ES2582392T3 - Proceso de mejora del petróleo crudo sin procesar mediante agua caliente presurizada y fluido de recuperación - Google Patents
Proceso de mejora del petróleo crudo sin procesar mediante agua caliente presurizada y fluido de recuperaciónInfo
- Publication number
- ES2582392T3 ES2582392T3 ES08865032.0T ES08865032T ES2582392T3 ES 2582392 T3 ES2582392 T3 ES 2582392T3 ES 08865032 T ES08865032 T ES 08865032T ES 2582392 T3 ES2582392 T3 ES 2582392T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- flow
- mixture
- crude oil
- heavy fraction
- pressure
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J3/00—Processes of utilising sub-atmospheric or super-atmospheric pressure to effect chemical or physical change of matter; Apparatus therefor
- B01J3/008—Processes carried out under supercritical conditions
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/24—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with hydrogen-generating compounds
- C10G45/26—Steam or water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/32—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions in the presence of hydrogen-generating compounds
-
- 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
- C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C10G2300/205—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
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/205—Metal content
- C10G2300/206—Asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- 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
- C10G2300/80—Additives
- C10G2300/805—Water
Abstract
Un proceso para mejorar el petróleo crudo sin procesar, que se compone de los pasos siguientes: inyectar en un pozo de inyección un fluido de recuperación presurizado, siendo el fluido de recuperación dióxido de carbono, a una presión entre 13790 kPa (2000 psig) y 34474 kPa (5000 psig), de forma que el fluido de recuperación se pueda emplear para barrer una formación subterránea al objeto de mejorar la recuperación de petróleo crudo sin procesar de un pozo de producción, donde el fluido de recuperación se mezcla íntimamente con el petróleo crudo sin procesar tras su recuperación del pozo de producción, a fin de crear un flujo de alta presión, donde el petróleo crudo sin procesar comprende una fracción ligera y una fracción pesada. despresurizar el flujo de alta presión hasta una presión de entre 3447 kPa (500 psig) y 13790 kPa (2000 psig) y a una temperatura de entre 0 °C y 50 °C, y separar la fracción pesada del flujo de alta presión para formar un flujo de petróleo crudo ligero y un flujo de la fracción pesada; reducir la presión del flujo de petróleo crudo ligero hasta la presión atmosférica aproximadamente, al objeto de separar el fluido de recuperación del flujo de petróleo crudo ligero para formar un flujo de la fracción ligera; reformado del flujo de la fracción pesada en una fracción pesada reformada al poner en contacto el flujo de la fracción pesada con un flujo de suministro de agua en condiciones supercríticas, de forma que la fracción pesada reformada contenga cantidades reducidas de la fracción pesada, asfalteno, azufre, nitrógeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petróleo crudo sin procesar.
Description
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
DESCRIPCION
Proceso de mejora del petroleo crudo sin procesar mediante agua caliente presurizada y fluido de recuperacion Campo tecnico de la invencion
La presente invencion se refiere a un proceso para mejorar el petroleo crudo sin procesar utilizando un fluido de recuperacion y contactar el petroleo crudo recuperado con el fluido de agua supercrftica tras un paso de despresurizacion gradual, sin emplear un suministro externo de hidrogeno, a fin de producir petroleo crudo de bajo punto de fluidez y alto valor que contenga bajos niveles de azufre, nitrogeno e impurezas metalicas, y una alta gravedad API para su uso como materia prima de hidrocarburos.
Antecedentes de la invencion
La demanda mundial de productos de petroleo se ha incrementado de forma notable en los ultimos anos, lo que ha agotado gran parte de las reservas conocidas de petroleo crudo ligero de alto valor. Por consiguiente, las empresas productoras han centrado su interes en el uso de petroleo crudo pesado de bajo valor, a fin de satisfacer la creciente demanda del futuro. Sin embargo, dado que los metodos de refinado existentes que utilizan petroleos crudos pesados son menos eficientes que los que utilizan petroleos crudos ligeros, las refinerfas que producen productos de petroleo a partir de petroleos crudos mas pesados se ven obligadas a refinar mayores volumenes para obtener la misma cantidad del producto final. Lamentablemente, esto no resulta adecuado para el incremento previsto de la demanda en el futuro. Muchos pafses han aplicado o tienen previsto aplicar reglamentos mas estrictos por lo que respecta a las especificaciones del combustible a base de petroleo empleado en el transporte, lo que todavfa agrava mas el problema. Por consiguiente, el sector del petroleo esta buscando nuevos metodos para el tratamiento del petroleo crudo pesado anterior al refinado, en un intento de satisfacer la creciente demanda de materias primas de petroleo, asf como de mejorar la calidad de los petroleos crudos disponibles empleados en los procesos de refinado.
El petroleo crudo sin procesar, o petroleo crudo bruto, es el termino que se utiliza generalmente para el petroleo producido por el pozo de extraccion y antes de cualquier proceso de refinado. Dependiendo de las caracterfsticas geograficas del pozo de extraccion, la composicion del petroleo crudo sin procesar puede variar en gran medida de un pozo a otro. Lamentablemente, muchos de los pozos descubiertos recientemente tienden a producir petroleo crudo sin procesar que contiene mayores cantidades de fracciones pesadas e impurezas, ademas de carbono e hidrogeno. Asf pues, dado que muchos de los pozos de petroleo mas valiosos y consolidados se han agotado, la mayor parte de nuestra oferta futura consistira en petroleo crudo de inferior calidad.
En general, el petroleo crudo de alta densidad proporciona menores cantidades de los destilados ligeros e intermedios mas valiosos. Por otra parte, por lo general el petroleo crudo de alta densidad contiene mayores cantidades de impurezas, tales como azufre, nitrogeno y metales, que exigen el empleo de mayores cantidades de hidrogeno y energfa para el hidroprocesamiento al objeto de cumplir las estrictas normas sobre el contenido de impurezas del producto final.
En terminos generales, los petroleos crudos pesados tienen baja gravedad API, alto contenido en asfaltenos, baja produccion de destilados intermedios, alto contenido en azufre, alto contenido en nitrogeno y alto contenido en metales. Estas propiedades dificultan el refinado del petroleo crudo pesado a traves de procesos de refinado convencionales en la produccion de productos de petroleo finales con especificaciones que cumplan las estrictas normas gubernamentales.
Metodos tradicionales de craqueo
El petroleo crudo pesado de bajo valor se puede transformar en petroleo crudo ligero de alto valor craqueando la fraccion pesada a traves de diversos metodos conocidos en la tecnica. Convencionalmente, el craqueo y la limpieza se han realizado utilizando un catalizador a temperaturas elevadas en presencia de hidrogeno. Sin embargo, este tipo de hidroprocesamiento presenta una clara limitacion en el procesamiento de petroleo crudo pesado y acido cuando no se utilizan grandes cantidades de hidrogeno y/o catalizadores.
Por otra parte, el destilado y/o hidroprocesamiento de materias primas de crudo pesado producen grandes cantidades de asfaltenos e hidrocarburos pesados, que deben ser posteriormente craqueados e hidrotratados para ser utilizados. Los procesos convencionales de hidrocraqueo e hidrotratamiento para fracciones asfaltenicas y pesadas tambien requieren de elevadas inversiones de capital y un procesamiento significativo.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Muchas refinerfas de petroleo realizan el hidroprocesamiento convencional despues de destilar petroleo crudo en diversas fracciones, de forma que cada fraccion se hidroprocesa por separado. Por tanto, las refinerfas deben utilizar las complejas operaciones unitarias para cada fraccion. Asimismo, en los procesos de hidrocraqueo e hidrotratamiento se utilizan cantidades importantes de hidrogeno y costosos catalizadores. Los procesos se realizan en condiciones de reaccion rigurosas para aumentar el rendimiento del petroleo crudo pesado y obtener destilados intermedios mas valiosos, asf como para eliminar impurezas como el azufre, el nitrogeno y los metales.
Actualmente se utilizan grandes cantidades de hidrogeno para ajustar las propiedades de las fracciones producidas de los procesos de refinado convencionales, a fin de satisfacer las especificaciones requeridas en materia de bajo peso molecular para los productos finales, eliminar impurezas como el azufre, el nitrogeno y los metales, e incrementar la proporcion de hidrogeno/carbono de la matriz. El hidrocraqueo e hidrotratamiento de fracciones asfaltenicas y pesadas son ejemplos de procesos que requieren grandes cantidades de hidrogeno y, como resultado, en ambos casos el catalizador tiene un ciclo de vida reducido.
Por consiguiente, resultarfa beneficioso craquear solamente la porcion pesada del petroleo crudo sin procesar utilizando un metodo eficiente y de bajo coste, de forma que el conjunto del flujo de crudo sin procesar estuviese compuesto por la fraccion ligera mas valiosa, reduciendo asf los costes de refinado posteriores.
Craqueo hidrotermico - Agua supercrftica
El agua supercrftica se ha empleado como medio de reaccion para el craqueo de hidrocarburos con la adicion de una fuente externa de hidrogeno. El agua tiene un punto crftico aproximadamente a 374 °C y 22,1 MPa. Por encima de estas condiciones, desaparece el lfmite entre el estado lfquido y gaseoso del agua, de forma que el agua supercrftica resultante presenta una elevada solubilidad con los compuestos organicos y una elevada miscibilidad con los gases.
Sin embargo, el uso de agua supercrftica para mejorar el petroleo crudo sin procesar puede tener grandes inconvenientes si este contiene grandes cantidades de moleculas de hidrocarburos pesados. Las moleculas de hidrocarburos pesados se disuelven en el agua supercrftica mucho mas lentamente que sus homologas mas ligeras. Por otra parte, las moleculas asfaltenicas, que tienen estructuras complejas, no se dispersan facilmente en el agua supercrftica. Por consiguiente, las moleculas de hidrocarburos pesados que no entran en contacto con el agua supercrftica se descomponen termicamente por si mismas, produciendo grandes cantidades de coque. Asf pues, si el petroleo crudo sin procesar contiene grandes cantidades de hidrocarburos pesados, la reaccion del petroleo crudo sin procesar con agua supercrftica empleando los metodos existentes lleva a la acumulacion de coque en el interior del reactor.
Cuando el coque se acumula en el interior del reactor, actua como aislante y bloquea de forma efectiva la radiacion del calor a lo largo del reactor, lo que se traduce en un aumento de los costes energeticos, dado que el operador debe aumentar la temperatura operativa para compensar esta acumulacion. Ademas, el coque acumulado tambien puede aumentar la cafda de la presion en el conjunto de la lfnea del proceso, generando nuevos incrementos en los costes energeticos.
Una posible solucion para evitar la acumulacion de coque consiste en aumentar el tiempo de permanencia del petroleo crudo sin procesar en el interior del reactor para la disolucion de las partes sin procesar del petroleo crudo y reducir la temperatura del reactor; sin embargo, se limitarfa el ahorro de costes general y la mejora del rendimiento del proceso. Adicionalmente, las mejoras del diseno del reactor podrfan resultar utiles; sin embargo, esto requerirfa grandes inversiones en costes de diseno y podrfa no resultar beneficioso en ultima instancia. Por lo tanto, existe la necesidad de un proceso que facilite el contacto eficiente del petroleo pesado con el agua supercrftica y que no genere grandes cantidades de coque ni aumentos significativos de los costes operativos.
Recuperacion mejorada de petroleo
Recuperacion mejorada de petroleo (EOR) es un termino generico utilizado para designar las tecnicas que aumentan la cantidad de petroleo que se puede extraer de un yacimiento petrolffero. Utilizando la EOR se puede extraer aproximadamente un 30-60% o mas del petroleo original del deposito, frente al 20-40% obtenido con la recuperacion primaria o secundaria. Entre los fluidos tfpicos utilizados para la EOR se incluyen gases, lfquidos, vapor u otros productos qufmicos, siendo la inyeccion de gas la tecnica de EOR utilizada mas habitualmente.
En una EOR tipo gas, se inyecta un gas como dioxido de carbono (CO2), gas natural o nitrogeno en el deposito, donde se expande y, por tanto, empuja mas cantidad de petroleo crudo a un pozo de produccion. Por
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
otra parte, el gas se disuelve en el petroleo crudo, lo que reduce la viscosidad del petroleo crudo y mejora su ritmo de flujo a traves de un conducto de transporte.
