EA026096B1 - Способ частичного улучшения тяжелой нефти на буровой площадке - Google Patents

Способ частичного улучшения тяжелой нефти на буровой площадке Download PDF

Info

Publication number
EA026096B1
EA026096B1 EA201270436A EA201270436A EA026096B1 EA 026096 B1 EA026096 B1 EA 026096B1 EA 201270436 A EA201270436 A EA 201270436A EA 201270436 A EA201270436 A EA 201270436A EA 026096 B1 EA026096 B1 EA 026096B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
thermal cracking
heavy oil
steam
heavy
Prior art date
Application number
EA201270436A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201270436A1 (ru
Inventor
Хидецугу Фукуяма
Сатоси Окадзима
Дзунити Модзи
Цунета Накамура
Акира Икеда
Original Assignee
Тойо Инджиниринг Корпорейшн
Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд.
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Тойо Инджиниринг Корпорейшн, Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд. filed Critical Тойо Инджиниринг Корпорейшн
Publication of EA201270436A1 publication Critical patent/EA201270436A1/ru
Publication of EA026096B1 publication Critical patent/EA026096B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • 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
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
    • 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
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • C10G2300/203—Naphthenic acids, TAN
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/302—Viscosity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение представляет способ частичного улучшения тяжелой нефти на буровой площадке, причем тяжелая нефть имеет плотность 20 в градусах API или менее, термическим крекингом на буровой площадке, с использованием остатка термического крекинга в качестве топлива для производства пара для добычи тяжелой нефти из пластового резервуара. Термический крекинг может быть проведен при давлении от 0 до 0,1 МПа (манометрических), при температуре от 370 до 440°С в течение времени от 15 до 150 мин в реакционной камере, с одновременным нагнетанием технологического пара для отделения подвергнутой термическому крекингу нефти, образованной в жидкостной фазе реакционной камеры, как газообразных продуктов термического крекинга нефти, от остатка термического крекинга, для получения продукта термического крекинга нефти, при условии, что жидкостную фазу реакционной камеры поддерживают имеющей S-значение на уровне 2,0 или больше, при степени термического крекинга фракций, имеющих температуры кипения 500°С или выше в исходной тяжелой нефти, составляющей 30% или больше.

Description

Настоящее изобретение относится к установке для частичного улучшения нефти на буровой площадке, которая дает более легкую фракцию термическим крекингом тяжелой нефти, имеющей плотность 20 в градусах ΑΡΙ (американского нефтяного института) или менее, и главным образом создает источник топлива для производства пара, чтобы добывать тяжелую нефть нагнетанием пара в пластовый резервуар.
Уровень техники
Для ίη-δίΐιι добычи тяжелых нефтей применяют технологии 8ΑΟΌ (гравитационное дренирование при закачке пара) и С88 (Циклическая закачка пара), в которых используют пар. Пар генерируют в паровых котлах сжиганием природного газа, на стоимость которого будет приходиться более половины общих эксплуатационных расходов для извлечения тяжелой нефти. Поэтому необходимо найти альтернативные варианты, иные, нежели природный газ, из соображений доступности природного газа и снижения затрат, связанных с топливом для производства пара.
Добытая тяжелая нефть не соответствует техническим условиям транспортировки по трубопроводам вследствие низкой плотности в градусах ΑΡΙ и плохой текучести ввиду высокой вязкости при температуре окружающей среды. Поэтому в Канаде тяжелую нефть, разбавленную нафтой или конденсатом, транспортируют по трубопроводам в виде так называемого ΌίΙΒίΐ (разбавленного мазута) непосредственно на рынок или на переработку, где разбавитель извлекают и затем возвращают на буровую площадку по трубопроводу для разбавителя. В первом из названных случае количество разбавителя составляет около 30 об.% относительно общего объема ΌίΙΒίΐ, стоимость которого в значительной мере обусловливается стоимостью разбавителя, и дополнительной проблемой будет доступность разбавителя. В последнем случае трубопровод должен быть сконструирован так, чтобы принимать объем массива тяжелой нефти, увеличенный в результате разбавления, и требуются два трубопровода между буровой площадкой и нефтеперерабатывающим заводом, один для транспортирования, а другой для возврата разбавителя.
Сделки по тяжелым нефтям на рынке заключаются при более низких ценах, чем по традиционным сырым нефтям, вследствие более высокого содержания в них загрязняющих примесей, таких как сера, азот и тяжелые металлы (никель и ванадий), и цена на них еще более снижается, когда они имеют высокое значение ΤΑΝ (общее кислотное число).
В вышеуказанной ситуации необходима оптимизация обработки тяжелых нефтей на буровой площадке для улучшения характеристик и повышения пригодности к транспортировке.
Такие процессы, как термический крекинг, деасфальтизация растворителями (8ΌΑ) и гидрокрекинг, которые обычно применяют для обработки атмосферного или вакуумного остатка в традиционных технологиях переработки нефти, непригодны для повышения качества тяжелых нефтей на буровой площадке по следующим соображениям.
Среди способов термического крекинга установка для коксования не годится для применения на буровой площадке вследствие большого количества кокса как побочного продукта, который требует довольно сложных трудоемких работ и соответствующего оборудования. Висбрейкер (крекинг-печь для мягкого крекинга) имеет более узкий диапазон повышения качества ввиду его ограниченной способности к конверсии вследствие стабильности подвергнутой крекингу нефти.
Деасфальтизация растворителями (8ΌΑ) представляет собой способ экстракции для разделения содержащей асфальтены фракции и ΌΑΘ (деасфальтированной нефти) в тяжелой нефти как сырьевом материале определенными растворителями и при определенных технологических условиях, без какойнибудь реакции для разрушения или модифицирования исходных молекул в сырьевом материале.
Как описано в патентном документе И8-В 635752 6, §СО (синтетическая сырая нефть), состоящая из газойлевой фракции, предварительно отделенной от битума, и ΌΑΟ от остатка, полученного методом 8ΌΑ, обеспечивает повышение плотности в градусах ΑΡΙ только на 4-5 градусов. В конечном итоге это означает, что плотность §СО в градусах ΑΡΙ, полученной из битума, имеющего, допустим, значение 8 градусов ΑΡΙ, составляет всего 12-13, что представляет собой меньший эффект повышения качества, нежели обеспечивается настоящим изобретением.
Катализатор, используемый в процессе гидрокрекинга, проявляет снижение активности вследствие загрязнения азотом и тяжелыми металлами (никелем и ванадием), которые в высоких концентрациях присутствуют в тяжелых нефтях. Процесс гидрокрекинга требует оборудования, работающего под высоким давлением, и установки для получения водорода и источника водорода. Таким образом, процесс гидрокрекинга может быть менее применимым для повышения качества на буровой площадке ввиду его эксплуатационных и экономических недостатков.
Сообщалось о производстве пара путем газификации остатка, асфальтена из процесса 8ΌΑ и кокса. Однако способ газификации неприменим для повышения качества на буровой площадке вследствие его масштабности и сложности.
Патентный документ 1Ρ-Α 688079 раскрывает термический крекинг тяжелой нефти и обработку продукта крекинга технологическим паром, то есть, процесс Н8С (Крекинг в сокинг-камере с высокой конверсией).
Традиционный висбрейкер и общеупотребительный процесс Н8С показаны в журнале НубгоеагЬои
- 1 026096
Ргосеккшд, сентябрь, 1989, стр. 69.
Среди цитированных выше подходов, процесс Н8С является технически и экономически эффективным для повышения качества тяжелой нефти на буровой площадке ввиду замены природного газа остатком термического крекинга, побочным продуктом процесса Н8С, для использования в технологиях δΆΟΌ и С88, из соображений доступности природного газа и снижения стоимости, связанной с топливом для производства пара.
Сущность изобретения
Изобретение представляет способ частичного улучшения тяжелой нефти, имеющей плотность 20 в градусах АР1 или менее, фракции, имеющие температуры кипения 500°С или ниже, в количестве 45 вес.% или меньше, с остаточным углеродом (МСК) в количестве 10 вес.% или больше, общим кислотным числом (ΤΑΝ) 1,0 или больше, и кинематической вязкостью при температуре 50°С на уровне 1000 мм2/с или больше, причем способ включает термический крекинг тяжелой нефти на буровой площадке с использованием остатка термического крекинга в качестве топлива для производства пара, применяемого для добычи тяжелой нефти из пластового резервуара.
Изобретение представляет способ транспортировки по трубопроводу продукта термического крекинга нефти. Кроме того, изобретение представляет способ транспортировки по трубопроводу смеси продукта термического крекинга нефти с тяжелой нефтью, извлеченной на буровой площадке, для транспортировки по трубопроводу без подвергания обработке термическим крекингом.
Подробное разъяснение изобретения
Соответствующий изобретению способ частичного улучшения тяжелой нефти может дополнительно включать стадию, в которой проводят термический крекинг тяжелой нефти при давлении от 0 до 0,1 МПа (манометрических), при температуре от 370 до 440°С в течение времени от 15 до 150 мин в реакционной камере (К1), и в то же время с нагнетанием технологического пара в реакционную камеру для отделения подвергнутой термическому крекингу нефти, образованной в жидкостной фазе реакционной камеры, как газообразных продуктов термического крекинга нефти, от остатка термического крекинга, для получения продукта термического крекинга нефти, при условии, что жидкостную фазу реакционной камеры поддерживают при δ-значении (стабильности) на уровне 2,0 или больше, даже когда степень термического крекинга фракций, имеющих температуры кипения 500°С или выше в исходной тяжелой нефти, составляет 30% или больше.
