CN105229121B - 利用超临界水对原油提质加工和脱硫的方法 - Google Patents
利用超临界水对原油提质加工和脱硫的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105229121B CN105229121B CN201480011566.2A CN201480011566A CN105229121B CN 105229121 B CN105229121 B CN 105229121B CN 201480011566 A CN201480011566 A CN 201480011566A CN 105229121 B CN105229121 B CN 105229121B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- mixing
- crude oil
- flow
- supplied
- filtering
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 121
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 title abstract description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 122
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 46
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 64
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 9
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 229910000389 calcium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001506 calcium phosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011010 calcium phosphates Nutrition 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- -1 salt compound Chemical class 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H tricalcium bis(phosphate) Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 230000007096 poisonous effect Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D11/00—Solvent extraction
- B01D11/04—Solvent extraction of solutions which are liquid
- B01D11/0403—Solvent extraction of solutions which are liquid with a supercritical fluid
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/09—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by filtration
-
- 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
- C10G45/24—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 with hydrogen-generating compounds
- C10G45/26—Steam or water
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D11/00—Solvent extraction
- B01D11/04—Solvent extraction of solutions which are liquid
- B01D11/0419—Solvent extraction of solutions which are liquid in combination with an electric or magnetic field or with vibrations
- B01D11/0423—Applying ultrasound
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1033—Oil well production fluids
-
- 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
- C10G2300/208—Sediments, e.g. bottom sediment and water or BSW
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4012—Pressure
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/42—Hydrogen of special source or of special composition
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
Abstract
本发明主要涉及一种利用超临界水对原油进行提质加工和脱硫的方法。总的来说,本发明提供了一种通过将原油流与超临界水混合,然后滤出由原油流和超临界水混合而得到的沉淀的固体化合物,从而从原油流中除去杂质的方法。
Description
技术领域
本发明主要涉及利用超临界水对原油提质加工和脱硫的方法,同时提供了除去沉淀的固体化合物的方法和装置,否则所述沉淀的固体化合物将阻塞反应器和设备。
背景技术
大部分精炼加工限制了所输入的原油原料的盐化合物(其大部分含有碱性化合物)的浓度。这些盐化合物可能对用于加工的设备有腐蚀性,并且还可能对现代精炼加工中广泛使用的催化剂有毒。全原油根据其来源不同而盐含量不同。虽然脱盐设备可从原油中除去碱性化合物,但脱盐设备通常需要大量的能量以及可能的额外注入的化学品。此外,在利用超临界水的方法中,残留在经处理原油中的碱性化合物的水平仍然会引起堵塞的问题。
超临界水具有可以用来提质加工原油的特性。例如,在临界点和临界点附近,水的介电常数急剧下降,使得碱性化合物在超临界水中不可溶。在原油加工过程中,碱性化合物在超临界水中的低溶解度诱导碱性化合物沉淀。在传统的原油加工过程中,沉淀物之后可以引起反应器或诸如热交换器等下游单元堵塞和腐蚀。这可导致原油加工单元的意外停工。
本发明有利地提供了一种通过利用超临界水来对原油提质加工的方法和装置,同时避免了由以不同量存在于原油中的碱性化合物引起的设备堵塞。
发明内容
在一个方面,本发明提供了一种从原油流中除去杂质的方法。在该方法中,将原油流供应至混合装置。将超临界水流也供应至所述混合装置。在所述混合装置中混合原油流和超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流。在将原油与超临界水混合后,碱性化合物沉淀。
然后将所述混合的原油和超临界水流(包含沉淀的化合物)供应至物理过滤器,以从所述混合的原油和超临界水流中除去固体化合物。该过滤步骤产生过滤的混合的原油和超临界水流。然后将所述过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。
在另一个方面,本发明提供了一种从原油流中除去杂质的方法。在该方面中,将低于超临界状态的水流供应至滤水器以除去固体化合物,从而产生过滤的水流。然后利用加热装置将所述过滤的水流加热至超临界状态,从而产生过滤的超临界水流。然后将所述过滤的超临界水流供应至混合装置。将原油流也供应至所述混合装置。然后在所述混合装置中混合所述原油流和过滤的超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流。然后将所述混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器,以从所述混合的原油和超临界水流中除去第二固体化合物。这也产生了过滤的混合的原油和超临界水流。然后将所述过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。在一些实施方案中,所述单元为脱硫单元、超临界水反应器单元、加氢处理单元、加氢裂化单元和其它这样的单元。
在另一个方面,本发明提供了一种从原油流中除去杂质的方法。在该方法中,将水流供应至滤水器以除去固体碱性化合物,从而制备过滤的水流。然后利用加热装置将所述过滤的水流加热至超临界状态,以产生过滤的超临界水流。在该过程中,将所述过滤的超临界水流保持在超过400℃的温度。将原油流也供应至所述混合装置。然后在所述混合装置中混合所述原油流和所述过滤的超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流。然后将所述混合的原油和超临界水流供应至连续搅拌釜式反应器,从而产生湍流混合的原油和超临界水流。然后将所述湍流混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器,以从所述混合的原油和超临界水流中除去第二固体化合物,从而制备过滤的混合的原油和超临界水流。在该过程中,使湍流混合的原油和超临界水流保持在超过400℃的温度。然后将所述过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。在一些实施方案中,所述单元为脱硫单元、超临界水反应器单元、加氢处理单元、加氢裂化单元和其它这样的单元。
本发明的一些实施方案通常允许在进一步加工原油之前除去碱性成分和其它固体杂质。这可以提高整体的加工操作稳定性。虽然预见所述方法可用于所有类型的原油,但所述方法在高碱性的石油原料的加工中是特别有用的。高碱性原料可沉淀出较大量的碱性化合物,所述碱性化合物会引起诸如生产线的堵塞和腐蚀等问题。
通过阅读对如下优选实施方案的说明,本发明的特征和优点对本领域技术人员将是显而易见的。
附图说明
本发明包括以下附图以说明本发明的特定方面,以下附图不应被认为是唯一的实施方案。本领域技术人员能够理解本发明公开的主题可以在形式和功能上具有相当大的变化、改变和等价形式,并且其具有本公开的优点。
图1示出了本发明的一个实施方案的图。
图2示出了本发明的一个实施方案的图。
图3示出了本发明的一个实施方案的图,其包括至少两个物理过滤器。
图4示出了本发明的一个实施方案的图。
发明详述
如本文所用,术语“原油”包括常规的全范围原油、非常规全范围原油(劣质原油、超重质原油和页岩油)、沥青、预精制沥青、或其提取物、来自流裂化装置(stream cracker)的产品流、液化煤、从油砂中回收的液体产品、沥青质、和源自生物质的碳氢化合物。
如本文所用,术语“碱性化合物”包括具有元素周期表中第1族和第2族的元素的化合物。示例性的碱性化合物包括钠、钾和镁的氯化物、碳酸盐、硫酸盐、磷酸盐。
在一个方面,本发明提供了一种从原油流中除去杂质的方法。如图1所示。在该方法中,将原油流140供应至混合装置110。将超临界水流130也供应至混合装置110。在混合装置110中混合原油流和超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流120。然后将混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器100,以从混合的原油和超临界水流中除去固体化合物。该过滤步骤产生过滤的混合的原油和超临界水流150。然后将过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。在一些实施方案中,所述单元为脱硫单元、超临界水反应器单元、加氢处理单元、加氢裂化单元和其它这样的单元。
通常,用于进一步加工的单元可以是用于原油的进一步加工的任意单元。在一些实施方案中,用于进一步加工的单元是得益于具有减少的碱性成分的原油流的单元。在另外的实施方案中,所述单元为脱硫单元、超临界水反应器单元、加氢处理单元、加氢裂化单元和其它这样的单元。
在另外的实施方案中,固体化合物是由于原油流和超临界水流在混合装置中混合而沉淀得到的。在一些实施方案中,固体化合物包含碱性化合物。
在另外的实施方案中,所述方法还包括以下步骤:在将超临界水流供应至混合装置之前,将超临界水流供应至滤水器,从而产生过滤的超临界水流。滤水器能够除去水中所含的碱性化合物。
在另外的实施方案中,在过滤过程中将超临界水流保持在超临界水平或高于超临界水平。在另外的实施方案中,在过滤过程中将超临界水流保持在400℃的温度或超过400℃的温度。可以利用本领域已知的各种方法保持超临界水流的温度,其中包括管道隔热、伴热、管式加热器(line heater)或其它加热器。
在另外的实施方案中,原油流在与超临界水流合并之前处于较低的温度。在一些实施方案中,原油流的温度低于300℃。在其它实施方案中,原油流的温度低于150℃。在一些实施方案中,以22.1MPa或22.1MPa以上的压力对原油加压。
在另外的实施方案中,混合的原油和超临界水流在供应至物理过滤器时其温度保持在水的超临界状态或是高于水的超临界状态。在一些实施方案中,当供应至物理过滤器时,混合的原油和超临界水流的温度保持在超过400℃的温度。在一些实施方案中,当供应至物理过滤器时,混合的原油和超临界水流的温度保持在约400℃至约450℃的温度。可以利用本领域已知的各种方法保持混合的原油和超临界水流的温度。其中包括管道隔热、伴热、管式加热器或其它加热器。
在另外的实施方案中,过滤的混合的原油和超临界水流在排出过滤器时的温度为水的超临界状态的温度或者高于水的超临界状态的温度。在一些实施方案中,过滤的混合的原油和超临界水流在排出过滤器时的温度为400℃或超过400℃。在一些实施方案中,即使当混合的原油和超临界水流进入过滤器时的温度低于水的超临界状态的温度,过滤的混合的原油和超临界水流在排出过滤器时的温度也被升高至高于水的超临界状态的温度。在一些实施方案中,即使当混合的原油和超临界水流进入过滤器时的温度低于水的超临界状态的温度,过滤的混合的原油和超临界水流在排出过滤器时的温度也被升高至400℃或超过400℃。
本发明的混合装置110可以是本领域已知的任意类型的混合装置。在一些实施方案中,混合装置选自静态混合器、串联混合器、搅拌器、能增强混合的串联设备(例如超声波探头)、能增强混合的串联器件(例如孔板(orifice))以及叶轮嵌入式混合器。
本发明的物理过滤器100可以包括本领域已知的任意物理过滤器。在一些实施方案中,所述过滤器包括杯式过滤器、膜式过滤器或深层式过滤器。如图3所示。在另外的实施方案中,物理过滤器可以包括两个或更多个过滤器。如图3所示。在一些实施方案中,两个或更多个过滤器101和102并联布置。在一些实施方案中,物理过滤器串联布置。在包括三个或更多个物理过滤器的另外的实施方案中,物理过滤器可以串联或并联布置。当使用两个或更多个过滤器的时候,过滤器可以相同或不同。
在另外的实施方案中,物理过滤器能够除去大约0.1μm或更大尺寸的固体颗粒。在另外的实施方案中,物理过滤器能够除去大约1.0μm或更大尺寸的固体颗粒。在另外的实施方案中,物理过滤器能够除去大约5.0μm或更大尺寸的固体颗粒。在另外的实施方案中,物理过滤器能够除去大约10μm或更大尺寸的固体颗粒。
物理过滤器的布置也可以是这样的:使得能够在清洁一些物理过滤器的同时其他物理过滤器正在被所述方法使用。过滤器可以利用逆流方向或顺流方向的流动清洁水来清洁。清洁水的温度在约5℃至约300℃之间。在一些实施方案中,清洁水的温度在约50℃至约90℃之间。清洁水的压力保持为使水处于液相。清洁水可以选自去离子水、供给水(供给至超临界水过程)、和来自油/水分离器的产物水。在清洁过程中,物理过滤器可由超声型振荡器处理以提高清洁效率。
利用本领域已知的各种方法,将过滤器中流体的温度保持在水的超临界水平的温度或高于水的超临界水平的温度。其中包括过滤器保温、伴热和其它加热器。
可以选择混合装置110和物理过滤器100之间的管道120的长度和直径以增强通过湍流效应的原油流和超临界水流的混合。雷诺数(Reynolds number,可通过假定原油具有与水相同的密度和粘度来估计)在恰好在过滤器之前的管道末端应当超过4,000。这保证了原油与水之间的高度混合。
在一些实施方案中,所述方法还包括将混合的原油和超临界水流供应至用于产生湍流的装置的步骤。用于产生混合的原油和超临界水流的湍流的装置用于在混合的原油和超临界水流被供应至物理过滤器之前产生湍流混合的原油和超临界水流。在一些实施方案中,用于产生湍流的装置为连续搅拌釜式反应器。在这样的实施方案中,可以选择连续搅拌反应器中搅拌器的直径和转速,从而实现原油流和超临界水流的均匀(intimate)混合。连续搅拌釜式反应器的内部体积可由连续搅拌釜式反应器内的混合流体的停留时间来确定。在一些实施方案中,停留时间介于约1秒和120秒之间。在其他实施方案中,停留时间介于约2秒和10秒之间。
任意已知的装置可以用于产生湍流。通常,可以使用任意能够引起混合的原油和超临界水流的连续和/或均匀混合的装置(例如超声波探头),从而辅助混合并导致碱性化合物的沉淀。
可以通过独立的高压泵将原油流和超临界水流供应通过所述方法。将原油流和超临界水流至少泵至水的临界压力(22.1MPa)。在一些实施方案中,原油流和超临界水流被泵至介于约22.2MPa和约41.5MPa之间的压力。在其它实施方案中,原油流和超临界水流被泵至介于约22.9MPa和约31.1MPa之间的压力。
在一些实施方案中,在室温和操作压力下,原油和水的体积流速的比在10:1至1:10的范围内。在其它实施方案中,在室温和操作压力下,原油和水的体积流速的比在5:1至1:5的范围内。在另外的实施方案中,在室温和操作压力下,原油和水的体积流速的比在2:1至1:2的范围内。
在另外的实施方案中,利用加热器190和180将原油流170和水流160独立地预热至预定水平。超临界水流130可以加热至约374℃至600℃。在一些实施方案中,超临界水流130可以加热至约400℃至约550℃。原油流140可以加热至约10℃至约300℃。在一些实施方案中,原油流140可以加热至约50℃至约200℃。用于加热原油流和水流的装置可以选自本领域已知的任意装置。这样的装置包括电热丝式加热器(strip heater)、浸没式加热器和管式炉。用于原油流和水流的加热装置可以相同或不同。
在另一方面,本发明提供了一种从原油流中除去杂质的方法。在该方面,将低于超临界状态的水流供应至滤水器以除去固体化合物,从而产生过滤的水流。然后利用加热装置将过滤的水流转化为超临界状态,从而产生过滤的超临界水流。然后将过滤的超临界水流供应至混合装置。将原油流也供应至混合装置。然后在混合装置中混合原油流和过滤的超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流。然后将混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器,以从混合的原油和超临界水流120中除去第二固体化合物,并且产生过滤的混合的原油和超临界水流150。然后将过滤的混合的原油和超临界水流150供应至用于进一步加工的单元。
在另外的实施方案中,物理过滤器可以包括本领域已知的任意物理过滤器。在一些实施方案中,所述过滤器包括杯式过滤器、膜式过滤器或深层式过滤器。在另外的实施方案中,物理过滤器可以包括两个或更多个过滤器。在一些实施方案中,两个或更多个过滤器串联布置。在一些实施方案中,物理过滤器并联布置。在包括三个或更多个物理过滤器的另外的实施方案中,物理过滤器可以串联或并联布置。当使用两个或更多个过滤器的时候,过滤器可以相同或不同。
在一些实施方案中,所述方法还包括将混合的原油和超临界水流供应至用于产生湍流的装置的步骤。用于产生混合的原油和超临界水流的湍流的装置用于在混合的原油和超临界水流被供应至物理过滤器之前产生湍流混合的原油和超临界水流。在一些实施方案中,用于产生湍流的装置为连续搅拌釜式反应器。任何已知的装置可以用于产生湍流。通常,可以使用任何能够引起混合的原油和超临界水流的连续和/或均匀混合的装置,从而辅助混合并导致碱性化合物的沉淀。
在另外的实施方案中,固体化合物是由于原油流和超临界水流在混合装置中混合而沉淀得到的。在一些实施方案中,固体化合物包含碱性化合物。
在另外的实施方案中,所述方法还包括在将超临界水流供应至混合装置之前,将超临界水流供应至滤水器,从而产生过滤的超临界水流的步骤。在另外的实施方案中,在过滤时将超临界水流保持在超临界水平或高于超临界水平。在另外的实施方案中,在过滤时将超临界水流保持在400℃或超过400℃。可以利用本领域已知的各种方法保持超临界水流的温度。其中包括管道隔热、伴热、管式加热器或其它加热器。
在另外的实施方案中,当供应至物理过滤器时,混合的原油和超临界水流的温度保持在水的超临界状态的温度或是高于水的超临界状态的温度。在一些实施方案中,当供应至物理过滤器时,混合的原油和超临界水流的温度保持在超过400℃的温度。可以利用本领域已知的各种方法保持混合的原油和超临界水流的温度。其中包括管道隔热、伴热、管式加热器或其它加热器。
在另一方面,本发明提供了一种从原油流中除去杂质的方法。在该方法中,将水流供应至滤水器以除去固体碱性化合物,从而产生过滤的水流。然后利用加热装置将过滤的水流加热至超临界状态,从而产生过滤的超临界水流。在该过程期间,将过滤的超临界水流保持在超过400℃的温度。然后将过滤的超临界水流供应至混合装置。在该过程期间,将过滤的超临界水流保持在超过400℃的温度。将原油流也供应至混合装置。然后在混合装置中混合原油流和过滤的超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流。然后将混合的原油和超临界水流供应至连续搅拌釜式反应器,从而产生湍流混合的原油和超临界水流。然后将湍流混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器,以从混合的原油和超临界水流中除去第二固体化合物,从而制备过滤的混合的原油和超临界水流。在该过程中,将湍流混合的原油和超临界水流保持在超过400℃的温度。然后将过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。
在另外的实施方案中,如图2所示,将过滤的混合的原油和超临界水流150供应至超临界水反应器200。超临界水反应器200可以为管式反应器、容器式反应器或本领域已知的其他反应器。在一些实施方案中,超临界水反应器可以具有搅拌器。超临界反应器可以为水平的、垂直的或者两者均有。超临界水反应器可以为串联或并联布置的两个或更多个反应器。流动方向可以为向上流或向下流、或是它们的组合。
超临界水反应器200的温度保持在超过374℃的温度。在一些实施方案中,超临界水反应器的温度保持在介于约380℃和600℃之间的温度。在另外的实施方案中,超临界水反应器保持在介于约390℃和450℃之间的温度。可以利用本领域已知的方法保持超临界水反应器的温度。其中包括电热丝式加热器、浸没式加热器和管式炉。在一些实施方案中,超临界水反应器中流体的停留时间介于约1分钟和120分钟之间。在其它实施方案中,停留时间介于约10秒和60分钟之间。在其它实施方案中,停留时间介于约30秒和20分钟之间。
在另外的实施方案中,将超临界水反应器200的流出物250转移至冷却装置210以产生冷却流260。冷却装置210可以选自本领域已知的任意冷却装置。其中,本领域已知的冷却装置为冷却器和热交换器。所得冷却流的温度为约10℃和200℃。在一些实施方案中,所得冷却流的温度为约30℃和150℃。
在另外的实施方案中,利用减压装置220将冷却流260减压得到排出流。减压装置220可以选自本领域已知的任意这类装置。其中,本领域已知的装置为压力调节阀和毛细管。然后利用气液分离器230将排出流270分离为气相流280和液相流290。然后利用油水分离器将液相流分离为水流310和石油产品300。
如图4所示,一些实施方案还包括用于过滤超临界水的滤水器103。
实施例:
提供了在60°F下API度为26.3°且总硫含量为3.00重量%的全范围阿拉伯重质原油。原油的盐含量为5PTB NaCl。用于测试的水为由ASTM D1193定义的I级。在25℃下水的电阻率为18M-Ohm-cm。利用具有加热带(BriskHeat加热带)的0.083英寸I.D.的卷绕输送线(winding transferring line)将原油预热至50℃。通过块式加热器(LINDBERG 3区管式炉)将水预热至550℃。用分开的高压计量泵泵取水和原油,使其在室温和3,600psig的压力下的体积流量比为5ml/5ml。利用简单的三通接头(Autoclave Engineers,CT4440)将加压并预热的水与加热并预热的原油合并。利用卷绕有加热带(BriskHeat加热带)的输送线将三通接头与高压过滤器连接(AutoClave Engineers,CF4-5)。三通接头和过滤器之间的输送线的长度为12.0英寸,并且内径(I.D.)为0.083英寸。利用在过滤器入口前大约0.5英寸处插入的热电偶测得输送线内流体的温度为410℃。假定在相同条件下原油具有水的密度和粘度,计算出在过滤器入口处的流体的雷诺数为5,450。将来自过滤器的流体注入反应器中。所述反应器长27.5英寸并且外径(O.D.)为9/16英寸(3/16英寸I.D.),反应器内部体积大约为12.4ml。通过块式加热器(AJEON 3区管式炉)将反应器内流体的温度控制在大约430℃。利用双管式换热器将反应器的流出物冷却至50℃,然后通过背压调节器(TESCOM 26-1762-24-090)减压至室温条件。该系统的压力保持在3,600psig。对产物进行破乳过程,其中加入破乳剂从而分离油相和水相。分离的油产品在60°F下示出了31.7°的API度,并且硫含量为2.34重量%。操作48小时后,生产线的压力差(过滤器之前和换热器之后)增加到200psig至300psig。从生产线移除过滤器,并且将过滤器中的固体沉积物移出以用扫描电子显微镜-能量色散谱(SEM-EDS)分析。固体沉积物的成分包括磷酸钙,以及固体碳和氧化铁。钙和磷以痕量包含在原油中。沉积的磷酸钙诱导焦炭沉积并腐蚀过滤器,其产生氧化铁颗粒。在过滤器后的生产线中没有发现固体沉积物,并且在反应器入口和出口之间没有压差。这一观察结果示出了本发明公开的方法的有效性。
不受到理论的束缚,据信急剧降低的介电常数是碱性化合物沉淀的驱动力。这种降低见于超临界点及超临界点附近。超临界用于描述水的超临界点附近的情况,其中观察到介电常数的下降。其也扩展到超临界点以上。水在约374℃的超临界温度附近以及22.1MPa的超临界压力附近表现出超临界性质。
因此,本发明很好地适于实现所提及的目的和优点,以及本发明所固有的那些目的和优点。本文如上公开的具体实施方案仅用于说明,这是由于在得益于本发明的教导之后,本领域技术人员显然能够以不同但等价的方式改变和实践本发明。此外,除了所附权利要求中所述的那些,对本文所示出的构造或设计的细节没有限制。因此,显然上文公开的具体的说明性实施方案可以改变、组合或修改,并且所有这些变化都被视为包括在本发明的范围和精神内。本文示例性公开的本发明可以合适地在缺乏本文没有具体公开的任何元素和/或任何可选的元素的条件下实施。当要求保护的组合物和方法提及“包含”、“含有”和“包括”各成分或步骤时,所述组合物和方法也可以“基本上由各成分和步骤组成”或“由各成分和步骤组成”。以上所公开的所有数字和范围可以有一定量的变化。同时,除非专利权人另有明确和清晰的说明,否则权利要求中的术语具有普通和通常的意义。如果本文中的一个词或术语的用法与通过引用而并入本文中的一个或更多的专利或其他文件有任何冲突,应当采取与本说明书一致的定义。
Claims (20)
1.一种从原油流中除去杂质的方法,所述方法包括以下步骤:
将原油流供应至混合装置;
在将超临界水流供应至所述混合装置之前,将所述超临界水流供应至滤水器,从而产生过滤的超临界水流;
将所述过滤的超临界水流供应至所述混合装置;
在所述混合装置中混合所述原油流和所述过滤的超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流;
将所述混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器,以从所述混合的原油和超临界水流中除去固体化合物并且产生过滤的混合的原油和超临界水流;
将所述过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。
2.根据权利要求1所述的方法,其中所述单元为脱硫单元。
3.根据权利要求1所述的方法,其中所述固体化合物是由于所述原油流和超临界水流在所述混合装置中混合而沉淀得到的。
4.根据权利要求3所述的方法,其中所述固体化合物为碱性化合物。
5.根据权利要求1所述的方法,其中所述物理过滤器包括串联布置的两个或更多个过滤器。
6.根据权利要求1所述的方法,其中所述物理过滤器包括并联布置的两个或更多个物理过滤器。
7.根据权利要求1所述的方法,其中当供应至所述物理过滤器时,所述混合的原油和超临界水流的温度保持在超过400℃的温度。
8.根据权利要求1所述的方法,其中所述物理过滤器为杯式过滤器、膜式过滤器或深层式过滤器。
9.根据权利要求1所述的方法,还包括以下步骤:
在将所述混合的原油和超临界水流供应至所述过滤器之前,将所述混合的原油和超临界水流供应至用于产生所述混合的原油和超临界水流的湍流的装置中,从而产生湍流混合的原油和超临界水流。
10.根据权利要求9所述的方法,其中所述用于产生混合的原油和超临界水流的湍流的装置为连续搅拌釜式反应器。
11.一种从原油流中除去杂质的方法,所述方法包括以下步骤:
将低于超临界状态的水流供应至滤水器以除去固体化合物,从而产生过滤的水流;
利用加热装置将所述过滤的水流加热至超临界状态,从而产生过滤的超临界水流;
将所述过滤的超临界水流供应至混合装置;
将原油流供应至所述混合装置;
在所述混合装置中混合所述原油流和过滤的超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流;
将所述混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器,以从所述混合的原油和超临界水流中除去第二固体化合物并且产生过滤的混合的原油和超临界水流;
将所述过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。
12.根据权利要求11所述的方法,其中所述物理过滤器包括串联布置的两个或更多个过滤器。
13.根据权利要求11所述的方法,其中所述物理过滤器包括并联布置的两个或更多个过滤器。
14.根据权利要求11所述的方法,其中当供应至所述物理过滤器时,所述混合的原油和超临界水流的温度保持在超过400℃的温度。
15.根据权利要求11所述的方法,其中所述物理过滤器为杯式过滤器、膜式过滤器或深层式过滤器。
16.根据权利要求11所述的方法,其中所述固体化合物在所述水流中为碱性化合物。
17.根据权利要求11所述的方法,其中所述第二固体化合物是由于所述原油流在所述混合装置中与所述超临界水流混合而沉淀得到的碱性化合物。
18.根据权利要求11所述的方法,还包括以下步骤:
在将所述混合的原油和超临界水流供应至所述过滤器之前,将所述混合的原油和超临界水流供应至用于产生所述混合的原油和超临界水流的湍流的装置中,从而产生湍流混合的原油和超临界水流。
19.根据权利要求18所述的方法,其中所述用于产生湍流的装置为连续搅拌釜式反应器。
20.一种从原油流中除去杂质的方法,所述方法包括以下步骤:
将水流供应至滤水器以除去固体碱性化合物,从而产生过滤的水流;
利用加热装置将所述过滤的水流加热至超临界状态,从而产生过滤的超临界水流,将所述过滤的超临界水流保持在超过400℃的温度;
将所述过滤的超临界水流供应至混合装置,所述过滤的超临界水流被保持在超过400℃的温度;
将原油流供应至所述混合装置;
在所述混合装置中混合所述原油流和所述过滤的超临界水流,从而产生混合的原油和超临界水流;
将所述混合的原油和超临界水流供应至连续搅拌釜式反应器,从而产生湍流混合的原油和超临界水流;
将所述湍流混合的原油和超临界水流供应至物理过滤器并使所述湍流混合的原油和超临界水流保持在超过400℃的温度,以从所述混合的原油和超临界水流中除去第二固体化合物,从而产生过滤的混合的原油和超临界水流;
将所述过滤的混合的原油和超临界水流供应至用于进一步加工的单元。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/785,437 | 2013-03-05 | ||
US13/785,437 US9914885B2 (en) | 2013-03-05 | 2013-03-05 | Process to upgrade and desulfurize crude oil by supercritical water |
PCT/US2014/020689 WO2014138208A1 (en) | 2013-03-05 | 2014-03-05 | Process to upgrade and desulfurize crude oil by supercritical water |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105229121A CN105229121A (zh) | 2016-01-06 |
CN105229121B true CN105229121B (zh) | 2017-07-11 |
Family
ID=50391416
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201480011566.2A Expired - Fee Related CN105229121B (zh) | 2013-03-05 | 2014-03-05 | 利用超临界水对原油提质加工和脱硫的方法 |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9914885B2 (zh) |
EP (1) | EP2964731B1 (zh) |
JP (1) | JP6140310B2 (zh) |
KR (1) | KR101818317B1 (zh) |
CN (1) | CN105229121B (zh) |
SA (1) | SA515360978B1 (zh) |
SG (1) | SG11201506486UA (zh) |
WO (1) | WO2014138208A1 (zh) |
Families Citing this family (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9771527B2 (en) * | 2013-12-18 | 2017-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Production of upgraded petroleum by supercritical water |
US9567530B2 (en) * | 2014-11-26 | 2017-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Process for heavy oil upgrading in a double-wall reactor |
JP6556243B2 (ja) | 2015-01-28 | 2019-08-07 | アプライド リサーチ アソシエーツ, インコーポレイテッド | 水熱浄化プロセス |
US9802176B2 (en) * | 2015-03-24 | 2017-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Method for mixing in a hydrocarbon conversion process |
WO2017059515A1 (en) | 2015-10-08 | 2017-04-13 | 1304338 Alberta Ltd. | Method of producing heavy oil using a fuel cell |
CA2914070C (en) * | 2015-12-07 | 2023-08-01 | 1304338 Alberta Ltd. | Upgrading oil using supercritical fluids |
US10066172B2 (en) | 2015-12-15 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water upgrading process to produce paraffinic stream from heavy oil |
CN108993318B (zh) | 2015-12-15 | 2021-04-27 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于石油升级的超临界反应器系统和工艺 |
US10066176B2 (en) | 2015-12-15 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water upgrading process to produce high grade coke |
US10011790B2 (en) | 2015-12-15 | 2018-07-03 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water processes for upgrading a petroleum-based composition while decreasing plugging |
CA2920656C (en) | 2016-02-11 | 2018-03-06 | 1304342 Alberta Ltd. | Method of extracting coal bed methane using carbon dioxide |
EP3481919A4 (en) * | 2016-07-08 | 2020-01-22 | Applied Research Associates, Inc. | SUPERCRITICAL WATER SEPARATION PROCESS |
EP3562571A4 (en) * | 2016-12-31 | 2020-12-30 | George Stantchev | EXTRACTION OF SUPERHEATED WATER WITH BACK-PRESSURE SYSTEM AND ITS PROCESS |
US10577546B2 (en) | 2017-01-04 | 2020-03-03 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for deasphalting oil |
US10815434B2 (en) | 2017-01-04 | 2020-10-27 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for power generation |
US10246642B2 (en) * | 2017-08-25 | 2019-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Process to produce blown asphalt |
TWI634203B (zh) * | 2017-11-30 | 2018-09-01 | 財團法人金屬工業研究發展中心 | 脫除燃料油中硫化物的方法 |
CA2997634A1 (en) | 2018-03-07 | 2019-09-07 | 1304342 Alberta Ltd. | Production of petrochemical feedstocks and products using a fuel cell |
KR20190133410A (ko) | 2018-05-23 | 2019-12-03 | (주)일신오토클레이브 | 저급원유 스트림의 처리공정 |
CN109771985A (zh) * | 2019-03-20 | 2019-05-21 | 大连工业大学 | 一种采用超临界二氧化碳装置萃取工业废盐中有机物的方法 |
US11141706B2 (en) | 2020-01-23 | 2021-10-12 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water and ammonia oxidation system and process |
US11034897B1 (en) * | 2020-04-30 | 2021-06-15 | Saudi Arabian Oil Company | Scheme for supercritical water process for heavy oil upgrading |
US11781075B2 (en) | 2020-08-11 | 2023-10-10 | Applied Research Associates, Inc. | Hydrothermal purification process |
US20220372381A1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated slurry hydroprocessing catalyst and process |
US20220372378A1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Catalyst and process to upgrade heavy oil |
US11866653B1 (en) | 2022-11-03 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Processes and systems for upgrading crude oil |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101558136A (zh) * | 2006-10-31 | 2009-10-14 | 雪佛龙美国公司 | 对重质烃油进行改质的反应器和方法 |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2591525A (en) | 1947-12-22 | 1952-04-01 | Shell Dev | Process for the catalytic desulfurization of hydrocarbon oils |
US4005005A (en) | 1974-05-31 | 1977-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from tar sands |
US4543190A (en) | 1980-05-08 | 1985-09-24 | Modar, Inc. | Processing methods for the oxidation of organics in supercritical water |
US4818370A (en) | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
US5252224A (en) | 1991-06-28 | 1993-10-12 | Modell Development Corporation | Supercritical water oxidation process of organics with inorganics |
AU2436192A (en) | 1991-08-09 | 1993-03-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | High temperature wet oxidation using sintered separators |
CA2348947A1 (en) | 2001-03-19 | 2002-09-19 | Venanzio Di Tullio | A process for the catalytic reduction of heavy oils, kerogens, plastics, bio-masses, sludges and organic waste to light hydrocarbon liquids, carbon dioxide and amines |
WO2003025098A2 (en) | 2001-09-17 | 2003-03-27 | Southwest Research Institute | Pretreatment processes for heavy oil and carbonaceous materials |
JP3669341B2 (ja) * | 2002-03-28 | 2005-07-06 | 株式会社日立製作所 | 重質油の改質方法と改質装置 |
JP4098181B2 (ja) | 2003-08-05 | 2008-06-11 | 株式会社日立製作所 | 重質油の処理方法及び重質油類処理システム |
US7909985B2 (en) | 2004-12-23 | 2011-03-22 | University Of Utah Research Foundation | Fragmentation of heavy hydrocarbons using an ozone-containing fragmentation fluid |
US20060231462A1 (en) * | 2005-04-15 | 2006-10-19 | Johnson Raymond F | System for improving crude oil |
US7947165B2 (en) * | 2005-09-14 | 2011-05-24 | Yeda Research And Development Co.Ltd | Method for extracting and upgrading of heavy and semi-heavy oils and bitumens |
US20080099378A1 (en) | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and reactor for upgrading heavy hydrocarbon oils |
US20080099377A1 (en) | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for upgrading heavy hydrocarbon oils |
US20080099376A1 (en) | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Upgrading heavy hydrocarbon oils |
US20090159498A1 (en) * | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Intergrated process for in-field upgrading of hydrocarbons |
US20090166262A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Simultaneous metal, sulfur and nitrogen removal using supercritical water |
US20090166261A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Upgrading heavy hydrocarbon oils |
NL1035729C2 (en) | 2008-07-21 | 2010-01-22 | Stichting Wetsus Ct Of Excelle | Method and system for supercritical removal or an inorganic compound. |
US8197670B2 (en) | 2010-02-23 | 2012-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for upgrading hydrocarbons and device for use therein |
JP2011219538A (ja) | 2010-04-05 | 2011-11-04 | Jinko Kagaku Energy Kaihatsu Kk | 重油の改質方法 |
US9005432B2 (en) | 2010-06-29 | 2015-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Removal of sulfur compounds from petroleum stream |
US9382485B2 (en) | 2010-09-14 | 2016-07-05 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading process |
US8535518B2 (en) | 2011-01-19 | 2013-09-17 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading and desulfurizing process |
-
2013
- 2013-03-05 US US13/785,437 patent/US9914885B2/en active Active
-
2014
- 2014-03-05 KR KR1020157027164A patent/KR101818317B1/ko active IP Right Grant
- 2014-03-05 EP EP14714007.3A patent/EP2964731B1/en active Active
- 2014-03-05 CN CN201480011566.2A patent/CN105229121B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-03-05 WO PCT/US2014/020689 patent/WO2014138208A1/en active Application Filing
- 2014-03-05 JP JP2015561592A patent/JP6140310B2/ja active Active
- 2014-03-05 SG SG11201506486UA patent/SG11201506486UA/en unknown
-
2015
- 2015-09-02 SA SA515360978A patent/SA515360978B1/ar unknown
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101558136A (zh) * | 2006-10-31 | 2009-10-14 | 雪佛龙美国公司 | 对重质烃油进行改质的反应器和方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
SA515360978B1 (ar) | 2017-10-12 |
EP2964731A1 (en) | 2016-01-13 |
US20140251871A1 (en) | 2014-09-11 |
KR20150127148A (ko) | 2015-11-16 |
EP2964731B1 (en) | 2020-04-22 |
KR101818317B1 (ko) | 2018-01-12 |
JP2016515151A (ja) | 2016-05-26 |
SG11201506486UA (en) | 2015-09-29 |
US9914885B2 (en) | 2018-03-13 |
WO2014138208A1 (en) | 2014-09-12 |
CN105229121A (zh) | 2016-01-06 |
JP6140310B2 (ja) | 2017-05-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105229121B (zh) | 利用超临界水对原油提质加工和脱硫的方法 | |
RU2547826C2 (ru) | Способ гидропереработки тяжелой и сверхтяжелой нефти и нефтяных остатков | |
CN101970611B (zh) | 通过热加压水和超声波发生预混器将重油改质的方法 | |
EP3485273B1 (en) | Conditioning a sample taken from a hydrocarbon stream | |
EP3565871B1 (en) | Processes for deasphalting oil | |
JP2006241181A (ja) | 水添脱硫分解プロセス残渣油の冷却用熱交換器のファウリング防止方法 | |
CN110104728B (zh) | 一种超声波含硫污水处理污油的方法及装置 | |
EP3565873B1 (en) | Processes for power generation | |
AU2014415242A1 (en) | Process for removing metal naphthenate from crude hydrocarbon mixtures | |
CN102597180B (zh) | 汽油精馏、骤冷水系统和产物回收区中的沉积物减少法 | |
WO2012143972A1 (ja) | 改質油の製造方法、及び改質油製造装置 | |
Abdulhussein et al. | Environmental significance of fouling on the crude oil flow. A comprehensive review: fouling on the crude oil flow | |
Polischuk et al. | A review of foulant sources, operational issues, and remedies during the processing of oil sand derived bitumen fractions | |
CN206666453U (zh) | 一种煤焦油预处理系统 | |
Uetani et al. | Regaining Oil Production by Overcoming Emulsion Problems After Artificial Lift Installation | |
WO2021066798A1 (en) | Means and methods for managing ammonia, amine and normal salt fouling in oil production and refining | |
CN207685204U (zh) | 一种电脱盐装置 | |
Ahmad | Neutralization of Spent Caustic from LPG Plant at Preem AB Göteborg | |
Friday et al. | Investigating the Impact of Wash Water Pump Rate on the Efficiency of Desalting Process of Crude Oil, a Case Study of X-Field in Iraq | |
Pental | Design and Commissioning of a Crude Oil Fouling Facility | |
JP2024502545A (ja) | 炭化水素をアップグレードするためのシステムおよびプロセス | |
QiNg | Processing high TAN crude: part II | |
Bin Alias | Investigation of Asphaltene under Subcritical Water Treatment | |
Mansoori | Principles of Deposition and Fouling of Heavy Organic Oils and Other Compounds | |
CN103789024A (zh) | 一种高酸原油临氢水热裂解的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20170711 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |