخليط لتشكيل عجينة؛ وتم بثق العجينة لتشكيل نواتج بثق ثلاثية الغصوص extrudates ع01100. تم 0 تمفيف نواتج البثق عند 110 درجة digi طوال الليل وكلسنتها عند 550 درجة مئوية لمدة 4 ساعات ٠ تم تشريب نواتج البثق المكلسنة calcinated extrudates ببادئ رطب من 50 مل من محلول مائي يحتوي على 94.75 جم من موليبدات هيبتان أمونيوم»؛ و12.5 جم من نترات «Jal و3.16 جم من حمض فوسفوريك. تم تجفيف المحفز المتشرب impregnated catalyst عند 110 درجة gia طوال الليل وكلسنته عند 500 درجة مئوية لمدة 4 ساعات. مثال 5 - تحضير محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون تقليدي تم تحضير محفز من الألومينا التقليدية من خلال خلط 50 جم (أساس جاف) من الألومينا (متاحة تجارياً باسم 14/150 PURALOX® HP من (Sasol مع 41.7 جم (بمعنى؛ 12.5 جم من ألومينا على أساس جاف) من ألومينا معالجة ببتدة حمضية (متاحة تجارياً باسم CATAPAL® من (Sasol تم إضافة مقدار مناسب من الماء إلى الخليط لتشكيل عجينة؛ ثم؛ تم بثق sale العجينة dough material 0 لتشكيل نواتج بثق ثلاثية الفصوص. تم تجفيف نواتج البثق عند 110 درجة مئوية طوال الليل وكلسنتها عند 550 درجة متوية لمدة 4 ساعات. تم تشريب نواتج البثق المكلسنة ببادئ رطب من 50 مل من محلول Sle يحتوي على 94.75 جم من موليبيدات هيبتان أمونيوم؛ و12.5 جم من نترات النيكل» و3.16 جم من حمض فوسفوريك. تم تجفيف المحفز المتشرب عند 110 درجة مثوية طوال الليل وكلسنته عند 500 درجة مئوية لمدة 4 ساعات. كان للمحفز إزالة النيتروجين من 5 الهيدروكريون التقليدي متوسط مقاس مسام قدره 10.4 نانومتر. مثال 6 - الأداء التحفيزي لمحفزات إزالة النيتروجين من الهيدروكريون المحضرة
_— 6 4 _— لمقارنة أداء تفاعل محفزات مثال 4 ومثال 5؛ تم اختبار كلا المحفزين في مفاعل طبقة ثابتة fixed .bed reactor وفي كل تشغيلة؛ تم تحميل 80 مل من المحفز المختار. تم تلخيص خواص خام edad) وظروف التشغيل؛ والنتائج في جدول 4. لقد أظهرت النتائج أن أداء إزالة النيتروجين من الهيدروكربون للمحفز بمثال 4 أفضل منه للمحفز التقليدي بمثال 5. جدول 4 - تحليل مسامية المحفزات بمثال 4 ومثال 5 اشر sw الو ا Gade | 390 00 390
الضغط( ميغاباسكال) (بار) 15(150) |)150 ( نسبة وزن سائل التغذية إلى وزن المحفز لكل ساعة Liquid hourly space 0.5 0.5 (LHSV) velocity (لكل ساعة) نسبة الهيدروجين/النفط (لتر/لتر) | 1200 1200 ], [[ 1 [ 6 ا 7ال ال ا حو د لم ا ا 0.3 8007 ِْ 0 843 ِْ 0 R . 86.5 كربون (C) carbon )7 بالوزن) 85.58 86.43 1 . 134 هيدروجين (H) hydrogen )7 بالوزن) | 12.37 13.45 4 كبريت (S) sulfur (جزء فى المليون : 19810 764 298 بالوزن) نيتروجين (N) nitrogen (جزء في © | 733 388 169 المليون بالوزن) I EE [ [
ءاج gy : 17.6 C5 - 180 درجة sie )7 بالوزن) 20.19 17.00 2 PN 39.0 350-180 درجة dosie )7 بالوزن) 30.79 36.93 0 s 2 7 * ما 1 .29 540-350 درجة مئوية )7 بالوزن) 30.27 30.65 2 126 ١ * 3 ’ 5 ّ ’ 5 مثال 7 - الأداء التحفيزي لمحفزات إزالة النيتروجين من الهيدروكربون ومحفزات معالجة الهيدروكريون لمقارنة نظام محفز تقليدي؛ يتضمن المحفز بمثال 2 والمحفز بمثال 5 مع نظام محفز يتضمن المحفز بمثال 1 والمحفز بمثال 4؛ تم إجراء تجارب في وحدة مفاعل رباعي الطبقات four-bed unit 1086101. تضمنت وحدة المفاعل رباعي الطبقات محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون» ومحفز انتقالي؛ ومحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون؛ ومحفز التكسير الأول للهيدروكربون؛ وجميعها مرتبة على التوالى. كانت ظروف التغذية والمفاعل هى نفسها مثل تلك المدونة فى جدول 4. con جدول 5 المكونات والمقدار الحجمي لكل مكون في نُظم العينات. تم استخدام مفاعل 300 مل للاختبارات. جدول 5 - تحميل طبقة المحفز Se] Teal ma A hae محفز إزالة المعادن من محفز إزالة المعادن المعادن من الهيدروكريون متاح 15 من الهيدروكريون ٍِ الهيدروكربون تجاريا ٍِ متاح تجاريا محفز انتقالي بوظائف محفز انتقالى Aly) المعادن | من ّ aly إزالة الهيدروكربون | وإزالة محفز انتقالى المعادن من 15١ الكبريت من الهيدروكربون الهيدروكربيون متاح : وإزالة الكبريت من تجاريا
— 8 4 — الهيدروكربون متاح تجارياً
محفز إزالة
النيتروجين | من | المحفز بمثال 5 المحفز بمثال 4
الهيدروكربون
0 0 - - jh 30 1 المحفز بمثال 2 المحفز بمثال
الهيدروكربون يبين جدول 6 النتائج التحفيزية لنظام العينة 1 ونظام العينة 2 بجدول 4 مع نسب وزن سائل التغذية إلى وزن المحفز لكل ساعة قدرها 0.2/ساعة و0.3/ساعة. أظهرت النتائج أن نظام المحفز الذي تضمن المحفزات بمثال 1 ومثال 4 (نظام عينة 2) قد أظهر أداء أفضل في إزالة النيتروجين من الهيدروكربون» وإزالة الكبريت من الهيدروكريون» وتحويل البقايا أعلى من 540 درجة مئوية.
جدول 6 - نتائج أداء المحفز
نسبة وزن سائل التغذية إلى
وزن المحفز لكل ساعة ]02 0.3
(/ساعة)
: نظام محفز نظام نظام محفز نظام 1 (تقليدي) | محفز 2 1١ (تقليدي) | محفز 2 0.8306 ]0771 08442 08181 الكبريت 73 230 301.7 238 (جزء في المليون بالوزن) النيتروجين :ْ 5 5د |2373 237 (جزء في المليون بالوزن) ناتج منتج؛ / بالوزن
er ]3ق oa] oa] ا
os] oa oe] 03] a
os] os ai] wal a
oe] os] a] oa we
os] ما oo] mi asso من الملاحظ أن واحد أو أكثر من عناصر الحماية التالية تستخدم مصطلح "حيث" ككلمة انتقالية. ولأغراض تعريف التقنية الحالية؛ فمن الملاحظ أن هذا المصطلح يتم إدخاله في عناصر الحماية على أنه عبارة انتقالية مفتوحة تُستخدم لإدخال سرد لسلسلة من خصائص البنية وينبغي تفسيرها بالطريقة نفسها كمصطلح أكثر استخداماً للديباجة المفتوحة 'يشتمل على".
5 يجب أن يكون مفهوماً أن أي قيمتين كميتين تم تعيينهما إلى خاصية؛ قد تشكل نطاقاً من تلك الخاصية؛ Als توخي جميع مجموعات النطاقات المتكونة من جميع القيم الكمية المذكورة في خاصية معينة؛ في هذا الكشف. بعد وصف موضوع البحث للكشف الحالي بالتفصيل وبالإشارة إلى النماذج المحددة؛ فقد لوحظ أن التفاصيل المختلفة الموصوفة في هذا الكشف لا ينبغي أن تؤخذ على أنها تعني أن هذه التفاصيل
0 تتعلق بالعناصر التي تعد مكونات أساسية للنماذج المختلفة الموصوفة في هذا الكشف؛ حتى في الحالات التي يتم فيها توضيح عنصر معين في كل واحد من الرسومات المصاحبة للوصف الحالي. Yay من ذلك؛ ينبغي اعتبار عناصر الحماية الملحقة بهذه الوثيقة بمثابة التمثيل الوحيد لاتساع نطاق الكشف الحالي والنطاق المقابل للنماذج المختلفة الموصوفة في هذا الكشف. وعلاوة على ذلك؛ سيكون من الواضح أن التعديلات والتغيرات ممكنة دون الخروج عن نطاق عناصر الحماية الملحقة. يتضمن الكشف Mal واحداً أو أكثر من الجوانب غير المحدودة. قد يشتمل الجانب الأول على طريقة لمعالجة bill الثقيل» وتشتمل الطريقة على: رفع درجة oa على الأقل من النفط الثقيل لتشكيل نفط مرفوع الدرجة؛ ويشتمل رفع الدرجة على تلامس النفط الثقيل مع محفز إزالة المعادن من
الهيدروكريون؛ ومحفز JE ومحفز AY النيتروجين من الهيدروكريون؛ محفز تكسير أول للهيدروكربون» ومحفز تكسير ثاني للهيدروكريون بعد محفز التكسير الأول للهيدروكربون لإزالة جزء على الأقل من المعادن» النيتروجين؛ أو محتوى المواد العطرية من النفط الثقيل وتشكيل النفط مرفوع الدرجة؛ وحيث تكون نقطة الغليان النهائية للنفط مرفوع الدرجة أقل من أو تساوي 540 درجة مئوية؛ حيث يعمل محفز التكسير الثاني للهيدروكريون على تكسير gia على الأقل من نفط الغاز الفراغي في النفط الثقيل؛ وحيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون على متوسط حجم مسام أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون. يتضمن جانب ثاني الجانب الأول ويشتمل أيضاً على تمرير النفط مرفوع الدرجة إلى جهاز تكسير بالبخار وتكسير بالبخار للنفط مرفوع الدرجة لتشكيل دفق تم تكسيره بالبخار. 0 يتضمن جانب ثالث أي من الجوانب السابقة؛ حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكربون على حجم مسام أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون. يتضمن جانب رابع أي من الجوانب (dill حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكربون على حموضة أقل من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون. يتضمن جانب خامس أي من الجوانب السابقة؛ حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون على 5 مساحة سطح أقل من محفز التكسير الثاني للهيدروكربون. يتضمن جانب سادس أي من الجوانب RL حيث يكون نفط التغذية عبارة عن نفط خام له ثقل نوعي وفقاً لمعهد البترول ١ لأمريكي من 25 درجة إلى 50 درجة. يتضمن جانب سابع أي من الجوانب السابقة؛ وبشتمل أيضاً على: فصل نفط التغذية إلى gia تغذية ثقيل وجزء تغذية خفيف؛ وتمرير جزء التغذية الخفيف إلى جهاز تكسير بالبخار؛ حيث يمثل ey 0 التغذية الثقيل النفط الثقيل الذي يتم رفع درجته. يتضمن جانب ثامن الجانب السابع» حيث تكون نقطة القطع لجزءٍ التغذية الخفيف بالنسبة إلى gra التغذية الثقيل من 300 درجة مثوية إلى 400 درجة مئوية. يتضمن جانب تاسع الجانب السابع؛ حيث تكون نقطة القطع لجزءٍ التغذية الخفيف وجزء التغذية الثقيل من 120 درجة مئوية إلى 230 درجة Agia 5 يتضمن جانب عاشر أي من الجوانب السابقة؛ حيث: يتم وضع محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون؛ المحفز الانتقالي» ومحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون على التوالي في مجموعة من المفاعلات؛
وتم وضع محفز التكسير الأول للهيدروكريون؛ محفز التكسير الثاني للهيدروكربون؛ أو كلاهما في مفاعل واحد أو أكثر بعد مجموعة المفاعلات. يتضمن جانب حادي عشر الجانب العاشر؛ حيث يكون المفاعل الواحد أو أكثر الموجود بعد de gana المفاعلات عبارة عن مفاعل طبقة معبأة فردية.
يتضمن جانب ثاني عشر أي من الجوانب BL حيث: يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون على زبوليت متوسط المسام ومعدن واحد أو أكثر؛ حيث يكون للزيوليت متوسط المسام متوسط حجم مسام من 2 نانومتر إلى 50 نانومتر؛ أو يشتمل محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكربون على واحد أو أكثر من المعادن على dala ألوميناء ولحامل الألومينا متوسط مقاس مسام يتراوح من 2 نانومتر إلى 50 نانومتر؛ أو كلاهما.
0 يتضمن جانب ثالث عشر الجانب الثاني ويشتمل أيضاً على تكسير بالبخار لناتج تكثيف غاز مع النفط مرفوع الدرجة. قد يتضمن Gila رابع عشر طريقة لمعالجة النفط الثقيل» وتشتمل الطريقة على: رفع درجة جزء على الأقل من النفط الثقيل لتشكيل نفط مرفوع الدرجة؛ ويشتمل رفع الدرجة على تلامس النفط الثقيل مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون؛ محفز انتقالي؛ محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون؛
5 محفز تكسير أول للهيدروكريون؛ ومحفز تكسير ثاني للهيدروكربون بعد محفز التكسير الأول للهيدروكريون لإزالة جزء على الأقل من محتوى المعادن» النيتروجين؛ أو المواد العطرية من Lill الثقيل وتشكيل النفط مرفوع الدرجة؛ وتمرير النفط مرفوع الدرجة إلى جهاز تكسير بالبخار وتكسير بالبخار للنفط مرفوع الدرجة لتشكيل تيار دفق تم تكسيره بالبخار؛ حيث يعمل محفز التكسير الثاني للهيدروكريون على تكسير جزءِ على الأقل من نفط الغاز الفراغي في النفط الثقيل؛ وحيث يشتمل
0 محفز التكسير الأول للهيدروكريون على متوسط حجم مسام أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون. يتضمن جانب خامس عشر الجانب الرابع عشر؛ ويشتمل Lad على: فصل نفط التغذية إلى جزء تغذية ثقيل وجزءٍ تغذية خفيف؛ وتمرير جزءٍ التغذية الخفيف إلى جهاز تكسير بالبخار؛ حيث يمثل جزءٍ التغذية الثقيل النفط التقيل الذي يتم رفع درجته.
5 يتضمن جانب سادس عشر أي من الجوانب الرابع عشر أو الخامس de حيث: يتم وضع محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون؛ المحفز الانتقالي» ومحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون على
التوالي في مجموعة من المفاعلات؛ ding وضع محفز التكسير الأول للهيدروكربون؛ محفز التكسير الثاني للهيدروكربون؛ أو كلاهما في Jolie واحد أو أكثر بعد مجموعة المفاعلات. يتضمن جانب سابع عشر الجانب السادس عشر؛ حيث يكون المفاعل الواحد أو أكثر الموجود بعد مجموعة المفاعلات عبارة عن مفاعل طبقة معبأة. يتضمن جانب ثامن عشر أي من الجوانب الرابع عشر حتى السابع Ole حيث يشتمل محفز
التكسير الأول للهيدروكربون على واحد أو أكثر من حجم مسام «iS حموضة أقل» ومساحة سطح أقل من محفز التكسير الثاني للهيدروكربون. يتضمن جانب تاسع عشر أي من الجوانب الرابع عشر حتى الثامن die حيث: يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون على زيوليت متوسط المسام وواحد أو أكثر من المعادن» حيث يكون
0 للزيوليت متوسط المسام متوسط حجم مسام يتراوح من 2 نانومتر إلى 50 نانومتر؛ أو يشتمل محفز إزالة التيتروجين من الهيدروكريون على واحد أو أكثر من المعادن على حامل ألوميناء ولحامل الألومينا متوسط حجم مسام يتراوح من 2 نانومتر إلى 50 نانومتر؛ أو كلاهما. يتضمن جانب عشرين أي من الجوانب الرابع عشر حتى التاسع عشر؛ حيث يكون نفط التغذية عبارة عن نفط خام له ثقل نوعي وفقاً لمعهد البترول الأمريكي من 25 درجة إلى 50 درجة.
Claims (1)
- عناصر الحماية 1- طريقة لمعالجة النفط الثقيل cheavy oil تشتمل الطريقة على: رفع درجة ga على JN من النفط الثقيل heavy oil لتشكيل نفط مرفوع الدرجة «upgraded oil يشتمل رفع الدرجة على تلامس النفط الثقيل اذه heavy مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون chydrodemetalization catalyst محفز انتقالي transition catalyst محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون chydrodenitrogenation catalyst محفز تكسير أول للهيدروكربون ]115 hydrocracking catalyst ومحفز تكسير ثاني للهيدروكربون second hydrocracking catalyst بعد محفز التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalyst لإزالة gia على الأقل من المعادن» النيتروجين 0100880 أو المحتوى العطري aromatics content من النفط الثقيل heavy آذه وتشكيل النفط مرفوع الدرجة tupgraded oil 0 حيث تكون نقطة الغليان النهائية للنفط مرفوع الدرجة upgraded oil أقل من أو gobs 540 درجة Agia حيث يقوم محفز التكسير الثاني للهيدروكريون second hydrocracking catalyst بتكسير ey» على الأقل من نفط الغاز الفراغي vacuum gas oil في النفط theavy oil Jill و حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalyst على متوسط حجم ale . 5 أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون .second hydrocracking catalyst 2- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1؛ وتشتمل أيضاً على تمرير النفط مرفوع الدرجة upgraded oil إلى وحدة التكسير بالبخار steam cracker وتكسير النفط مرفوع الدرجة upgraded oil بالبخار لتشكيل دفق تم تكسيره بالبخار .steam-cracked effluent3- طريقة لمعالجة النفط الثقيل cheavy oil تشتمل الطريقة على: رفع درجة ga على JN من النفط الثقيل heavy oil لتشكيل نفط مرفوع الدرجة «upgraded oil يشتمل رفع الدرجة على تلامس النفط الثقيل اذه heavy مع محفز إزالة المعادن من الهيدروكربون chydrodemetalization catalyst محفز انتقالي ctransition catalyst محفز إزالة النيتروجين من 5 الهيدروكريون chydrodenitrogenation catalyst محفز تكسير أول للهيدروكربون first— 4 5 — hydrocracking catalyst ومحفز تكسير ثاني للهيدروكربون second hydrocracking catalyst بعد محفز التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalyst لإزالة gia على الأقل من المعادن» النيتروجين «010086؛ أو المحتوى العطري aromatics content من النفط الثقيل heavy 1ه وتشكيل النفط مرفوع الدرجة oil 008:80608؛ و تمرير النفط مرفوع الدرجة upgraded oil إلى وحدة تكسير بالبخار steam cracker وتكسير النفط مرفوع الدرجة upgraded oil بالبخار لتشكيل تيار دفق تم تكسيره بالبخار steam-cracked effluent ¢stream حيث يقوم محفز التكسير الثاني للهيدروكريون second hydrocracking catalyst بتكسير ey» على الأقل من نفط الغاز الفراغي vacuum gas oil في النفط theavy oil Jill و 0 حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalyst على متوسط حجم مسام أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون .second hydrocracking catalyst 4- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3؛ تشتمل أيضاً على: فصل نفط التغذية feed oil إلى ein تغذية تقيل heavy feed fraction وجزءِ تغذية خفيف light ¢feed fraction 15 و تمرير gla التغذية الخفيف light feed fraction إلى وحدة التكسير بالبخار tlight feed fraction حيث يكون ea التغذية الثقيل heavy feed fraction هو النفط الثقيل heavy oil الذي يتم رفع درجته. 5- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية of حيث تكون نقطة aad جزء التغذية الخفيف light feed fraction 0 بالنسبة لجزءٍ التغذية التقيل heavy feed fraction من 300 درجة Logie إلى 400 درجة مثوية. 6- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية of حيث تكون نقطة قطع gia التغذية الخفيف light feed fraction gag التغذية التقيل heavy feed fraction من 120 درجة مثوية إلى 230 درجة مثوية. 5 7- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3؛ حيث:— 5 5 — يتم وضع محفز إزالة المعادن من الهيدروكريون chydrodemetalization catalyst المحفز الانتقالي ctransition catalyst ومحفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون hydrodenitrogenation catalyst بالتسلسل في مجموعة من المفاعلات treactors و يتم وضع محفز التكسير الأول للهيدروكريون hydrocracking catalyst 5150 محفز التكسير الثاني للهيدروكريون ¢second hydrocracking catalyst أو كلاهما في مفاعل reactors واحد أو أكثر بعد مجموعة المفاعلات reactors 8- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 7 Cus يكون المفاعل reactors الواحد أو أكثر بعد de gana المفاعلات reactors هو مفاعل طبقة معبأة فردية single packed bed reactor 9- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية OQ وتشتمل أيضاً على تكسير بالبخار لناتج تكثيف غاز gas condensate مع النفط مرفوع الدرجة -upgraded oil 0- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3؛ Gus يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalyst 5 على متوسط حجم مسام أكبر من محفز التكسير الثاني للهيدروكريون.second hydrocracking catalyst 1- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3 حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalyst على حموضة أقل من محفز التكسير الثاني للهيدروكربون second hydrocracking catalyst 0 2- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3 حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون first hydrocracking catalyst على مساحة سطح أقل من محفز التكسير الثاني للهيدروكربون.second hydrocracking catalyst 3- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3 حيث يشتمل محفز التكسير الأول للهيدروكريون— 6 5 — first hydrocracking catalyst على زيوليت متوسط المسام mesoporous zeolite ومعدن واحد أو أكثر ٠ حيث يكون للزيوليت متوسط المسام mesoporous zeolite متوسط حجم مسام من 2 نانومتر إلى 50 نانومتر.14- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3؛ حيث يشتمل محفز إزالة النيتروجين من الهيدروكريون hydrodenitrogenation catalyst على معدن واحد أو أكثر على حامل ألومينا calumina support لحامل الألومينا alumina support متوسط حجم مسام من 2 نانومتر إلى 50 نانومتر.0 15- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 أو 2 أو 3 حيث يكون نفط التغذية feed oil نفط خام crude اذه له ثقل نوعي وفقاً لمعهد البترول ١ لأمريكي (API) American Petroleum Institute من 25 درجة إلى 50 درجة.% ou yy Ya A Vay Yes SAY AAT JAM ااا YA 7 EY y } ted ARE or VYA Tv Cy SX— 5 8 — tas 7 § 0 ¥ لاحي Pes Yo ا Yad vad = FET كي 'أ yay 4 ed ِ 7 أ مثا : rad NT YEN ween Ea خلا اسمس ذ اللي 3 : كد Fro Me.YEA ا ؟ RE— 5 9 — 1 جا« ل يبي 4 x ¥ Se A 3 tel IN Vig eve أ - أ دجا Yan lett es A AYN we | يسا p ves 3 ¥ » {ed ™ YD yi sss TLE\ . bo 8 : 3 ve AA 4 كفا شكل ؟Ys سي : ص ب 58 : * 5 | كيبا ل ذا | ةك سم ال“ يذ NEY | - | ¥AY | ( 5 vo Ne 2 3 pS . 1 Be mre TY Co £ { 4 1 A 0 Ny 38 1 YN 1 Ye . 1 Xx I 1 ل oc, جلا Ly TTT TT ٠"! ةم VY مسمسسة | ال [ متا إ x A ! مستت 0 إْ Yo lyr أ لاس ! الج 2 :"© مسر مت 1 i OTs الت 2 ا ا لاب 5 Yad ; Yiu son — Yrs A ات 8# FT المأ الا .| مت بمب vie TOA َ ’ + شكل« مني i Fo اط ااا ب ب ل 5 Pld 3 RR 0 - ST 8 لزنا !ذا لا + TTT ro SN TUTTE TTT YY Fn = Tri اح ايد 04484 1٠ ep واب 1 Y 7g Vy J 1 ّ ْ ; ابا i i JAAR ان الح ْ i i ; os vevh ha لبا TR YC lew | i - pr ا 72 1 Yr ; NN SEY ; i { t i 0 & 4 i i i HE. ليسا LL | | Love rd ْ i : i i Yi : 1 i AYR Form § TEL i i i § ا ال i ¢ 2 5 i LE yoy Vd gn nd 1 : ع ع ع ١امممستتطساسسسما ا 5 a : ET yg Os A 8 1 | ™ Tn nd Yaa | 4 اسم الم ل 1 ربا x سسا 8 TEA o KA—_ 6 2 —_ $ + ص TAA PE TAY ٠ ne NY بوس ام von سا 1 | الا ه.ا Ts "5 0 : 5 | ّ م 1 i ل i I Nat vy TY Tie i ٍ | SN Ka | Tig يا vor 0 ليسا J L ea أ 6» 1 ا 1 3 ا | 3 TAY i TEA 4 ٍ A i 1 i i chasing a amin op ns anak a en nnn eb man sn tne ati as a Ad iY + شكل—_ 6 3 —_ATTAA go ThA FAN ny To.TRY د ال Tea > 2 FT Te Yay ة فم TV م لااب يقكا ا : يو : ٍ بس با TYE ' 5 5 PUES wv TAY > ْ be ِ كىن vin م3 8 : ب"Co SI av ١ اك £44 5 ا a ب Ra4حب ق : 1 0Su - اA شكلالحاضهة الهيلة السعودية الملضية الفكرية Swed Authority for intallentual Property pW RE .¥ + \ ا 0 § ام 5 + < Ne ge ”بن اج > عي كي الج دا لي ايام TEE ببح ةا Nase eg + Ed - 2 - 3 .++ .* وذلك بشرط تسديد المقابل المالي السنوي للبراءة وعدم بطلانها of سقوطها لمخالفتها ع لأي من أحكام نظام براءات الاختراع والتصميمات التخطيطية للدارات المتكاملة والأصناف ع النباتية والنماذج الصناعية أو لائحته التنفيذية. »> صادرة عن + ب ب ٠. ب الهيئة السعودية للملكية الفكرية > > > ”+ ص ب 101١ .| لريا 1*١ uo ؛ المملكة | لعربية | لسعودية SAIP@SAIP.GOV.SA
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201762533416P | 2017-07-17 | 2017-07-17 | |
| PCT/US2018/042020 WO2019018225A1 (en) | 2017-07-17 | 2018-07-13 | SYSTEMS AND METHODS FOR THE TREATMENT OF HEAVY OILS |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SA520411069B1 true SA520411069B1 (ar) | 2022-10-18 |
Family
ID=63077989
Family Applications (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA520411069A SA520411069B1 (ar) | 2017-07-17 | 2020-01-16 | نُظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة |
| SA520411072A SA520411072B1 (ar) | 2017-07-17 | 2020-01-16 | نظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة بواسطة رفع درجة نفط يعقبها تقطير |
| SA520411070A SA520411070B1 (ar) | 2017-07-17 | 2020-01-16 | نظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة بواسطة رفع درجة نفط يعقبها تكرير |
| SA520411071A SA520411071B1 (ar) | 2017-07-17 | 2020-01-16 | نُظم وطرق لمعالجة الزيوت الثقيلة بواسطة ترقية الزيت يليها تكسير البخار |
Family Applications After (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA520411072A SA520411072B1 (ar) | 2017-07-17 | 2020-01-16 | نظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة بواسطة رفع درجة نفط يعقبها تقطير |
| SA520411070A SA520411070B1 (ar) | 2017-07-17 | 2020-01-16 | نظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة بواسطة رفع درجة نفط يعقبها تكرير |
| SA520411071A SA520411071B1 (ar) | 2017-07-17 | 2020-01-16 | نُظم وطرق لمعالجة الزيوت الثقيلة بواسطة ترقية الزيت يليها تكسير البخار |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US10696910B2 (ar) |
| EP (4) | EP3655504A1 (ar) |
| JP (4) | JP2020527638A (ar) |
| KR (4) | KR102474323B1 (ar) |
| CN (4) | CN110892042A (ar) |
| SA (4) | SA520411069B1 (ar) |
| SG (4) | SG11202000372VA (ar) |
| WO (4) | WO2019018221A1 (ar) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11148124B2 (en) | 2019-12-04 | 2021-10-19 | Saudi Arabian Oil Company | Hierarchical zeolite Y and nano-sized zeolite beta composite |
| US11384299B2 (en) * | 2019-12-19 | 2022-07-12 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for upgrading and converting crude oil to petrochemicals through steam cracking |
| US11046898B1 (en) * | 2020-05-15 | 2021-06-29 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for separating and upgrading hydrocarbons integrating a refinery system with steam cracking of an aromatic bottoms stream |
| US11370975B2 (en) | 2020-09-30 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Steam-enhanced catalytic cracking of hydrocarbons to produce light olefins |
| US11230676B1 (en) | 2021-01-12 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Processes for producing petrochemical products from crude oil |
| CN112473719B (zh) * | 2021-01-25 | 2021-06-29 | 潍坊科技学院 | 一种多孔碳氮材料负载纳米双金属催化剂的制备方法及其在苯甲酸加氢反应中的使用方法 |
| WO2024005671A1 (ru) * | 2022-06-29 | 2024-01-04 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Способ переработки тяжелого углеводородного сырья |
Family Cites Families (122)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2358150A (en) | 1941-04-04 | 1944-09-12 | Gulf Oil Corp | Cracking hydrocarbon oils |
| US3261878A (en) | 1961-02-09 | 1966-07-19 | Autothermal cracking of liquid hydrocarbons | |
| GB1239972A (en) * | 1968-03-27 | 1971-07-21 | Robert Leard Irvine | A process for hydrogenating non-hydrocarbons in crude or residua feedstocks and a hydrocracking process for the treated crude or residua feedstock |
| JPS4934527B1 (ar) | 1969-04-25 | 1974-09-14 | ||
| US3617493A (en) | 1970-01-12 | 1971-11-02 | Exxon Research Engineering Co | Process for steam cracking crude oil |
| JPS5216975B1 (ar) | 1970-05-30 | 1977-05-12 | ||
| US3730879A (en) | 1970-11-19 | 1973-05-01 | Gulf Research Development Co | Two-bed catalyst arrangement for hydrodesulrurization of crude oil |
| GB1436943A (en) | 1972-06-07 | 1976-05-26 | Johnson Matthey Co Ltd | Brazing alloys |
| US3856659A (en) | 1972-12-19 | 1974-12-24 | Mobil Oil Corp | Multiple reactor fcc system relying upon a dual cracking catalyst composition |
| US3862898A (en) | 1973-07-30 | 1975-01-28 | Pullman Inc | Process for the production of olefinically unsaturated hydrocarbons |
| US3876523A (en) | 1973-08-29 | 1975-04-08 | Mobil Oil Corp | Catalyst for residua demetalation and desulfurization |
| US4016067A (en) | 1975-02-21 | 1977-04-05 | Mobil Oil Corporation | Process for demetalation and desulfurization of petroleum oils |
| US4134824A (en) | 1977-06-07 | 1979-01-16 | Union Carbide Corporation | Integrated process for the partial oxidation-thermal cracking of crude oil feedstocks |
| US4133777A (en) | 1977-06-28 | 1979-01-09 | Gulf Research & Development Company | Hydrodesulfurization catalyst |
| US4153539A (en) | 1978-01-03 | 1979-05-08 | The Standard Oil Company | Process for preparing improved amphora aggregates |
| US4264435A (en) | 1978-04-05 | 1981-04-28 | The Dow Chemical Company | Crude oil cracking using partial combustion gases |
| US4297203A (en) | 1980-04-14 | 1981-10-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Apparatus for the catalytic cracking of hydrocarbons |
| NL8103964A (nl) | 1981-08-26 | 1983-03-16 | Shell Int Research | Werkwijze voor het winnen van vijfwaardige vanadium verbindingen uit zure katalysator extracten. |
| FR2538814B1 (fr) | 1982-12-30 | 1986-06-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement d'une huile lourde ou d'une fraction d'huile lourde pour les convertir en fractions plus legeres |
| JPS59159887A (ja) | 1983-03-03 | 1984-09-10 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 炭化水素からオレフインを製造するための熱分解法 |
| US4992160A (en) | 1983-05-02 | 1991-02-12 | Uop | Conversion of crude oil feeds by catalytic cracking |
| US5019240A (en) | 1983-05-02 | 1991-05-28 | Uop | Hydrocracking process |
| JPS601138A (ja) | 1983-06-17 | 1985-01-07 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 炭化水素からオレフイン、および芳香族炭化水素を選択的に製造するための熱分解法 |
| JPS6011584A (ja) | 1983-06-30 | 1985-01-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 炭化水素から石油化学製品を選択的に製造するための熱分解法 |
| JPS60219292A (ja) | 1984-04-13 | 1985-11-01 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 石油化学製品の選択的製造法 |
| DE3507617A1 (de) | 1985-03-04 | 1986-09-04 | Salzgitter Lummus GmbH, 6200 Wiesbaden | Verfahren zum reinigen der abgase von claus-anlagen und zur wiedergewinnung der in diesen abgasen enthaltenen schwefelverbindungen |
| US5171331A (en) | 1986-01-29 | 1992-12-15 | Fina Research, S.A. | Process for producing gasoline |
| US4830728A (en) | 1986-09-03 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corporation | Upgrading naphtha in a multiple riser fluid catalytic cracking operation employing a catalyst mixture |
| US4832823A (en) * | 1987-04-21 | 1989-05-23 | Amoco Corporation | Coking process with decant oil addition to reduce coke yield |
| US5009768A (en) * | 1989-12-19 | 1991-04-23 | Intevep, S.A. | Hydrocracking high residual contained in vacuum gas oil |
| US5233121A (en) * | 1990-10-23 | 1993-08-03 | Amoco Corporation | Process for the catalytic isomerization of light hydrocarbons |
| US5435907A (en) | 1992-04-20 | 1995-07-25 | Texaco Inc. | Hydrodearomatization of middle distillate hydrocarbons |
| JP2745099B2 (ja) | 1993-03-23 | 1998-04-28 | 三菱化工機株式会社 | クラウス法テールガスの処理装置 |
| US5523502A (en) | 1993-11-10 | 1996-06-04 | Stone & Webster Engineering Corp. | Flexible light olefins production |
| US5871650A (en) | 1994-07-08 | 1999-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Supported zeolite membranes with controlled crystal width and preferred orientation grown on a growth enhancing layer |
| US5603824A (en) | 1994-08-03 | 1997-02-18 | Mobil Oil Corporation | Hydrocarbon upgrading process |
| JP3580518B2 (ja) | 1996-06-05 | 2004-10-27 | 新日本石油株式会社 | 重質油の流動接触分解法 |
| US6190533B1 (en) | 1996-08-15 | 2001-02-20 | Exxon Chemical Patents Inc. | Integrated hydrotreating steam cracking process for the production of olefins |
| US5906728A (en) | 1996-08-23 | 1999-05-25 | Exxon Chemical Patents Inc. | Process for increased olefin yields from heavy feedstocks |
| US5904837A (en) | 1996-10-07 | 1999-05-18 | Nippon Oil Co., Ltd. | Process for fluid catalytic cracking of oils |
| FR2754826B1 (fr) | 1996-10-22 | 1998-12-11 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrocraquage doux de coupes petrolieres avec un catalyseur contenant au moins deux zeolithes y desaluminees |
| US6133186A (en) | 1997-03-06 | 2000-10-17 | Shell Oil Company | Process for the preparation of a catalyst composition |
| US6033555A (en) | 1997-06-10 | 2000-03-07 | Exxon Chemical Patents Inc. | Sequential catalytic and thermal cracking for enhanced ethylene yield |
| NO319519B1 (no) | 1997-10-15 | 2005-08-22 | Res Inst Petroleum Processing | Fremgangsmate for fremstilling av etylen og propylen ved katalytisk pyrolyse av tunge hydrokarboner |
| JP4266406B2 (ja) * | 1998-05-11 | 2009-05-20 | 日本ケッチェン株式会社 | 粒状触媒用担体及びこの担体を用いた触媒及び該触媒による炭化水素油の水素化処理方法 |
| US5958365A (en) | 1998-06-25 | 1999-09-28 | Atlantic Richfield Company | Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods |
| MXPA98005494A (es) * | 1998-07-07 | 2002-07-30 | Mexicano Inst Petrol | Procedimiento para la obtencion de un catalizadorpara la hidrodesnitrogenacion e hidrodesulfuracion de fracciones intermedias y pesadas del petroleoy producto resultante. |
| CA2339376C (en) | 1998-08-03 | 2007-08-21 | Shell Canada Limited | Process for the preparation of a hydrocracking zeolite beta catalyst |
| US6123830A (en) | 1998-12-30 | 2000-09-26 | Exxon Research And Engineering Co. | Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process |
| DE60003817T2 (de) | 1999-05-20 | 2004-04-15 | Exxonmobil Chemical Patents Inc., Baytown | Kohlenwasserstoffumwandlungsverfahren und hierbei anwendbarer katalysator |
| US6384285B1 (en) | 2000-03-29 | 2002-05-07 | Council Of Scientific And Industrial Research | Process for the preparation of 4′-isobutylacetophenone |
| US6316674B1 (en) | 2000-03-30 | 2001-11-13 | Council Scientific And Industrial Research | Process for the preparation of acyl aromatic ethers |
| FR2815041B1 (fr) * | 2000-10-05 | 2018-07-06 | IFP Energies Nouvelles | Procede de production de diesel par hydrocraquage a pression moderee |
| CN1133722C (zh) * | 2001-01-05 | 2004-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化剂的分级装填方法 |
| US6656346B2 (en) | 2001-06-07 | 2003-12-02 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Fluid catalytic cracking process for heavy oil |
| US6841062B2 (en) * | 2001-06-28 | 2005-01-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Crude oil desulfurization |
| US7094333B2 (en) | 2001-09-04 | 2006-08-22 | The Regents Of The University Of Michigan | Selective sorbents for purification of hydrocarbons |
| DE10256431A1 (de) | 2002-05-31 | 2004-01-15 | SCHÜMANN SASOL GmbH | Mikrokristallines Paraffin, Verfahren zur Herstellung von mikrokristallinen Paraffine und Verwendung der mikrokristallinen Paraffine |
| US6743961B2 (en) | 2002-08-26 | 2004-06-01 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing whole crude oil |
| US7019187B2 (en) | 2002-09-16 | 2006-03-28 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing whole crude oil and mild catalytic cracking |
| US6982074B2 (en) | 2002-09-20 | 2006-01-03 | Uop Llc | High silica zeolites: UZM-5HS |
| JP2004263117A (ja) * | 2003-03-04 | 2004-09-24 | Idemitsu Kosan Co Ltd | 原油の接触水素化処理方法 |
| US6979757B2 (en) | 2003-07-10 | 2005-12-27 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing whole crude oil and mild controlled cavitation assisted cracking |
| US7416653B2 (en) | 2003-12-19 | 2008-08-26 | Shell Oil Company | Systems and methods of producing a crude product |
| FR2863913B1 (fr) | 2003-12-23 | 2006-12-29 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur zeolithique,support a base de matrice silico-aluminique et de zeolithe, et procede d'hydrocraquage de charges hydrocarbonees |
| US7247765B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-07-24 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Cracking hydrocarbon feedstock containing resid utilizing partial condensation of vapor phase from vapor/liquid separation to mitigate fouling in a flash/separation vessel |
| CN101035881B (zh) | 2004-09-08 | 2010-10-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 加氢裂化催化剂组合物 |
| US7601254B2 (en) | 2005-05-19 | 2009-10-13 | Uop Llc | Integrated fluid catalytic cracking process |
| US7374664B2 (en) | 2005-09-02 | 2008-05-20 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing whole crude oil feedstock |
| KR100727288B1 (ko) | 2005-10-14 | 2007-06-13 | 한국과학기술원 | 메조다공성 골격을 갖는 미세다공성 결정성 분자체의제조방법 |
| US8696888B2 (en) | 2005-10-20 | 2014-04-15 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon resid processing |
| US7594990B2 (en) | 2005-11-14 | 2009-09-29 | The Boc Group, Inc. | Hydrogen donor solvent production and use in resid hydrocracking processes |
| US7396449B2 (en) | 2006-03-01 | 2008-07-08 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing condensate feedstock |
| JP2007313409A (ja) * | 2006-05-24 | 2007-12-06 | Petroleum Energy Center | 水素化分解触媒組成物およびその製造方法 |
| US7550642B2 (en) | 2006-10-20 | 2009-06-23 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with enhanced distillate production |
| US20080277314A1 (en) | 2007-05-08 | 2008-11-13 | Halsey Richard B | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock and hydrotreating |
| US20080283445A1 (en) | 2007-05-16 | 2008-11-20 | Powers Donald H | Hydrocarbon thermal cracking using atmospheric residuum |
| US7404889B1 (en) | 2007-06-27 | 2008-07-29 | Equistar Chemicals, Lp | Hydrocarbon thermal cracking using atmospheric distillation |
| US7858834B2 (en) | 2007-08-17 | 2010-12-28 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing a feed containing condensate and crude oil |
| US20090050523A1 (en) | 2007-08-20 | 2009-02-26 | Halsey Richard B | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock and selective hydrocracking |
| US7744747B2 (en) | 2008-01-02 | 2010-06-29 | Equistar Chemicals, Lp | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with a partitioned vaporization unit |
| US7883618B2 (en) | 2008-02-28 | 2011-02-08 | Kellogg Brown & Root Llc | Recycle of olefinic naphthas by removing aromatics |
| US20090272674A1 (en) | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Ying Zheng | Nano zeolite containing hydrotreating catalyst and method of preparation |
| FR2933088B1 (fr) | 2008-06-27 | 2010-08-20 | Inst Francais Du Petrole | Procede de preparation d'une alumine a mesoporosite controlee |
| WO2010009082A1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-01-21 | Saudi Arabian Oil Company | A prerefining process for the hydrodesulfurization of heavy sour crude oils to produce sweeter lighter crudes using moving catalyst system |
| US8372267B2 (en) * | 2008-07-14 | 2013-02-12 | Saudi Arabian Oil Company | Process for the sequential hydroconversion and hydrodesulfurization of whole crude oil |
| US8932454B2 (en) * | 2008-09-18 | 2015-01-13 | Exxonmobile Research And Engineering Co. | Mesoporous Y hydrocracking catalyst and associated hydrocracking processes |
| US20100122932A1 (en) * | 2008-11-15 | 2010-05-20 | Haizmann Robert S | Integrated Slurry Hydrocracking and Coking Process |
| FR2940313B1 (fr) * | 2008-12-18 | 2011-10-28 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrocraquage incluant des reacteurs permutables avec des charges contenant 200ppm poids-2%poids d'asphaltenes |
| MX2009002645A (es) * | 2009-03-11 | 2010-10-01 | Mexicano Inst Petrol | Hidroprocesamiento de hidrocarburos pesados, empleando corrientes liquidas para el apagado de la reaccion. |
| CN101890383B (zh) * | 2009-05-19 | 2012-08-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢脱氮催化剂及其应用 |
| BRPI1012764A2 (pt) * | 2009-06-22 | 2019-07-09 | Aramco Services Co | processo alternativo para o tratamento de óleos brutos pesados em uma refinaria de coqueificação. |
| BR112012017599A2 (pt) | 2010-01-22 | 2016-08-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2 |
| US9382485B2 (en) * | 2010-09-14 | 2016-07-05 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading process |
| US8658019B2 (en) | 2010-11-23 | 2014-02-25 | Equistar Chemicals, Lp | Process for cracking heavy hydrocarbon feed |
| US9296961B2 (en) | 2012-01-27 | 2016-03-29 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including residual bypass for direct processing of a crude oil |
| US9255230B2 (en) | 2012-01-27 | 2016-02-09 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil |
| US9284502B2 (en) | 2012-01-27 | 2016-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated solvent deasphalting, hydrotreating and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil |
| US9382486B2 (en) | 2012-01-27 | 2016-07-05 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrotreating, solvent deasphalting and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil |
| US9284497B2 (en) | 2012-01-27 | 2016-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated solvent deasphalting and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil |
| EP2807237B1 (en) * | 2012-01-27 | 2019-11-06 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil |
| CN107118801B (zh) | 2012-01-27 | 2019-11-05 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于直接加工原油的整合的加氢处理和水蒸气热解方法 |
| US9279088B2 (en) | 2012-01-27 | 2016-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil |
| CN104245890B (zh) | 2012-03-20 | 2016-08-24 | 沙特阿拉伯石油公司 | 对原油进行集成加氢处理、蒸汽热解和浆液加氢处理以生产石油化学产品 |
| WO2013142623A1 (en) | 2012-03-20 | 2013-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Steam cracking process and system with integral vapor-liquid separation |
| JP6081571B2 (ja) | 2012-03-20 | 2017-02-15 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | 軽質オレフィン及びコークスを生成させる、統合された、原油の水素化処理及び水蒸気熱分解 |
| CN104254590B (zh) | 2012-03-20 | 2018-01-09 | 沙特阿拉伯石油公司 | 对原油进行集成浆液加氢处理和蒸汽热解来生产石油化学产品 |
| EP2828358B1 (en) | 2012-03-20 | 2022-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydroprocessing and fluid catalytic cracking for processing of a crude oil |
| CN104334694B (zh) * | 2012-03-20 | 2016-06-29 | 沙特阿拉伯石油公司 | 由原油生产石油化学产品的集成加氢处理、蒸汽热解和催化裂化工艺 |
| US9546330B2 (en) * | 2012-05-04 | 2017-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated ebullated-bed process for whole crude oil upgrading |
| CN103805245B (zh) * | 2012-11-07 | 2016-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化和加氢脱芳组合的加氢方法 |
| US9080113B2 (en) | 2013-02-01 | 2015-07-14 | Lummus Technology Inc. | Upgrading raw shale-derived crude oils to hydrocarbon distillate fuels |
| JP6038708B2 (ja) * | 2013-03-29 | 2016-12-07 | Ｊｘエネルギー株式会社 | 石油製品の製造方法 |
| EP3017023B1 (en) * | 2013-07-02 | 2018-02-28 | Saudi Basic Industries Corporation | Method for converting a high-boiling hydrocarbon feedstock into lighter boiling hydrocarbon products |
| US10479948B2 (en) | 2013-07-02 | 2019-11-19 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for the production of light olefins and aromatics from a hydrocarbon feedstock |
| SG11201509167SA (en) | 2013-07-02 | 2016-01-28 | Saudi Basic Ind Corp | Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved propylene yield |
| SG11201606019YA (en) | 2014-02-25 | 2016-08-30 | Saudi Basic Ind Corp | Method for converting a high-boiling hydrocarbon feedstock into lighter boiling hydrocarbon products |
| ES2720268T3 (es) * | 2014-02-25 | 2019-07-19 | Saudi Basic Ind Corp | Un proceso de hidrocraqueo integrado |
| KR102370172B1 (ko) | 2014-02-25 | 2022-03-04 | 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. | 통합된 수소화분해 공정 |
| WO2016059569A1 (en) | 2014-10-15 | 2016-04-21 | Sabic Global Technologies B.V. | Integrated polycarbonate production process |
| GB201421261D0 (en) | 2014-12-01 | 2015-01-14 | Lindberg Erkki J | Improvements in and relating to the processing of matrices and/or the contents of matrices |
| WO2016195973A1 (en) | 2015-05-29 | 2016-12-08 | Advanced Refining Technologies Llc | High hdn selectivity hydrotreating catalyst |
-
2018
- 2018-07-13 KR KR1020207004385A patent/KR102474323B1/ko active IP Right Grant
- 2018-07-13 EP EP18749252.5A patent/EP3655504A1/en active Pending
- 2018-07-13 WO PCT/US2018/042011 patent/WO2019018221A1/en unknown
- 2018-07-13 CN CN201880047090.6A patent/CN110892042A/zh active Pending
- 2018-07-13 JP JP2020502474A patent/JP2020527638A/ja active Pending
- 2018-07-13 WO PCT/US2018/042016 patent/WO2019018224A1/en unknown
- 2018-07-13 JP JP2020502212A patent/JP2020527454A/ja active Pending
- 2018-07-13 KR KR1020207004384A patent/KR102474319B1/ko active IP Right Grant
- 2018-07-13 SG SG11202000372VA patent/SG11202000372VA/en unknown
- 2018-07-13 EP EP18749251.7A patent/EP3655503A1/en active Pending
- 2018-07-13 SG SG11202000260RA patent/SG11202000260RA/en unknown
- 2018-07-13 JP JP2020502480A patent/JP2020527639A/ja active Pending
- 2018-07-13 KR KR1020207004595A patent/KR102472273B1/ko active IP Right Grant
- 2018-07-13 WO PCT/US2018/042015 patent/WO2019018223A1/en unknown
- 2018-07-13 EP EP18749247.5A patent/EP3655501A1/en active Pending
- 2018-07-13 CN CN201880047099.7A patent/CN110892043A/zh active Pending
- 2018-07-13 CN CN201880047161.2A patent/CN110892044A/zh active Pending
- 2018-07-13 EP EP18749250.9A patent/EP3655502A1/en active Pending
- 2018-07-13 SG SG11202000371XA patent/SG11202000371XA/en unknown
- 2018-07-13 WO PCT/US2018/042020 patent/WO2019018225A1/en unknown
- 2018-07-13 SG SG11202000261UA patent/SG11202000261UA/en unknown
- 2018-07-13 KR KR1020207004596A patent/KR102472274B1/ko active IP Right Grant
- 2018-07-13 JP JP2020502157A patent/JP2020527632A/ja active Pending
- 2018-07-13 CN CN201880046967.XA patent/CN110892041A/zh active Pending
- 2018-07-16 US US16/036,283 patent/US10696910B2/en active Active
- 2018-07-16 US US16/036,319 patent/US10689585B2/en active Active
- 2018-07-16 US US16/036,304 patent/US11001770B2/en active Active
- 2018-07-16 US US16/036,260 patent/US10696909B2/en active Active
-
2020
- 2020-01-16 SA SA520411069A patent/SA520411069B1/ar unknown
- 2020-01-16 SA SA520411072A patent/SA520411072B1/ar unknown
- 2020-01-16 SA SA520411070A patent/SA520411070B1/ar unknown
- 2020-01-16 SA SA520411071A patent/SA520411071B1/ar unknown
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SA520411069B1 (ar) | نُظم وطرق لمعالجة أنواع نفط ثقيلة | |
| US10017704B2 (en) | Integrated hydrotreating and steam pyrolysis system for direct processing of a crude oil | |
| CN104334694B (zh) | 由原油生产石油化学产品的集成加氢处理、蒸汽热解和催化裂化工艺 | |
| Ding et al. | HDS, HDN, HDA, and hydrocracking of model compounds over Mo-Ni catalysts with various acidities | |
| US20180079975A1 (en) | Integrated hydrotreating and steam pyrolysis system including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil | |
| AU2012350179B2 (en) | Method for the hydroconversion of petroleum feedstocks in fixed beds for the production of fuel oils having a low sulphur content | |
| KR102517485B1 (ko) | 중유를 석유 화학 생성물로 전환하는 시스템 및 방법 | |
| CN113423805A (zh) | 用于加工石油基材料的包含加氢加工和高苛刻度流化催化裂化的系统和方法 | |
| US11084992B2 (en) | Systems and methods for upgrading heavy oils | |
| CN109072099B (zh) | 生产高质量的焦炭的综合多级溶剂脱沥青和延迟焦化工艺 | |
| WO2018128835A1 (en) | Conversion of crude oil to aromatic and olefinic petrochemicals | |
| KR101603396B1 (ko) | 2개의 스트리퍼를 사용하여 수소화처리된 탄화수소를 회수하기 위한 방법 및 장치 | |
| WO2016194686A1 (ja) | 水素化処理油の製造方法及び接触分解油の製造方法 | |
| SA519410571B1 (ar) | مركبات زيوليت إنتاجها واستخدامها لتحسين الزيوت الثقيلة | |
| RU2803873C1 (ru) | Способ и система гидропереработки обезмасленного асфальта | |
| CN102286293B (zh) | 一种页岩油加工方法 | |
| US20220372385A1 (en) | Process and system for hydrotreating deoiled asphalt | |
| CN107365600B (zh) | 一种非石化类石脑油加氢精制生产催化重整原料的方法及其反应装置 | |
| WO2022155062A1 (en) | Processes for producing petrochemical products from crude oil | |
| CN104364353B (zh) | 对原油进行集成加氢处理和蒸汽热解以生产轻质烯烃和焦炭 |