Cuando el CO2 se bombea al deposito de petroleo a una presion suficiente para que sea tan denso como el petroleo en el deposito, el CO2 puede ser miscible con el petroleo. La presion mas baja a la que se consigue la miscibilidad se denomina presion de miscibilidad minima (MMP). A su MMP o a una presion superior, el CO2 se convierte en un disolvente ideal para el petroleo y, por este motivo, desplaza el petroleo del deposito de forma mucho mas eficiente que el agua. Recupera los componentes de los hidrocarburos mas ligeros, aumenta el volumen total de petroleo y reduce su viscosidad para que fluya mas facilmente.
CO2 es actualmente uno de los fluidos de recuperacion de petroleo crudo mas prometedores, porque el CO2 disuelto se puede separar facilmente del petroleo crudo recuperado tras la produccion por despresurizacion. Por supuesto, la solubilidad del CO2 en petroleo crudo depende en gran medida de la presion, la temperatura, la proporcion de gas/petroleo y la composicion del petroleo crudo. Sin embargo, la forma mas sencilla de controlar el comportamiento de las fases del CO2 y el petroleo crudo consiste en modificar la presion. A bajas presiones, el CO2 muestra una solubilidad muy baja en petroleo crudo, en particular, la fraccion pesada. Por otra parte, la disolucion de CO2 en el petroleo crudo provoca que el petroleo crudo aumente, provocando una mayor solubilidad de las especies asfaltenicas que se pueden encontrar en el petroleo crudo.
Como se ha senalado anteriormente, uno de los problemas de poner en contacto un petroleo crudo sin procesar de alta densidad con agua supercrftica era la produccion de grandes cantidades de coque de bajo valor. Esta produccion de coque estaba causada por la incapacidad del agua supercrftica para penetrar eficazmente en el petroleo crudo sin procesar de alta densidad, en particular en la fraccion pesada del petroleo crudo sin procesar. Sin embargo, dado que el CO2 disuelto en petroleo crudo provoca que el petroleo crudo aumente y, por tanto, resulte menos denso, la combinacion de un metodo de eOr CO2 con agua supercrftica permite mejorar el petroleo crudo sin procesar sin producir cantidades importantes de coque, al facilitar la disolucion de la fraccion pesada en el agua supercrftica.
El procesamiento del flujo completo de petroleo crudo sin procesar resulta economicamente inviable, dado que las producciones son demasiado elevadas. Por tanto, resultarfa recomendable disponer de un proceso sencillo y economico para combinar un metodo de recuperacion EOR CO2 con un metodo de craqueo con agua supercrftica, al tiempo que se pone en contacto solamente la fraccion pesada del petroleo crudo sin procesar, al objeto de limitar la conversion de coque, aumentar la produccion total del pozo y producir un petroleo crudo final compuesto principalmente por una fraccion ligera de valor mas elevado.
Por otra parte, serfa recomendable disponer de un proceso perfeccionado para mejorar los petroleos crudos sin procesar con el fluido de agua supercrftica que no precise un suministro externo de hidrogeno ni la presencia de un catalizador facilitado externamente. Serfa ventajoso crear un proceso y un aparato que permita la mejora del petroleo crudo sin procesar, en lugar de las fracciones individuales, para conseguir las cantidades deseadas, a fin de que el proceso de refinado y las diversas instalaciones de soporte se puedan simplificar.
Por otra parte, serfa beneficioso disponer de un proceso mejorado que no precisara de instalaciones ni equipos complejos asociados con otros procesos que requieran un suministro de hidrogeno o sistemas de eliminacion de coque, al objeto de que se pudieran implementar en el centro de produccion.
Resumen de la invencion
La presente invencion esta dirigida a un proceso que satisfaga al menos una de estas necesidades. La presente invencion proporciona un proceso para mejorar una porcion de un flujo de petroleo crudo sin refinar, poniendo en contacto solamente una seccion del flujo de petroleo crudo sin procesar con agua supercrftica. En particular, la presente invencion utiliza un proceso EOR para recuperar el petroleo crudo sin procesar, donde el petroleo crudo recuperado es despresurizado de manera gradual, de forma que la fraccion pesada del petroleo crudo sin procesar deje de ser miscible con el fluido de recuperacion. El flujo de la fraccion pesada, que contiene una pequena cantidad de fluido de recuperacion disuelto, se envfa a continuacion a un dispositivo adecuado en el que el flujo de la fraccion pesada entra en contacto con agua en condiciones supercrfticas. Dado que la pequena cantidad de fluido de recuperacion disuelto provoca que el flujo de la fraccion pesada aumente, el flujo de la fraccion pesada se puede mejorar mas facilmente con agua supercrftica, permitiendo la formacion de una menor cantidad de coque y unos costes de explotacion menores. Por otra parte, dado que el proceso solamente mejora una porcion del petroleo crudo sin procesar, el proceso de la presente invencion puede gestionar producciones superiores, por lo que se puede emplear en el lugar de produccion y reducir todavfa mas los costes de explotacion generales.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
En una realizacion de la presente invencion, el proceso para mejorar el petroleo crudo sin refinar puede incluir inyectar en un pozo de inyeccion un fluido de recuperacion presurizado a una presion superior a la presion de miscibilidad minima del fluido de recuperacion, de forma que dicho fluido de recuperacion pueda ser utilizado para barrer una formacion subterranea para mejorar la recuperacion del petroleo crudo sin procesar de un pozo de produccion. El fluido de recuperacion estarfa intimamente mezclado con el petroleo crudo sin procesar tras su recuperacion desde el pozo de produccion para crear un flujo de alta presion, donde el petroleo crudo sin procesar comprende una fraccion ligera y una fraccion pesada.
A continuacion, se despresuriza el flujo de alta presion en condiciones para mantener la miscibilidad de una pequena porcion del fluido de recuperacion dentro de la fraccion pesada y se separa la fraccion pesada del flujo de alta presion para formar un flujo de petroleo crudo ligero y un flujo de la fraccion pesada. El flujo de petroleo crudo ligero contiene una porcion significativa del fluido de recuperacion. El fluido de recuperacion se puede separar del flujo de petroleo crudo ligero para formar un flujo de la fraccion ligera mediante cualquier dispositivo adecuado, incluyendo un dispositivo de evaporacion flash.
El flujo de la fraccion pesada se transforma en una fraccion pesada reformada al poner en contacto el flujo de la fraccion pesada con un flujo de suministro de agua en condiciones supercrfticas, donde la fraccion pesada reformada contiene cantidades reducidas de asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar.
En una realizacion alternativa, el flujo de la fraccion ligera que se crea despues de separar la porcion significativa del fluido de recuperacion del flujo de petroleo crudo ligero se puede combinar con la fraccion pesada reformada para crear petroleo crudo sin procesar mejorado, donde el petroleo crudo sin procesar mejorado tiene una gravedad API superior y cantidades reducidas de asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar.
En una realizacion adicional, el fluido de recuperacion se selecciona del grupo compuesto por gas, lfquido, vapor, productos qufmicos y combinaciones de estos. En otra realizacion, el gas se selecciona del grupo compuesto por dioxido de carbono, nitrogeno, gas natural y combinaciones de estos. En otra realizacion mas, el dioxido de carbono es el gas preferido. A efectos de la presente invencion, gas significa una sustancia que no es solida ni lfquida a temperaturas y presiones normales.
En una realizacion alternativa, el paso de reformado el flujo de la fraccion pesada incluye asimismo la combinacion de la fraccion pesada con el flujo de suministro de agua para crear una mezcla, donde la mezcla se crea en ausencia de hidrogeno suministrado externamente. A continuacion se modifica la temperatura de la mezcla de forma que dicha temperatura en la zona de reaccion se situe en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, al objeto de que al menos una porcion de los hidrocarburos de la mezcla se sometan a craqueo para crear una mezcla adaptada caliente. La mezcla adaptada caliente se enfrfa y despresuriza para crear una mezcla adaptada de presion reducida. Esta mezcla adaptada de presion reducida se separa en una porcion de gas y una porcion de lfquido y, a continuacion, la porcion de lfquido se separa en un flujo de agua recuperada y la fraccion pesada reformada. En una realizacion alternativa, la mezcla se crea en ausencia de un catalizador suministrado externamente. En otra realizacion alternativa, la zona de reaccion comprende un reactor principal que tiene una porcion interior, donde el reactor principal es un reactor orientado verticalmente, de forma que la mezcla precalentada fluya hacia abajo a traves del reactor orientado verticalmente. En otra realizacion, la mezcla adaptada caliente es despresurizada por un dispositivo regulador de la presion. Preferiblemente, el dispositivo regulador de la presion es al menos un regulador de retropresion y mas preferiblemente dos o mas reguladores de retropresion configurados en paralelo.
En una realizacion alternativa, el paso de reformado el flujo de la fraccion pesada puede incluir el incremento de la presion del flujo de suministro de agua y del flujo de la fraccion pesada para intentar alcanzar una presion que supere la presion crftica del agua. El flujo de la fraccion pesada se mezcla con el flujo de suministro de agua a una temperatura ligeramente elevada para formar la mezcla, y se selecciona una temperatura en un rango que permita que la mezcla a la temperatura ligeramente elevada se pueda bombear con facilidad. Las temperaturas ligeramente elevadas son temperaturas ligeramente elevadas en comparacion con la temperatura ambiente. Entre los ejemplos de temperaturas elevadas se incluyen temperaturas en el rango de 50-150 °C. La mezcla, que todavfa se mantiene por encima de la presion crftica del agua, se bombea a la zona de calentamiento. La mezcla se calienta en la zona de calentamiento hasta una temperatura en el rango de aprox. 150 °C a 350 °C, para formar la mezcla precalentada. A continuacion se suministra la mezcla precalentada en la zona de reaccion. La temperatura se incrementa en la zona de reaccion hasta una temperatura objetivo que se situa en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, de forma que al menos algunos de los hidrocarburos de la mezcla precalentada se sometan a craqueo, formando la mezcla adaptada caliente, y la zona de reaccion estara basicamente libre de todo catalizador suministrado externamente y basicamente libre de toda fuente de hidrogeno suministrada externamente. La mezcla adaptada caliente se enfrfa y despresuriza para crear una mezcla adaptada de presion reducida. La mezcla adaptada de presion reducida se separa en la porcion de gas y la porcion de lfquido utilizando al menos un
5
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
separador, y la porcion de liquido se separa a continuacion en la fraccion pesada reformada y el flujo de agua recuperado utilizando al menos un separador de petroleo-agua.
En una realizacion adicional, el flujo de agua recuperado se puede oxidar en condiciones supercrfticas para formar el flujo de agua tratado y el flujo de agua tratado se puede reciclar a continuacion, combinando el flujo de agua tratado con el flujo de suministro de agua. En otra realizacion mas de la presente invencion, el reactor principal puede ser el reactor orientado verticalmente, de forma que la mezcla precalentada fluya hacia abajo a traves del reactor orientado verticalmente. En otra realizacion, la mezcla adaptada caliente es despresurizada por el dispositivo regulador de la presion. Preferiblemente, el dispositivo regulador de la presion es al menos un regulador de retropresion y mas preferiblemente dos o mas reguladores de retropresion configurados en paralelo.
En una realizacion alternativa, el paso de reformado el flujo de la fraccion pesada puede incluir el incremento de la presion del flujo de suministro de agua y del flujo de la fraccion pesada para intentar alcanzar una presion que supere la presion crftica del agua. A continuacion, se calienta el flujo de suministro de agua hasta una temperatura elevada para formar un flujo de agua calentado, de forma que el flujo de agua calentado este en un estado supercrftico. El flujo de la fraccion pesada se mezcla con el flujo de agua calentado en la zona de mezclado para formar una mezcla precalentada, donde la zona de mezclado se encuentra en una ubicacion cercana a la zona de reaccion, de forma que la mezcla precalentada se mantenga en un estado supercrftico y, a continuacion, se suministra la mezcla precalentada en la zona de reaccion. La temperatura se incrementa en la zona de reaccion hasta la temperatura objetivo que se situa en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, de forma que al menos algunos de los hidrocarburos de la mezcla precalentada se sometan a craqueo, formando la mezcla adaptada caliente, y la zona de reaccion estara basicamente libre de todo catalizador suministrado externamente y basicamente libre de toda fuente de hidrogeno suministrada externamente. La mezcla adaptada caliente se enfrfa y despresuriza para crear la mezcla adaptada refrigerada. La mezcla adaptada refrigerada se despresuriza para crear la mezcla adaptada de presion reducida. La mezcla adaptada de presion reducida se separa en la porcion de gas y la porcion de liquido utilizando al menos un separador de lfquido-gas, y la porcion de liquido se separa a continuacion en la fraccion pesada reformada y el flujo de agua recuperado utilizando al menos un separador de petroleo-agua.
En una realizacion adicional, el flujo de agua recuperado se puede oxidar en condiciones supercrfticas para formar el flujo de agua tratado y el flujo de agua tratado se puede reciclar a continuacion, combinando el flujo de agua tratado con el flujo de suministro de agua. En otra realizacion mas de la presente invencion, el reactor principal puede ser un reactor orientado verticalmente, de forma que la mezcla precalentada fluya hacia abajo a traves del reactor orientado verticalmente. En otra realizacion, la mezcla adaptada caliente es despresurizada por el dispositivo regulador de la presion. Preferiblemente, el dispositivo regulador de la presion es al menos un regulador de retropresion y mas preferiblemente dos o mas reguladores de retropresion configurados en paralelo.
El proceso de la presente invencion no requiere un suministro externo de hidrogeno ni un catalizador para mejorar los hidrocarburos. La ausencia de un catalizador se traduce en un proceso rentable, al evitar el coste del catalizador y los inconvenientes operativos derivados del uso de un catalizador externo. Por otra parte, el fluido de agua supercritica del proceso de la presente invencion elimina la formacion de coque a diferencia de otros metodos de craqueo termico y, como resultado, aumenta el rendimiento del liquido.
Por otra parte, el fluido de agua supercritica facilita la transferencia de masa que aumenta la velocidad de reaccion. En una realizacion, el tiempo de residencia de la mezcla precalentada dentro de la zona de reaccion se situa entre 0,1 y 30 minutos, y mas preferiblemente entre 5 y 15 minutos.
La presente invencion tambien aporta un aparato para mejorar el petroleo crudo sin procesar. En una realizacion de la presente invencion, el aparato tiene un pozo de inyeccion, un pozo de produccion, un dispositivo de fraccionamiento y una instalacion de reforma hidrotermica. En una realizacion, el pozo de inyeccion mantiene una comunicacion flufdica con una formacion subterranea. Por otra parte, el pozo de inyeccion se puede utilizar para alojar un fluido de recuperacion presurizado e introducir el fluido de recuperacion presurizado en la formacion subterranea. El fluido de recuperacion presurizado se mezcla fntimamente con el petroleo crudo sin procesar dentro de la formacion subterranea, formando un flujo de alta presion, de forma que el flujo de alta presion se compone del fluido de recuperacion y del petroleo crudo sin procesar, y el petroleo crudo sin procesar comprende una fraccion ligera y una fraccion pesada. En una realizacion, el pozo de produccion mantiene la comunicacion flufdica con la formacion subterranea, de forma que el pozo de produccion se puede emplear para producir el flujo de alta presion desde la formacion subterranea.
En una realizacion de la presente invencion, el dispositivo de fraccionamiento mantiene la comunicacion flufdica con el pozo de produccion. El dispositivo de fraccionamiento se puede emplear para despresurizar el
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
flujo de alta presion de manera gradual, de forma que la fraccion pesada se separe del flujo de alta presion para formar un flujo de petroleo crudo ligero y un flujo de la fraccion pesada, al tiempo que una pequena porcion del fluido de recuperacion mantiene su miscibilidad dentro de la fraccion pesada, y el flujo de petroleo crudo ligero contiene una porcion significativa del fluido de recuperacion.
En una realizacion de la presente invencion, la instalacion de reforma hidrotermica es operable para el reformado del flujo de la fraccion pesada en una fraccion pesada reformada al poner en contacto el flujo de la fraccion pesada con un flujo de suministro de agua en condiciones supercrfticas, de forma que la fraccion pesada reformada contenga cantidades reducidas de la fraccion pesada, asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar. En otras realizaciones de la presente invencion, la instalacion de reforma hidrotermica tiene una zona de mezclado, una zona de precalentamiento, medios de bombeo a alta presion y una zona de reaccion. En una realizacion, la zona de mezclado incluye un generador de ondas ultrasonicas. Ademas, la zona de mezclado se puede emplear para combinar el petroleo pesado con un suministro de agua a temperatura ligeramente elevada. La zona de precalentamiento esta conectada flufdicamente con la zona de mezclado, con la zona de precalentamiento, que se puede emplear para calentar su contenido hasta una temperatura de aprox. 350 °C. Los medios de bombeo a alta presion se pueden utilizar para aumentar la presion en el interior del aparato para superar la presion crftica del agua. La zona de reaccion comprende una porcion interior de un reactor principal, donde la zona de reaccion esta conectada flufdicamente con la zona de precalentamiento, y el reactor principal se puede emplear de forma que soporte una temperatura que sea al menos tan elevada como la temperatura crftica del agua. Adicionalmente, el reactor principal es operable para soportar la presion superior a la presion crftica del agua. En una realizacion de la presente invencion, la zona de reaccion se encuentra basicamente libre de un catalizador suministrado externamente y esencialmente libre de una fuente de hidrogeno suministrada externamente.
En otras realizaciones de la presente invencion, la instalacion de reforma hidrotermica puede incluir tambien un dispositivo regulador de la presion, un separador de lfquido-gas conectado flufdicamente al dispositivo regulador de la presion, y un separador agua-petroleo conectado flufdicamente al separador de lfquido-gas. El separador de lfquido-gas es operable para crear un flujo de lfquido y un flujo de gas, y el separador de agua- petroleo es operable para crear un flujo de agua recuperado y un flujo de hidrocarburo mejorado. En otra realizacion de la presente invencion, la instalacion de reforma hidrotermica puede incluir tambien un reactor de oxidacion conectado flufdicamente con el separador agua-petroleo a traves del flujo de agua recuperado. El reactor de oxidacion se puede emplear para limpiar el agua recuperada antes de que esta sea reciclada y combinada con el suministro de agua.
Por otra parte, el proceso y el aparato de la presente invencion se puede utilizar facilmente en el lugar de produccion del petroleo crudo sin procesar, gracias a que diversas realizaciones de la presente invencion no requieren instalaciones ni equipos complejos asociados a otros procesos que requieren sistemas de suministro de hidrogeno o de eliminacion de coque. Por otra parte, el petroleo crudo de bajo punto de fluidez y elevada gravedad API contiene bajos niveles de azufre, nitrogeno y metales, lo que incrementa el valor de la materia prima, porque esto permite minimizar los costosos hidroprocesamientos posteriores.
De acuerdo con un aspecto de la invencion, ofrecemos un proceso para mejorar el petroleo crudo sin procesar, de forma que el proceso consiste en los pasos siguientes:
inyectar en un pozo de inyeccion un fluido de recuperacion presurizado, siendo el fluido de recuperacion dioxido de carbono, a una presion entre 13790 kPa (2000 psig) y 34474 kPa (5000 psig), de forma que el fluido de recuperacion se pueda emplear para barrer una formacion subterranea al objeto de mejorar la recuperacion de petroleo crudo sin procesar de un pozo de produccion, donde el fluido de recuperacion se mezcla fntimamente con el petroleo crudo sin procesar tras su recuperacion del pozo de produccion, para crear un flujo de alta presion, donde el petroleo crudo sin procesar comprende una fraccion ligera y una fraccion pesada.
Despresurizar el flujo de alta presion hasta una presion de entre 3447 kPa (500 psig) y 13790 kPa (2000 psig) y a una temperatura de entre 0 °C y 50 °C, y separar la fraccion pesada del flujo de alta presion para formar un flujo de petroleo crudo ligero y un flujo de la fraccion pesada;
Reducir la presion del flujo de petroleo crudo ligero hasta la presion atmosferica aproximadamente, al objeto de separar el fluido de recuperacion del flujo de petroleo crudo ligero para formar un flujo de la fraccion ligera;
Reformado del flujo de la fraccion pesada en una fraccion pesada reformada al poner en contacto el flujo de la fraccion pesada con un flujo de suministro de agua en condiciones supercrfticas, de forma que la fraccion pesada reformada contenga cantidades reducidas de la fraccion pesada, asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar.
5
10
15
20
25
30
35
40
El proceso puede consistir tambien en combinar el flujo de la fraccion ligera con la fraccion pesada reformada para crear petroleo crudo sin procesar mejorado, de forma que el petroleo crudo sin procesar mejorado contenga cantidades reducidas de la fraccion pesada, asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar.
El paso de separar el fluido de recuperacion del flujo de petroleo crudo ligero puede comprender un dispositivo de evaporacion flash.
El paso de reforma del flujo de la fraccion pesada puede consistir tambien en lo siguiente:
combinar la fraccion pesada con el flujo de suministro de agua parar crear una mezcla, donde la mezcla se crea en ausencia de hidrogeno suministrado externamente;
modificar la temperatura de la mezcla de forma que dicha temperatura en la zona de reaccion se situe en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, al objeto de que al menos una porcion de los hidrocarburos de la mezcla se sometan a craqueo para crear una mezcla adaptada caliente;
refrigerar y despresurizar la mezcla adaptada caliente para crear una mezcla adaptada de presion reducida; separar la mezcla adaptada de presion reducida en una porcion de gas y una porcion de lfquido; y separar la porcion lfquida en un flujo de agua recuperado y la fraccion pesada reformada.
La mezcla se puede crear en ausencia de un catalizador suministrado externamente.
La mezcla adaptada caliente se puede despresurizar con un dispositivo regulador de la presion, que comprende al menos un regulador de retropresion.
El paso de reforma del flujo de la fraccion pesada puede consistir tambien en lo siguiente:
aumentar la presion del flujo de suministro de agua y el flujo de la fraccion pesada hasta una presion objetivo, de forma que esta presion objetivo supere la presion crftica del agua;
mezclar el flujo de la fraccion pesada con el flujo de suministro de agua a una temperatura ligeramente elevada para formar la mezcla, y seleccionar una temperatura en un rango que permita que la mezcla a la temperatura ligeramente elevada se pueda bombear con facilidad;
bombear la mezcla hasta una zona de calentamiento a una presion superior a la presion crftica del agua;
calentar la mezcla en la zona de calentamiento hasta una temperatura en el rango de aprox. 150 °C a 350 °C, para formar una mezcla precalentada;
suministrar la mezcla precalentada en una zona de reaccion;
incrementar la temperatura en la zona de reaccion hasta una temperatura objetivo que se situe en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, de forma que al menos una porcion de los hidrocarburos de la mezcla precalentada se sometan a craqueo, formando una mezcla adaptada caliente, donde la zona de reaccion estara basicamente libre de un catalizador suministrado externamente y basicamente libre de una fuente de hidrogeno suministrada externamente;
refrigerar y despresurizar la mezcla adaptada caliente para formar una mezcla adaptada de presion reducida;
separar la mezcla adaptada de presion reducida en una porcion de gas y una porcion de lfquido, utilizando al menos un separador; y
separar la porcion de lfquido en la fraccion pesada reformada y un flujo de agua recuperado utilizando al menos un separador de petroleo-agua.
El paso de reforma del flujo de la fraccion pesada puede consistir tambien en lo siguiente:
aumentar la presion del flujo de suministro de agua y el flujo de la fraccion pesada hasta una presion objetivo que supere la presion crftica del agua;
calentar el flujo de suministro de agua hasta una temperatura elevada para formar un flujo de agua calentado, de forma que el flujo de agua calentado se encuentre en un estado supercrftico;
mezclar el flujo de la fraccion pesada con el flujo de agua calentado en una zona de mezclado para formar una mezcla precalentada, donde la zona de mezclado se encuentra en una ubicacion cercana a una zona de 5 reaccion, de forma que la mezcla precalentada se mantenga en un estado supercrftico;
suministrar la mezcla precalentada en la zona de reaccion;
incrementar la temperatura en la zona de reaccion hasta una temperatura objetivo que se situe en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, de forma que al menos algunos de los hidrocarburos de la mezcla precalentada se sometan a craqueo, formando una mezcla adaptada caliente, donde la zona de 10 reaccion estara basicamente libre de un catalizador suministrado externamente y basicamente libre de una fuente de hidrogeno suministrada externamente;
refrigerar y despresurizar la mezcla adaptada caliente para formar una mezcla adaptada de presion reducida;
separar la mezcla adaptada de presion reducida en una porcion de gas y una porcion de lfquido, utilizando al menos un separador de lfquido-gas; y
15 separar la porcion de lfquido en la fraccion pesada reformada y un flujo de agua recuperado utilizando al menos un separador de petroleo-agua.
Breve descripcion de los dibujos
Estas y otras caracterfsticas, aspectos y ventajas de la presente invencion se entenderan mejor por referencia a la siguiente descripcion, reivindicaciones y dibujos asociados. Sin embargo, cabe senalar que los dibujos 20 ilustran unicamente diversas realizaciones de la invencion y que, por tanto, no se puede considerar que limiten el ambito de aplicacion de la invencion, dado que es posible que admitan otras realizaciones igualmente efectivas.
La FIG. 1 es una vista en perspectiva de un diagrama del proceso de acuerdo con una realizacion de la presente invencion.
25 La FIG. 2 es una vista mas detallada de una realizacion del paso de reforma del proceso.
La FIG. 3 es una vista mas detallada de una realizacion alternativa del paso de reforma del proceso.
La FIG. 4 muestra la curva de solubilidad del dioxido de carbono tanto en la fraccion ligera como en la fraccion pesada.
Descripcion detallada
30 La presente invencion proporciona un proceso para convertir petroleo crudo sin procesar en una materia prima de petroleo crudo mas valioso sin un suministro externo de hidrogeno ni catalizadores. Por lo general, el proceso incluye inyectar el fluido de recuperacion bajo presion en el pozo de inyeccion de forma que el fluido
de recuperacion barra una formacion subterranea y de este modo incremente la produccion total del pozo de
produccion. El proceso consiste asimismo en despresurizar el petroleo crudo sin procesar recuperado, que se 35 encuentra fntimamente mezclado con el fluido de recuperacion, de manera gradual, de forma que se separen la fraccion ligera y la fraccion pesada que componen el petroleo crudo sin procesar. La fraccion pesada se puede enviar a continuacion a un mecanismo de mejora hidrotermica para su reforma.
Por lo general, el paso de reforma incluye poner en contacto la fraccion pesada con agua presurizada caliente para producir una fraccion pesada reformada que tiene una gravedad API superior y cantidades reducidas de 40 asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar. El paso de reforma se realiza en ausencia de hidrogeno anadido. El agua presurizada caliente se encuentra por encima de la temperatura crftica y presion del agua y muestra propiedades unicas que se utilizan en la presente invencion para conseguir los resultados finales deseados.
El agua presurizada caliente proporciona un medio de reaccion para que los componentes pesados se 45 craqueen formando hidrocarburos de bajo peso molecular, al facilitarse la difusion de masa, la transferencia de calor, la transferencia de hidrogeno intramolecular o intermolecular, la estabilizacion de los compuestos radicales para eliminar la formacion de coque y la eliminacion de impurezas tales como el azufre, el nitrogeno y
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
los metales conteniendo moleculas. A pesar de que no se ha identificado el mecanismo exacto de la eliminacion de impurezas, estas parecen ser absorbidas en la fase del agua o se concentran en el coque o en la fraccion pesada de los productos mejorados. Gracias al uso de agua supercrftica, estas impurezas se separan del petroleo crudo para evitar efectos perjudiciales.
El proceso incluye tambien la separacion del fluido de recuperacion del flujo de petroleo crudo ligero para formar el flujo de la fraccion ligera y en una realizacion el flujo de la fraccion ligera se combina con la fraccion pesada reformada para formar petroleo crudo sin procesar mejorado. Por otra parte, el fluido de recuperacion separado del flujo de petroleo crudo ligero se puede recuperar y reciclar para su reutilizacion durante el paso de inyeccion.
La anterior realizacion de la presente invencion proporciona un proceso eficiente para extraer petroleo crudo sin procesar de la tierra y mejorar el componente pesado de bajo valor del petroleo crudo sin procesar, al tiempo que se mantienen los niveles normales de produccion. La invencion resulta ventajosa porque no requiere catalizadores de alto coste para el reformado de la fraccion pesada. Por otra parte, la presente invencion proporciona una forma practica de fraccionar el petroleo crudo sin procesar en fracciones pesadas y ligeras sin utilizar equipos de destilacion mas costosos. Asimismo, la presente invencion permite a una empresa productora mejorar el petroleo crudo sin procesar en el lugar de produccion, en lugar de tener que transferir el petroleo crudo sin procesar a un lugar remoto para la mejora, lo que permite reducir costes.
Por lo que respecta a la FIG. 1, representa una realizacion de la presente invencion en la que el fluido de recuperacion es dioxido de carbono. El dioxido de carbono, que se almacena en el tanque de almacenamiento de dioxido de carbono [5], es comprimido e inyectado en el pozo de inyeccion [15] a traves de una lfnea de dioxido de carbono comprimido [7]. La presion del dioxido de carbono comprimido se mantiene por encima de la presion de miscibilidad minima (MMP) a fin de garantizar la miscibilidad del dioxido de carbono en el petroleo crudo sin procesar que se encuentra en la formacion subterranea [17]. La MMP variara de un pozo a otro; sin embargo, por lo general la MMP del dioxido de carbono oscila entre 13790 kPa (2000 psig) y 27579 kPa (4000 psig). Por tanto, la presion operativa de la inyeccion de dioxido de carbono se situa normalmente entre 13790 kPa (2000 psig) y 34474 kPa (5000 psig). Tambien se puede inyectar agua con el dioxido de carbono para facilitar la recuperacion de petroleo crudo, el cual es el conocido diseno de inyeccion alternada de agua y gas (WAG) y que se incorpora al presente por referencia.
El dioxido de carbono miscible y el petroleo crudo sin procesar alcanzan la superficie de la tierra a traves del pozo de produccion [25] y, a continuacion, este flujo de alta presion [27] entra en el dispositivo de fraccionamiento [35], donde la presion se reduce hasta un nivel inferior a la MMP, pero superior a un determinado valor, de forma que la fraccion pesada del flujo de alta presion no resulta miscible con el dioxido de carbono. En una realizacion, la presion del dispositivo de fraccionamiento [35] se mantiene a una presion dentro de un rango de presion cercano a la presion crftica del dioxido de carbono (7398 kPa o 1073 psig). El rango de presion preferible es de 3447 kPa (500 psig) a 13790 kPa (2000 psig), y mas preferiblemente 6895kPa (1000 psig) a 8963kPa (1300 psig). La temperatura en el dispositivo de fraccionamiento [35] se mantiene dentro del rango de 0 °C a 50 °C, y preferiblemente a 20 °C a 40 °C.
Esta porcion pesada, denominada flujo de la fraccion pesada [4], que todavfa contiene una pequena cantidad de dioxido de carbono, es enviada a continuacion a la instalacion de reforma hidrotermica [45], donde el flujo de la fraccion pesada [4] se pone en contacto con agua en condiciones supercrfticas, dando como resultado la fraccion pesada reformada [92]. La presencia de una pequena cantidad de dioxido de carbono en el flujo de la fraccion pesada [4] ofrece dos ventajas. En primer lugar, el dioxido de carbono disuelto en el flujo de la fraccion pesada reduce la viscosidad, lo que permite que fluya mas facilmente. En segundo lugar, tal y como se ha mencionado anteriormente, el dioxido de carbono disuelto reduce la densidad de la fraccion pesada, lo que permite que el agua supercrftica interactue de forma mas eficaz con las moleculas del petroleo pesado, y esto se traduce en una mejor conversion, una menor cantidad de produccion de coque y una reduccion de los costes de explotacion.
El flujo de petroleo crudo ligero [37], que comprende una porcion sustancial del dioxido de carbono y las fracciones ligeras del petroleo crudo sin procesar, sale del dispositivo de fraccionamiento [35] y entra en el separador de dioxido de carbono [55], donde el dioxido de carbono restante es eliminado al reducir la presion hasta un nivel cercano a la presion atmosferica y se produce el flujo de la fraccion ligera [59]. El dioxido de carbono separado se recicla y regresa al tanque de almacenamiento de dioxido de carbono [5] a traves de una lfnea de dioxido de carbono reciclado [57]. El flujo de la fraccion ligera [59] se introduce a continuacion en el tanque de almacenamiento de petroleo crudo sin procesar mejorado [65], donde se combina con la fraccion pesada reformada [92] para su almacenamiento. El producto final, el petroleo crudo sin procesar mejorado [96], se puede transportar a continuacion para su posterior refinado.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
La FIG. 2 representa una realizacion de la instalacion de reforma hidrotermica [45]. El flujo de suministro de agua [2] se introduce en el tanque de almacenamiento de agua [10], donde el flujo de suministro de agua [2] es bombeado posteriormente en el proceso hacia la zona de mezclado [30] utilizando una bomba dosificadora de agua de alta presion [20]. El flujo de la fraccion pesada [4] se introduce de forma similar en el tanque de almacenamiento de la fraccion pesada [11], donde el flujo de la fraccion pesada [4] es bombeado posteriormente en el proceso hacia la zona de mezclado [30] utilizando una bomba dosificadora de la fraccion pesada de alta presion [21]. Antes de la zona de mezclado [30], el flujo de la fraccion pesada [4] se encuentra a una temperatura que permite que fluya; sin embargo, preferiblemente la temperatura no supera los 150 °C. Los dos flujos se combinan en la zona de mezclado [30] para formar la mezcla [32]. La mezcla [32] se introduce posteriormente en la zona de calentamiento [40], donde se aumenta la temperatura hasta un rango de 150 a 400 °C, y mas preferiblemente de 150 a 350 °C, para formar la mezcla precalentada [42].
A continuacion, la mezcla precalentada [42] se introduce en el reactor principal [50], donde la temperatura y la presion se situan cerca del punto crftico del agua, o lo superan, de forma que al menos algunos de los hidrocarburos de la mezcla precalentada [42] se someten a craqueo, formando la mezcla adaptada caliente [52], donde el reactor principal [50] tiene una porcion interior que se encuentra basicamente libre de cualquier catalizador suministrado externamente y basicamente libre de cualquier fuente de hidrogeno suministrada externamente. A continuacion, la mezcla adaptada caliente [52] se enfrfa utilizando cualquier medio de refrigeracion aceptable [60], preferiblemente un intercambiador de calor, creando la mezcla adaptada refrigerada [62]. La mezcla adaptada refrigerada [62] se despresuriza despues con un dispositivo regulador de la presion [70] para crear la mezcla adaptada de presion reducida [72]. En una realizacion, el dispositivo regulador de la presion [70] comprende al menos dos reguladores de retropresion y mas preferiblemente tres reguladores de retropresion [70a, 70b, 70c] conectados en paralelo. Esta disposicion permite ventajosamente la operacion continuada en caso de que el regulador de retropresion principal se obstruya. A continuacion, la mezcla adaptada de presion reducida [72] entra en el separador de lfquido-gas [80], donde la mezcla adaptada de presion reducida [72] se separa en la porcion de gas [82] y la porcion de lfquido [84]. La porcion de lfquido [84] se introduce a continuacion en el separador de petroleo-agua [90] para producir la fraccion pesada reformada [92] y el agua recuperada [94]. En una realizacion alternativa, el agua recuperada [94] se puede reciclar antes o despues del deposito de almacenamiento de agua [10] y reutilizarse como flujo de suministro de agua [2].
La FIG. 3 representa una realizacion en la que el flujo de suministro de agua [2] se precalienta hasta condiciones supercrfticas antes de la zona de mezclado [30]. En esta realizacion, el flujo de suministro de agua [2] se introduce en el tanque de almacenamiento de agua [10], donde el flujo de suministro de agua [2] es bombeado posteriormente en el proceso utilizando una bomba dosificadora de agua de alta presion [20]. Sin embargo, en lugar de mezclarse primero con el flujo de la fraccion pesada [4], el flujo de suministro de agua [2] se somete a calentamiento en la zona de calentamiento [40] para formar el flujo de agua calentada [41], donde el flujo de agua calentada [41] se encuentra en un estado supercrftico.
El flujo de la fraccion pesada [4] se introduce de forma similar en el tanque de almacenamiento de petroleo crudo altamente paraffnico [11], donde el flujo de la fraccion pesada [4] es bombeado posteriormente en el proceso hacia la zona de mezclado [30] utilizando una bomba dosificadora de la fraccion pesada de alta presion [21]. Antes de la zona de mezclado [30], el flujo de la fraccion pesada [4] se encuentra a una temperatura que permite que fluya; sin embargo, preferiblemente no superior a 150 °C. El flujo de la fraccion pesada [4] y el flujo de agua calentada [41] se combinan en la zona de mezclado [30], que se encuentra preferiblemente cerca del reactor principal [50], a fin de crear la mezcla precalentada [42].
La mezcla precalentada [42] entra en el reactor principal [50], donde la temperatura y la presion se situan cerca del punto crftico del agua, o lo superan, de forma que al menos algunos de los hidrocarburos de la mezcla precalentada [42] se someten a craqueo, formando la mezcla adaptada caliente [52], donde el reactor principal [50] se encuentra basicamente libre de cualquier catalizador suministrado externamente y basicamente libre de cualquier fuente de hidrogeno suministrada externamente. A continuacion, la mezcla adaptada caliente [52] se enfrfa utilizando cualquier medio de refrigeracion aceptable [60], preferiblemente un intercambiador de calor, creando la mezcla adaptada refrigerada [62]. La mezcla adaptada refrigerada [62] se despresuriza despues con un dispositivo regulador de la presion [70] para crear la mezcla adaptada de presion reducida [72]. En una realizacion, el dispositivo regulador de la presion [70] comprende al menos dos reguladores de retropresion y mas preferiblemente tres reguladores de retropresion [70a, 70b, 70c] conectados en paralelo. Esta disposicion permite ventajosamente la operacion continuada en caso de que el regulador de retropresion principal se obstruya. A continuacion, la mezcla adaptada de presion reducida [72] entra en el separador de lfquido-gas [80], donde la mezcla adaptada de presion reducida [72] se separa en la porcion de gas [82] y la porcion de lfquido [84]. La porcion de lfquido [84] se introduce a continuacion en el separador de petroleo-agua [90] para producir la fraccion pesada reformada [92] y el agua recuperada [94]. En una realizacion alternativa, el agua recuperada [94] se puede reciclar antes o despues del deposito de almacenamiento de agua [10] y reutilizarse como flujo de suministro de agua [2].
La FIG. 4 muestra la curva de solubilidad general del dioxido de carbono expresada como una funcion de la presion. Por lo general, el dioxido de carbono se disuelve mas facilmente en fracciones de petroleo de peso molecular mas bajo que en las fracciones de petroleo de peso molecular mas elevado. La curva 1 representa la curva de solubilidad del dioxido de carbono en fracciones pesadas, mientras que la curva 2 representa la curva 5 de solubilidad del dioxido de carbono en fracciones ligeras. En la presente invencion, la presion A representa la presion del flujo de alta presion que sale del pozo de produccion, mientras que la presion B es la presion del dispositivo de fraccionamiento [35] de la FIG. 1.
Tal y como se muestra en la FIG. 4, la solubilidad del dioxido de carbono de la fraccion pesada desciende mas rapidamente que en la fraccion ligera. Esta diferencia de solubilidad es lo que permite que la invencion consiga 10 separar la fraccion pesada del resto del flujo de alta presion. En la practica, la presion A deberfa superar la MMP del fluido de recuperacion, que puede ser medido o previsto.
La presion B se puede seleccionar optimamente realizando una serie de experimentos. Intuitivamente, si la presion B es demasiado elevada, se separa una menor cantidad de la fraccion pesada, lo que limita la conversion total; sin embargo, si la presion B es demasiado reducida, una porcion relativamente significativa de 15 la fraccion ligera se envfa a la instalacion de reforma hidrotermica, que requiere un equipo mas grande y una mayor potencia para dar cabida al flujo adicional de la fraccion ligera a traves del mecanismo hidrotermico. En cualquier caso, se reduce la eficiencia total del proceso. Por tanto, es necesario realizar experimentos para optimizar la presion operativa del dispositivo de fraccionamiento [35] de la FIG. 1, teniendo en cuenta, por ejemplo, el tipo de fluido de recuperacion utilizado, las caracterfsticas exclusivas del petroleo crudo sin 20 procesar, las caracterfsticas del equipo y las producciones deseadas, entre otras muchas variables que deberan resultar evidentes para los expertos en la tecnica.
Claims (8)
- 51015202530354045REIVINDICACIONES1. Un proceso para mejorar el petroleo crudo sin procesar, que se compone de los pasos siguientes:inyectar en un pozo de inyeccion un fluido de recuperacion presurizado, siendo el fluido de recuperacion dioxido de carbono, a una presion entre 13790 kPa (2000 psig) y 34474 kPa (5000 psig), de forma que el fluido de recuperacion se pueda emplear para barrer una formacion subterranea al objeto de mejorar la recuperacion de petroleo crudo sin procesar de un pozo de produccion, donde el fluido de recuperacion se mezcla intimamente con el petroleo crudo sin procesar tras su recuperacion del pozo de produccion, a fin de crear un flujo de alta presion, donde el petroleo crudo sin procesar comprende una fraccion ligera y una fraccion pesada.despresurizar el flujo de alta presion hasta una presion de entre 3447 kPa (500 psig) y 13790 kPa (2000 psig) y a una temperatura de entre 0 °C y 50 °C, y separar la fraccion pesada del flujo de alta presion para formar un flujo de petroleo crudo ligero y un flujo de la fraccion pesada;reducir la presion del flujo de petroleo crudo ligero hasta la presion atmosferica aproximadamente, al objeto de separar el fluido de recuperacion del flujo de petroleo crudo ligero para formar un flujo de la fraccion ligera;reformado del flujo de la fraccion pesada en una fraccion pesada reformada al poner en contacto el flujo de la fraccion pesada con un flujo de suministro de agua en condiciones supercrfticas, de forma que la fraccion pesada reformada contenga cantidades reducidas de la fraccion pesada, asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar.
- 2. El proceso de la reivindicacion 1 que consiste tambien en combinar el flujo de la fraccion ligera con la fraccion pesada reformada para crear un petroleo crudo sin procesar mejorado, de forma que el petroleo crudo sin procesar mejorado contiene cantidades reducidas de la fraccion pesada, asfalteno, azufre, nitrogeno o metales que contienen sustancias que contrastan con las del petroleo crudo sin procesar.
- 3. El proceso de la reivindicacion 1 donde el paso de separar el fluido de recuperacion del flujo de petroleo crudo ligero comprende un dispositivo de evaporacion flash.
- 4. El proceso de la reivindicacion 1, donde el paso de reformado el flujo de la fraccion pesada comprende tambien lo siguiente:combinar la fraccion pesada con el flujo de suministro de agua parar crear una mezcla, donde la mezcla se crea en ausencia de hidrogeno suministrado externamente;modificar la temperatura de la mezcla de forma que dicha temperatura en la zona de reaccion se situe en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, al objeto de que al menos una porcion de los hidrocarburos de la mezcla se sometan a craqueo para crear una mezcla adaptada caliente;refrigerar y despresurizar la mezcla adaptada caliente para crear una mezcla adaptada de presion reducida; separar la mezcla adaptada de presion reducida en una porcion de gas y una porcion de lfquido; y separar la porcion lfquida en un flujo de agua recuperado y la fraccion pesada reformada.
- 5. El proceso de la reivindicacion 1, donde la mezcla se crea en ausencia de un catalizador suministrado externamente.
- 6. El proceso de la reivindicacion 1, donde la mezcla adaptada caliente se despresuriza con un dispositivo regulador de la presion, que comprende al menos un regulador de retropresion.
- 7. El proceso de la reivindicacion 1, donde el paso de reformado el flujo de la fraccion pesada comprende tambien lo siguiente:aumentar la presion del flujo de suministro de agua y el flujo de la fraccion pesada hasta una presion objetivo, de forma que esta presion objetivo supere la presion crftica del agua;mezclar el flujo de la fraccion pesada con el flujo de suministro de agua a una temperatura ligeramente elevada para formar la mezcla, y seleccionar una temperatura en un rango que permita que la mezcla a la temperatura ligeramente elevada se pueda bombear con facilidad;51015202530bombear la mezcla hasta una zona de calentamiento a una presion superior a la presion crftica del agua;calentar la mezcla en la zona de calentamiento hasta una temperatura en el rango de aprox. 150 °C a 350 °C, para formar una mezcla precalentada;alimentar la mezcla precalentada en una zona de reaccion;incrementar la temperatura en la zona de reaccion hasta una temperatura objetivo que se situe en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, de forma que al menos una porcion de los hidrocarburos de la mezcla precalentada se sometan a craqueo, formando una mezcla adaptada caliente, donde la zona de reaccion estara basicamente libre de un catalizador suministrado externamente y basicamente libre de una fuente de hidrogeno suministrada externamente;refrigerar y despresurizar la mezcla adaptada caliente para formar una mezcla adaptada de presion reducida;separar la mezcla adaptada de presion reducida en una porcion de gas y una porcion de lfquido, utilizando al menos un separador; yseparar la porcion de lfquido en la fraccion pesada reformada y un flujo de agua recuperado utilizando al menos un separador de petroleo-agua.
- 8. El proceso de la reivindicacion 1, donde el paso de reformado el flujo de la fraccion pesada comprende tambien lo siguiente:aumentar la presion del flujo de suministro de agua y el flujo de la fraccion pesada hasta una presion objetivo que supere la presion crftica del agua;calentar el flujo de suministro de agua hasta una temperatura elevada para formar un flujo de agua calentado, de forma que el flujo de agua calentado se encuentre en un estado supercrftico;mezclar el flujo de la fraccion pesada con el flujo de agua calentado en una zona de mezclado para formar una mezcla precalentada, donde la zona de mezclado se encuentra en una ubicacion cercana a una zona de reaccion, de forma que la mezcla precalentada se mantenga en un estado supercrftico;alimentar la mezcla precalentada en la zona de reaccion;incrementar la temperatura en la zona de reaccion hasta una temperatura objetivo que se situe en la temperatura crftica del agua, o por encima de ella, de forma que al menos algunos de los hidrocarburos de la mezcla precalentada se sometan a craqueo, formando una mezcla adaptada caliente, donde la zona de reaccion estara basicamente libre de un catalizador suministrado externamente y basicamente libre de una fuente de hidrogeno suministrada externamente;refrigerar y despresurizar la mezcla adaptada caliente para formar una mezcla adaptada de presion reducida;separar la mezcla adaptada de presion reducida en una porcion de gas y una porcion de lfquido, utilizando al menos un separador de lfquido-gas; yseparar la porcion de lfquido en la fraccion pesada reformada y un flujo de agua recuperado utilizando al menos un separador de petroleo-agua.
Applications Claiming Priority (11)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US99066207P | 2007-11-28 | 2007-11-28 | |
US99065807P | 2007-11-28 | 2007-11-28 | |
US99064107P | 2007-11-28 | 2007-11-28 | |
US99064807P | 2007-11-28 | 2007-11-28 | |
US99067007P | 2007-11-28 | 2007-11-28 | |
US990648P | 2007-11-28 | ||
US990641P | 2007-11-28 | ||
US990658P | 2007-11-28 | ||
US990670P | 2007-11-28 | ||
US990662P | 2007-11-28 | ||
PCT/US2008/084520 WO2009082585A2 (en) | 2007-11-28 | 2008-11-25 | Process to upgrade whole crude oil by hot pressurized water and recovery fluid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ES2582392T3 true ES2582392T3 (es) | 2016-09-12 |
Family
ID=40674560
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES08865032.0T Active ES2582392T3 (es) | 2007-11-28 | 2008-11-25 | Proceso de mejora del petróleo crudo sin procesar mediante agua caliente presurizada y fluido de recuperación |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (7) | US8025790B2 (es) |
EP (5) | EP2231823A2 (es) |
JP (5) | JP5346036B2 (es) |
KR (6) | KR101606680B1 (es) |
CN (5) | CN101970610B (es) |
BR (5) | BRPI0819687A2 (es) |
DK (1) | DK2240556T3 (es) |
ES (1) | ES2582392T3 (es) |
MX (5) | MX2010005854A (es) |
WO (5) | WO2009073442A2 (es) |
Families Citing this family (107)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE10310199B4 (de) * | 2003-03-06 | 2007-09-20 | Kronotec Ag | Holzfaserplatte und Verfahren zu deren Herstellung |
US7943036B2 (en) | 2009-07-21 | 2011-05-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
KR101606680B1 (ko) | 2007-11-28 | 2016-03-25 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 고도로 밀납을 함유하는 원유의 유동점 및 파라핀 함량을 낮추기 위한 연속 공정 |
US20090159498A1 (en) * | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Intergrated process for in-field upgrading of hydrocarbons |
US8236169B2 (en) * | 2009-07-21 | 2012-08-07 | Chevron U.S.A. Inc | Systems and methods for producing a crude product |
US7931797B2 (en) | 2009-07-21 | 2011-04-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
US8759242B2 (en) | 2009-07-21 | 2014-06-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
US9068132B2 (en) | 2009-07-21 | 2015-06-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
US8927448B2 (en) | 2009-07-21 | 2015-01-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
US8551323B2 (en) * | 2009-08-31 | 2013-10-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for hydroprocessing a heavy oil feedstock |
US8394260B2 (en) | 2009-12-21 | 2013-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading process |
US8197670B2 (en) * | 2010-02-23 | 2012-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for upgrading hydrocarbons and device for use therein |
US8444843B2 (en) | 2010-04-15 | 2013-05-21 | Saudi Arabian Oil Company | Electrocatalytic dissociation of water for hydrodesulfurization of hydrocarbon feedstock |
US9005432B2 (en) * | 2010-06-29 | 2015-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Removal of sulfur compounds from petroleum stream |
US9382485B2 (en) * | 2010-09-14 | 2016-07-05 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading process |
US9039889B2 (en) * | 2010-09-14 | 2015-05-26 | Saudi Arabian Oil Company | Upgrading of hydrocarbons by hydrothermal process |
CN102453513B (zh) * | 2010-10-22 | 2014-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 降低催化裂化烟气中硫氧化物含量的方法 |
CN102453514B (zh) * | 2010-10-22 | 2014-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 减少催化裂化烟气中二氧化碳排放量的方法 |
CA2815882C (en) * | 2010-10-27 | 2020-10-27 | 1555771 Alberta Ltd. | Non-aqueous hydrocarbon recovery |
US8894846B2 (en) * | 2010-12-23 | 2014-11-25 | Stephen Lee Yarbro | Using supercritical fluids to refine hydrocarbons |
WO2012091382A2 (ko) * | 2010-12-28 | 2012-07-05 | 에스케이이노베이션 주식회사 | 초임계 용매를 이용한 중질 탄화수소 유분의 수소화 분해 공정 |
KR101759351B1 (ko) | 2010-12-28 | 2017-07-21 | 에스케이이노베이션 주식회사 | 초임계 용매를 이용한 중질 탄화수소 유분의 수소화 분해 공정 |
US9018124B2 (en) | 2010-12-30 | 2015-04-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof |
US8535518B2 (en) * | 2011-01-19 | 2013-09-17 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading and desulfurizing process |
WO2012143972A1 (ja) * | 2011-04-19 | 2012-10-26 | 日揮株式会社 | 改質油の製造方法、及び改質油製造装置 |
EP2702121B1 (en) * | 2011-04-27 | 2019-04-10 | Saudi Arabian Oil Company | Sulfone cracking using supercritical water |
CN104039434B (zh) * | 2011-10-31 | 2015-11-25 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于改质石油的超临界水工艺 |
CA2757962C (en) | 2011-11-08 | 2013-10-15 | Imperial Oil Resources Limited | Processing a hydrocarbon stream using supercritical water |
KR101515690B1 (ko) | 2011-12-30 | 2015-05-06 | 연세대학교 산학협력단 | 중질 탄화수소 유분 및 목질계 바이오매스의 개질 방법 |
CN103320160B (zh) * | 2012-03-22 | 2016-01-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含酸原油的加工方法 |
AU2013280585A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-12-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Petroleum recovery process and system |
JP2014074111A (ja) * | 2012-10-03 | 2014-04-24 | Jgc Corp | 炭化水素油の処理方法及び炭化水素油の処理装置 |
KR101938171B1 (ko) | 2012-10-31 | 2019-01-14 | 대우조선해양 주식회사 | 백업 기능을 가지는 브라인 및 베이스오일 공급 시스템과 브라인 및 베이스오일의 백업 공급 방법 |
US9687823B2 (en) | 2012-12-14 | 2017-06-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units |
US9321037B2 (en) | 2012-12-14 | 2016-04-26 | Chevron U.S.A., Inc. | Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units |
KR101898734B1 (ko) * | 2012-12-20 | 2018-09-13 | 에스케이에너지 주식회사 | 원유 탈염 시스템 |
KR101422483B1 (ko) * | 2012-12-21 | 2014-07-23 | 삼성중공업 주식회사 | 고점도의 원유 채굴방법 |
US8715488B1 (en) | 2013-01-07 | 2014-05-06 | Clean Global Energy, Inc. | Method and apparatus for making hybrid crude oils and fuels |
US10907455B2 (en) * | 2013-02-08 | 2021-02-02 | Chevron U.S.A. Inc. | System and process for recovering hydrocarbons using a supercritical fluid |
US11242735B2 (en) * | 2013-02-08 | 2022-02-08 | Chevron U.S.A. Inc. | System and process for recovering hydrocarbons using a supercritical fluid |
CA2843041C (en) | 2013-02-22 | 2017-06-13 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
US11440815B2 (en) | 2013-02-22 | 2022-09-13 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
US9708196B2 (en) | 2013-02-22 | 2017-07-18 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
US9364773B2 (en) | 2013-02-22 | 2016-06-14 | Anschutz Exploration Corporation | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water |
US10215399B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-02-26 | The Babcock & Wilcox Company | Small supercritical once-thru steam generator |
JP6248253B2 (ja) * | 2013-08-29 | 2017-12-20 | 国立大学法人秋田大学 | 溶液中の重質油回収方法及び回収システム |
CN105518101A (zh) * | 2013-09-13 | 2016-04-20 | 通用电气公司 | 处理用于产生超临界密相流体的采出水和注入地质层用于烃生产 |
US9771527B2 (en) | 2013-12-18 | 2017-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Production of upgraded petroleum by supercritical water |
DK3097165T3 (da) * | 2014-01-20 | 2022-09-12 | Applied Res Associates Inc | Højeffektiv flydepunktsnedsættende fremgangsmåde |
US20170003264A1 (en) * | 2014-01-24 | 2017-01-05 | The University Of Wyoming Research Corporation D/B/A Western Research Institute | Volatile Hydrocarbon Separation and Analysis Apparatus and Methods |
FR3018274B1 (fr) * | 2014-03-10 | 2016-04-08 | Innoveox | Procede de traitement de dechets organiques par oxydation hydrothermale |
US9505678B2 (en) | 2014-05-12 | 2016-11-29 | Saudi Arabian Oil Company | Process to produce aromatics from crude oil |
CN105368487A (zh) * | 2014-08-12 | 2016-03-02 | 罗杰·K·洛特 | 用于加工烃类的超声波处理 |
KR101568615B1 (ko) * | 2014-11-28 | 2015-11-11 | 연세대학교 산학협력단 | 중질 탄화수소 유분의 연속적 처리 방법 |
CN104492412B (zh) * | 2015-01-07 | 2016-08-24 | 苏珂 | 一种石油脱酸催化剂的制备方法 |
JP6556243B2 (ja) * | 2015-01-28 | 2019-08-07 | アプライド リサーチ アソシエーツ, インコーポレイテッド | 水熱浄化プロセス |
US9802176B2 (en) * | 2015-03-24 | 2017-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Method for mixing in a hydrocarbon conversion process |
US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US9452434B1 (en) | 2015-04-17 | 2016-09-27 | LLT International (Ireland) Ltd. | Providing wear resistance in a reactor configured to facilitate chemical reactions and/or comminution of solid feed materials using shockwaves created in a supersonic gaseous vortex |
US10427129B2 (en) * | 2015-04-17 | 2019-10-01 | LLT International (Ireland) Ltd. | Systems and methods for facilitating reactions in gases using shockwaves produced in a supersonic gaseous vortex |
US10434488B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-10-08 | LLT International (Ireland) Ltd. | Systems and methods for facilitating dissociation of methane utilizing a reactor designed to generate shockwaves in a supersonic gaseous vortex |
KR102250734B1 (ko) * | 2015-09-25 | 2021-05-11 | 에스케이이노베이션 주식회사 | 원유 내의 유기산 및 금속의 제거 방법 |
US9926497B2 (en) * | 2015-10-16 | 2018-03-27 | Saudi Arabian Oil Company | Method to remove metals from petroleum |
CN105403347B (zh) * | 2015-11-27 | 2019-09-06 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2驱最小混相压力测定方法及专用装置 |
US10066172B2 (en) * | 2015-12-15 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water upgrading process to produce paraffinic stream from heavy oil |
EP3370858B1 (en) | 2015-12-15 | 2022-01-26 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical reactor systems and processes for petroleum upgrading |
US10066176B2 (en) | 2015-12-15 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water upgrading process to produce high grade coke |
US10011790B2 (en) | 2015-12-15 | 2018-07-03 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water processes for upgrading a petroleum-based composition while decreasing plugging |
KR101696376B1 (ko) | 2016-03-25 | 2017-01-12 | 서울시립대학교 산학협력단 | 촉매를 이용한 바이오 오일의 안정화 방법 |
US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
JP6886480B2 (ja) * | 2016-07-08 | 2021-06-16 | アプライド リサーチ アソシエーツ, インコーポレイテッド | 超臨界水分離プロセス |
CN106350101B (zh) * | 2016-09-19 | 2018-01-23 | 华东理工大学 | 基于亚/超临界水中重芳烃自组装效应的重质油预处理的方法及应用 |
US10106748B2 (en) | 2017-01-03 | 2018-10-23 | Saudi Arabian Oil Company | Method to remove sulfur and metals from petroleum |
US10577546B2 (en) | 2017-01-04 | 2020-03-03 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for deasphalting oil |
US10815434B2 (en) | 2017-01-04 | 2020-10-27 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for power generation |
CN106701161B (zh) * | 2017-02-24 | 2018-05-08 | 哈尔滨工业大学 | 声空化协同供氢剂的重油改质系统与方法 |
US10752847B2 (en) | 2017-03-08 | 2020-08-25 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrothermal process to upgrade heavy oil |
US10703999B2 (en) | 2017-03-14 | 2020-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated supercritical water and steam cracking process |
US10689587B2 (en) * | 2017-04-26 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for conversion of crude oil |
KR102061960B1 (ko) * | 2017-05-11 | 2020-01-03 | 서울대학교산학협력단 | 초임계 유체를 이용한 아스팔텐 저감 방법 |
RU2655394C1 (ru) * | 2017-05-25 | 2018-05-28 | Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") | Способ подготовки высоковязкой нефти |
KR101928204B1 (ko) | 2017-07-19 | 2018-12-11 | 성균관대학교산학협력단 | 중질유분 개질 방법 |
CN108452842B (zh) * | 2017-10-27 | 2020-11-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 催化裂化油浆糠醛抽出油加氢催化剂及其制备方法与应用 |
DE102017127417B4 (de) | 2017-11-21 | 2021-01-21 | Egm-Holding-International Gmbh | Reaktionskammer |
KR102180627B1 (ko) * | 2017-12-04 | 2020-11-18 | 주식회사 엘지화학 | 자동화된 시료 열분해 장치 |
JP2021054873A (ja) * | 2018-01-12 | 2021-04-08 | 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 | 高粘度重質油からの炭化水素の生産方法、及び生産システム |
CN108251093A (zh) * | 2018-01-31 | 2018-07-06 | 南京工业大学 | 一种用于稠油热采的超临界流体的制备系统和方法 |
US11286434B2 (en) * | 2018-02-26 | 2022-03-29 | Saudi Arabian Oil Company | Conversion process using supercritical water |
US11021659B2 (en) * | 2018-02-26 | 2021-06-01 | Saudi Arabia Oil Company | Additives for supercritical water process to upgrade heavy oil |
US10927313B2 (en) * | 2018-04-11 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical water process integrated with visbreaker |
WO2019222307A1 (en) * | 2018-05-15 | 2019-11-21 | Worcester Polytechnic Institute | Water-assisted zeolite upgrading of oils |
KR102098148B1 (ko) * | 2018-06-22 | 2020-04-07 | 서울대학교산학협력단 | 아스팔텐 저감 방법 |
US10526552B1 (en) | 2018-10-12 | 2020-01-07 | Saudi Arabian Oil Company | Upgrading of heavy oil for steam cracking process |
CN109650518A (zh) * | 2019-01-30 | 2019-04-19 | 中国原子能科学研究院 | 利用超临界水氧化处理有机废液的方法 |
US11118439B2 (en) | 2019-12-06 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Displacing fluid for enhanced oil recovery |
US11384299B2 (en) | 2019-12-19 | 2022-07-12 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for upgrading and converting crude oil to petrochemicals through steam cracking |
CN113123740A (zh) * | 2019-12-30 | 2021-07-16 | 四川宏华石油设备有限公司 | 一种钻井液冷却系统 |
US11459511B2 (en) | 2020-04-09 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Crude stabilizer bypass |
US11345861B2 (en) | 2020-06-22 | 2022-05-31 | Saudi Arabian Oil Company | Production of linear olefins from heavy oil |
US11845902B2 (en) | 2020-06-23 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Online analysis in a gas oil separation plant (GOSP) |
US11781075B2 (en) | 2020-08-11 | 2023-10-10 | Applied Research Associates, Inc. | Hydrothermal purification process |
US11548784B1 (en) | 2021-10-26 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Treating sulfur dioxide containing stream by acid aqueous absorption |
US11926799B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | 2-iso-alkyl-2-(4-hydroxyphenyl)propane derivatives used as emulsion breakers for crude oil |
CN114561229A (zh) * | 2022-02-28 | 2022-05-31 | 中海油天津化工研究设计院有限公司 | 一种节能的超临界水改质油品的方法 |
US20240059984A1 (en) * | 2022-08-19 | 2024-02-22 | Uop Llc | Processes and apparatuses for heating a hydrocarbon feed stream for a reactor |
US11898107B1 (en) | 2022-12-16 | 2024-02-13 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for processing hydrocarbon feedstocks |
Family Cites Families (112)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US496779A (en) * | 1893-05-02 | Tile or brick machine | ||
US2135332A (en) | 1935-12-31 | 1938-11-01 | Gasoline Prod Co Inc | Conversion of hydrocarbon oil |
US2623596A (en) * | 1950-05-16 | 1952-12-30 | Atlantic Refining Co | Method for producing oil by means of carbon dioxide |
US3325395A (en) * | 1965-04-19 | 1967-06-13 | Mcdowell Wellman Eng Co | Travelling grate method for the recovery of oil from oil bearing minerals |
US4005005A (en) * | 1974-05-31 | 1977-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from tar sands |
US3989618A (en) | 1974-05-31 | 1976-11-02 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for upgrading a hydrocarbon fraction |
US3948755A (en) * | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
US3960706A (en) * | 1974-05-31 | 1976-06-01 | Standard Oil Company | Process for upgrading a hydrocarbon fraction |
US3983027A (en) * | 1974-07-01 | 1976-09-28 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for recovering upgraded products from coal |
US3948754A (en) * | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
US4113446A (en) * | 1975-07-22 | 1978-09-12 | Massachusetts Institute Of Technology | Gasification process |
JPS5250306A (en) | 1975-10-22 | 1977-04-22 | Kureha Chem Ind Co Ltd | Method and apparatus for decoking |
US4118797A (en) * | 1977-10-25 | 1978-10-03 | Energy And Minerals Research Co. | Ultrasonic emulsifier and method |
US4243514A (en) * | 1979-05-14 | 1981-01-06 | Engelhard Minerals & Chemicals Corporation | Preparation of FCC charge from residual fractions |
US4543190A (en) * | 1980-05-08 | 1985-09-24 | Modar, Inc. | Processing methods for the oxidation of organics in supercritical water |
US4448251A (en) * | 1981-01-08 | 1984-05-15 | Uop Inc. | In situ conversion of hydrocarbonaceous oil |
US4550198A (en) * | 1982-11-04 | 1985-10-29 | Georgia Tech Research Institute | Purification of terephthalic acid by supercritical fluid extraction |
US4446012A (en) * | 1982-12-17 | 1984-05-01 | Allied Corporation | Process for production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water |
US4443325A (en) * | 1982-12-23 | 1984-04-17 | Mobil Oil Corporation | Conversion of residua to premium products via thermal treatment and coking |
US4483761A (en) | 1983-07-05 | 1984-11-20 | The Standard Oil Company | Upgrading heavy hydrocarbons with supercritical water and light olefins |
US4684372A (en) * | 1983-11-02 | 1987-08-04 | Petroleum Fermentations N.V. | Combustion of viscous hydrocarbons |
US4529037A (en) * | 1984-04-16 | 1985-07-16 | Amoco Corporation | Method of forming carbon dioxide mixtures miscible with formation crude oils |
US4543177A (en) * | 1984-06-11 | 1985-09-24 | Allied Corporation | Production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water |
US4839326A (en) | 1985-04-22 | 1989-06-13 | Exxon Research And Engineering Company | Promoted molybdenum and tungsten sulfide catalysts, their preparation and use |
US4818370A (en) * | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
US4753666A (en) * | 1986-07-24 | 1988-06-28 | Chevron Research Company | Distillative processing of CO2 and hydrocarbons for enhanced oil recovery |
US4733724A (en) * | 1986-12-30 | 1988-03-29 | Texaco Inc. | Viscous oil recovery method |
US4840725A (en) * | 1987-06-19 | 1989-06-20 | The Standard Oil Company | Conversion of high boiling liquid organic materials to lower boiling materials |
US4813370A (en) * | 1988-04-21 | 1989-03-21 | Capamaggio Scott A | Bookmarker |
US5110443A (en) * | 1989-02-14 | 1992-05-05 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Converting heavy hydrocarbons into lighter hydrocarbons using ultrasonic reactor |
US4951561A (en) * | 1989-06-06 | 1990-08-28 | Kraft General Foods, Inc. | Apparatus for fluid-solid bed processing |
US5096567A (en) | 1989-10-16 | 1992-03-17 | The Standard Oil Company | Heavy oil upgrading under dense fluid phase conditions utilizing emulsified feed stocks |
US5851381A (en) * | 1990-12-07 | 1998-12-22 | Idemitsu Kosan Co., Ltd. | Method of refining crude oil |
US5133877A (en) * | 1991-03-29 | 1992-07-28 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Conversion of hazardous materials using supercritical water oxidation |
EP0721360A1 (en) * | 1992-11-09 | 1996-07-17 | SIPIN, Anatole J. | Controlled fluid transfer system |
US5496464A (en) * | 1993-01-04 | 1996-03-05 | Natural Resources Canada | Hydrotreating of heavy hydrocarbon oils in supercritical fluids |
IT1263961B (it) * | 1993-02-24 | 1996-09-05 | Eniricerche Spa | Procedimento per la deasfaltazione e la demetallazione di residui petroliferi |
US5316659A (en) | 1993-04-02 | 1994-05-31 | Exxon Research & Engineering Co. | Upgrading of bitumen asphaltenes by hot water treatment |
US5389240A (en) * | 1993-08-02 | 1995-02-14 | Uop | Naphthenic acid removal as an adjunct to liquid hydrocarbon sweetening |
CA2200945C (en) * | 1994-10-27 | 2006-06-06 | Minas Robert Apelian | Wax hydroisomerization process |
US5720551A (en) * | 1994-10-28 | 1998-02-24 | Shechter; Tal | Forming emulsions |
FR2727634A1 (fr) * | 1994-12-06 | 1996-06-07 | Electrolyse L | Procede en milieu reducteur de transformation chimique de structures chimiques complexes dans un fluide supercritique |
US5674405A (en) * | 1995-07-28 | 1997-10-07 | Modar, Inc. | Method for hydrothermal oxidation |
US5725054A (en) * | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
DE69631901T2 (de) * | 1995-08-25 | 2005-02-03 | Exxonmobil Research And Engineering Co. | Verfahren zur verminderung der korrosivität und acidität von rohöl |
US5885440A (en) * | 1996-10-01 | 1999-03-23 | Uop Llc | Hydrocracking process with integrated effluent hydrotreating zone |
US5871637A (en) * | 1996-10-21 | 1999-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Process for upgrading heavy oil using alkaline earth metal hydroxide |
US5778977A (en) * | 1997-01-03 | 1998-07-14 | Marathon Oil Company | Gravity concentrated carbon dioxide for process |
US5904839A (en) | 1997-06-06 | 1999-05-18 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for upgrading heavy oil using lime |
US6268447B1 (en) * | 1998-12-18 | 2001-07-31 | Univation Technologies, L.L.C. | Olefin polymerization catalyst |
US5928502A (en) * | 1997-08-29 | 1999-07-27 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for reducing total acid number of crude oil |
US5871636A (en) * | 1997-08-29 | 1999-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Catalytic reduction of acidity of crude oils in the absence of hydrogen |
JP3572176B2 (ja) * | 1997-09-03 | 2004-09-29 | 三菱重工業株式会社 | コンバインド・サイクル発電方法及び発電装置 |
US6016867A (en) * | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
DE19835479B4 (de) | 1998-08-06 | 2007-06-06 | Kjeld Andersen | Verfahren zum katalytischen Entfernen von Metallverbindungen aus Schwerölen |
JP2000100850A (ja) | 1998-09-24 | 2000-04-07 | Ebara Udylite Kk | 低融点金属バンプの形成方法 |
JP2000104311A (ja) | 1998-09-30 | 2000-04-11 | Matsushita Electric Works Ltd | 衛生洗浄装置 |
JP2000109850A (ja) | 1998-10-07 | 2000-04-18 | Mitsubishi Materials Corp | 重質油の発電設備用流体燃料への転換方法及びその装置 |
JP3489478B2 (ja) | 1999-03-31 | 2004-01-19 | 三菱マテリアル株式会社 | 超臨界水を用いた炭化水素資源の転換方法 |
US6190541B1 (en) | 1999-05-11 | 2001-02-20 | Exxon Research And Engineering Company | Process for treatment of petroleum acids (LAW824) |
JP3900764B2 (ja) * | 1999-11-11 | 2007-04-04 | 三菱マテリアル株式会社 | 重質油の軽質化方法及びその装置 |
JP2001192676A (ja) | 2000-01-11 | 2001-07-17 | Mitsubishi Materials Corp | 炭化水素資源等の高効率転換方法 |
US20010035006A1 (en) * | 2000-02-01 | 2001-11-01 | Danan Dou | Sulfur trap in NOx adsorber systems for enhanced sulfur resistance |
US20020076212A1 (en) * | 2000-04-24 | 2002-06-20 | Etuan Zhang | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
FR2814967B1 (fr) * | 2000-10-10 | 2003-11-14 | Commissariat Energie Atomique | Procede et dispositif pour l'oxydation en eau supercritique de matieres |
US6547957B1 (en) | 2000-10-17 | 2003-04-15 | Texaco, Inc. | Process for upgrading a hydrocarbon oil |
US6475396B1 (en) * | 2000-11-14 | 2002-11-05 | Hydroprocessing, Llc | Apparatus and method for applying an oxidant in a hydrothermal oxidation process |
JP2002155286A (ja) * | 2000-11-20 | 2002-05-28 | Mitsubishi Materials Corp | 重質炭素資源の改質方法 |
US20020086150A1 (en) * | 2000-12-28 | 2002-07-04 | Hazlebeck David A. | System and method for hydrothermal reactions-two layer liner |
US6454936B1 (en) | 2001-03-09 | 2002-09-24 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Removal of acids from oils |
CA2348947A1 (en) * | 2001-03-19 | 2002-09-19 | Venanzio Di Tullio | A process for the catalytic reduction of heavy oils, kerogens, plastics, bio-masses, sludges and organic waste to light hydrocarbon liquids, carbon dioxide and amines |
US20020157991A1 (en) * | 2001-03-27 | 2002-10-31 | Mason Thomas G. | Disaggregation of asphaltenes in incompatible petroleum oil mixtures |
US7081196B2 (en) * | 2001-05-10 | 2006-07-25 | Mark Cullen | Treatment of crude oil fractions, fossil fuels, and products thereof with sonic energy |
JP3791363B2 (ja) | 2001-08-07 | 2006-06-28 | 株式会社日立製作所 | 重質油の軽質化方法 |
WO2003025098A2 (en) * | 2001-09-17 | 2003-03-27 | Southwest Research Institute | Pretreatment processes for heavy oil and carbonaceous materials |
JP3724438B2 (ja) * | 2002-03-08 | 2005-12-07 | 株式会社日立製作所 | 超臨界水による重質油の処理方法と処理装置及び重質油処理装置を備えた発電システム |
JP3669340B2 (ja) | 2002-03-27 | 2005-07-06 | 株式会社日立製作所 | 石油の精製方法と精製装置および発電プラント |
JP2004000825A (ja) * | 2002-05-31 | 2004-01-08 | Kurita Water Ind Ltd | 水熱酸化反応方法 |
NO20033230D0 (no) * | 2003-07-16 | 2003-07-16 | Statoil Asa | Fremgangsmåte for utvinning og oppgradering av olje |
JP4098181B2 (ja) | 2003-08-05 | 2008-06-11 | 株式会社日立製作所 | 重質油の処理方法及び重質油類処理システム |
US7435330B2 (en) * | 2003-10-07 | 2008-10-14 | Hitachi, Ltd. | Heavy oil reforming method, an apparatus therefor, and gas turbine power generation system |
JP4942911B2 (ja) | 2003-11-28 | 2012-05-30 | 東洋エンジニアリング株式会社 | 水素化分解触媒、重質油を水素化分解する方法 |
NL1027766C2 (nl) * | 2003-12-19 | 2006-07-13 | Shell Int Research | Systemen, methoden en katalysatoren voor het produceren van een ruwe-oliehoudend product. |
BRPI0405563A (pt) * | 2003-12-19 | 2005-09-20 | Shell Int Research | Métodos de produzir um produto de petróleo bruto e combustìvel de transporte, combustìvel de aquecimento, lubrificantes ou substâncias quìmicas e produto de petróleo bruto |
US7144498B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-12-05 | Kellogg Brown & Root Llc | Supercritical hydrocarbon conversion process |
US20060016723A1 (en) * | 2004-07-07 | 2006-01-26 | California Institute Of Technology | Process to upgrade oil using metal oxides |
JP4555010B2 (ja) | 2004-07-15 | 2010-09-29 | 株式会社日立製作所 | 改質燃料焚きガスタービン及びその運転方法 |
US7381320B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-06-03 | Kellogg Brown & Root Llc | Heavy oil and bitumen upgrading |
WO2006037368A1 (en) | 2004-10-04 | 2006-04-13 | Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras | Process for reducing the organic acid content of hydrocarbon feedstocks |
JP2006104311A (ja) | 2004-10-05 | 2006-04-20 | Mitsubishi Materials Corp | 未利用重質油の改質方法及びその装置。 |
SE529006C2 (sv) * | 2004-11-15 | 2007-04-03 | Chematur Eng Ab | Förfarande och system för överkritisk vattenoxidation av en ström som innehåller oxiderbart material |
SE528840C2 (sv) * | 2004-11-15 | 2007-02-27 | Chematur Eng Ab | Reaktor och förfarande för överkritisk vattenoxidation |
JP2006169401A (ja) * | 2004-12-16 | 2006-06-29 | Chubu Electric Power Co Inc | 改質プラント及び方法 |
US20070045881A1 (en) * | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Aguirre Everardo L M | Air humidifier |
US7947165B2 (en) * | 2005-09-14 | 2011-05-24 | Yeda Research And Development Co.Ltd | Method for extracting and upgrading of heavy and semi-heavy oils and bitumens |
US7938954B2 (en) * | 2005-12-16 | 2011-05-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for producing a crude product |
DE102006008809B4 (de) | 2006-02-25 | 2008-04-24 | Junghans Microtec Gmbh | Mechanischer Raketenzünder |
DE602006019698D1 (de) * | 2006-05-30 | 2011-03-03 | Environmental Consulting Catalysts & Processes For A Sustainable Dev | Verfahren zur Herstellung von leichten Kohlenwasserstoffen aus natürlichen Bitumen oder Schwerölen |
US20070289898A1 (en) * | 2006-06-14 | 2007-12-20 | Conocophillips Company | Supercritical Water Processing of Extra Heavy Crude in a Slurry-Phase Up-Flow Reactor System |
US7730958B2 (en) * | 2006-08-31 | 2010-06-08 | David Randolph Smith | Method and apparatus to enhance hydrocarbon production from wells |
JP2008094829A (ja) * | 2006-10-12 | 2008-04-24 | Kocat Inc | Mc型均一触媒およびo2/co2混合気体を用いた有機酸またはその誘導体の製造方法 |
US20080099378A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and reactor for upgrading heavy hydrocarbon oils |
US20080099377A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for upgrading heavy hydrocarbon oils |
US20080099376A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Upgrading heavy hydrocarbon oils |
US20080099374A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Reactor and process for upgrading heavy hydrocarbon oils |
EP2099624A1 (en) | 2006-12-01 | 2009-09-16 | The Four Wheeled Motorcycle Company Limited | Suspension system |
WO2008085436A1 (en) | 2006-12-27 | 2008-07-17 | Case Western Reserve University | Situated simulation for training, education, and therapy |
US8052848B2 (en) * | 2007-06-26 | 2011-11-08 | The Penn State Research Foundation | Ultrasonic and microwave methods for enhancing the rate of a chemical reaction and apparatus for such methods |
KR101606680B1 (ko) * | 2007-11-28 | 2016-03-25 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 고도로 밀납을 함유하는 원유의 유동점 및 파라핀 함량을 낮추기 위한 연속 공정 |
US20090166261A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Upgrading heavy hydrocarbon oils |
US20090166262A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Simultaneous metal, sulfur and nitrogen removal using supercritical water |
US8394260B2 (en) * | 2009-12-21 | 2013-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading process |
-
2008
- 2008-11-24 KR KR1020157033396A patent/KR101606680B1/ko active IP Right Grant
- 2008-11-24 BR BRPI0819687A patent/BRPI0819687A2/pt active Search and Examination
- 2008-11-24 MX MX2010005854A patent/MX2010005854A/es unknown
- 2008-11-24 CN CN200880125755.7A patent/CN101970610B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 US US12/277,270 patent/US8025790B2/en active Active
- 2008-11-24 WO PCT/US2008/084530 patent/WO2009073442A2/en active Application Filing
- 2008-11-24 CN CN200880125762.7A patent/CN101970609B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 WO PCT/US2008/084526 patent/WO2009073440A2/en active Application Filing
- 2008-11-24 US US12/277,268 patent/US9295957B2/en active Active
- 2008-11-24 BR BRPI0820363-6A patent/BRPI0820363B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-11-24 MX MX2010005855A patent/MX2010005855A/es unknown
- 2008-11-24 EP EP08857382A patent/EP2231823A2/en not_active Ceased
- 2008-11-24 EP EP08855883.8A patent/EP2240556B1/en not_active Not-in-force
- 2008-11-24 WO PCT/US2008/084542 patent/WO2009073446A2/en active Application Filing
- 2008-11-24 US US12/277,275 patent/US7740065B2/en active Active
- 2008-11-24 DK DK08855883.8T patent/DK2240556T3/en active
- 2008-11-24 JP JP2010536103A patent/JP5346036B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 US US12/277,263 patent/US10010839B2/en active Active
- 2008-11-24 JP JP2010536096A patent/JP5202644B2/ja active Active
- 2008-11-24 KR KR1020107014239A patent/KR101419977B1/ko active IP Right Grant
- 2008-11-24 WO PCT/US2008/084543 patent/WO2009073447A2/en active Application Filing
- 2008-11-24 CN CN2008801257542A patent/CN101983227B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 KR KR1020107013449A patent/KR20100105611A/ko not_active Application Discontinuation
- 2008-11-24 KR KR1020107014333A patent/KR101504384B1/ko active IP Right Grant
- 2008-11-24 EP EP08858300.0A patent/EP2222819B1/en active Active
- 2008-11-24 CN CN200880125761.2A patent/CN101970611B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 MX MX2010005852A patent/MX357637B/es active IP Right Grant
- 2008-11-24 US US12/277,255 patent/US8815081B2/en active Active
- 2008-11-24 JP JP2010536099A patent/JP5290317B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 MX MX2010005851A patent/MX2010005851A/es unknown
- 2008-11-24 KR KR1020107014331A patent/KR101577082B1/ko active IP Right Grant
- 2008-11-24 BR BRPI0820360A patent/BRPI0820360B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-11-24 JP JP2010536102A patent/JP5269089B2/ja active Active
- 2008-11-24 EP EP08857144A patent/EP2245119A2/en not_active Ceased
- 2008-11-24 BR BRPI0820362 patent/BRPI0820362A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-11-25 KR KR1020107014334A patent/KR101419978B1/ko active IP Right Grant
- 2008-11-25 EP EP08865032.0A patent/EP2231824B1/en not_active Not-in-force
- 2008-11-25 JP JP2010536095A patent/JP5514118B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-25 ES ES08865032.0T patent/ES2582392T3/es active Active
- 2008-11-25 MX MX2010005853A patent/MX2010005853A/es active IP Right Grant
- 2008-11-25 CN CN200880125753.8A patent/CN102159675B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-25 BR BRPI0819674A patent/BRPI0819674A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2008-11-25 WO PCT/US2008/084520 patent/WO2009082585A2/en active Application Filing
-
2011
- 2011-08-18 US US13/212,509 patent/US8216520B2/en active Active
-
2014
- 2014-07-23 US US14/338,749 patent/US9656230B2/en active Active
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ES2582392T3 (es) | Proceso de mejora del petróleo crudo sin procesar mediante agua caliente presurizada y fluido de recuperación | |
KR102150269B1 (ko) | 중유로부터 파라핀 스트림을 생산하기 위한 초임계수 경질화 공정 | |
EP2616174B1 (en) | Sulphur removal from hydrocarbon by means of super critical water and hydrogen donor. | |
ES2287271T3 (es) | Proceso para producir una base de combustible diesel a partir de bitumen y gas de sintesis. | |
ES2269742T3 (es) | Proceso integrado de produccion de bitumen y conversion de gas. | |
ES2229752T3 (es) | Integracion de desasfaltacion y gasificacion de disolvente. | |
ES2287272T3 (es) | Produccion de combustible diesel a partir de bitumen. | |
US20090166261A1 (en) | Upgrading heavy hydrocarbon oils | |
MX2009001431A (es) | Metodos para producir combustible y/o gas. | |
BRPI0924443B1 (pt) | Method for expanding organic matters, methods for recovery of organic matters, method for rain reduction, and method for preparing a gas containing oils | |
US20160108324A1 (en) | Method and system for preparing a pipelineable hydrocarbon mixture | |
KR20190018026A (ko) | 초임계 수 분리 방법 | |
GB2471862A (en) | Extracting and upgrading heavy hydrocarbons using supercritical carbon dioxide | |
US11697984B2 (en) | System and process for producing diluent from dilbit, transportation, and treatment of heavy oil | |
WO2014006169A1 (en) | A system and a method of recovering and processing a hydrocarbon mixture from a subterranean formation | |
WO2017117677A1 (en) | Improvements in in situ upgrading via hot fluid injection | |
KR20230100869A (ko) | 오일샌드 생산시스템 및 생산방법 | |
CA3175229A1 (en) | Integrated bitument and produced water steam generation | |
CA2816133A1 (en) | A method to improve the characteristics of pipeline flow |