EA022662B1 - Аппарат для улучшения характеристик тяжелой нефти и способ улучшения характеристик тяжелой нефти - Google Patents

Abstract

Предоставлен аппарат для улучшения характеристик тяжелой нефти и способ улучшения этих характеристик, в котором степень глубины термического крекинга можно регулировать, когда тяжелую нефть подвергают апгрейдингу с применением сверхкритической воды. Реактор 1 поддерживают при температуре и давлении, равных критическим точкам воды или превышающих эти критические точки. В реакторе 1 тяжелую нефть и сверхкритическую воду приводят во взаимный контакт и тяжелую нефть разделяют на первую фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученной посредством термического крекинга, и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и на вторую фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду, в процессе термического крекинга тяжелой нефти. Блок детектирования межфазовой границы 75 детектирует высоту положения межфазовой границы между первой фазой и второй фазой в реакторе. Блок управления регулирует отводимое количество жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, на основе объема первой фазы, найденного по высоте положения межфазовой границы, так что время пребывания жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, становится первым временем пребывания, которое устанавливают заранее.

Description

Настоящее изобретение относится к технике, применяемой для улучшения характеристик тяжелой нефти с использованием сверхкритической воды.

Предпосылки создания изобретения

Поскольку прогнозируют увеличение потребления сырой нефти, особенно в развивающихся странах, таких как Китай и Индия, а добыча традиционно применяемой легкой природной нефти достигла своего максимума, возрастает и необходимость использования тяжелой сырой нефти или сверхтяжелой сырой нефти, которую прежде почти не применяли. Даже в области сверхтяжелой нефти уже разработаны экономически эффективные технологии добычи и переработки нефтеносных битуминозных песков в Канаде и бассейне Ориноко в Венесуэле, и объемы добычи продолжают увеличиваться.

Эти виды сверхтяжелой сырой нефти имеют исключительно высокую плотность и вязкость. Поэтому для транспортировки таких видов нефти от скважин на участках добычи к перерабатывающим предприятиями и к потребителям нельзя непосредственно использовать трубопроводы. По этой причине для применения на участке нефтедобычи обычно выбирают два способа обработки: разбавление, при котором для уменьшения вязкости подмешивают разбавитель, и способ улучшения характеристик сырой нефти, при котором рядом с участком добычи сооружают предприятие, называемое заводомапгрейдером, и посредством термического крекинга и гидрирования производят легкую синтетическую неочищенную нефть.

Однако со способом разбавления связаны следующие осложнения. В частности, необходимо обеспечивать достаточное количество разбавителя, такого как конденсат; кроме того, возрастают транспортные затраты вследствие того, что разбавление приводит к увеличению транспортируемого количества. Некоторые сложности связаны и со способом апгрейдинга. Так, поскольку на участке скважины необходим крупный завод-апгрейдер, по размеру сравнимый с нефтеочистительным заводом, такая конструкция будет экономически эффективной только по соседству с крупными нефтяными месторождениями. Кроме того, необходимо перерабатывать побочные продукты, такие как кокс и сера, и обеспечивать поставки водорода, требующегося для апгрейдинга.

В качестве способов улучшения характеристик (апгрейдинга) тяжелой нефти в настоящее время доступны способы термического крекинга (такие как те, в которых применяют установки замедленного коксования и коксования в псевдоожиженном слое) и способы гидрокрекинга (такие как процессы Η-Θίΐ и ЬС-Рштдк). В процессе термического крекинга происходит расщепление тяжелой нефти и образуются крекинговое котельное топливо, газ и кокс. Осложнением этого способа является то, что для складирования отходов побочных продуктов, таких как кокс и сера, образующихся в больших количествах, часто необходимо занимать свободные территории.

Процесс гидрокрекинга представляет собой технологию расщепления тяжелой нефти с применением катализатора в условиях высокой температуры и высокого давления водорода. В этом случае требуется большое количество водорода и поэтому необходим карбюрированный или природный газ. Вследствие этого возникает проблема его доставки. Кроме того, следует учитывать и необходимость поставок катализатора и утилизации отработанного катализатора.

Как описано выше в настоящем документе, современная технология имеет осложнения, связанные с переработкой побочных продуктов, производством водорода, снабжением катализатором и переработкой использованных катализаторов.

Для преодоления вышеописанных осложнений авторы настоящей заявки сфокусировали свое внимание на методике улучшения характеристик тяжелой сырой нефти или сверхтяжелой сырой нефти (далее в настоящем документе называемых термином тяжелая нефть) посредством применения сверхкритической воды и на способе производства синтетической сырой нефти, которую можно транспортировать в трубопроводах без применения разбавителя, посредством схемы простого апгрейдинга. Согласно этой методике синтетическая сырая нефть, которую можно транспортировать по трубопроводам, может быть получена посредством параллельного проведения реакции термического крекинга тяжелой нефти, индуцируемой контактом тяжелой нефти со сверхкритической водой, и экстракции легкой нефтяной фракции, образуемой термическим крекингом, в сверхкритическую воду, осуществляемой в реакторе, и отделения и извлечения экстрагированной легкой нефтяной фракции. Тяжелую остаточную нефтяную фракцию, которая не была экстрагирована в сверхкритическую воду, можно применять в виде остаточного нефтепродукта, используемого, например, в качестве котельного топлива.

Например, в качестве способа улучшения характеристик тяжелой нефти посредством применения сверхкритической воды патентный документ 1 описывает способ, при котором тяжелую нефть вводят вертикально в нижнем направлении с верхней части некоторого реактора, в который снизу вводят сверхкритическую (или субкритическую) воду, приводя их внутри реактора в контакт для проведения апгрейдинга, тем самым разделяя тяжелую нефть на легкую нефтяную фракцию, растворенную в сверхкритической воде, и на тяжелую остаточную нефтяную фракцию, которая не была растворена в ней.

Кроме того, патентный документ 2 предлагает аппарат для апгрейдинга, имеющий установку первичного термического крекинга, в которой тяжелую нефть нагревают и смешивают со сверхкритической водой в нижней части внутри вертикального реактора и часть исходного материала расщепляют до лег- 1 022662 кого компонента и газифицируют, и установку вторичного крекинга, подвешенную вертикально внутри реактора над его центральной частью и служащую для дальнейшего расщепления части газифицированного легкого компонента до компонента, подвергнутого апгрейдингу при высокой температуре. В установке первичного термического крекинга внутри реактора предоставлена емкость для термического крекинга, и тяжелая нефть реагирует внутри ее. Жидкость, которая вытекает из этой емкости для термического крекинга, выгружают в виде нефтяного остатка из нижней части реактора. Кроме того, патентный документ 3 раскрывает способ проведения реакции тяжелой нефти со сверхкритической водой внутри реактора с образованием эмульсии нефти, подвергнутой апгрейдингу, и кокса при непрерывном отводе эмульсии нефти, подвергнутой апгрейдингу, и с периодическим извлечением кокса.

Список цитируемых документов

Патентные документы

Патентный документ 1. Японский патент № 4171062: пункт 1, абзацы [0030]-[0033], фиг. 1.

Патентный документ 2. 1Р-Л-2008-208170: пункт 1, абзацы [0012]-[0017], фиг. 1.

Патентный документ 3. 1Р-Л-2007-51224: пункт 1, абзацы [0024]-[0030], фиг. 3.

Сущность изобретения

Задачи, решаемые настоящим изобретением

Применяя способ, описанный в патентном документе 1, приведенном среди вышеуказанных приоритетных материалов, тяжелую нефть приводят в контакт со сверхкритической водой и легкую нефтяную фракцию растворяют в этой сверхкритической воде, тем самым удаляя тяжелые металлы, такие как ванадий, содержащиеся в тяжелой нефти, и получая газотурбинное топливо, которое не вызывает высокотемпературной коррозии. В этом случае тяжелые металлы, содержащиеся в тяжелой нефти, концентрируют в тяжелой остаточной нефтяной фракции, которая не была растворена в сверхкритической воде, и эту тяжелую остаточную нефтяную фракцию применяют в качестве котельного топлива и т.п.

Кроме того, описание патентного документа 1 (абзац [0012]) указывает, что хотя апгрейдинг происходит тогда, когда тяжелую нефть приводят в контакт со сверхкритической водой, эта техника сфокусирована на растворении легкой нефтяной фракции в сверхкритической воде, притом что тяжелую нефть, которая не была растворена в ней, осаждают и отделяют без дальнейшего апгрейдинга. Поэтому патентный документ 1 не раскрывает методику улучшения характеристик тяжелой остаточной нефтяной фракции, которая не была растворена в сверхкритической воде, уменьшения плотности или вязкости и производства синтетической сырой нефти.

Кроме того, в способе, описанном в патентном документе 2, установку первичного термического крекинга нагревают до температуры 380-450°С, а установку вторичного термического крекинга, помещенную над установкой первичного термического крекинга, нагревают до температуры 450-550°С, которая является более высокой, чем температура в установке первичного термического крекинга, вследствие чего крекинг проводят в две стадии: тяжелую нефть, приведенную в контакт со сверхкритической водой, расщепляют до легкой нефтяной фракции, а затем до компонента, подвергнутого апгрейдингу. Однако там, где активно продолжается крекинг легкого компонента, как это имеет место при применении вышеописанного способа, увеличивается количество газа, образуемого вследствие чрезмерно глубокого крекинга (со снижением выхода жидкого продукта), или растет концентрация олефинов в легком компоненте. Следовательно, эта техника не подходит для производства синтетической сырой нефти.

Кроме того, патентный документ 2 (абзац [0018]) указывает, что время реакции тяжелой нефти внутри емкости для термического крекинга, приходящееся на установку первичного термического крекинга, регулируют посредством изменения количества вводимой тяжелой нефти или объема емкости для термического крекинга, а время реакции в установке вторичного термического крекинга регулируют, изменяя скорость потока тяжелой нефти или помещая наполнитель в установку вторичного термического крекинга и меняя ее внутренний объем.

Описание патентного документа 2 не раскрывает, например, расстояние между установкой первичного термического крекинга и установкой вторичного термического крекинга или величину промежутка между емкостью для термического крекинга, помещенной внутри реактора установки первичного термического крекинга, и самим реактором, или температурные условия в нижней части реактора, где удерживают жидкость, перетекающую из емкости для термического крекинга. Однако вышеуказанными способами трудно осуществлять достаточный контроль за реакцией крекинга, реакцией полимеризации легкого компонента, жидкостью, контактирующей со средой, имеющей температуру, достигающую, например, 380-550°С, и ее потоком, который может протекать в этой среде, и реакцией внутри реактора.

Применяя способ, описанный в патентном документе 3, технологические операции проводят в условиях, при которых активно образуется кокс, переработка которого создает определенные осложнения. Кроме того, увеличение образования газа (снижение выхода жидкого продукта), обусловленное чрезмерно глубоким крекингом легкой нефти, и увеличение концентрации олефинов в нефти, подвергнутой апгрейдингу, требует специального внимания, особенно при жестких условиях (таких как условия, вызывающие образование кокса).

Настоящее изобретение было создано для решения вышеописанных задач, и его целью является предоставление аппарата для улучшения характеристик (апгрейдинга) тяжелой нефти и способа апгрей- 2 022662 динга, дающего возможность регулировать степень глубины термического крекинга тяжелой нефти, когда тяжелую нефть подвергают апгрейдингу посредством применения сверхкритической воды.

Средства для решения поставленной задачи

Аппарат для апгрейдинга тяжелой нефти согласно одному аспекту настоящего изобретения включает в себя реактор, который поддерживают при температуре и давлении, соответствующих критическим точкам воды или находящихся выше их, при которых тяжелую нефть и сверхкритическую воду приводят во взаимный контакт, и тяжелую нефть разделяют на первую фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученной термическим крекингом, и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и на вторую фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду в процессе термического крекинга тяжелой нефти;

блок подачи тяжелой нефти, который поставляет тяжелую нефть в реактор;

блок подачи сверхкритической воды, который поставляет сверхкритическую воду в реактор;

первый блок отведения, который отводит из первой фазы жидкость, смешанную из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды;

второй блок отведения, который отводит из второй фазы жидкость, смешанную из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции;

межфазовый детектор, который детектирует высоту положения границы между первой фазой и второй фазой в реакторе, и блок управления, который находит объем первой фазы по высоте положения межфазовой границы, детектированной межфазовым детектором, и регулирует отводимое количество жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, по величине объема первой фазы, так что время пребывания жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, становится первым временем пребывания, которое устанавливают заранее.

Аппарат для апгрейдинга тяжелой нефти согласно другому аспекту настоящего изобретения включает в себя реактор, который поддерживают при температуре и давлении, равных критическим точкам воды или находящихся выше их, при которых тяжелую нефть и сверхкритическую воду приводят во взаимный контакт, и тяжелую нефть разделяют на первую фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученной термическим крекингом, и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и на вторую фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду в процессе термического крекинга тяжелой нефти;

блок подачи тяжелой нефти, который поставляет тяжелую нефть в реактор;

блок подачи сверхкритической воды, который поставляет сверхкритическую воду в реактор;

первый блок отведения, который отводит жидкость, смешанную из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, из первой фазы;

второй блок отведения, который отводит жидкость, смешанную из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, из второй фазы, и блок управления, который регулирует отводимое количество жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, по вводимому количеству тяжелой нефти, так что время пребывания жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, становится первым временем пребывания, которое устанавливают заранее.

Вышеописанные аппараты, улучшающие характеристики тяжелой нефти, могут иметь следующие особенности:

(a) для ингибирования коксообразования в тяжелой остаточной нефтяной фракции блок управления регулирует отводимое количество жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, так чтобы первое время пребывания составляло не менее 3 мин и не более 95 мин;

(b) первое время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает в диапазоне, в котором образуемое количество кокса является равным или большим 0 мас.% и равным или меньшим 20 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции;

(c) первое время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает до тех пор, пока кинематическая вязкость тяжелой остаточной нефтяной фракции при температуре 350°С не станет равной или меньшей 3,0 χ 10^-5 м²/с;

(ά) блок управления находит объем второй фазы по высоте положения межфазовой границы, детектированной межфазовым детектором, и регулирует вводимое количество сверхкритической воды в расчете на объем второй фазы, так что время пребывания жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду, становится вторым временем пребывания, которое устанавливают заранее;

- 3 022662 (е) блок управления регулирует вводимое количество сверхкритической воды в расчете на вводимое количество тяжелой нефти, так что время пребывания жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду, становится вторым временем пребывания, которое устанавливают заранее;

(ί) чтобы ингибировать чрезмерно глубокий крекинг легкой нефтяной фракции, блок управления регулирует вводимое количество сверхкритической воды, так чтобы второе время пребывания было равным или большим 1 мин и равным или меньшим 25 мин;

(д) второе время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает в диапазоне, в котором количество газа, образованного посредством чрезмерно глубокого крекинга, является равным или большим 0 мас.% и равным или меньшим 5 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции;

(Ь) второе время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает до тех пор, пока кинематическая вязкость легкой нефтяной фракции при температуре 10°С не станет равной или меньшей 5,0 х 10^-3 м²/с, и (ί) тяжелая нефть является выбранной из группы тяжелых нефтей, включающей в себя битум нефтеносного песка, битум бассейна Ориноко, атмосферную остаточную фракцию и вакуумную остаточную фракцию.

Способ улучшения характеристик тяжелой нефти согласно еще одному из других аспектов настоящего изобретения включает в себя следующие стадии :

введение тяжелой нефти в реактор; введение сверхкритической воды в реактор;

поддержание внутреннего пространства реактора при температуре и давлении, равных критическим точкам воды или находящихся выше их, приведение тяжелой нефти и сверхкритической воды во взаимный контакт и разделение тяжелой нефти на первую фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученной термическим крекингом, и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и на вторую фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду в процессе термического крекинга тяжелой нефти;

отведение жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, из первой фазы;

отведение жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, из второй фазы;

детектирование высоты положения межфазовой границы между первой фазой и второй фазой в реакторе и нахождение объема первой фазы по высоте положения межфазовой границы, детектированной межфазовым детектором, и регулирование отводимого количества жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, в расчете на объем первой фазы, так что время пребывания жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, становится первым временем пребывания, которое устанавливают заранее.

Способ улучшения характеристик тяжелой нефти согласно еще одному из других аспектов настоящего изобретения включает в себя следующие стадии :

введение тяжелой нефти в реактор; введение сверхкритической воды в реактор;

поддержание внутреннего пространства реактора при температуре и давлении, равных критическим точкам воды или находящихся выше их, приведение тяжелой нефти и сверхкритической воды во взаимный контакт и разделение тяжелой нефти на первую фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученной термическим крекингом, и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и на вторую фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду в процессе термического крекинга тяжелой нефти;

отведение жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, из первой фазы;

отведение жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, из второй фазы и регулирование отводимого количества жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, в расчете на вводимое количество тяжелой нефти, так что время пребывания жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, становится первым временем пребывания, которое устанавливают заранее.

Вышеописанные способы, улучшающие характеристики тяжелой нефти, могут иметь следующие особенности:

(ί) первое время пребывания устанавливают в диапазоне от не менее 3 мин до не более 95 мин для ингибирования образования кокса в тяжелой остаточной нефтяной фракции;

- 4 022662 (k) первое время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает в диапазоне, в котором образуемое количество кокса является равным или большим 0 мас.% и равным или меньшим 20 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции;

(l) первое время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает до тех пор, пока кинематическая вязкость тяжелой остаточной нефтяной фракции при температуре 350°С не станет равной или меньшей 3,0 х 10^-5 м²/с;

(т) включена стадия нахождения объема второй фазы по высоте положения межфазовой границы, детектированной на стадии детектирования высоты положения межфазовой границы между первой фазой и второй фазой в реакторе, и регулирования вводимого количества сверхкритической воды, так что время пребывания жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду во второй фазе, становится вторым временем пребывания, которое устанавливают заранее;

(п) включена стадия регулирования вводимого количества сверхкритической воды в расчете на вводимое количество тяжелой нефти, так что время пребывания жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду, становится вторым временем пребывания, которое устанавливают заранее;

(о) регулируя второе время пребывания, его устанавливают в диапазоне от не менее 1 мин до не более 25 мин для ингибирования чрезмерно глубокого крекинга легкой нефтяной фракции;

(р) второе время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает в диапазоне, в котором количество газа, образованного посредством чрезмерно глубокого крекинга, является равным или большим 0 мас.% и равным или меньшим 5 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции;

(с|) второе время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает до тех пор, пока кинематическая вязкость легкой нефтяной фракции при температуре 10°С не станет равной или меньшей 5,0 х 10^-3 м²/с, и (г) включена стадия снижения температуры и снижения давления жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, и разделения тяжелой остаточной нефтяной фракции и воды;

(δ) включена стадия снижения температуры жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, и получения топлива в состоянии, при котором водная фракция является включенной в тяжелую остаточную нефтяную фракцию;

(ΐ) жидкость, смешанная из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, включает в себя водную фракцию в диапазоне от не менее 3 мас.% до не более 100 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции;

(и) включена стадия снижения температуры и снижения давления жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, которая была отведена из второй фазы, и разделения легкой нефтяной фракции и воды;

(ν) включена стадия извлечения воды, отделенной от тяжелой остаточной нефтяной фракции или легкой нефтяной фракции, для повторного использования в качестве сверхкритической воды, вводимой в реактор;

(те) включены стадии снижения температуры и снижения давления жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, и разделения тяжелой остаточной нефтяной фракции и воды;

снижения температуры и снижения давления жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, которая была отведена из второй фазы, и разделения легкой нефтяной фракции и воды, и смешивания тяжелой остаточной нефтяной фракции и легкой нефтяной фракции после отделения от воды, и (х) тяжелая нефть является выбранной из группы тяжелых нефтей, включающей в себя битум нефтеносного песка, битум бассейна Ориноко, атмосферную остаточную фракцию и вакуумную остаточную фракцию.

Преимущество изобретения

Согласно настоящему изобретению тяжелую нефть и сверхкритическую воду приводят во взаимный контакт внутри реактора, тем самым разделяя эти две жидкости на две фазы - первую фазу (фазу, состоящую из жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции) и вторую фазу (фазу, состоящую из жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду), а отбираемое количество жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, регулируют так, что время пребывания смешанной жидкости, составляющее первую фазу, в самой первой фазе становится первым временем пребывания, которое устанавливают заранее. В результате степень глубины термического крекинга тяжелой остаточной нефтяной фракции,

- 5 022662 происходящего в первой фазе, можно регулировать, а аппарат апгрейдинга может работать в оптимальных условиях; например, максимальный предельный термический крекинг проводят в диапазоне, в котором образование кокса из тяжелой остаточной нефтяной фракции является ингибированным, или термический крекинг проводят так, чтобы кинематическая вязкость тяжелой остаточной нефтяной фракции находилась в желаемом диапазоне.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 представляет собой схему технологического процесса, относящуюся к аппарату апгрейдинга согласно настоящему изобретению.

Фиг. 2 представляет собой пояснительный чертеж, демонстрирующий конфигурацию реактора, предоставленного в аппарате апгрейдинга.

Фиг. 3 представляет собой схему технологического процесса в испытательном аппарате примера.

Фиг. 4 представляет собой пояснительный чертеж, показывающий межфазовую границу между первой фазой и второй фазой, образованную внутри реактора.

Способ осуществления изобретения

Сначала будет дано пояснение к общей конфигурации аппарата для улучшения характеристик (апгрейдинга) тяжелой нефти согласно настоящему изобретению со ссылкой на схему технологического процесса, показанную на фиг. 1. Аппарат апгрейдинга согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения располагают на буровой площадке, где добывают сырую нефть, обладающую высокой плотностью и высокой вязкостью, такую как битум нефтеносных песков или битум бассейна Ориноко; аппарат служит для улучшения характеристик тяжелой нефти с преобразованием ее в синтетическую сырую нефть с низкой плотностью и низкой вязкостью.

Как показано на фиг. 1, аппарат апгрейдинга предоставлен с первым реактором, в котором тяжелую нефть и сверхкритическую воду приводят во взаимный контакт и тяжелую нефть подвергают апгрейдингу и разделяют на тяжелую остаточную нефтяную фракцию и легкую нефтяную фракцию, с сепаратором высокого давления 2, который отделяет нефть от воды в жидкости, смешанной из легкой нефтяной фракции и сверхкритической воды, вытекающей из реактора 1 (например, в условиях давления, идентичного давлению внутри реактора 1), с сепаратором низкого давления 3, который отделяет нефть от воды в жидкости, смешанной из легкой нефти и воды, вытекающей из сепаратора высокого давления 2 (при давлении, более низком, чем в сепараторе высокого давления 2), с испарительным барабаном 4, который отделяет нефть от воды в жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, вытекающей из реактора 1 (при давлении, более низком, чем давление реакции 1), и с резервуаром для оборотной воды 5, повторно используемой после ее отделения от нефти.

В реакторе 1 тяжелую нефть подвергают термическому крекингу, приводя ее в контакт (например, противоточный) со сверхкритической водой при повышенной температуре и повышенном давлении. Реактор служит для разделения легкой нефтяной фракции и тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученных в нем, и отведения разделенных фракций. Реактор 1 представляет собой сосуд высокого давления с внутренней полостью, имеющей, например, колоннообразную форму. Питающий трубопровод тяжелой нефти 110, служащий для получения тяжелой нефти из питающего источника тяжелой нефти 11, соединяют, например, с боковой стороной стенки реактора в верхней его части. Питающий источник тяжелой нефти 11 представляет собой, например, резервуар, в котором хранят тяжелую нефть.

На питающем трубопроводе тяжелой нефти 110 установлены питающий насос тяжелой нефти 111, который повышает давление до значения, равного или большего 22,1 МПа, что является критическим давлением для воды (например, до 25-30 МПа), и перекачивает к реактору 1 тяжелую нефть, получаемую из питающего источника тяжелой нефти 11, клапан 112, регулирующий скорость потока, который регулирует поставляемое количество тяжелой нефти, и нагревательное устройство 113, состоящее, например, из нагревательной печи и служащее для нагревания тяжелой нефти, поставляемой к реактору 1 (например, до температуры 300-450°С). Для предупреждения поликонденсации тяжелой нефти в питающем трубопроводе тяжелой нефти 110 или в нагревательном устройстве 113 тяжелую нефть подают при температуре, более низкой, чем температура (например, 374-500°С) внутри реактора 1. Питающий трубопровод тяжелой нефти 110, питающий насос тяжелой нефти 111, клапан 112, регулирующий скорость потока, и нагревательное устройство 113 соответствуют блоку подачи тяжелой нефти данного варианта осуществления настоящего изобретения.

Питающий трубопровод сверхкритической воды 120, служащий для подачи воды, получаемой из питающего источника воды 12, состоящего из резервуара-хранилища или т.п., к реактору 1 в сверхкритическом состоянии, соединяют, например, с боковой стороной стенки реактора в нижней его части. На питающем трубопроводе сверхкритической воды 120 установлены питающий насос сверхкритической воды 121, который повышает давление до значения, равного или большего критического давления воды (22,1 МПа), например до 25-30 МПа, и перекачивает к реактору 1 воду, получаемую из питающего источника воды 12, клапан 122, регулирующий скорость потока, который регулирует поставляемое количество сверхкритической воды, и нагревательное устройство 123, состоящее, например, из нагревательной печи и служащее для нагревания сверхкритической воды, поставляемой к реактору 1, например, до температуры, равной или большей ее критической температуры (374°С), например до 450-600°С. Как описа- 6 022662 но выше в настоящем документе, тяжелую нефть, поставляемую из питающего трубопровода 110, подают при температуре, более низкой, чем температура внутри реактора 1, для предупреждения поликонденсации. Поэтому там, где подают сверхкритическую воду из питающего трубопровода сверхкритической воды 120 при температуре, более высокой, чем температура внутри реактора 1, к реактору подают тепло, необходимое для реакции термического крекинга тяжелой нефти. Питающий трубопровод сверхкритической воды 120, питающий насос сверхкритической воды 121, клапан 122, регулирующий скорость потока, и нагревательное устройство 123 соответствуют блоку подачи сверхкритической воды данного варианта осуществления настоящего изобретения.

Отводящий трубопровод легкой нефтяной фракции 130, служащий для отвода смешанной жидкости, образованной посредством экстракции легкой нефтяной фракции, полученной посредством крекинга тяжелой нефти внутри реактора 1, в сверхкритическую воду, соединяют, например, с верхней частью колонны реактора 1. На отводящем трубопроводе легкой нефтяной фракции 130 установлены охлаждающее устройство 132, состоящее из теплообменника или т.п. и служащее для охлаждения смешанной жидкости, протекающей в отводящем трубопроводе легкой нефтяной фракции 130, до температуры, более низкой, чем критическая температура воды (например, до 200-374°С), и клапан 131, регулирующий давление внутри реактора 1 (например, 25-30 МПа). Отводящий трубопровод легкой нефтяной фракции 130, клапан 131, регулирующий давление, и охлаждающее устройство 132 соответствуют второму отводящему блоку данного варианта осуществления настоящего изобретения.

Сепаратор высокого давления 2, служащий для разделения смешанной жидкости, охлажденной в охлаждающем устройстве 132, на легкую нефтяную фракцию (эта легкая нефтяная фракция также содержит водную фракцию) и воду под давлением, почти равным давлению внутри реактора 1, предоставлен после отводящего трубопровода легкой нефтяной фракции 130. Трубопровод легкой нефтяной фракции 210, по которому легкую нефтяную фракцию отводят и перекачивают к сепаратору низкого давления 3, соединен с верхней частью сепаратора высокого давления 2. На трубопроводе легкой нефтяной фракции 210 установлены охлаждающее устройство 212, состоящее из теплообменника или т.п. и служащее для охлаждения легкой нефтяной фракции до температуры, составляющей примерно 40-100°С, и клапан 211, понижающий давление легкой нефтяной фракции, протекающей в трубопроводе 210, например, до давления, составляющего примерно 0,2-1,0 МПа, которое является более высоким, чем нормальное давление.

Для воды, отделенной при высоком давлении, у нижней стороны сепаратора высокого давления 2 предоставлен трубопровод 220, отводящий воду, отделенную от легкой нефтяной фракции под давлением, составляющим примерно 25-30 МПа, и в условиях температуры 200-374°С. Трубопровод 220 воды, отделенной при высоком давлении, соединен с описанным ниже трубопроводом оборотной воды 510, и отделенная вода из сепаратора высокого давления 2 может быть опять подана в реактор 1. Рециркуляционный насос 221 воды, отделенной при высоком давлении, установленный на трубопроводе 220 воды, отделенной при высоком давлении, служит для перекачивания отделенной воды из сепаратора высокого давления 2.

Ниже следует пояснение к сепаратору низкого давления 3, предоставленному после трубопровода легкой нефтяной фракции 210. Сепаратор низкого давления 3 служит для повторного разделения легкой нефтяной фракции и воды под давлением, составляющим примерно 0,2-1,0 МПа, и в условиях температуры, составляющей примерно 40-100°С, осуществляемого в отношении легкой нефтяной фракции, включающей в себя водную фракцию и вытекающей из сепаратора высокого давления 2. Позиционное обозначение 320 относится к трубопроводу синтетической сырой нефти, который отводит легкую нефтяную фракцию, отделенную от воды, в качестве синтетической сырой нефти в резервуар для синтетической сырой нефти 62.

Трубопровод 330 оборотной воды, отделенной при низком давлении, соединяют, например, с нижней частью сепаратора низкого давления 3. Трубопровод 330 оборотной воды, отделенной при низком давлении, служит для отвода воды, отделенной от легкой нефтяной фракции, и перекачивает отводимую воду в виде сверхкритической воды в резервуар оборотной воды 5 для повторного использования. Кроме того, от трубопровода оборотной воды 330, отделенной при низком давлении, ответвляется трубопровод сточной воды 340, по которому часть воды, которая будет использована повторно, отводят к оборудованию для обработки сточных вод 63, и концентрацию нефтяной фракции или концентрацию солей в оборотной воде, которая обращается внутри аппарата апгрейдинга, можно доводить до значения, не превосходящего заданного значения, увеличивая или уменьшая количество жидкости, перекачиваемой к оборудованию для обработки сточных вод 63. Позиционное обозначение 310, приведенное на фигуре, относится к трубопроводу сбрасываемого газа, служащему для перекачивания газа, испарившегося из легкой нефтяной фракции, в оборудование для обработки сбрасываемого газа 61.

Относительно технологической схемы в системе верхней части колонны вышеописанного реактора 1 можно указать, что трубопровод 140, отводящий тяжелую остаточную нефтяную фракцию, служащий для отведения жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции (которая не была экстрагирована в сверхкритическую воду) и сверхкритической воды (которая не была растворена в тяжелой остаточной нефтяной фракции), от тяжелой нефти, подвергнутой крекингу внутри реактора 1, является

- 7 022662 присоединенным, например, к колонне нижней части реактора 1. На трубопроводе 140, отводящем тяжелую остаточную нефтяную фракцию, установлены охлаждающее устройство 141, состоящее из теплообменника или т.п. и служащее для охлаждения смешанной жидкости, протекающей в трубопроводе 140, до температуры, составляющей примерно 200-350°С, и клапан 142, регулирующий скорость потока и служащий для регулирования количества смешанной жидкости, отводимой из колонны нижней части реактора 1, и для снижения давления смешанной жидкости, протекающей внутри трубопровода 140, отводящего тяжелую остаточную нефтяную фракцию (например, до давления, составляющего примерно 0,2-1,0 МПа, которое является более высоким, чем нормальное давление). Трубопровод 140, отводящий тяжелую остаточную нефтяную фракцию, охлаждающее устройство 140 и клапан 142, регулирующий скорость потока, соответствуют первому отводящему блоку данного варианта осуществления настоящего изобретения.

Клапан 142, регулирующий скорость потока, соединен с испарительным барабаном 4, а испарительный барабан 4 исполняет роль сепаратора, разделяющего тяжелую остаточную нефтяную фракцию и воду, растворенную в тяжелой остаточной нефтяной фракции, в условиях давления, составляющего 0,21,0 МПа, и в условиях температуры, составляющей примерно 200-350°С. Трубопровод 410 для отделенной в барабане воды, предоставленный в испарительном барабане 4, служит для отвода воды, отделенной внутри испарительного барабана 4, к трубопроводу 330 оборотной воды, отделенной при низком давлении, и для повторного использования воды. Трубопровод остаточной нефти 420 служит для отвода тяжелой остаточной нефтяной фракции, отделенной от воды (например, в качестве остаточного нефтяного котельного топлива), в резервуар остаточной нефти 64.

От трубопровода остаточной нефти 420 ответвляется трубопровод 430, смешивающий синтетическую сырую нефть, служащий для смешивания всего количества тяжелой остаточной нефтяной фракции, отведенной из испарительного барабана 4 (или ее части), с легкой нефтяной фракцией, отведенной из сепаратора низкого давления 3, и для перекачивания этой смеси в резервуар синтетической сырой нефти 62. Посредством смешивания тяжелой остаточной нефтяной фракции с легкой нефтяной фракцией можно повысить выход синтетической сырой нефти с добавочной стоимостью, превосходящей стоимость котельного топлива. Количество тяжелой остаточной нефтяной фракции, смешиваемой с легкой нефтяной фракцией, регулируют так, чтобы смешанное количество находилось в диапазоне, в котором после смешивания обеспечивалась бы совместимость синтетической сырой нефти; другими словами, так, чтобы смешанное количество находилось в диапазоне, в котором синтетическая сырая нефть после смешивания не разделялась бы опять на тяжелую и легкую нефтяные фракции.

Например, в качестве индикатора для определения совместимости синтетической сырой нефти можно использовать С11 (Со11о1ба1 ПМаЬППу 1ибех - индекс нестабильности коллоидов), представленный ниже уравнением (1). С11 находят по уравнению (1), проводя, например, анализ §ЛКЛ (§а1ига1е8, Лгоша!1С8, Ке8Ш8 апб ЛкрЬаИепек - насыщенные и ароматические углеводороды, смолы и асфальтены) в отношении синтетической сырой нефти после смешивания тяжелой и легкой нефтяных фракций и измеряя количества насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов, смол и асфальтенов, содержащихся в синтетической сырой нефти. Смешанное количество тяжелой остаточной нефтяной фракции регулируют так, чтобы значение С11 стало равным или меньшим 0,5.

С11={(насыщенные углеводороды + асфальтены)/(ароматические углеводороды + смолы)} <0,5 (1)

Ниже будет дано пояснение к системе оборотного водоснабжения.

Резервуар оборотной воды 5, предоставленный после трубопровода оборотной воды 330, отделенной при низком давлении, играет роль приемника воды, отделенной от легкой нефтяной фракции в сепараторе низкого давления 3, и воды, отделенной от тяжелой остаточной нефтяной фракции в испарительном барабане 4, повторно подающего воду, собранную в резервуаре оборотной воды 5, в питающий трубопровод сверхкритической воды 120. На фигурах позиционное обозначение 510 относится к трубопроводу оборотной воды, который соединяет резервуар оборотной воды 5 с питающим трубопроводом сверхкритической воды 120, а позиционное обозначение 511 относится к насосу оборотной воды, служащему для повышения давления воды, выпускаемой из резервуара оборотной воды 5 (например, до давления, составляющего 22,1-40 МПа, которое равняется критическому давлению (22,1 МПа) или превышает его), и для перекачивания воды к питающему трубопроводу сверхкритической воды 120. Кроме того, как описано выше в настоящем документе, трубопровод 220 воды, отделенной при высоком давлении, служащий для повторного использования воды, отделенной в сепараторе высокого давления 2, соединяют с трубопроводом оборотной воды 510. Посредством повторного использования воды, предназначенной для применения в качестве сверхкритической воды, можно уменьшать количество новой воды, требующейся для применения, и легко обеспечивать то количество воды, которое необходимо для улучшения характеристик тяжелой нефти, а также уменьшать нагрузку на окружающую среду.

Как показано на фиг. 2, аппарат апгрейдинга включает в себя блок управления 7. Блок управления 7 состоит, например, из компьютера, предоставленного с ЦПУ и запоминающим устройством. Запоминающее устройство имеет записанную в нем программу, включающую в себя группу стадий (регулирующих команд), относящихся к работе аппарата апгрейдинга, т.е. к операциям приведения во взаимный

- 8 022662 контакт тяжелой нефти и сверхкритической воды внутри реактора 1 и проведения термического крекинга, разделения на тяжелую остаточную нефтяную фракцию и легкую нефтяную фракцию, удаления водной фракции, содержащейся в каждой нефтяной фракции, и получения остаточной нефти, состоящей из одной легкой нефтяной фракции, или синтетической сырой нефти, в которой легкая нефтяная фракция смешана с тяжелой остаточной нефтяной фракцией, и тяжелой остаточной нефтяной фракции. Эта программа хранится в запоминающем устройстве (например, на жестком диске, компактном диске, магнитооптическом диске и карте памяти) и с него устанавливается на компьютер.

Аппарат апгрейдинга согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения, для которого вся последовательность технологических операций была схематично описана выше, имеет конфигурацию, которая дает возможность осуществлять регулирование, применяя взаимно независимые операторные переменные: (1) регулятор, который уменьшает кинематическую вязкость тяжелой остаточной нефтяной фракции, одновременно ингибируя образование кокса в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и (2) регулятор, который уменьшает кинематическую вязкость легкой нефтяной фракции, одновременно ингибируя образование газа, сопровождающее чрезмерно глубокий крекинг легкой нефтяной фракции. Эта конфигурация будет более подробно описана ниже.

Фиг. 2 схематично показывает внутреннюю структуру вышеуказанного реактора 1 и конфигурацию системы управления, предоставленной в реакторе 1. Тяжелая нефть, которую нагревают во время ее прохождения по питающему трубопроводу тяжелой нефти 111, подают с верхней стороны реактора 1, а сверхкритическую воду, которую нагревают во время ее прохождения по питающему трубопроводу сверхкритической воды 120, подают с нижней стороны реактора 1. Когда эти две жидкости вступают в контакт, тепло, приносимое сверхкритической водой, стимулирует протекание термического крекинга тяжелой нефти, которая преобразуется в более легкую нефть. Позиционное обозначение 101, показанное на фиг. 2, относится к впускной форсунке тяжелой нефти, а позиционное обозначение 102 относится к впускной форсунке сверхкритической воды.

Кроме того, там, где две жидкости вступают в контакт, сначала легкая нефтяная фракция, содержащаяся в тяжелой нефти, экстрагируется в сверхкритическую воду, а тяжелая остаточная нефтяная фракция, которая остается неэкстрагированной в сверхкритическую воду, подвергается термическому крекингу, и легкая нефтяная фракция, произведенная термическим крекингом, экстрагируется в сверхкритическую воду, в результате чего образуются две фазы: непрерывная фаза (далее в настоящем документе называемая термином вторая фаза), состоящая из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, и непрерывная фаза (далее в настоящем документе называемая термином первая фаза), образованная легкой нефтяной фракцией, которая не была экстрагирована в сверхкритическую воду. Поскольку тяжелая остаточная нефтяная фракция имеет удельный вес, более высокий, чем удельный вес жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, первая фаза образуется в нижней части реактора 1, а вторая фаза образуется в верхней части реактора 1.

В реальности сверхкритическая вода в количестве от примерно 3 до 100 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции (в расчете на сухую массу в состоянии, при котором она не содержит никакой водной фракции) является растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, составляющей первую фазу, причем реальное количество растворенной сверхкритической воды зависит от типа тяжелой нефти и температурных условий и давления в реакторе 1. С этой точки зрения можно утверждать, что первая фаза образована жидкостью, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды. В результате такого растворения сверхкритической воды в тяжелой остаточной нефтяной фракции молекулы воды проникают, например, между молекулами полициклических углеводородов, составляющих тяжелую остаточную нефтяную фракцию, подвергаемую термическому крекингу, и может быть продемонстрирован эффект клетки, который ингибирует образование асфальтенов, происходящее посредством поликонденсации полициклических ароматических углеводородов, и образование кокса, происходящее посредством поликонденсации асфальтенов.

В реакторе 1 согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения сверхкритическую воду подают из впускной форсунки сверхкритической воды 102 в первую фазу, находящуюся в нижней части реактора, а тяжелую нефть подают из впускной форсунки тяжелой нефти 101 во вторую фазу, находящуюся в верхней части. В этом случае экстракция легкой нефтяной фракции в сверхкритическую воду и растворение сверхкритической воды в тяжелой остаточной нефтяной фракции происходит на межфазовой границе со сверхкритической водой (дисперсная фаза), которая поднимается в первой фазе, на межфазовой границе с тяжелой нефтью (дисперсная фаза), которая опускается во второй фазе, и на контактной межфазовой границе между первой фазой и второй фазой.

Авторы настоящего изобретения установили, что скорость подъема сверхкритической воды, которая поднимается в первой фазе, и скорость седиментации тяжелой нефти, которая опускается во второй фазе, являются исключительно высокими и что сверхкритическая вода и тяжелая нефть проходят внутрь первой и второй фаз, например, за время от нескольких секунд до нескольких десятков секунд. Поэтому термический крекинг тяжелой нефти и термический крекинг тяжелой остаточной нефтяной фракции в реальности происходят в первой фазе, а легкая нефтяная фракция, образованная в результате такого термического крекинга, экстрагируется во вторую фазу и термический крекинг легкой нефтяной фракции и

- 9 022662 легкой нефтяной фракции, поступающей из первой фазы, далее протекает во второй фазе.

Смешанную жидкость, составляющую первую фазу, отводят из трубопровода отведения тяжелой остаточной нефтяной фракции 140 и охлаждают в охлаждающем устройстве 141, тем самым останавливая термический крекинг тяжелой остаточной нефтяной фракции. Смешанную жидкость, составляющую вторую фазу, отводят из трубопровода отведения легкой нефтяной фракции 130 и охлаждают в охлаждающем устройстве 132, тем самым останавливая термический крекинг легкой нефтяной фракции.

Согласно вышеописанному механизму термического крекинга степень глубины термического крекинга тяжелой остаточной нефтяной фракции можно регулировать временем пребывания в первой фазе жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в этой тяжелой остаточной нефтяной фракции (ниже в настоящем документе эта смешанная жидкость названа термином эффлюент из первой фазы). Выход легкой нефтяной фракции увеличивается по мере протекания термического крекинга тяжелой нефти. Кроме того, посредством растворения сверхкритической воды в тяжелой остаточной нефтяной фракции и адекватного проведения крекинга тяжелой остаточной нефтяной фракции в условиях, при которых проявляется эффект клетки, уменьшают вязкость тяжелой остаточной нефтяной фракции, и синтетическая сырая нефть становится легкой в обращении при ее использовании в качестве котельного топлива или после смешивания с легкой нефтяной фракцией. Там, где крекинг достигает глубины, при которой исчезает вышеуказанный эффект клетки, в тяжелой остаточной нефтяной фракции образуется кокс.

В соответствии с этим в аппарате апгрейдинга согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения предоставлен механизм, который регулирует время пребывания в первой фазе эффлюента из первой фазы, так чтобы кинематическая вязкость (например, при 350°С) тяжелой остаточной нефтяной фракции, которая становится остаточной нефтью, составляла не более 3,0 х 10^-5 м²/с (не более 30 сСт) и чтобы термический крекинг тяжелой остаточной нефтяной фракции продолжался до степени, при которой образование кокса является ингибированным.

В отношении степени глубины термического крекинга легкой нефтяной фракции можно указать, что можно регулировать время пребывания во второй фазе смешанной жидкости (ниже в настоящем документе называемой эффлюентом из второй фазы), состоящей из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду. Кинематическая вязкость легкой нефтяной фракции уменьшается по мере углубления термического крекинга и, например, в регионах с холодным климатом синтетическую сырую нефть можно транспортировать без предоставления специального нагревательного оборудования. Однако при чрезмерно глубоком крекинге увеличивается количество газа, образованного из легкой нефтяной фракции, и уменьшается выход синтетической сырой нефти.

В соответствии с этим аппарат апгрейдинга согласно настоящему изобретению предоставлен с механизмом, который регулирует время пребывания во второй фазе эффлюента из второй фазы, так чтобы получать кинематическую вязкость (например, при 10°С) одной легкой нефтяной фракции или синтетической сырой нефти после смешивания с тяжелой остаточной нефтяной фракцией, составляющую не более 5,0 х 10^-3 м²/с (не более 5000 сСт), и чтобы термический крекинг легкой нефтяной фракции продолжался до степени, при которой образование кокса является ингибированным. В этом случае для получения значения кинематической вязкости синтетической сырой нефти после смешивания с тяжелой остаточной нефтяной фракцией, составляющего не более 5,0 х 10^-3 м²/с (не более 5000 сСт), второе время пребывания регулируют так, чтобы кинематическая вязкость одной легкой нефтяной фракции, которая будет смешана с тяжелой остаточной нефтяной фракцией, имеющей сравнительно высокую кинематическую вязкость, принимала даже более низкое значение.

Например, если время пребывания эффлюента из первой фазы в первой фазе обозначить 0рн_сь, время пребывания эффлюента из второй фазы во второй фазе обозначить 0ц, количество тяжелой нефти, подаваемой в единицу времени из питающего трубопровода тяжелой нефти 110, обозначить Τοίη, количество сверхкритической воды, подаваемой в единицу времени из питающего трубопровода сверхкритической воды 120, обозначить Τ^;_η, количество эффлюента из первой фазы, отводимое в единицу времени из трубопровода отведения тяжелой остаточной нефтяной фракции 140, обозначить Ρ^ι+июь а количество эффлюента из второй фазы, отводимое в единицу времени из трубопровода отведения легкой нефтяной фракции 130, обозначить Р^₂+и, то баланс подачи и отведения жидкостей в реакторе 1 может быть представлен следующим уравнением (2):

Степень экстракции легкой нефтяной фракции во вторую фазу варьирует в зависимости от состояния тяжелой нефти, а также от температурных условий и давления в реакторе 1 и степени глубины термического крекинга тяжелой остаточной нефтяной фракции. В настоящем примере будет рассмотрен случай, в котором тяжелую нефть применяют так, что фракцию, более легкую, чем УОО (Уаеиитей Оаз Οΐί, вакуумный газойль), с точкой кипения, например, не выше 540°С, экстрагируют в виде легкой нефтяной фракции в сверхкритическую воду, а фракцию, соответствующую УК (Уаеиитей КезЫие, вакуумный остаток) с точкой кипения выше 540°С, отводят в виде тяжелой остаточной нефтяной фракции, которую не экстрагируют в сверхкритическую воду. В данном варианте осуществления настоящего изобре- 10 022662 тения выход УСО (т.е. выход УК) предполагается поддерживать почти постоянным, регулируя 0_Р;_1сц например, в диапазоне отклонений, составляющих примерно ±1 мин от желаемого значения, и регулируя степень глубины термического крекинга в постоянном диапазоне.

Если для тяжелой нефти, подаваемой в реактор 1, скорость потока тяжелой остаточной нефтяной фракции, отводимой из него, обозначить Г_Р|1сН и скорость потока легкой нефтяной фракции, отводимой из него, обозначить Гц, а для сверхкритической воды, подаваемой в реактор 1, скорость потока сверхкритической воды, растворяющейся в тяжелой остаточной нефтяной фракции и отводимой из первой фазы, обозначить Г^₁ и скорость потока сверхкритической воды, экстрагирующей легкую нефтяную фракцию и отводимую из второй фазы, обозначить Р^₂, то отводимые количества первой жидкости и второй жидкости могут быть представлены следующими уравнениями (3) и (4):

Ьдо1+рд_£сЬ^— (3)

Р«2+И;=Ри2⁺Р’ы: ( 4 )

Если объем первой фазы в реакторе 1 обозначить У₁, а объем второй фазы обозначить У₂, то время пребывания эффлюента из первой фазы в первой фазе 0_Рц_с1, и время пребывания эффлюента из второй фазы во второй фазе 0ц можно представить следующими уравнениями (5) и (6):

θρίτσϊι^-3/ι/Ενίΐ+ρίτοΗ^—Уз./ (ΡΜΙ+ΡρίΤοΙι) (5) θ^=ν₂/Ρ„_1+βϋ=ν₂/ (Ρμ2+Ριχ) (6)

Согласно уравнению (5), когда объем первой фазы У₁ является постоянным, время пребывания эффлюента из первой фазы в первой фазе 0_Рц_с1, можно регулировать, увеличивая или уменьшая отводимое из первой фазы количество эффлюента из первой фазы Г^|._Р|1сН по трубопроводу отведения тяжелой остаточной нефтяной фракции 140. Результаты примеров, описанных ниже, подтвердили, что в аппарате апгрейдинга согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения можно ингибировать образование кокса в тяжелой остаточной нефтяной фракции, а кинематическую вязкость остаточной нефти при температуре 350°С можно доводить до значения, равного или меньшего 3,0 χ 10^-5 м²/с (равного или меньшего 30 сСт), устанавливая время пребывания 0_Р|1сн в диапазоне 3 мин < 0_Р|1сн < 95 мин.

Кроме того, в условиях постоянной температуры и постоянного давления растворимость сверхкритической воды в тяжелой остаточной нефтяной фракции является постоянной. Поэтому при определенной скорости потока (Г_Рц_сь) тяжелой остаточной нефтяной фракции, отводимой из первой фазы, количество (Ρ^ι) сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, принимает постоянное значение. Увеличивая или уменьшая подаваемое количество сверхкритической воды (Г^;_п) в этом состоянии, можно увеличивать или уменьшать количество сверхкритической воды, не растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, т.е. количество сверхкритической воды, образующей вторую фазу (Г^₂). Количество растворенной сверхкритической воды Г^, отнесенное к количеству вытекающей тяжелой остаточной нефтяной фракции, можно определять, например, предварительными испытаниями.

Вышеописанные взаимоотношения указывают, что когда объем второй фазы У₂ является постоянным, величина Г\\₂ в уравнении (6) может увеличиваться или уменьшаться, а время пребывания 0ц эффлюента из второй фазы во второй фазе можно регулировать, увеличивая или уменьшая количество сверхкритической воды Г\\_И1, подаваемой из питающего трубопровода сверхкритической воды 120. Результаты примеров, описанных ниже, подтвердили, что в аппарате апгрейдинга согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения можно ингибировать образование кокса в тяжелой остаточной нефтяной фракции, а кинематическую вязкость при 10°С одной легкой нефтяной фракции или синтетической сырой нефти после смешивания с тяжелой остаточной нефтяной фракцией можно доводить до значения, равного или меньшего 5,0 χ 10^-3 м²/с (равного или меньшего 5000 сСт), устанавливая время пребывания 0ц в диапазоне 1 мин < 0ц < 25 мин.

В соответствии с вышеописанным подходом на трубопроводе отведения тяжелой остаточной нефтяной фракции 140 предоставлен контроллер скорости потока 74, служащий для регулирования отводимого количества Г^|._Р|1сН эффлюента из первой фазы, и значение (Ъ), указанное контроллером скорости потока 74, передается к блоку управления 7. Блок управления 7 по уравнению (5) рассчитывает время пребывания 0_К1сЬ и увеличивает или уменьшает скорость потока (е), задаваемую котроллером 74, и степень открытия клапана 142, регулирующего скорость потока, устанавливается так, чтобы 0_Р|1сн приняло заданное желаемое значение.

На питающем трубопроводе сверхкритической воды 120 предоставлен контроллер скорости потока 72, служащий для регулирования подаваемого количества Г\\„, (то есть Г^₂), и значение (а), указанное контроллером скорости потока 72, передается к блоку управления 7. Блок управления 7 по уравнению (6) рассчитывает время пребывания 0ц и увеличивает или уменьшает скорость потока (ά), задаваемую котроллером 72, и степень открытия клапана 122, регулирующего скорость потока, устанавливается так, чтобы 0ц приняло заданное желаемое значение.

В реакторе 1 предоставлен измеритель уровня межфазовой границы 75 (например, дифференциаль- 11 022662 ный манометр, ультразвуковая или рентгеновская система), который представляет собой блок детектирования межфазовой границы согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения, и сигнал (с), который указывает высокий уровень межфазовой границы или низкий уровень межфазовой границы (т.е. уровень межфазовой границы между первой и второй фазами внутри реактора 1 находится выше или ниже заданного диапазона), передается к блоку управления 7. Блок управления настроен так, чтобы поддерживать постоянным объем первой фазы У₁ (т.е. объем второй фазы У₂), увеличивая или уменьшая скорость потока (ί), задаваемую контроллером скорости потока 71, предоставленным в питающем трубопроводе тяжелой нефти 110, и регулировать подаваемое количество тяжелой нефти Р_Ош так, чтобы возвращать уровень межфазовой границы к высоте, расположенной в заданном диапазоне. Давление внутри реактора регулирует контроллер давления (не показанный на фигуре), предоставленный на трубопроводе легкой нефтяной фракции 210 сепаратора высокого давления 2, показанного на фиг. 1, посредством открывания и закрывания редукционного клапана давления 211.

Ниже будет описана операция регулирования времени пребывания θρ_1ίοΡ и времени пребывания 0_Ы в аппарате апгрейдинга, имеющего вышеописанную конфигурацию. Если предполагают, что время пребывания θ_Ριίο1ι эффлюента из первой фазы в первой фазе превышает заданное значение, θ_Ριίώ можно уменьшить и вернуть к заданному значению, увеличивая отводимое количество эффлюента из первой фазы Е_Рись согласно уравнению (5). Однако при увеличении Р_Р11сЬ понижается уровень межфазовой границы. Поэтому от измерителя уровня межфазовой границы 75 передается сигнал низкий уровень межфазовой границы, приводится в действие клапан 112, регулирующий скорость потока, и увеличивается подаваемое количество тяжелой нефти Р_От из питающего трубопровода тяжелой нефти 110.

В увеличении подаваемого количества тяжелой нефти ДР_От часть АЕ_р11сЬ распределена в первой фазе, а часть АР_ы распределена во второй фазе. В результате, как следует из уравнения (6), уменьшается θ^, но это изменение можно компенсировать, уменьшая подаваемое количество Ρ_νιη (т.е. Р_А2) сверхкритической воды, тем самым увеличивая θ^ и возвращая его к заданному значению.

Если предполагают, что время пребывания θ^ эффлюента из второй фазы во второй фазе превышает заданное значение, 0ц можно уменьшить и вернуть к заданному значению, увеличивая подаваемое количество Р_А||| (т.е. Ρ_ν2) сверхкритической воды согласно уравнению (6). Даже если увеличивается Ρ_νιη, увеличивается и количество Р^₂+и, отводимое из второй фазы, соответственно увеличению Ρ_νιη (Ρ_ν2), например, так, чтобы получать постоянное давление внутри реактора 1, и межфазовая граница между первой фазой и второй фазой поддерживается на постоянном уровне.

Применяя аппарат апгрейдинга согласно данному варианту настоящего изобретения, тяжелую нефть и сверхкритическую воду разделяют на две фазы, а именно на первую фазу (фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции) и на вторую фазу (фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, которая была экстрагирована в сверхкритическую воду), приводя две жидкости в контакт внутри реактора и регулируя отводимое количество смешанной жидкости (эффлюента из первой фазы), состоящей из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, так что время пребывания смешанной жидкости, составляющей первую фазу, в первой фазе становится первым временем пребывания (например, устанавливая заданное значение внутри диапазона от 3 до 95 мин), которое устанавливают заранее. В результате этого можно контролировать степень глубины термического крекинга тяжелой остаточной нефтяной фракции, протекающего в первой фазе, и аппарат апгрейдинга может работать при оптимальных условиях, например, термический крекинг проводят в диапазоне, в котором образование кокса из тяжелой остаточной нефтяной фракции является ингибированным, или термический крекинг проводят так, чтобы кинематическая вязкость тяжелой остаточной нефтяной фракции находилась в желаемом диапазоне.

Кроме того, отводимое количество эффлюента из второй фазы (жидкость, смешанная из легкой нефтяной фракции и сверхкритической воды) регулируют так, что время пребывания смешанной жидкости, составляющей вторую фазу, во второй фазе становится вторым временем пребывания (например, устанавливая заданное значение внутри диапазона от 1 до 25 мин), которое устанавливают заранее. В результате этого можно контролировать степень глубины термического крекинга легкой нефтяной фракции, происходящего внутри второй фазы, и проводить термический крекинг в диапазоне, в котором, например, чрезмерно глубокий крекинг легкой нефтяной фракции является ингибированным, образование газа является также ингибированным и термический крекинг проводится так, что кинематическая вязкость синтетической сырой нефти, полученной из легкой нефтяной фракции, находится в желаемом диапазоне.

В примере, показанном на фиг. 2, предоставляют измеритель уровня межфазовой границы 75, измеряют межфазовую границу между первой и второй фазами и поддерживают постоянные У₁ и У₂. Однако оснащение аппарата апгрейдинга измерителем уровня межфазовой границы 75 не является обязательным. Например, можно также предварительными испытаниями определять выход легкой фракции и выход УК-фракции из УОО, соответствующие типу, температурным условиям и давлению тяжелой нефти, оценивать уровень межфазовой границы внутри реактора 1 по значениям Р_От, Ρ_νιη, Р_Р1РсЬ, Рц, Р_№1 и Ρ_ν2.

- 12 022662 поддерживать постоянными объемы У_1? ν₂ на основе оценки уровня межфазовой границы и регулировать времена пребывания 0_рйсЬ и θ_Εί по уравнениям (5) и (6).

В примерах, показанных на фиг. 2, регулируя времена пребывания Θ_Κιλ и θ_Εί, поддерживают постоянными объемы ν₁, ν₂; однако времена пребывания θ_ρι^ и θ_Εί можно также регулировать и с изменяемыми ν₁ и ν₂. Например, когда время пребывания θ_ρίι^ эффлюента из первой фазы в первой фазе превосходит заданное значение, уменьшение θρ^ и его возвращение к заданному значению осуществляют, увеличивая отводимое количество Р_К1сЬ эффлюента из первой фазы и уменьшая объем первой фазы ν₁ согласно уравнению (5). В результате увеличивается объем второй фазы ν2 и изменяется время пребывания эффлюента из второй фазы θ_Ει. Однако θ_Εί можно возвращать к заданному значению, увеличивая подаваемое количество Р\у_|П сверхкритической воды (т.е. Р^₂), чтобы компенсировать увеличение объема ν2.

В вышеописанном примере время пребывания θ_ΡίίΛ эффлюента из первой фазы в первой фазе регулируют отводимым количеством Р_РйсЬ эффлюента из первой фазы, а время пребывания θ_Εί эффлюента из второй фазы во второй фазе регулируют подаваемым количеством Ι·\_νιιι сверхкритической воды, но эти времена удерживания, очевидно, можно регулировать и другими операторными переменными, показанными в уравнении (5) и в уравнении (6), например подаваемым количеством Р_Ош тяжелой нефти и отводимым количеством Ρ^_2+ΕΐΟπΐ эффлюента из второй фазы.

В технологической схеме, показанной на фиг. 1, проиллюстрирован пример, в котором воду отделяют от тяжелой остаточной нефтяной фракции в испарительном барабане 4 и перекачивают в виде остаточной нефти в резервуар остаточной нефти 64, но возможна и конфигурация, не имеющая испарительного барабана 4. Например, когда остаточную нефть применяют в качестве котельного топлива на предприятии, расположенном по соседству с аппаратом апгрейдинга, испарительный барабан 4 можно не применять. Например, получая котельное топливо в состоянии, в котором водная фракция является диспергированной в остаточной нефти, и не снижая давление первой жидкости, можно дополнительно уменьшать вязкость остаточного топлива и облегчать обращение с этим остаточным топливом. Одновременно, под влиянием воды, диспергированной в остаточной нефти, при применении котельного топлива усиливается испарение и может улучшаться его горючесть в бойлере.

В вышеописанном варианте осуществления настоящего изобретения дано пояснение для случая, в котором применяют сверхтяжелую сырую нефть, такую как битум нефтеносных песков или битум бассейна Ориноко, которые подвергают переработке в качестве тяжелой нефти, характеристики которой улучшают в аппарате согласно настоящему изобретению, но тяжелые нефти, которые можно перерабатывать в аппарате апгрейдинга согласно настоящему изобретению, не ограничиваются сырой нефтью. Например, в технический объем настоящего изобретения включена и переработка с улучшением характеристик, производимая с фракцией атмосферного остатка и с фракцией вакуумного остатка.

Примеры

Испытание 1

Испытательный аппарат, показанный на фиг. 3, изготовлен в качестве модели аппарата апгрейдинга, показанного на фиг. 1; испытательный апгрейдинг проводили с тяжелой нефтью.

А. Условия испытаний

Позиционное обозначение 200 на фиг. 3 относится к газожидкостному сепарационному баку, служащему для разделения эффлюента из второй фазы, отводимого из верхней части реактора 1, на газ и смешанную жидкость, состоящую из легкой нефтяной фракции и воды. Позиционное обозначение 143 относится к шаровому клапану, служащему для отведения тяжелой остаточной нефтяной фракции (эффлюента из второй фазы) из нижней части реактора 1. В настоящем аппарате время пребывания Θ_Κιλ эффлюента из первой фазы регулировали отводимым количеством Р_К1сЬ остаточной нефти, а время пребывания θ_Εί эффлюента из второй фазы регулировали подаваемым количеством Р\у_|П сверхкритической воды. В качестве тяжелой нефти использовали битум нефтеносного песка, добытого в Канаде и имеющего свойства, показанные в табл. 1.

Таблица 1

Пример 1

Испытание проводили при следующих условиях:

реакционная температура в реакторе 1: 430°С;

реакционное давление в реакторе 1: 25 МПа;

массовое отношение вода/нефть: 1,0;

время пребывания θ_ΡίΛ эффлюента из первой фазы: 95 мин;

время пребывания θ_Εί эффлюента из второй фазы: 2,3 мин.

Пример 2

Испытание проводили при тех же условиях, что и в примере 1, за исключением реакционная температура в реакторе 1: 450°С;

- 13 022662 время пребывания 0_Р11сЬ эффлюента из первой фазы: 4,9 мин;

время пребывания θ_Εί эффлюента из второй фазы: 11 мин.

Пример 3

Испытание проводили при тех же условиях, что и в примере 1, за исключением время пребывания θ_ΡιΐΛ эффлюента из первой фазы: 32 мин;

время пребывания θ_Εΐ эффлюента из второй фазы: 25 мин.

Пример 4

Испытание проводили при тех же условиях, что и в примере 1, за исключением

Время пребывания θ_ΡιΐΛ эффлюента из первой фазы: 67 мин;

Время пребывания θ_Εί эффлюента из второй фазы: 1,8 мин.

Сравнительный пример 1

Испытание проводили при тех же условиях, что и в примере 1, за исключением время пребывания θ_ΡιΐΛ эффлюента из первой фазы: 105 мин;

время пребывания θ_Εί эффлюента из второй фазы: 1,1 мин.

Условия испытаний, использованные в примерах и в сравнительном примере приведены в табл. 2.

Таблица 2

	Пример 1	Пример 2	Пример 3	Пример 4	Сравнительный пример 1
Температура в реакторе (°С)	430	450	430	430	430
Давление в реакторе (МПа)	25	25	25	25	25
Массовое отношение вода/нефть	1/0	1/0	0,5	1,0	1,0
Время пребывания θρϊϋοΗ. эффлюента из первой фазы (мин)	95	4,9	32	67	105
Время пребывания Вье эффлюента из второй фазы (мин)	2,3	11	25	1, 8	1,1

В. Результаты испытаний

Выходы газа, синтетической сырой нефти (легкой нефтяной фракции) и остаточной нефти (тяжелой нефтяной фракции) в примерах и в сравнительном примере показаны в табл. 3. Свойства синтетической сырой нефти показаны в табл. 4, а свойства остаточной нефти показаны в табл. 5.

Таблица 3

Таблица 4

	Пример 1	Пример 2	Пример 3	Пример 4	Сравнительный пример 1
Плотность (г/см3)	0,916	0,915	0,911	0,918	-
Кинематическая вязкость при 10°С (м2/с)	2,бх10-5	2,0х10’5	1,6х10~5	2,8х10'5	-

- 14 022662

Таблица 5

В табл. 6 сравниваются результаты, полученные в примерах 1 и 2, с соотношением выходов каждой фракции, полученных в качестве результата испытательного висбрекинга и замедленного коксования, проведенных с битумом из нефтеносного песка, аналогичным битуму, использованному в примере 1. Результаты примеров 1 и 2 получены комбинированием отношений выходов синтетической сырой нефти и остаточной нефти и преобразованием в УОО-фракцию с точкой кипения не выше 540°С и в УКфракцию с точкой кипения выше 540°С. Поэтому данные результаты иногда не совпадают с соотношением выходов, показанных в табл. 3.

Таблица 6

Согласно результатам примера 1 по мере увеличения первого времени пребывания 0_РйсЬ эффлюента из первой фазы в последовательности пример 2 (θ_ΡίίΛ: 4,9 мин) пример 3 (θ_ΡίΛ: 32 мин) пример 1 (0рд_сь 95 мин) уменьшается выход остаточной нефти, но увеличивается выход синтетической сырой нефти. Кроме того, в сравнительном примере 1, в котором θ_ΡίΛ составляет 105 мин, наблюдали образование кокса (коксование). Причина более высокого выхода остаточной нефти в примере 4 (θ_ΡίΛ: 67 мин), в котором первое время пребывания θ_Ρί^ является более продолжительным, чем в примере 3, но выход синтетической сырой нефти имеет тот же порядок, что и в примере 3, остается неясной, но, по-видимому, это является результатом эффекта, производимого флуктуационной погрешностью.

В отношении выхода газа можно указать, что, за исключением примера 1, в котором выход газа был наибольшим (θ_Εί: 2,3 мин), выход газа демонстрирует тенденцию к росту с увеличением второго времени пребывания θ_ρ в ряду пример 4 (θ_ρ: 1,8 мин ) пример 2 (θ_ρ: 11 мин) пример 3 (θ_ρ: 25 мин). Причина достижения самого высокого выхода газа (4 мас.%) в примере 1 при втором по длительности времени пребывания θ_ρ остается неясной, но, по-видимому, это является результатом эффекта, производимого флуктуационной погрешностью.

Согласно результатам, полученным при измерении кинематической вязкости синтетической сырой нефти, показанным в табл. 4, во всех примерах была получена синтетическая сырая нефть с кинематической вязкостью, не вызывавшей никаких практических проблем, т.е. с максимальной кинематической вязкостью, составляющей 2,8 χ 10^-5 м²/с (28 сСт) при 10°С (стандартное значение составляет 5,0 χ 10^-3 м²/с (5000 сСт)). В этом случае кинематическая вязкость синтетической сырой нефти демонстрирует тенденцию к уменьшению с увеличением второго времени пребывания θ_Ρι в ряду пример 4 (θ_ρ: 1,8 мин) пример 1 (θ_ρ: 2,3 мин) пример 2 (θ_ρ: 11 мин) пример 3 (θ_ρ: 25 мин). Вероятно, это обусловлено тем, что глубина крекинга легкой нефтяной фракции увеличивается с ростом второго времени пребывания. Это можно также подтвердить уменьшением вязкости синтетической сырой нефти, следующим за увеличением второго времени пребывания.

Согласно результатам, полученным при измерении кинематической вязкости остаточной нефти, показанным в табл. 5, во всех примерах была получена остаточная нефть с кинематической вязкостью, не вызывавшей никаких практических проблем, т.е. с максимальной кинематической вязкостью, составляющей 1,8 χ 10^-5 м²/с (18 сСт) при 310°С. Кинематическая вязкость дополнительно уменьшалась, когда остаточную нефть нагревали до 350°С. Кинематическая вязкость остаточной нефти демонстрирует тенденцию к увеличению по мере увеличения первого времени пребывания θ_ΡίΛ в ряду пример 2 (θ_ΡίΐΛ: 4,9 мин) пример 3 (θ_ΡίΛ: 32 мин) пример 4 (θ_ΡίΛ: 67 мин) пример 1 θ_ΡίιΛ: 95 мин). Вероятно, это обусловлено тем, что полимеризация тяжелой остаточной нефтяной фракции продолжается против клеточного эффекта сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции. Это можно также подтвердить увеличением вязкости остаточной нефти, следующим за увеличением первого времени пребывания.

- 15 022662

Рассматривая совместно результаты примеров 1-4 и сравнительного примера 1, можно заключить, что когда в качестве исходного материала применяют битум нефтеносных песков, легкую в обращении остаточную нефть с кинематической вязкостью не более 1,8 х 10^-5 м²/с (18 сСт) при 310°С с ингибированным образованием кокса получают при условии, что первое время пребывания θ_ΡιΐοΗ находится в диапазоне от 3 до 95 мин. Кроме того, в тех случаях, когда второе время пребывания Од, находится в диапазоне от 1 до 25 мин, образование газа является ингибированным до значения, не превышающего примерно 4 мас.%, и получают синтетическую сырую нефть с кинематической вязкостью, составляющей не более 2,8 х 10 ⁵ м²/с (28 сСт) при 10°.

Согласно результатам, показанным в табл. 6, образование кокса было ингибированным, а отношение выхода фракции УОО было выше значения, полученного при висбрекинге, а в примере 1 отношение выхода фракции УОО было примерно того же порядка, что было получено при замедленном коксовании. Этот результат демонстрирует, что термический крекинг тяжелой нефти, проводимый с применением сверхкритической воды, представляет собой такой способ термического крекинга, при котором может быть получено высокое отношение выхода фракции УОО (легкой нефтяной фракции) при одновременном ингибировании образования кокса и газа, что достигается посредством адекватного регулирования первого и второго времени пребывания.

Пример 2

В реакторе испытательного аппарата, идентичного тому, который применяли в примере 1, было предоставлено смотровое окно, и было подтверждено, что жидкость внутри реактора разделяется на первую фазу и вторую фазу и образуется межфазовая граница. Результаты, полученные при фотографировании внутреннего пространства реактора 1 через смотровое окно, показаны на фиг. 4а, а его схематичный чертеж показан на фиг. 4Ь. Результаты, показанные на фиг. 4а, подтверждают наличие первой фазы, состоящей из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и второй фазы, состоящей из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду, в нижней части реактора 1.

Объяснение позиционных обозначений

110

112

120

130

140

71,

72, 74 реактор питающий трубопровод тяжелой нефти клапан, регулирующий скорость потока клапан, регулирующий скорость потока в питающем трубопроводе сверхкритической воды 122 клапан, регулирующий скорость потока в трубопроводе отведения легкой нефтяной фракции 131 клапан, регулирующий скорость потока в трубопроводе отведения тяжелой остаточной нефтяной фракции 142 сепаратор высокого давления сепаратор низкого давления испарительный барабан резервуар оборотной воды блок управления контроллер скорости потока контроллер давления измеритель уровня межфазовой границы

Claims (17)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ термического крекинга тяжелой нефти, включающий в себя стадии: введение тяжелой нефти в реактор; введение сверхкритической воды в реактор;

   поддержание внутреннего пространства реактора при температуре и давлении, равных критической точке воды или находящихся выше нее, приведение тяжелой нефти и сверхкритической воды во взаимный контакт за счет указанного одновременного введения тяжелой нефти и сверхкритической воды в реактор и разделение продуктов крекинга тяжелой нефти на первую фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученной термическим крекингом, и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и на вторую фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду в процессе термического крекинга тяжелой нефти;

   отведение жидкости из первой фазы; отведение жидкости из второй фазы;

   - 16 022662 детектирование высоты положения межфазовой границы между первой фазой и второй фазой в реакторе, нахождение объема первой фазы по высоте положения межфазовой границы, детектированной межфазовым детектором, и регулирование отводимого количества жидкости из первой фазы таким образом, чтобы текущее время пребывания жидкости в первой фазе соответствовало заданным пределам значений первого времени пребывания, и нахождение объема второй фазы по высоте положения межфазовой границы и регулирование вводимого количества сверхкритической воды таким образом, чтобы текущее время пребывания жидкости во второй фазе соответствовало заданным пределам значений второго времени пребывания.
2. 2. Способ термического крекинга тяжелой нефти, включающий в себя стадии: введение тяжелой нефти в реактор;

   введение сверхкритической воды в реактор;

   поддержание внутреннего пространства реактора при температуре и давлении, равных критической точке воды или находящихся выше нее, приведение тяжелой нефти и сверхкритической воды во взаимный контакт за счет указанного одновременного введения тяжелой нефти и сверхкритической воды в реактор и разделение продуктов крекинга тяжелой нефти на первую фазу, состоящую из тяжелой остаточной нефтяной фракции, полученной термическим крекингом, и сверхкритической воды, растворенной в тяжелой остаточной нефтяной фракции, и на вторую фазу, состоящую из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, экстрагированной в сверхкритическую воду в процессе термического крекинга тяжелой нефти;

   отведение жидкости из первой фазы; отведение жидкости из второй фазы,оценка высоты положения межфазовой границы между первой фазой и второй фазой в реакторе на основе растворимости сверхкритической воды в тяжелой остаточной нефтяной фракции, количества тяжелой нефти, вводимой в единицу времени, и выходов легкой нефтяной фракции и тяжелой остаточной нефтяной фракции;

   нахождение объема первой фазы и второй фазы на основе оцененной высоты положения межфазовой границы;

   регулирование отводимого количества жидкости из первой фазы таким образом, чтобы текущее время пребывания жидкости в первой фазе соответствовало заданным пределам значений первого времени пребывания; и регулирование вводимого количества сверхкритической воды таким образом, чтобы текущее время пребывания жидкости во второй фазе соответствовало заданным пределам значений второго времени пребывания.
3. 3. Способ по п.1 или 2, где первое время пребывания устанавливают в диапазоне от не менее 3 мин до не более 95 мин для ингибирования образования кокса в тяжелой остаточной нефтяной фракции.
4. 4. Способ по п.1 или 2, где первое время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает в диапазоне, в котором образуемое количество кокса является равным или большим 0 мас.% и равным или меньшим 20 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции.
5. 5. Способ по п.1 или 2, где первое время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает до тех пор, пока кинематическая вязкость тяжелой остаточной нефтяной фракции при температуре 350°С не станет равной или меньшей 3,0х10^-5 м²/с.
6. 6. Способ по п.1 или 2, где регулируя второе время пребывания, его устанавливают в диапазоне от не менее 1 мин до не более 25 мин для ингибирования чрезмерно глубокого крекинга легкой нефтяной фракции.
7. 7. Способ по п.1 или 2, где второе время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает в диапазоне, в котором количество газа, образованного посредством чрезмерно глубокого крекинга, является равным или большим 0 мас.% и равным или меньшим 5 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции.
8. 8. Способ по п.1 или 2, где второе время пребывания представляет собой время пребывания, в течение которого термический крекинг тяжелой нефти протекает до тех пор, пока кинематическая вязкость легкой нефтяной фракции при температуре 10°С не станет равной или меньшей 5,0х 10^-3 м²/с.
9. 9. Способ по п.1 или 2, включающий в себя стадию снижения температуры и снижения давления жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, и разделения тяжелой остаточной нефтяной фракции и воды.
10. 10. Способ по п.1 или 2, включающий в себя стадию снижения температуры жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, и получения топлива в состоянии, при котором водная фракция является включенной в тяжелую остаточную нефтяную фракцию.

    - 17 022662
11. 11. Способ по п. 9, где жидкость, смешанная из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, включает в себя водную фракцию в диапазоне от не менее 3 мас.% до не более 100 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции.
12. 12. Способ по п.10, где жидкость, смешанная из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, отведенной из первой фазы, включает в себя водную фракцию в диапазоне от не менее 3 мас.% до не более 100 мас.% тяжелой остаточной нефтяной фракции.
13. 13. Способ по п.1 или 2, включающий в себя стадию снижения температуры и снижения давления жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, которая была отведена из второй фазы, и разделения легкой нефтяной фракции и воды.
14. 14. Способ по п.9, включающий в себя стадию извлечения воды, отделенной от тяжелой остаточной нефтяной фракции или легкой нефтяной фракции, для повторного использования в качестве сверхкритической воды, предназначенной для введения в реактор.
15. 15. Способ по п.13, включающий в себя стадию извлечения воды, отделенной от тяжелой остаточной нефтяной фракции или легкой нефтяной фракции, для повторного использования в качестве сверхкритической воды, предназначенной для введения в реактор.
16. 16. Способ по п.1 или 2, включающий в себя стадии:

    снижение температуры и снижение давления жидкости, смешанной из тяжелой остаточной нефтяной фракции и сверхкритической воды, которая была отведена из первой фазы, и разделение тяжелой остаточной нефтяной фракции и воды;

    снижение температуры и снижение давления жидкости, смешанной из сверхкритической воды и легкой нефтяной фракции, которая была отведена из второй фазы, и разделение легкой нефтяной фракции и воды, и смешивание тяжелой остаточной нефтяной фракции и легкой нефтяной фракции после отделения от воды.
17. 17. Способ по п.1 или 2, где тяжелая нефть является выбранной из группы тяжелых нефтей, включающей в себя битум нефтеносного песка, битум бассейна Ориноко, атмосферную остаточную фракцию и вакуумную остаточную фракцию.