Соответствующий изобретению способ частичного улучшения тяжелой нефти может дополнительно включать стадии, в которых обеспечивают протекание подвергнутой термическому крекингу нефти вместе с газообразными продуктами термического крекинга и водяным паром через выпускной трубопровод (Ь1), размещенный над реакционной камерой, охлаждают более легкую фракцию непосредственно с более тяжелой фракцией подвергнутой термическому крекингу нефти в выпускном трубопроводе (Ь1), разделяют несконденсированную более легкую фракцию, газообразные продукты термического крекинга, пар и сконденсированную более тяжелую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти в сепараторе (Ό1) для отделения тяжелой фракции улучшенной нефти, выводят более тяжелую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти из нижней части сепаратора (Ό1), нагревают исходную тяжелую нефть с помощью теплообменника (С2) для извлечения тепла, генерируют пар в теплообменнике (С3), вовлекают часть более тяжелой фракции подвергнутой термическому крекингу нефти в рециркуляцию в качестве охлаждающей среды в выпускной трубопровод (Ь1), выводят остальную часть более тяжелой фракции в качестве продукта, охлаждают несконденсированную более легкую фракцию, газообразные продукты термического крекинга и пар с помощью теплообменника (воздухоохладителя) (С1), отделяют сконденсированную более легкую фракцию от воды в сепараторе (Ό2) для разделения нефти и воды, смешивают сконденсированную более легкую фракцию с продуктовой более тяжелой фракцией для получения продукта термического крекинга нефти для транспортировки по трубопроводу.
Изобретение представляет показанный выше способ или стадию для частичного улучшения тяжелой нефти.
В изобретении термическим крекингом тяжелой нефти по технологии Н8С (Крекинг в сокингкамере с высокой конверсией) получают улучшенную нефть со сниженной вязкостью, увеличенной плотностью в градусах АР1 и меньшим содержанием загрязняющих примесей. Этим повышают пригодность тяжелой нефти к транспортировке и отделяют остаток термического крекинга, который используют в качестве топлива для производства пара, нагнетаемого в пластовый резервуар тяжелой нефти. Это напрямую связано с сокращением капиталовложений в повышение качества тяжелой нефти на буровой площадке и эксплуатационных расходов на добычу тяжелой нефти нагнетанием пара в пластовый резервуар. Ниже изобретение разъясняется в сравнении с традиционно существующими проблемами.
1. Тяжелые нефти имеют более высокую вязкость и более низкую плотность в градусах АР1, чем традиционные сырые нефти, и с трудом перекачиваются по трубопроводам. Более того, тяжелые нефти имеют высокое содержание загрязняющих примесей, таких как сера, азот и тяжелые металлы (никель и ванадий), и высокое общее кислотное число (ΤΑΝ). Термический крекинг тяжелой нефти по технологии Н8С (Крекинг в сокинг-камере с высокой конверсией) дает улучшенную нефть со сниженной вязкостью, повышенной плотностью в градусах АР1 и меньшим содержанием загрязняющих примесей, и отделяет
- 2 026096 остаток термического крекинга.
2. В висбрейкере, распространенной технологии термического крекинга, избегают высокой степени конверсии по той причине, что совместное присутствие более легкой фракции и крекинг-остатка в одной и той же жидкостной фазе в реакторе проявляет весьма высокую склонность к осаждению асфальтенов, которое ведет к закоксовыванию реактора и засорению трубопроводов.
Термическим крекингом по технологии Н8С можно достигнуть более высокой степени конверсии тем, что избегают совместного присутствия более легкой фракции и крекинг-остатка в одной и той же жидкостной фазе.
3. Тяжелые нефти являются высоковязкими и имеют низкую текучесть, так что их можно транспортировать по трубопроводу после разбавления разбавителем или конденсатом. Стоимость разбавителя и затраты, связанные с перекачкой по трубопроводу, сокращаются тем, что с помощью технологии Н8С уменьшается объем разбавителя. В предельном случае не требуются ни разбавитель, ни трубопровод для возврата разбавителя.
4. Стоимость природного газа для производства пара составляет более половины общих эксплуатационных затрат на добычу тяжелой нефти. Замена природного газа для производства пара остатком термического крекинга, побочным продуктом технологии Н8С, сокращает стоимость энергии.
5. Такие традиционные способы как термический крекинг, деасфальтизация растворителями (δΌΑ) и гидрокрекинг, которые обычно применяют для обработки атмосферного или вакуумного остатка в традиционных технологиях переработки нефти, непригодны для частичного улучшения тяжелой нефти на буровой площадке по соображениям экономически приемлемого масштаба производства, достигаемых пределов повышения качества и технических характеристик нефтяного продукта для транспортировки по трубопроводу. Технология Н$С с упрощенной схемой является более приемлемой в экономическом плане, чем традиционные способы, и тем самым пригодна для частичного улучшения тяжелой нефти и для получения пригодной к транспортировке тяжелой нефти на буровой площадке.
Изобретение разрешает показанные выше проблемы следующим образом.
(1) Термический крекинг по технологии Н5С' может работать стабильно, достигая более высокой степени конверсии, причем асфальтены удерживаются в высокодисперсном состоянии в реакционной жидкостной фазе при одновременном отделении подвергнутой термическому крекингу нефти от реакционной жидкостной фазы, во избежание совместного присутствия крекинг-остатка в той же жидкостной фазе.
(2) Технология Н$С производит улучшенную нефть со сниженной вязкостью, повышенной плотностью в градусах ΑΡΙ и меньшим содержанием загрязняющих примесей, таких как сера, азот и тяжелые металлы (никель и ванадий), и с меньшим ΤΑΝ.
(3) В технологической схеме, в которой тяжелую нефть подвергают термическому крекингу по технологии Н$С, получают улучшенную нефть со сниженной вязкостью, повышенной плотностью в градусах ΑΡΙ и меньшим содержанием загрязняющих примесей, и отделяют крекинг-остаток. Продукт термического крекинга нефти как улучшенную нефть, после отведения тепла, транспортируют по трубопроводу.
(4) В способе и в схеме отделенный крекинг-остаток используют в качестве топлива для производства пара, нагнетаемого в пластовый резервуар тяжелой нефти.
(5) Количество крекинг-остатка, соответствующее количеству пара, необходимого согласно δΘΚ (отношение пара к нефти = объема воды к объему нефти, преобразованное в количество пара, нагнетаемого для одной единицы объема тяжелой нефти) при нагнетании в пластовый резервуар для извлечения тяжелой нефти, регулируют скоростью подачи тяжелой нефти в ЖС-процесс.
Изобретение предпочтительно относится к частичному повышению качества путем термического крекинга тяжелых нефтей, чтобы улучшить их характеристики и пригодность к транспортировке по трубопроводу на буровой площадке, причем тяжелые нефти, плотность которых в градусах ΑΡΙ составляет менее 20, такие как сверхтяжелая сырая нефть типа битума нефтеносных песков и битума битуминозных песков Ориноко, или тяжелую сырую нефть, добывают нагнетанием пара в пластовый резервуар тяжелой нефти.
В изобретении термический крекинг и нагнетание технологического пара проводят в барабане, или реакторе. Тяжелая нефть легко разделяется на продукт термического крекинга нефти и остаток термического крекинга. Изобретение предпочтительно может быть исполнено на буровой площадке месторождения тяжелой нефти, то есть, предпочтительно создает способ повышения качества на буровой площадке путем термического крекинга.
В изобретении продукт термического крекинга нефти содержит серу, азот и тяжелые металлы (никель/ванадий) в уменьшенных количествах. Термический крекинг предпочтительно проводят при температуре от 400 до 440°С, и продукт термического крекинга нефти имеет сниженное общее кислотное число (ΤΑΝ). Продукт термического крекинга нефти имеет настолько сниженную вязкость, чтобы быть пригодным для транспортировки по трубопроводу. Продукт термического крекинга нефти имеет более высокую плотность в градусах ΑΡΙ, чем исходная тяжелая нефть. Продукт термического крекинга нефти
- 3 026096 имеет стабильные свойства при исключении контакта с воздухом во время хранения или транспортировки.
Соответствующий изобретению способ может дополнительно включать стадии, в которых сжигают отделенный остаток термического крекинга в паровом котле для производства пара, и используют пар для добычи тяжелой нефти согласно технологиям 8ΛΟΌ, С88 или нагнетания пара для повышения нефтеотдачи. Отделенный остаток термического крекинга может быть использован в количестве, нужном для генерирования количества пара, которое требуется согласно 8ОК (отношение пара к нефти), на буровой площадке. Отделенный остаток термического крекинга может быть получен термическим крекингом тяжелой нефти, добытой на буровой площадке.
Соответствующий изобретению способ может дополнительно включать стадию, в которой смешивают продукт термического крекинга с тяжелой нефтью, добытой на буровой площадке, для транспортировки по трубопроводу.
Предпочтительно, чтобы исходная тяжелая нефть имела плотность в градусах ΑΡΙ на уровне 20 или меньше. Более предпочтительно, чтобы исходная тяжелая нефть имела плотность в градусах ΑΡΙ на уровне 10 или меньше, и общее кислотное число (ΤΑΝ) составляло 2,0 или больше, такие, как у битума нефтеносных песков и битума битуминозных песков Ориноко.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 включает (Ь) традиционный висбрейкер и (а) установку Н8С, и показывает традиционный висбрейкер и установку Н8С в сравнении. Фиг. 2 показывает блок-схему Н8С-процесса на буровой площадке. Фиг. 3 показывает схемы смешения, включающие раздел 3.1, показывающий общеупотребительную схему, раздел 3.2-1, показывающий вариант, где всю добытую тяжелую нефть подвергают обработке по технологии Н8С, и раздел 3.2-2, показывающий вариант, где обработке по технологии Н8С подвергают часть добытой тяжелой нефти. Фиг. 4 показывает простую блок-схему автоклавной экспериментальной установки. Фиг. 5 представляет график, показывающий выход термического крекинга и значение ΤΑΝ нефти повышенного качества. Фиг. 6 представляет график, показывающий температуру реакции и ΤΑΝ улучшенной нефти.
Изобретение будет разъяснено более подробно с привлечением примеров и чертежей.
Фиг. 1 показывает традиционный Висбрейкер (крекинг-печь для мягкого крекинга) и установку Н8С в сравнении. Висбрейкер, как змеевикового типа, так и типа сокинг-камеры, работает при повышенном давлении, и подвергнутая термическому крекингу нефть и остаток термического крекинга присутствуют совместно в одной и той же реакционной жидкостной фазе, что ведет к ситуации, в которой ускоряется осаждение асфальтенов в жидкостной фазе. Во избежание такой ситуации процесс с использованием висбрейкера, по существу, имеет ограничение степени конверсии. В Н8С-процессе реакцию термического крекинга проводят при атмосферном давлении, и полученную нефть, подвергнутую термическому крекингу, одновременно выпаривают из реакционной жидкостной фазы с помощью такого эффекта, что при нагнетании водяного пара в реакционную жидкостную фазу достаточным для отгонки является пониженное давление паров дистиллята. Это позволяет проводить Н8С-процесс термического крекинга за пределами уровня конверсии, предельного для традиционного процесса висбрейкинга.
Один из методов оценки стабилизации подвергнутой термическому крекингу нефти известен как 8значение. 8-значение определяют разбавлением образца нефти толуолом до полного диспергирования асфальтенов, и затем добавлением н-гептана к разбавленной жидкости до начала осаждения асфальтенов. В стандарте Α8ΤΜ Ό-7157-05 точку начала осаждения асфальтенов определяют визуально с помощью автоматического титрования н-гептаном образца, разбавленного толуолом. На основе этого принципа, в настоящем изобретении для детектирования точки начала осаждения асфальтенов прибегают к наблюдению за появлением отметки в виде темного пятна в центре пятна на хроматографической бумаге при нанесении небольших количеств испытательного образца в виде капель с равномерным добавлением известного количества н-гептана к образцу, разбавленному толуолом. Чем более высоким является 8значение, тем более стабильно диспергированы асфальтены. Когда осаждение асфальтенов наблюдается без добавления любого количества н-гептана, это обозначают как 8-значение, равное 1,0. Как отмечено, для стабильного технологического режима работы висбрейкера требуется 8-значение не менее 2,0.
Фиг. 2 показывает блок-схему установки для улучшения тяжелой нефти в Н8С-процессе на буровой площадке. В фиг. 2, НУО: подача тяжелой нефти, ИСО: улучшенная нефть, Р1: питающий насос, Р2: циркуляционный насос для тяжелой фракции улучшенной нефти, Р3: насос для выведения легкой фракции улучшенной нефти, Р4: насос для выведения водного конденсата, Р5: циркуляционный насос для остатка термического крекинга, Н1: нагреватель печи, С1: теплообменник 1, С2: теплообменник 2, С3: теплообменник 3, С4: теплообменник 4, С5: теплообменник 5, К1: реакционная камера, Ό1: сепаратор для отделения тяжелой фракции улучшенной нефти, Ό2: сепаратор для разделения нефти и воды, 81: пар, Ь1: трубопровод 1. Сначала в стадии НУО с помощью насоса Р1 производят подачу через теплообменник С2 для нагревания и нагнетания в нагреватель Н1 загрузки до проектной температуры. Нагретую НУО подают в реакционную камеру К1, в которой происходит реакция термического крекинга в жидкостной зоне, где нагнетают пар, перегретый в Н1. Подвергнутая термическому крекингу нефть (улучшенная нефть), которая выпарена из жидкостной зоны в виде паров в результате действия водяного пара, сни- 4 026096 жающего давление паров, нагнетаемого в реакционную жидкостную фазу, вытекает через верх К1 вместе с газообразными продуктами крекинга и паром в сепаратор Ό1 для отделения тяжелой фракции улучшенной нефти по выпускному трубопроводу Ь1. Улучшенную нефть подвергают непосредственному резкому охлаждению с помощью циркулирующей холодной более тяжелой фракции подвергнутой термическому крекингу нефти в Ь1 от К1 до Ό1. Сконденсированную более тяжелую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти отделяют от паров более легкой фракции подвергнутой термическому крекингу нефти, газообразных продуктов термического крекинга и пара в сепараторе Ό1. Пары более легкой фракции подвергнутой термическому крекингу нефти, газообразные продукты термического крекинга и пар охлаждают с помощью теплообменника С1, и несконденсированные газообразные продукты термического крекинга вытекают из сепаратора Ό2 для разделения нефти и воды. Сконденсированные водяной пар и более легкую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти отделяют друг от друга в сепараторе Ό2, и водный конденсат выводят с помощью насоса Р4. Отделенную более легкую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти выводят с помощью насоса Р3 и смешивают с более тяжелой фракцией подвергнутой термическому крекингу нефти. Отделенную более тяжелую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти на Ό1 с помощью насоса Р2 вовлекают в циркуляцию, во время которой охлаждают с помощью теплообменников С2 и С3, и используют для непосредственного охлаждения газообразных продуктов термического крекинга, улучшенной нефти и пара, которые выходят из К1 в Ь1. Часть более тяжелой фракции подвергнутой термическому крекингу нефти, охлажденную в С3, смешивают с более легкой фракцией подвергнутой термическому крекингу нефти и транспортируют по трубопроводу в качестве продуктовой улучшенной нефти ИОО после охлаждения в теплообменнике С4.
Также можно предварительно отделить более легкую фракцию, первоначально содержащуюся в НУО, перед реализацией вышеописанной технологической схемы, и смешать ее с ИОО.
Схема смешения будет разъяснена ниже с привлечением фиг. 3.
Раздел 3.1 показывает общеупотребительную схему с использованием природного газа для производства пара и разбавлением добытой тяжелой нефти разбавителем для транспортировки по трубопроводу. Воду, отделенную от смеси тяжелой нефти и горячей воды, поступившей из подземной зоны, вовлекают в рециркуляцию и после необходимой обработки повторно используют в качестве воды для питания парового котла.
Раздел 3.2-1 схематически показывает диаграмму для ситуации, в которой всю добытую тяжелую нефть подвергают обработке по технологии Н8С, и улучшенную нефть, которая соответствует техническим условиям пригодности к транспортировке по трубопроводу, перекачивают по трубопроводу без разбавления. Остаток термического крекинга используют в качестве топлива для производства пара вместо природного газа.
Раздел 3.2-2 схематически показывает диаграмму для случая, в котором количество остатка термического крекинга, соответствующее количеству пара, необходимому согласно 8ОК для нагнетания в пластовый резервуар для добычи тяжелой нефти, регулируют скоростью подачи тяжелой нефти в процесс Н8С. Остальную необработанную тяжелую нефть смешивают с улучшенной нефтью, полученной вышеуказанным способом, и смесь разбавляют разбавителем для корректирования характеристик к транспортировке по трубопроводу.
В этом случае воду также направляют в рециркуляцию и повторно используют после необходимой обработки воды, отделенной от смеси тяжелой нефти и горячей воды, поступившей из подземной зоны.
Фиг. 4 представляет простую блок-схему экспериментальной автоклавной (АСК) установки. Около 500 г тяжелой нефти помещают в автоклав ЛСК емкостью 1 (один) литр и взвешивают с высокой точностью. После закрывания крышки на фланце автоклава АСК и продувки системы азотом систему эвакуировали до заданного вакуума с помощью вакуумного насоса УРИМР. АСК погружают в баню с расплавленным оловом и включают мешалку в АСК при температуре выше точки плавления тяжелой нефти. Отсчет продолжительности реакции начинают, когда образец тяжелой нефти в АСК достигает заданной реакционной температуры. Во время реакции выходящие из АСК продукты сначала охлаждают в конденсаторе НС с горячей водой, и сконденсированную более тяжелую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти собирают в приемнике НОК тяжелой нефти. Более легкую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти собирают в приемнике ЬОК легкой нефти после охлаждения холодной водой и с помощью охлаждаемой ловушки СС с холодной водой. Все газообразные продукты термического крекинга собирают в мешке ТеД1аг после измерения объема с помощью счетчика ОМ расхода газа.
После реакции баню быстро опускают для охлаждения АСК и прекращения реакции. После охлаждения до комнатной температуры крышку снимают с фланца и взвешивают АСК. Вес содержимого определяют вычитанием веса самого АСК как вес остатка термического крекинга.
Нефти в НОК и ЬОК взвешивают в целом как количество продукта термического крекинга нефти.
Отобрав часть газообразных продуктов термического крекинга в ВАО, измерили концентрацию сероводорода с помощью индикаторной трубки, и остальные компоненты газа проанализировали с помощью газовой хроматографии. Вес газообразных продуктов термического крекинга получили из величин объемов газа и состава газа.
- 5 026096
Свойства тяжелых нефтей, битума нефтеносных песков и битуминозных песков Ориноко, использованных для экспериментов, перечислены в табл. 1. Оба сырьевых материала представляют собой сверхтяжелую нефть с плотностью в градусах ΑΡΙ менее 10.
Ниже разъяснено сравнение с традиционным висбрейкингом.
Примеры перечислены в табл. 2(1). примеры 1, 2 и 3 проведены с вариацией продолжительности реакции для получения различных выходов крекинга при постоянных условиях вакуума и температуры, 118 мм рт.ст. (15,73 кПа) и 410°С соответственно. Измерили и сравнили δ-значения только самого остатка термического крекинга и смеси улучшенной нефти с остатком термического крекинга, причем первый моделировал реакционную жидкостную фазу процесса Н8С, в котором улучшенную нефть одновременно отделяли в виде паров с помощью технологического пара от жидкостной фазы, и последняя моделировала реакционную жидкостную фазу висбрейкера.
Как в примере 1, δ-значение смеси улучшенной нефти с остатком термического крекинга при выходе термического крекинга (газ + улучшенная нефть) 58,3 вес.% составляет 1,9, что является более низким чем 2,0 предельного значения для стабильной работы процесса с использованием висбрейкера. Это означает, что дополнительный крекинг приводит к весьма рискованной ситуации, которая может привести к загрязнению, закупориванию и в конце концов закоксовыванию реактора в результате осаждения асфальтенов. С другой стороны, δ-значение только самого остатка термического крекинга составляет 2,8 при том же выходе термического крекинга, что подразумевает хорошо диспергированные асфальтены.
δ-значение смеси улучшенной нефти и остатка термического крекинга в примере 2 составляет 1,6 при выходе термического крекинга (газ + улучшенная нефть) 62,4 вес.%, что означает худшее диспергирование асфальтенов. Однако δ-значение только самого остатка термического крекинга составляет 2,5 при таком же выходе термического крекинга, что подразумевает сохранение дисперсии асфальтенов на удовлетворительном уровне.
δ-значение смеси улучшенной нефти и остатка термического крекинга в примере 3 составляет 1,4 при выходе термического крекинга (газ + улучшенная нефть) 67,4 вес.%, что означает худшее диспергирование асфальтенов. Однако δ-значение только самого остатка термического крекинга составляет 2,0 при таком же выходе термического крекинга, которое означает, что дисперсия асфальтенов все еще удерживается в пределах диапазона, допустимого для висбрейкера. Из вышеуказанных примеров ΗδΟ несомненно имеет преимущество перед традиционной крекинг-печью для мягкого крекинга, сохраняя стабильность асфальтенов в реакционной жидкостной фазе даже выше предела для висбрейкера.
Табл. 2(2) показывает δ-значения остатков термического крекинга из вакуумного остатка средневосточных нефтей. Хотя температура размягчения остатка термического крекинга в сравнительном примере 1 является такой же, как для примера 1, δ-значение сравнительного примера 1 составляет 2,2, что является более низким, чем значение примера 1, а именно 2,8.
Таким же образом, хотя температура размягчения остатка термического крекинга сравнительного примера 2 является такой же, как для примера 2, δ-значение сравнительного примера 2 составляет 1,7, что является более низким, чем значение в примере 2, на этот раз именно 2,5. Таким образом, ΗδΟ представляет собой превосходную технологию для улучшения тяжелой нефти, в особенности битума нефтеносных песков.
Ниже будет разъяснено снижение содержания загрязняющих примесей.
Как показано в табл. 3(1), уровни содержания азота 0,4 вес.%, серы 5,02 вес.% и тяжелых металлов (никеля/ванадия) 85/220 весовых частей на миллион (етррт) в битуме нефтеносных песков как сырьевом материале улучшены до 0,1-0,2 вес.%, 3,4-3,66 вес.% и <1/<1 террт соответственно, в улучшенных нефтях.
Как также показано в табл. 3(2), уровни содержания азота 0,58 вес.%, серы 3,61 вес.%, и тяжелых металлов (никеля/ванадия) 92/439 \\ррт в битуме нефтеносных песков как сырьевом материале улучшены до 0,2-0,3 вес.%, 3,29-3,52 вес.% и <1/<1 террт соответственно, в улучшенных нефтях.
Ниже будет разъяснено снижение ΤΑΝ.
Результаты снижения ΤΑΝ в примерах 1, 2, 3, 4, 5 и 6 показаны в табл. 4(1), фиг. 5 и 6. Когда битум нефтеносных песков со значением ΤΑΝ 2,80 мг КОН/г обрабатывают в процессе ΗδΟ, ΤΑΝ улучшенных нефтей снижается до 2,12-1,66 мг КОН/г.
Обнаружено, что степень снижения в термическом крекинге при температуре 390°С является наименьшей и проявляет тенденцию к возрастанию с повышением температуры. Для снижения ΤΑΝ является эффективной температура выше 400°С.
Табл. 4(2) показывает результаты примеров 11 и 12 для битума нефтеносных песков Ориноко. Когда битум нефтеносных песков Ориноко с ΤΑΝ 3,3 мг КОН/г обрабатывают в процессе ΗδΟ, значение ΤΑΝ улучшенных нефтей снижается до 2,0 мг КОН/г.
Ниже будет разъяснена стабильность улучшенной нефти при хранении.
Табл. 5 показывает результаты испытаний стабильности улучшенной нефти при хранении. Плотность в градусах ΑΡΙ и кинематическая вязкость улучшенной нефти повышаются с увеличением продолжительности хранения в воздушной атмосфере, как в сравнительном примере 4. Однако свойства улучшенной нефти, сохраняемой в атмосфере азота, не изменяются после 60 дней хранения, как в примере 9.
- 6 026096
Стабильность улучшенной нефти сохраняется при исключении контакта с воздухом в течение длительного времени хранения.
Сокращение разбавителя и улучшение свойств смешанной нефти повышением качества тяжелой нефти
В Канаде одним из технических условий пригодности для транспортировки по трубопроводу тяжелой нефти является вязкость не выше 350 мм2/с и плотность в градусах ΑΡΙ более 19. Соответствующие вязкости в примерах 1, 2 и 3 составляют 158, 142 и 130 мм2/с даже при температуре 7,5°С (ежегодная наинизшая эталонная температура климатических условий), которые значительно ниже 350 мм2/с, как показано в табл. 3(1).
Соответствующие плотности в градусах ΑΡΙ улучшенных нефтей в примерах 1, 2 и 3 табл. 3(1) составляют 19,0, 19,1 и 19,3, что удовлетворяет требованию технических условий для транспортировки по трубопроводу без разбавления.
Табл. 6 показывает степени разбавления, когда для технических условий транспортировки по трубопроводу требуется плотность в градусах ΑΡΙ на уровне 21. Относительно сравнительного примера 3, для которого необходимы 29,8% по объему разбавителя для случая без повышения качества, улучшенная в процессе Н8С нефть требует 18% по объему разбавителя при §ОК 3,0 (пример 7), и 11,5% по объему разбавителя при §ОК 4,0 (пример 8). Таким образом, когда битум обрабатывают с использованием Н8С, для технических условий транспортировки по трубопроводу при плотности в градусах ΑΡΙ на уровне 21 требуется меньшее количество разбавителя.
В то же время уровни содержания серы, азота, тяжелых металлов (никеля и ванадия) и ΤΑΝ смешанных нефтей примеров 7 и 8 являются более низкими, чем значения для сравнительного примера 3, таким образом, характеристики смешанных нефтей улучшаются.
Ниже описаны табл. 1, табл. 2(1), табл. 2(2), табл. 3(1), табл. 3(2), табл. 4(1), табл. 4(2), табл. 5 и табл. 6.
Таблица 1
Свойства сырьевого материала
Битум нефтеносных песков Атабаски Битум серро негро бассейна Ориноко Аналитический метод
Плотность при температуре 15°С г/см3 1,0164 1,0133 Пикнометр Вардена согласно японскому промышленному стандарту Л5 К2249
Плотность б градусах ΑΡΙ 7,6 8,1
С % вес. 83,60 78,26 ΊΡΙ-53-65
К % вес. 10,50 10, 68
N % вес. 0,40 0,58
3 % вес. 5, 02 3, 61 Л5 К2541-3
Ηΐ вес. ч/млн 85 92 ТРТ-55-59
V вес. ч/млн 220 439
Нерастворимые в н-гептане % вес. 10,4 10,0 А5ТМ Ώ6560
Остаточный углерод % вес. 14,08 12,34 ЛЗ К2270
Общее кислотное число 2,8 3,3 Л8 К2501 Потенциометрическое титрование
Кинематическая вязкость при 7, 5°С мм2/сек ЛЗ К2283
Кинематическая вязкость при 50°С мм2/сек 6970
Кинематическая вязкость при 75°С мм2/сек 874
Кинематическая вязкость при 100°С мм2/сек 182
Абсолютная вязкость при 100°С мПа'сек 203 140 Реометр Брукфилда
Абсолютная вязкость при 160°С мПа'сек 23 6
Абсолютная вязкость при 220°С мПа'сек 8 -
- 7 026096
Битум нефтеносных песков Атабаски Битум серро негро бассейна Ориноко Аналитический метод
Теплотворная способность брутто Дж/г 42530 40800 Л5 К2279
Теплотворная способность нетто Дж/г 40140 38650
Стабильность {3-значение} 3,7 Согласно стандарту АЗТМ 07157
Вода % 0,3 ЛЗ К2275 Колориметрическое титрование по Карлу Фишеру
Сухой шламовый остаток % вес. 0,23 0,26 130 10307-1
Дистилляция, % ЛЗ К2254 Газохроматографический метод
Начальная точка кипения °С 194 145
5 °с 276 238
10 °с 318 285
20 °с 385 360
30 °с 4 4 2 441
40 °с 500 490
45 С - 520
50 °с 548 -
60 °с 598 -
70 °с 652 -
80 °с 714 -
90 °с - -
95 °С - -
Конечная точка кипения °с -
- 8 026096
Таблица 2(1)
Результаты испытания термического крекинга
Битум нефтеносных песков Атабаски Пример 1 Пример 2 Пример 3
Улучшенная нефть Улучшенная нефть Улучшенная нефть
Вакуум мм рт.ст. 118 (15,73 кПа) 118 (15,73 кПа) 118 (15,73 кПа)
Уровень нагнетания технологического пара эквивалентно вакууму % по весу относительно сырьевого материала 13 15 15, 5
Температура реакции 410 410 410
Продолжительность реакции минут 20 31 47
Выход термического крекинга % по весу
Газ 1,0 1/1 1, 6
Улучшенная нефть 57,3 61,3 65,8
Остаток термического крекинга 41,7 37,6 32,6
Температура размягчения остатка термического крекинга °С 85 99 125
Степень термической конверсии фракции 500°С* % 30,6 37,4 | 45,8
Термическая конверсия фракции 500°С*, % = (выход (газ + улучшенная нефть), % по весу - фракция 500°С в сырьевом материале, % по весу))/(фракция 100-500°С“ в сырьевом материале, % по весу) * 100
3-значение -
Остаток термического крекинга 2,8 2,5 2
Смесь улучшенной нефти и остатка термического крекинга 1,9 1,6 1,4
Таблица 2(2)
8-значение остатка термического крекинга вакуумного остатка средневосточной нефти
Сравнительный пример 1 Сравнительный пример 2
Температура размягчения остатка термического 85 99
крекинга, ЙС
3-значение 2,2 1,7
Таблица 3(1)
Результаты испытания термического крекинга
Сырьевой материал Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 1 Пример 2 Пример 3
Битум Улучшенная Улучшенная Улучшенная Остаток Остаток Остаток
нефтеносных нефть нефть нефть термичес- термичес- термичес-
песков кого кого кого
Атабаски крекинга крекинга крекинга
Вакуум мм рт.ст. - 118 113 118 118 118 118
(15,73 кПа) (15,73 кПа) (15,73 кПа) (15,73 (15,73 (15,чз
кПа) кПа) кПа)
Уровень нагнетания % по весу - 13 15 15, 5 13 15 15, 5
технологического относи-
пара эквивалентно тельно
вакууму сырьевого
материала
Температура реакции °С - 410 410 410 410 410 410
Продолжительность минут - 20 31 47 20 31 47
реакции
Внешний вид Непроэрач- Слегка Слегка Слегка Черное Черное Черное
ная прозрач- прозрачная, прозрачная, твердое твердое твердое
черновато- ная, темно- темно- темно- вещество вещество вещество
коричневая, коричневая коричневая коричневая
высоковяз- жидкость жидкость жидкость
кая
- 9 026096
Классификация нефти Сверх- тяжелая Тяжелая Тяжелая Тяжелая Сверх- тяжелая Сверх- тяжелая Сверх- тяжелая
Плотность при температуре 15^0 г7сб? 1,0164 0,9403 0,9388 0,938 1,091 1,1104 1,1276
Плотность в градусах ΑΡΙ 7,6 19 19, 1 19,3
N % вес. 0,40 0,1 0,2 0,1 0, 9 0, 9 1,1
5 % вес. 5,02 3,4 3,51 3,66 6,11 6,08 6,12
Νί вес. ч/млн 85 <1 <1 <1 200 230 260
V вес. ч/млн 220 <1 <1 <1 530 590 680
Нерастворимые в н- гептане % вес. 10,4 0, 03 <0, 01 0,05 27,5 30, 8 31,3
Остаточный углерод % вес. 14,08 0, 36 0,39 0,41 36, 02 40,33 46, 94
Общее кислотное число мг КОН/г 2,8 1,8 1,73 1,66
Сырьевой материал Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 1 Пример 2 Пример 3
Битум нефтеносных песков Атабаски Улучшенная нефть Улучшенная нефть Улучшенная нефть Остаток термичес- кого крекинга Остаток термичес- кого крекинга Остаток термичес- кого крекинга
Кинематическая вязкость при 7,5аС ммг/сек 157, 7 141,7 129, 7
Кинематическая вязкость при 50°С мм2/сек 6970 15,75 14,9 14,21
Кмнамя фичргкя я вязкость при 75°С мм2/сек 874 7,042 6,723 6, 51
Кинематическая мм2/сек 182 3,916 3, 794 3,695
Абсолютная вязкость мПа’сек 203
Абсолютная вязкость при 160*С мПа сек 23
Абсолютная вязкость при 220°С мПа'сек 8 77 141 534
Абсолютная вязкость при 260&С мПа'сек 29 46 108
Абсолютная вязкость при 280°С мПа'сек 19 29 60
Температура размягчения остатка термического крекинга °с 85 99 125
Стабильность 13- значение ) 3,7 Нет пятна Нет пятна Нет пятна
Сухой шламовый остаток % вес. 0,01 0,01 <0,01
Таблица 3(2)
Результаты испытания термического крекинга
| Сырьевой Пример 11 Пример 12 Пример 11 Пример 12
Битум серро 1 негро 1 бассейна 1 Ориноко Улучшенная нефть Улучшенная нефть Остаток термического крекинге Остаток термического
Вакуум мм рт.ст. 118 (15,73 кПа) 140 (18,66 кПа) 118 (15,73 кПа) 140 (18,66 кПа)
- 10 026096
Уровень нагнетания технологического пара эквивалентно вакууму 1 по весу относи- тельно сырьевого материала 13 15 13 15
Температура реакции еС - 410 420 410 420
Продолжительность реакции минут - 20 10 20 10
Выход термического крекинга % вес.
Газ - 0,3 0,4 - -
Улучшенная нефть - 54,1 60,4 -
Остаток термического крекинга - 45, 6 39, 2 - -
Температура размягчения остатка термического крекинга °С 83 116
Степень термической конверсии фракции 500°С* 29,6 39,5
Термическая конверсия фракции 500ьС', % = (выход (гаэ + улучшенная нефть), % по весу - фракция 5ΰ0°€“ в сырьевом материале, 1 по весу)>/{фракция 100-500*0' в сырьевом материале, % по весу)х10С
Внешний вид Непрозрачная черноватокоричневая, высокоеяЭкая Слегка прозрачная, темно- коричневая жидкость Слегка прозрачная, темно- коричневая жидкость Черное твердое вещество Черное твердое вещество
Классификация нефти Сверхтяжелая Тяжелая Тяжелая Сверхтяжелая Сверхтяжелая
Плотность при температуре 15”с г/См3 1,0133 0,9279 0,9304 1,0960 1,1250
Плотность в градусах ΑΡΙ 3,1 20,9 20,5 -
Таблица 3(2)
Результаты испытания термического крекинга (продолжение)
Сырьевой материал Пример 11 Пример 12 Пример 11 Пример 12
Битум Улучшен- Улучшен- Остаток Остаток
серро ная нефть ная нефть термичес- термичес-
негро кого кого
бассейна крекинга крекинга
Ориноко
N % вес. 0,58 0,2 0,3 1,2 0,9
3 % вес. 3, 61 3,52 3,29 4,22 6, 03
Νί вес. ч/млн 92 <1 <1 202 230
V вес. ч/млн 439 <1 <1 871 590
Нерастворимые в н-гептане % вес. 10,0 <0,01 <0,01 - 30,3
Остаточный углерод % вес. 12,34 0,23 0,26 33,6 40,33
Общее кислотное число мг КОН/г 3, 3 2,0 2, 0 - -
Кинематическая вязкость при 7,5°С мм2/сек - - - - -
Кинематическая вязкость при 50°С мм2/се к - 16,2 13,5 - -
Кинематическая вязкость при 75°С мм2/сек - 7,2 6, 2 - -
Кинематическая вязкость при 100с’С мм2/ сек 4,2 3,5 - -
Абсолютная вязкость при 100°С мПа сек 150 - - - -
Абсолютная вязкость при 160°С мПа сек 11 - - - -
Абсолютная вязкость при 220°С мПа'сек 3 - - 90 320
Абсолютная вязкость при 2б0°С мПа'сек - - - 31 80
Абсолютная вязкость при 280°С мПа сек - - - 20 45
Температура размягчения остатка термического крекинга °С 88 116
Стабильность (3-значение) - - - - -
Сухой шламовый остаток % вес. 0,28 - - - -
- 11 026096
Таблица 4(1)
Общее кислотное число улучшенной нефти
Сырьевой материал Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4 Пример 5 Пример 6
Битум нефтеносных песков Атабаски Улучшен- ная нефть Улучшен- ная нефть Улучшен- ная нефть Улучшен- ная нефть Улучшен- ная нефть Улучшен- ная нефть
Вакуум мм рт,ст. 118 (15,73 кПа) 118 (15,73 кПа) 118 (15,73 кПа) 70 (9,33 кПа) 87 (11, 6 кПа) 140 (18,66 кПа)
Температура реакции °С - 410 410 410 390 400 420
Продолжительность реакции минут 20 31 47 91 56 17
Общее кислотное число мг КСН/г 2,8 М 1,73 1, 66 2,12 1,77 1,73
Таблица 4(2)
Общее кислотное число улучшенной нефти
Сырьевой материал Пример 11 Пример 12
Битум серро негро бассейна Ориноко Улучшенная нефть Улучшенная нефть
Вакуум мм рт.ст. 118 (15,73 кПа) 140 (18,66 кПа)
Температура реакции °С - 410 420
Продолжительность реакции минут - 20 10
Общее кислотное число МГ КОН/г 3, 3 2,0 2,0
Таблица 5
Испытание стабильности при хранении
Сравнительный пример 4 Пример 9
Атмосфера Воздух
Температура °С 37 37
Продолжительность Дней 0 10 30 60 0 11 30 60
хранения Часов 0 240 720 1440 0 164 720 1440
Внешний вид Темно- Темно- Темно- Темно- Темно- Темно- Темно- Темно-
корич- корич- корич- корич- корич- корич- корич- корич-
невая, невая, невая, невая, невая. невая, невая, невая,
слегка слегка слегка слегка проз- проз- проз- проз-
проз- проз- проз- проз- рачная рачная рачная рачная
рачная рачная рачная рачная
Плотность при г/см^ 0,9380 0, 943 0,9449 0,9464 0, 9383 0,9386 0,9384 0,9384
температуре 15°С
Плотность в градусах 19,1 18,5 18,2 17,9 19, 2 19,2 19, 2 19,2
ΑΡΙ
Кинематическая вязкость мм2/сек 14,9 17,81 19, 68 21,31 14,87 14,53 14,47 14, 49
при температуре 50=С
Сухой шламовый остаток % вес. 0,01 0,02 <0,01 <0,01 <0, 01 <0,01 0, 05 <0 , 01
- 12 026096
Таблица 6
Смесевое соотношение для плотности 21 в градусах ΑΡΙ и свойства смешанной нефти
Сравнительный пример 3 Пример 7 Пример 8
Отношение пара к нефти - 3,0 4,0
Без повышения качества Повышение качества по технологии НЗС Повышение качества по технологии НЗС
Разбавитель % об. 29, 8 18,0 11,5
Битум нефтеносных песков % об. 70,2 37,4 19,2
Улучшенная нефть % об. - 44,6 69, 3
Свойства смешанной нефти
Плотность в градусах ΑΡΙ 21 21 21
5 % вес. 3,91 3, 64 3,73
N % вес. 0,31 0,15 0,21
Νί/ν вес. ч/млн 73/170 22/47 40/91
Общее кислотное число мг КОН/г 2,15 1,75 1, 90
Плотность в градусах ΑΡΤ разбавитель 65, битум нефтеносных песков 7,6, улучшенная нефть 19,3.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ частичного улучшения тяжелой нефти, имеющей плотность 20 в градусах ΑΡΙ или менее, фракции, имеющие температуры кипения 500°С или ниже, в количестве 45 вес.% или меньше, с остаточным углеродом (МСК) в количестве 10 вес.% или больше, общим кислотным числом (ΤΑΝ) 1,0 или больше и кинематической вязкостью при температуре 50°С на уровне 1000 мм2/с или больше, причем способ включает термический крекинг тяжелой нефти на буровой площадке, в котором используют остаток термического крекинга в качестве топлива для производства пара, применяемого для добычи тяжелой нефти из пластового резервуара и для отделения подвергнутой термическому крекингу нефти от остатка термического крекинга, при этом термический крекинг тяжелой нефти проводят при давлении от 0 до 0,1 МПа (манометрических), при температуре от 370 до 440°С в течение времени от 15 до 150 мин в реакционной камере (КТ), в то же время нагнетают произведенный отгоночный пар в реакционную камеру для отделения подвергнутой термическому крекингу нефти, образованной в жидкостной фазе реакционной камеры, как газообразных продуктов термического крекинга нефти, от остатка термического крекинга, для получения продукта термического крекинга нефти, при условии, что жидкостную фазу реакционной камеры поддерживают при δ-значении стабильности на уровне 2,0 или больше, даже когда степень термического крекинга фракций, имеющих температуры кипения 500°С или выше в исходной тяжелой нефти, составляет 30% или больше.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадии, на которых обеспечивают протекание подвергнутой термическому крекингу нефти вместе с газообразными продуктами термического крекинга и водяным паром через выпускной трубопровод (Ь1), размещенный в верхней части реакционной камеры (К1), охлаждают более легкую фракцию непосредственно с более тяжелой фракцией подвергнутой термическому крекингу нефти в выпускном трубопроводе (Ь1), разделяют несконденсированную более легкую фракцию - газообразные продукты термического крекинга, пар и сконденсированную более тяжелую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти в сепараторе (Ό1) для отделения тяжелой фракции улучшенной нефти, выводят более тяжелую фракцию подвергнутой термическому крекингу нефти из нижней части сепаратора (Ό1), нагревают исходную тяжелую нефть с помощью теплообменника (С2) для извлечения тепла, генерируют пар в теплообменнике (С3), вовлекают часть более тяжелой фракции подвергнутой термическому крекингу нефти в рециркуляцию в качестве охлаждающей среды в выпускной трубопровод (Ь1), выводят остальную часть более тяжелой фракции в качестве продукта, охлаждают несконденсированную более легкую фракцию - газообразные продукты термического крекинга и пар с помощью теплообменника (С1), отделяют сконденсированную более легкую фракцию от воды в сепараторе (Ό2) для разделения нефти и воды, смешивают сконденсированную более легкую фракцию с продуктовой более тяжелой фракцией для получения продукта термического крекинга нефти для транспортировки по трубопроводу.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором продукт термического крекинга нефти содержит сниженные количества серы, азота и тяжелых металлов никеля и ванадия.
  4. 4. Способ по п.1 или 2, в котором термический крекинг проводят при температуре от 400 до 440°С и продукт термического крекинга нефти имеет сниженное общее кислотное число (ΤΑΝ).
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором продукт термического крекинга нефти имеет сниженную вязкость для транспортировки по трубопроводу.
    - 13 026096
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором продукт термического крекинга нефти имеет более высокую плотность в градусах ЛИ, чем исходная тяжелая нефть.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором продукт термического крекинга нефти имеет стабильные свойства при исключении контакта с воздухом во время хранения или транспортировки.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, который дополнительно включает стадии, на которых сжигают отделенный остаток термического крекинга в паровом котле для производства пара и используют пар для добычи тяжелой нефти по технологиям 3ΑΟΌ, СЗЗ или нагнетания пара в нефтяной пласт для повышения нефтеотдачи.
  9. 9. Способ по п.8, в котором отделенный остаток термического крекинга используют в таком количестве, которое необходимо для генерирования количества пара, необходимого для требуемого отношения пара к нефти на буровой площадке.
  10. 10. Способ по п.9, в котором отделенный остаток термического крекинга получают термическим крекингом тяжелой нефти, добытой на буровой площадке.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, дополнительно включающий стадию, на которой смешивают продукт термического крекинга нефти с тяжелой нефтью, добытой на буровой площадке, для транспортировки по трубопроводу, без подвергания ее термическому крекингу.
  12. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором исходная тяжелая нефть имеет плотность в градусах ΑΡΙ менее 10.
  13. 13. Способ транспортировки тяжелой нефти, добытой на буровой площадке, в котором часть тяжелой нефти, добытой на буровой площадке, обрабатывают способом частичного улучшения тяжелой нефти по п.1, смешивают полученный в результате указанной обработки продукт термического крекинга нефти с тяжелой нефтью, добытой на буровой площадке, и транспортируют полученную смесь по трубопроводу.
  14. 14. Способ по любому из пп.1-13, в котором исходная тяжелая нефть имеет плотность в градусах ΑΡΙ менее 10 и общее кислотное число (ΤΑΝ) 2,0 или больше.
  15. 15. Способ по п.14, в котором исходная тяжелая нефть представляет собой битум нефтеносных песков или битум битуминозных песков Ориноко.
EA201270436A 2009-09-18 2009-09-18 Способ частичного улучшения тяжелой нефти на буровой площадке EA026096B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2009/066862 WO2011033685A1 (en) 2009-09-18 2009-09-18 Method of partially upgrading heavy oil at well-site

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201270436A1 EA201270436A1 (ru) 2012-08-30
EA026096B1 true EA026096B1 (ru) 2017-03-31

Family

ID=42238717

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201270436A EA026096B1 (ru) 2009-09-18 2009-09-18 Способ частичного улучшения тяжелой нефти на буровой площадке

Country Status (4)

Country Link
CN (1) CN102686708B (ru)
CA (1) CA2773000C (ru)
EA (1) EA026096B1 (ru)
WO (1) WO2011033685A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2706426C1 (ru) * 2018-01-20 2019-11-19 Индийская Нефтяная Корпорация Лимитэд Способ переработки высококислотных сырых нефтей

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105452421B (zh) * 2013-05-10 2018-02-23 斯塔特伊加拿大有限公司 制备可管道运输的烃混合物的方法和系统
CA2963436C (en) 2017-04-06 2022-09-20 Iftikhar Huq Partial upgrading of bitumen
RU183727U1 (ru) * 2018-07-12 2018-10-02 Акционерное общество "Институт нефтехимпереработки (АО "ИНХП") Реактор термического крекинга
US11149219B2 (en) * 2019-12-19 2021-10-19 Saudi Arabian Oil Company Enhanced visbreaking process

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3310109A (en) * 1964-11-06 1967-03-21 Phillips Petroleum Co Process and apparatus for combination upgrading of oil in situ and refining thereof
US4149597A (en) * 1977-12-27 1979-04-17 Texaco Exploration Canada Ltd. Method for generating steam
WO2009040683A2 (en) * 2007-09-28 2009-04-02 Osum Oil Sands Corp. Method of upgrading bitumen and heavy oil
US20090159498A1 (en) * 2007-12-20 2009-06-25 Chevron U.S.A. Inc. Intergrated process for in-field upgrading of hydrocarbons

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1022763C (zh) * 1991-11-08 1993-11-17 洛阳市石油化工研究所 重质油水蒸汽裂解方法
US7674366B2 (en) * 2005-07-08 2010-03-09 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3310109A (en) * 1964-11-06 1967-03-21 Phillips Petroleum Co Process and apparatus for combination upgrading of oil in situ and refining thereof
US4149597A (en) * 1977-12-27 1979-04-17 Texaco Exploration Canada Ltd. Method for generating steam
WO2009040683A2 (en) * 2007-09-28 2009-04-02 Osum Oil Sands Corp. Method of upgrading bitumen and heavy oil
US20090159498A1 (en) * 2007-12-20 2009-06-25 Chevron U.S.A. Inc. Intergrated process for in-field upgrading of hydrocarbons

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2706426C1 (ru) * 2018-01-20 2019-11-19 Индийская Нефтяная Корпорация Лимитэд Способ переработки высококислотных сырых нефтей

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011033685A1 (en) 2011-03-24
CA2773000C (en) 2016-08-16
EA201270436A1 (ru) 2012-08-30
CA2773000A1 (en) 2011-03-24
CN102686708B (zh) 2016-04-20
CN102686708A (zh) 2012-09-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2403275C2 (ru) Производство-обогащение битума с общим или различными растворителями
US7540951B2 (en) Integrated scheme of processes for extracting and treating an extra-heavy or bituminous crude
US10421915B2 (en) Crude bio oil pretreatment and upgrading
RU2005117791A (ru) Способ переработки тяжелого сырья, такого как тяжелая сырая нефть и кубовые остатки
Khare et al. An overview of conversion of residues from coal liquefaction processes
JP2017525802A (ja) アスファルト、石油生コークス、並びに液体及びガスコークス化ユニット生成物の統合製造プロセス
EA026096B1 (ru) Способ частичного улучшения тяжелой нефти на буровой площадке
CA2819411A1 (en) Integrated process for upgrading heavy oil
EP1862527B1 (en) A process for the production of light hydrocarbons from natural bitumen or heavy oils
US20160108324A1 (en) Method and system for preparing a pipelineable hydrocarbon mixture
US20160010004A1 (en) Method of Upgrading Heavy Crude Oil
CN111655823A (zh) 用于脱沥青和沥青转化的方法和设备
EP3722392A1 (en) Process for production of anisotropic coke
US8696890B2 (en) Desulfurization process using alkali metal reagent
JP2008297443A (ja) 炭化水素油の分解方法
WO2013091451A1 (en) Improver for visbreaking and process for co-visbreaking to coal tar or bio-oil containing the same and heavy oil
US4155833A (en) Separation of true asphaltenes from microcrystalline waxes
US11001762B2 (en) Partial upgrading of bitumen with thermal treatment and solvent deasphalting
RU2625160C2 (ru) Способ улучшения качества тяжелой углеводородной смеси
CA2604058A1 (en) Process for converting blends of high asphaltenic content fractions of bitumen or heavy oil and low rank coals to distillable oils and upgraded solid fuel
RU2803037C2 (ru) Способ деметаллизации высоковязких нефтей
US10947459B2 (en) One-step low-temperature process for crude oil refining
US2096449A (en) Cutting and drawing oil
RU2612963C1 (ru) Способ получения тяжёлого нефтяного топлива
Kennel et al. Solvent extraction of low grade coals for clean liquid fuels

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU