ES3067076T3

ES3067076T3 - Process for mixing dilution steam with liquid hydrocarbons before steam cracking

Info

Publication number: ES3067076T3
Application number: ES20716678T
Authority: ES
Inventors: Dennis Maloney; Kandasamy Sundaram; Raghu Narayan; Abdul Akhras
Original assignee: Saudi Aramco Technologies Co; Lummus Technology Inc; Chevron Lummus Global LLC; Lummus Technology LLC
Current assignee: Saudi Aramco Technologies Co; Chevron Lummus Global LLC; Lummus Technology LLC
Priority date: 2019-03-15
Filing date: 2020-03-13
Publication date: 2026-05-19
Anticipated expiration: 2040-03-13
Also published as: US11390817B2; EP3938471A1; WO2020190785A1; US20210363441A1; US12098335B2; US11959032B2; US20220333025A1; US20230340342A1; KR20220050085A; KR20240171193A; TW202045702A; TW202523829A; KR102739959B1; KR102800058B1; KR102792036B1; TW202045701A; US20240209271A1; WO2020190784A1; RS68196B1; US20200291311A1

Abstract

Un proceso para el craqueo con vapor de un crudo completo que incluye una etapa de volatilización para mantener un tamaño de gota de hidrocarburo relativamente grande. El proceso puede incluir el contacto del crudo completo con vapor para volatilizar una porción de los hidrocarburos, donde el contacto entre la materia prima de hidrocarburo y el vapor se realiza a una velocidad relativa inicial inferior a 30 m/s, por ejemplo. La fase de vapor resultante, que incluye los hidrocarburos volatilizados y el vapor, puede separarse de una fase líquida que comprende hidrocarburos no vaporizados. Los hidrocarburos en la fase de vapor pueden enviarse a un reactor de pirólisis con vapor para su craqueo. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

[0001] DESCRIPCIÓN

[0002] Procedimiento para mezclar vapor de dilución con hidrocarburos líquidos antes del craqueo con vapor

[0003] Campo de la divulgación

[0004] Las realizaciones divulgadas en el presente documento se refieren en general al procesamiento de mezclas de hidrocarburos, tales como crudos enteros u otras mezclas de hidrocarburos que incluyen hidrocarburos no volátiles, para producir olefinas.

[0005] Antecedentes

[0006] Las mezclas de hidrocarburos que tienen componentes no volátiles, tales como los que tienen un punto de ebullición final superior a 550°C, no suelen procesarse directamente en un reactor de pirólisis de vapor para producir olefinas, ya que el reactor se coquiza con bastante rapidez. Aunque la limitación de las condiciones de reacción puede reducir la tendencia al ensuciamiento, las condiciones menos severas provocan una pérdida significativa del rendimiento. El consenso general en la técnica es que las mezclas de hidrocarburos que tienen un amplio intervalo de ebullición y/o hidrocarburos que tienen un punto de ebullición final alto requieren una separación inicial de los hidrocarburos en numerosas fracciones, tales como gas / hidrocarburos ligeros, hidrocarburos del intervalo de la nafta, gasóleo, etc., y después el craqueo de cada fracción en condiciones específicas para esas fracciones, tales como en hornos de pirólisis de vapor separados. Aunque el fraccionamiento, tal como mediante una columna de destilación, y el procesamiento por separado pueden requerir mucho capital y energía, generalmente se cree que el procesamiento por separado e individual de las fracciones proporciona el mayor beneficio con respecto al control del procedimiento y el rendimiento.

[0007] Para el procesamiento de hidrocarburos pesados y otros procedimientos de craqueo con vapor que requieren el contacto de una fracción de hidrocarburo con vapor de dilución, diversos documentos de la técnica anterior enseñan la vaporización parcial de las materias primas de hidrocarburo líquido antes de mezclarlas con vapor de dilución en la relación de peso de 0.5 a 1.0 (vapor a hidrocarburos). En el caso de las materias primas tradicionales, la mezcla se realiza a altas velocidades y da lugar a la vaporización total de la materia prima. Sin embargo, en el caso de las cargas que contienen hidrocarburos no volátiles, tales como los crudos enteros, la vaporización total no se consigue ni se desea.

[0008] El vapor y los hidrocarburos, durante estos procedimientos de mezcla y volatilización, suelen entrar en contacto a velocidades relativas (velocidad del vapor menos velocidad del hidrocarburo) a menudo tan altas o superiores a 100 m/s. Estas velocidades de contacto dan lugar a la formación de pequeñas gotas de líquido, inducidas deseablemente a entrar en contacto íntimo con los hidrocarburos y el vapor para lograr un alto nivel de vaporización. Por desgracia, estas pequeñas gotas de líquido son difíciles de eliminar del vapor. Como resultado de ello, se necesitan separadores de vapor-líquido extraordinarios, tal como un sistema de procesamiento de petróleo pesado (HOPS), para eliminar estas pequeñas gotas antes de que el vapor separado se envíe a la sección radiante del craqueador de vapor. Varios documentos de la técnica anterior pueden incluir EP1639060, US3617493, US4498629, US6632351, US7097758, US8070938, US 2009/107887 A1, así como Ludwig Kniel et al, "Ethylene: Keystone to the Petrochemical Industry", Marcel Dekker, Inc., Nueva York, 1980, p. 85, y Mal J. Maddock, Ph.D., "Improved Field Condensate Cracking Trends in Industrial Application", ponencia presentada en Refining, LNG and Petrochem Asia 92, 1-4 de diciembre de 1992, Singapur.

[0009] Resumen de la divulgación

[0010] En la actualidad se han desarrollado procedimientos para procesar de forma flexible crudos enteros y otras mezclas de hidrocarburos que contienen hidrocarburos no volátiles y/o precursores de coque de alto punto de ebullición, en las condiciones de funcionamiento elegidas. Más específicamente, las cargas de hidrocarburos líquidos pueden precalentarse, de acuerdo con las realizaciones del presente documento, sin formar vapor significativo, evitando al mismo tiempo altas velocidades relativas. El vapor de dilución se añade al hidrocarburo a una velocidad relativa baja para vaporizar los hidrocarburos más volátiles, sin crear pequeñas gotas líquidas difíciles de separar. Las realizaciones del presente documento pueden reducir ventajosamente la coquización y el ensuciamiento durante el procesamiento posterior, tal como el craqueo térmico, incluso en condiciones de alta severidad, para alcanzar los rendimientos deseables, al tiempo que disminuyen significativamente los requisitos de capital y energía asociados con el prefraccionamiento y el procesamiento por separado.

[0011] En un aspecto, las realizaciones divulgadas en el presente documento se refieren a un procedimiento de craqueo con vapor de un crudo entero. El procedimiento incluye el contacto de un crudo entero que tiene un punto de ebullición final superior a 550°C con vapor para volatilizar los hidrocarburos del mismo y que tienen una temperatura de punto de ebullición normal inferior a 450°C. El contacto de la materia prima de hidrocarburo y el vapor se lleva a cabo a una velocidad relativa inicial de menos de 30 m/s, en el que la velocidad relativa inicial es la diferencia entre una primera velocidad de flujo del crudo entero y una segunda velocidad de flujo del vapor cuando se mezclan inicialmente. El procedimiento también incluye separar una fase de vapor que comprende hidrocarburos volatilizados y vapor de una fase líquida que comprende hidrocarburos no vaporizados e hidrocarburos craqueados con vapor en la fase de vapor. El procedimiento comprende además el control de una temperatura de vapor y una tasa de alimentación de vapor suficientes para volatilizar entre el 5 y el 90 por ciento en peso de los hidrocarburos presentes en el crudo entero. En algunas realizaciones, el contacto entre el crudo entero y el vapor puede llevarse a cabo a una velocidad relativa inicial en el intervalo desde aproximadamente 1 m/s a aproximadamente 15 m/s. En otras realizaciones, el contacto entre el crudo entero y el vapor puede llevarse a cabo a una velocidad relativa inicial en el intervalo desde aproximadamente 2 m/s a aproximadamente 10 m/s.

[0012] La puesta en contacto del vapor y los hidrocarburos puede incluir además la formación de gotas de hidrocarburo que tengan una distribución del tamaño de gota con un D50 superior a aproximadamente 1000 micras en algunas realizaciones, donde el 50 por ciento en peso del líquido está contenido en gotas con diámetros inferiores a D50. En diversas realizaciones, el procedimiento puede incluir la formación de gotas de hidrocarburo que tienen un D10 de más de aproximadamente 20 micras, donde el 10 por ciento en peso del líquido está contenido en gotas con diámetros menores que D1 y el 90 por ciento en peso del líquido está contenido en gotas con diámetros mayores que D10. Las realizaciones en el presente documento también pueden incluir el precalentamiento del crudo entero a una temperatura inferior a su temperatura de punto de burbuja antes del paso de contacto.

[0013] En algunas realizaciones, el contacto puede incluir mezclar el vapor y el crudo entero en flujo co-corriente, y la separación puede incluir separar la fase vapor de la fase líquida en un separador ciclónico. En otras realizaciones, el vapor y el crudo entero pueden ponerse en contacto a contracorriente.

[0014] El procedimiento incluye el control de una temperatura de vapor y una tasa de alimentación de vapor suficientes para volatilizar entre el 5 y el 90 por ciento en peso de los hidrocarburos presentes en el crudo entero. En algunas realizaciones, el procedimiento puede incluir el control de una temperatura de vapor y una tasa de alimentación de vapor suficientes para volatilizar del 10 al 30 por ciento en peso de los hidrocarburos en el crudo entero.

[0015] En cada una de las realizaciones anteriores, en las que se va a adicionar vapor en mezcla con una corriente de hidrocarburos líquidos, dicho contacto se realiza a baja velocidad para vaporizar los hidrocarburos más volátiles sin crear pequeñas, difíciles de separar, gotas líquidas.

[0016] El diagrama de flujo del procedimiento que se muestra en el dibujo adjunto puede modificarse ligeramente para crudos y específicos y combinaciones de productos. Otros aspectos y ventajas serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones adjuntas.

[0017] Breve descripción de los dibujos

[0018] La Figura es un diagrama de flujo de procedimiento simplificado de un sistema de craqueo térmico de mezclas de hidrocarburos.

[0019] Descripción detallada

[0020] En un aspecto, las realizaciones divulgadas en el presente documento se refieren a procedimientos para la volatilización controlada de una materia prima de hidrocarburo de amplio intervalo de ebullición con vapor. Como se ha indicado anteriormente, cuando el punto de ebullición final de una mezcla de hidrocarburos es elevado, tal como superior a 550°C, la mezcla de hidrocarburos puede contener compuestos indeseables o difíciles de procesar. Por ejemplo, los componentes de alto punto de ebullición no pueden procesarse directamente en un reactor de pirólisis de vapor para producir olefinas, ya que la presencia de estos hidrocarburos pesados da lugar a la formación de coque en el reactor, donde la coquización puede producirse en uno o más de los serpentines de precalentamiento o sobrecalentamiento de la zona de convección, en los serpentines radiantes o en los intercambiadores de la línea de transferencia, y donde dicha coquización puede producirse rápidamente, tal como en unas pocas horas.

[0021] Al volatilizar los hidrocarburos para su separación y alimentación a procedimientos posteriores, se ha descubierto que el contacto "suave" del vapor con los hidrocarburos puede vaporizar ventajosamente los hidrocarburos más ligeros de la mezcla, al tiempo que minimiza o evita la formación de gotas y el arrastre de hidrocarburos más pesados que pueden interferir con el procesamiento posterior. Como se utiliza en el presente documento, "suave" se refiere al contacto del hidrocarburo y el vapor llevado a cabo a una velocidad relativa inicial de menos de 30 m/s para producir una mezcla separable que incluye una fase líquida que comprende hidrocarburos no vaporizados y una fase vapor que comprende hidrocarburos volatilizados y vapor. En algunas realizaciones, el contacto de la materia prima de hidrocarburo y el vapor puede llevarse a cabo a una velocidad relativa inicial en el intervalo de aproximadamente 1 m/s a aproximadamente 30 m/s m/s, tal como en el intervalo de aproximadamente 1 m/s a aproximadamente 15 m/s. En otras realizaciones, el contacto de la materia prima de hidrocarburo y el vapor puede llevarse a cabo a una velocidad relativa inicial en el intervalo de aproximadamente 2 m/s a aproximadamente 10 m/s, tal como en el intervalo de aproximadamente 3.5 m/s a aproximadamente 10 m/s o de aproximadamente 6.5 m/s a aproximadamente 9.5 m/s. El contacto inicial del vapor y los hidrocarburos puede producirse, por ejemplo, a velocidades relativas inferiores a 30 m/s, inferiores a 25 m/s, inferiores a 20 m/s, inferiores a 18 m/s, inferiores a 15 m/s, inferiores a 12 m/s o inferiores a 10 m/s, tal como a una velocidad relativa en el intervalo desde un límite inferior de 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 o 10 m/s a un límite superior de 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 15, 18, 20 o 25 m/s, donde cualquier límite inferior puede combinarse con cualquier límite superior. Tal como se utiliza en el presente documento, la velocidad relativa inicial se refiere a las diferencias en las velocidades de las corrientes respectivas cuando se mezclan inicialmente.

[0022] La cantidad de hidrocarburos que se desea volatilizar puede influir en el límite inferior de la velocidad. Una cantidad de calor está disponible en un volumen específico de vapor a una diferencia de temperatura dada con los hidrocarburos. Como tal, la velocidad del vapor, que se determina por el área de flujo y el caudal volumétrico del vapor, debe ser suficiente para volatilizar una cantidad deseada de hidrocarburos en la materia prima de hidrocarburo. En consecuencia, el dimensionamiento de los componentes utilizados para el contacto del vapor y los hidrocarburos puede determinarse en función de sus caudales respectivos necesarios para lograr una cantidad deseable de volatilización.

[0023] En algunas realizaciones, la materia prima de hidrocarburo puede precalentarse a una temperatura inferior, igual o superior a su temperatura de punto de burbuja con algo de vapor antes de poner en contacto la materia prima de hidrocarburo con el vapor. El precalentamiento puede producirse, por ejemplo, en un intercambiador de calor, tal como un intercambiador de calor de alimentación / efluente, así como en serpentines de calentamiento dispuestos, por ejemplo, en una sección convectiva de un calentador.

[0024] El contacto entre el vapor y la materia prima de hidrocarburo puede llevarse a cabo, en algunas realizaciones, con el vapor y los hidrocarburos en flujo co-corriente. Por ejemplo, el vapor y los hidrocarburos pueden mezclarse a través de tuberías concéntricas, donde el vapor o los hidrocarburos que fluyen por la tubería exterior pueden entrar en contacto con el otro de los vapores o hidrocarburos que fluyen en un terminal de una tubería interior. En algunas realizaciones, el vapor puede estar en el tubo exterior y los hidrocarburos pueden fluir por el tubo interior. En otras realizaciones, el hidrocarburo puede fluir por la tubería exterior y el vapor puede fluir por la tubería interior. En algunas realizaciones, se pueden proporcionar dispositivos de mezcla, tal como un mezclador estático, aguas abajo del terminal del tubo interior.

[0025] Tras la adición de la mezcla, el calentamiento directo puede provocar la volatilización parcial de los hidrocarburos. La mezcla de dos fases resultante puede alimentarse a un separador para separar la fase líquida, incluyendo los hidrocarburos no volatilizados, de una fase vapor, incluyendo el vapor y los hidrocarburos volatilizados. Dado que el vapor y los hidrocarburos se mezclan de forma suave, es posible que se formen gotas mínimas o nulas que puedan arrastrar hidrocarburos más pesados a la salida de la fase de vapor. En consecuencia, el contacto en co-corriente del vapor y los hidrocarburos puede permitir la baja velocidad relativa, tal como menos de 30 m/s o menos de 15 m/s, y puede permitir que el diámetro de la gota de hidrocarburo líquido sea predominantemente superior a 25 micras, por ejemplo. Este diámetro de gota de hidrocarburo líquido puede permitir la vaporización de componentes ligeros sin vaporizar o arrastrar componentes pesados.

[0026] En algunas realizaciones, el separador puede ser un recipiente de vaporización súbita. En algunas realizaciones, la mezcla de vapor e hidrocarburos, tras el contacto, puede alimentarse en un recipiente de vaporización súbita cilíndrico de forma que la mayor parte del flujo se introduzca tangencialmente en el recipiente, creando un flujo ciclónico, facilitando así la separación de las fases de vapor y líquida, incluyendo cualesquiera gotas que puedan haberse formado durante el procedimiento de mezcla. La cámara de separación ciclónica puede incluir una salida superior para recuperar la fase de vapor y una salida inferior para recuperar la fase líquida.

[0027] En otras realizaciones, el vapor y la materia prima de hidrocarburo pueden ponerse en contacto a contracorriente. Por ejemplo, el vapor y los hidrocarburos pueden introducirse en extremos opuestos de un recipiente vertical, donde los hidrocarburos descendentes pueden entrar en contacto con el vapor ascendente. En algunas realizaciones, el recipiente vertical puede contener elementos internos de transferencia de masa/calor y/o distribuidores para introducir el vapor y/o los hidrocarburos. Las velocidades en el recipiente vertical pueden mantenerse lo suficientemente bajas como para evitar la formación significativa de pequeñas gotas de líquido (es decir, gotas con diámetros inferiores a 25 micras), pero lo suficientemente altas como para alcanzar un grado deseado de volatilización de los componentes ligeros.

[0028] Como se ha descrito anteriormente, tanto el contacto en co-corriente como en contracorriente de vapor e hidrocarburos de acuerdo con las realizaciones descritas en el presente documento puede llevarse a cabo a velocidades relativas para evitar la formación de cantidades significativas de pequeñas gotas de hidrocarburo que puedan ser arrastradas. Sin embargo, se reconoce que el contacto dará lugar a una distribución del tamaño de las gotas. En algunas realizaciones, el contacto de vapor e hidrocarburos de acuerdo con las realizaciones del presente documento puede llevarse a cabo a velocidades relativas tales que las gotas formadas tengan un D50 superior a 100 micras, superior a 150 micras, superior a 200 micras, superior a 250 micras, superior a 300 micras o superior a 350 micras. En otras realizaciones, las gotas formadas tienen un D10 superior a 5 micras, tal como superior a 10 micras, superior a 15 micras, superior a 20 micras, superior a 25 micras, superior a 30 micras, superior a 35 micras, superior a 85 micras o superior a 200 micras. En algunas realizaciones, las gotas formadas pueden tener un D10 en el intervalo de aproximadamente 60 a aproximadamente 150 micras y un D50 en el intervalo de aproximadamente 200 a aproximadamente 350 micras. En otras realizaciones, el contacto del vapor y el hidrocarburo puede llevarse a cabo de forma que menos del 5%, menos del 10% o menos del 15% de las gotas tengan un diámetro inferior a 25 micras.

[0029] Dado que el punto de ebullición final de la mezcla de hidrocarburos es alto, la mezcla de hidrocarburos no puede procesarse directamente en un reactor de pirólisis de vapor para producir olefinas. La presencia de estos hidrocarburos pesados da lugar a la formación de coque en el reactor, donde la coquización puede producirse en uno o más de los serpentines de precalentamiento o sobrecalentamiento de la zona de convección, en los serpentines radiantes o en los intercambiadores de la línea de transferencia, y dicha coquización puede producirse rápidamente, tal como en pocas horas. El crudo entero no se craquea comercialmente, ya que no resulta económico. Generalmente se fracciona, y sólo se utilizan cortes específicos en un reactor de pirólisis de vapor para producir olefinas. El resto se utiliza en otros procedimientos. Las cargas contaminadas con puntos finales más bajos también pueden afectar a las plantas de olefinas en el reactor de pirólisis de vapor o en la sección de recuperación de productos, o en ambos.

[0031] La reacción de craqueo se produce mediante un mecanismo de radicales libres. Por lo tanto, se puede conseguir un alto rendimiento de etileno cuando se craquea a altas temperaturas. Las cargas más ligeras, como butanos y pentanos, requieren una temperatura de reactor elevada para obtener altos rendimientos de olefinas. Las cargas pesadas, como el gasóleo y el gasóleo de vacío (VGO), requieren temperaturas más bajas. El crudo contiene una distribución de compuestos desde butanos hasta VGO y residuos (material que tiene un punto de ebullición normal superior a 550°C). Someter el crudo entero, sin separar, a altas temperaturas produce un alto rendimiento de coque (subproducto del craqueo de hidrocarburos a alta severidad) y obstruye el reactor. El reactor de pirólisis de vapor debe pararse periódicamente y el coque debe eliminarse mediante descoquización por vapor/aire. El tiempo transcurrido entre dos periodos de limpieza en los que se producen las olefinas se denomina duración de operación. Cuando el crudo se craquea sin separación, el coque puede depositarse en los serpentines de la sección de convección (vaporizando el fluido), en la sección radiante (donde se producen las reacciones de producción de olefinas) y/o en el intercambiador de la línea de transferencia (donde las reacciones se detienen rápidamente por enfriamiento para preservar los rendimientos de olefinas). Los dispositivos y procedimientos de separación en el presente documento pueden facilitar el fraccionamiento del crudo entero en las fracciones deseadas para un mejor procesamiento en el reactor de pirólisis de vapor.

[0033] Al volatilizar los hidrocarburos para su separación y alimentación a un craqueador de vapor, se ha descubierto que el contacto suave del vapor con los hidrocarburos puede vaporizar ventajosamente los hidrocarburos más ligeros de la mezcla, minimizando o evitando la formación de gotas y el arrastre de hidrocarburos más pesados. Las realizaciones divulgadas en el presente documento pueden utilizarse para precalentar y separar la mezcla de hidrocarburos de carga en dos o más fracciones. En el procedimiento de la invención, un crudo entero se pone en contacto con vapor para volatilizar una fracción de hidrocarburo ligero que tiene una temperatura de punto de ebullición normal de menos de 450°C, tal como, por ejemplo, menos de 400°C, menos de 350°C, menos de 300°C, menos de 250°C, menos de 220°C, menos de 200°C, menos de 180°C, menos de 160°C, menos de 150°C, menos de 140°C, menos de 120°C o menos de 90°C. Antes del contacto con el vapor, la materia prima de hidrocarburo puede precalentarse, tal como en un intercambiador de calor o haciendo pasar la materia prima por una sección de convección de un reactor de pirólisis de vapor (o un calentador) para precalentar la mezcla de hidrocarburos de carga, facilitando la separación en las fracciones deseadas.

[0035] Se inyecta vapor en la materia prima de hidrocarburo a una velocidad relativa baja (vapor menos velocidad del hidrocarburo), como se define en la reivindicación 1, para aumentar la vaporización de la mezcla de hidrocarburos y controlar el calentamiento y el grado de separación conseguidos. La vaporización de los hidrocarburos puede producirse a temperaturas relativamente bajas. El contacto inicial del vapor y los hidrocarburos puede producirse, por ejemplo, a velocidades relativas bajas, como se ha descrito anteriormente, donde las velocidades relativas pueden ser, por ejemplo, inferiores a 30 m/s, inferiores a 25 m/s, inferiores a 20 m/s, inferiores a 15 m/s, inferiores a 12 m/s o inferiores a 10 m/s.

[0037] En algunas realizaciones, la temperatura del vapor y la tasa de alimentación de vapor pueden ser suficientes para volatilizar hasta el 5, hasta el 10, hasta el 15, hasta el 20, hasta el 25, hasta el 30, hasta el 35 o hasta el 40 por ciento en peso de los hidrocarburos en la materia prima de hidrocarburo, por ejemplo. En algunas realizaciones, la temperatura del vapor y el caudal de vapor pueden ser suficientes para volatilizar del 70 al 90, 95 o incluso 98 por ciento en peso de los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición normal de 160°C o menos, tal como del 75 al 85 por ciento en peso de los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición normal de 160°C o menos. En otras realizaciones, la temperatura del vapor y el caudal de vapor pueden ser suficientes para volatilizar del 70 al 90, 95 o 98 por ciento en peso de los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición normal de 200°C o menos, o de 220°C o menos, tal como del 75 al 85 por ciento en peso de los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición normal de 200°C o de 220°C o menos.

[0039] El contacto del vapor y el hidrocarburo de amplio intervalo de ebullición de acuerdo con las realizaciones del presente documento puede minimizar o eliminar la volatilización de precursores de coque y/o el arrastre de precursores de coque. Por ejemplo, para una temperatura de punto de corte dada, las realizaciones del presente documento pueden volatilizar eficazmente predominantemente hidrocarburos que tengan un punto de ebullición normal igual o inferior a la temperatura de punto de corte prevista. Por ejemplo, el "corte" de hidrocarburo puede ser relativamente limpio, lo que significa que la fracción vaporizada puede no tener ninguna cantidad sustancial (>10 % en peso como se utiliza en el presente documento) de compuestos que hierven por encima del objetivo de temperatura de ebullición previsto. Por ejemplo, un corte de 160°C- puede no tener ninguna cantidad sustancial de compuestos de hidrocarburos que hiervan por encima de 160°C (es decir,>10 % en peso). En otras realizaciones, las temperaturas objetivo de "corte" pueden ser una temperatura de punto de ebullición del 95%, o en otras realizaciones como una temperatura de punto de ebullición del 85%, tal como puede medirse utilizando ASTM D86 o ASTM D2887, o un análisis de Punto de Ebullición Verdadero (TBP) de acuerdo con la ASTM D2892, por ejemplo. En tales realizaciones, puede haber hasta un 5 % en peso, hasta un 15 % en peso o hasta un 25 % en peso de compuestos por encima de la temperatura del punto de "corte" indicada.

[0040] Los procedimientos para craquear térmicamente una mezcla de hidrocarburos de amplio intervalo de ebullición, tal como un crudo entero, incluyen poner en contacto una materia prima de hidrocarburo que tiene un intervalo de ebullición de hasta 450°C con vapor para volatilizar una porción de los hidrocarburos. La puesta en contacto de la materia prima de hidrocarburo y el vapor puede realizarse a una velocidad relativa inicial inferior a 15 m/s o inferior a 12 m/s, tal como a una velocidad relativa de 9 m/s, por ejemplo, como se ha descrito anteriormente. Tras la recuperación, la fase de vapor resultante puede alimentarse en un reactor de pirólisis de vapor para convertir al menos una porción de los hidrocarburos en el mismo en olefinas. La materia prima de hidrocarburo puede pasar a través de una sección de convección del reactor de pirólisis de vapor para precalentar la materia prima de hidrocarburo antes de que entre en contacto con el vapor. En algunas realizaciones, el precalentamiento se lleva a cabo para limitar el calentamiento de la materia prima de hidrocarburo a una temperatura por debajo de su temperatura de punto de burbuja.

[0041] También se describen en el presente documento un sistema para volatilizar una materia prima de hidrocarburo de amplio intervalo de ebullición y sistemas para producir olefinas y aromáticos a partir de una materia prima de hidrocarburo de amplio intervalo de ebullición, pero no forman parte de la materia objeto reivindicada. Los sistemas en el presente documento pueden incluir un dispositivo de volatilización que incluya una entrada de vapor, una entrada de hidrocarburo, una salida de fase vapor y una salida de fase líquida.

[0042] El dispositivo de volatilización puede comprender la entrada de vapor y la entrada de hidrocarburo configuradas como tuberías concéntricas dispuestas en una configuración de flujo en co-corriente. Un dispositivo de volatilización en cocorriente puede incluir además un separador ciclónico configurado para recibir el vapor que fluye en co-corriente y el hidrocarburo de las entradas concéntricas. El dispositivo de volatilización puede estar configurado con la entrada de vapor y la entrada de hidrocarburo dispuestas en una configuración de flujo en contracorriente.

[0043] Los sistemas en el presente documento también pueden incluir un sistema de control para mantener un caudal de la materia prima de hidrocarburo, introducido a través de la entrada de hidrocarburo, y un caudal del vapor, introducido a través de la entrada de vapor. El sistema de control puede estar configurado para mantener los caudales de la materia prima de hidrocarburo y del vapor, y para controlar el contacto de las corrientes a una velocidad relativa inicial inferior a 30 m/s, tal como inferior a 15 m/s, inferior a 12 m/s, inferior a 10 m/s, o a otras velocidades relativas como las descritas anteriormente.

[0044] El sistema puede incluir además un reactor de pirólisis de vapor para convertir los hidrocarburos volatilizados recuperados a través de la salida de la fase de vapor para formar olefinas y aromáticos.

[0045] Los sistemas y métodos de vaporización parcial descritos anteriormente pueden así formar una mezcla vapor-líquido. Los hidrocarburos vaporosos pueden separarse de los hidrocarburos líquidos, y sólo los vapores separados pueden alimentarse a serpentines radiantes en una o más celdas radiantes de un reactor de pirólisis de vapor.

[0046] Los pasos de calentamiento y separación pueden utilizarse para separar la mezcla de hidrocarburos en dos o más fracciones de hidrocarburos, si se desea. Esto puede permitir el craqueo de cada corte de forma óptima, de manera que el rendimiento, las relaciones de vapor a petróleo, las temperaturas de entrada y salida del calentador y otras variables puedan controlarse al nivel deseable para lograr los resultados de reacción deseados, tal como un perfil de producto deseado, limitando al mismo tiempo la coquización en los serpentines radiantes y el equipo asociado aguas abajo. El líquido restante puede eliminarse para su posterior procesamiento, tal como el acondicionamiento de las porciones más pesadas de la materia prima para convertir los componentes más pesados difíciles de procesar en hidrocarburos adecuados para su uso como cargas adicionales de serpentines radiantes para producir olefinas y aromáticos.

[0047] La materia prima de hidrocarburo puede precalentarse con calor residual de corrientes de procedimiento, incluyendo los efluentes del procedimiento de craqueo o los gases de combustión del reactor/calentador de pirólisis de vapor. Como alternativa, pueden utilizarse calentadores de crudo para el precalentamiento. En tales casos, para maximizar la eficiencia térmica del reactor de pirólisis de vapor, pueden emplearse otros fluidos fríos (como agua de carga de caldera (BFW) o precalentamiento o economizador de aire) como sumideros fríos superiores de la sección de convección.

[0048] El procedimiento de craqueo de hidrocarburos en un reactor de pirólisis de vapor puede dividirse en tres partes, a saber, una sección de convección, una sección radiante y una sección de enfriamiento, tal como en un intercambiador de línea de transferencia (TLE). En la sección de convección, la carga se precalienta, se mezcla con vapor y se vaporiza parcialmente. En la sección radiante, se craquea la carga (donde tiene lugar la principal reacción de craqueo). En la TLE, el fluido reaccionante se apaga rápidamente para detener la reacción y controlar la mezcla de productos.

[0049] En lugar del enfriamiento indirecto mediante intercambio de calor, también es aceptable el enfriamiento directo con aceite.

[0050] Las realizaciones en el presente documento vaporizan de forma eficiente y selectiva una materia prima de hidrocarburo para limitar o eliminar el arrastre de hidrocarburos más pesados, mejorando el procedimiento de craqueo. En algunas realizaciones, todo el calentamiento puede llevarse a cabo en una sección de convección de un único reactor. En algunas realizaciones, el crudo entra en la fila superior del banco de convección y se precalienta, con gas de combustión caliente generado en la sección radiante del calentador, a la presión de funcionamiento hasta temperaturas medias sin añadir vapor. Las temperaturas de salida pueden variar entre 150°C y 230°C, en función del intervalo de ebullición de la materia prima, la presión y el caudal. En estas condiciones, poco o nada de los hidrocarburos puede vaporizarse, manteniendo la materia prima de hidrocarburo por debajo o en su punto de burbuja. Por ejemplo, la temperatura de salida de este primer paso de calentamiento puede ser tal que componentes tan ligeros como la nafta (que tiene un punto de ebullición normal de hasta unos 200°C) no se vaporicen o sólo se vaporicen mínimamente. Dado que la mezcla de hidrocarburos se precalienta con gases de combustión calientes generados en la sección radiante del calentador, cabe esperar variaciones limitadas de temperatura y flexibilidad en la temperatura de salida. En algunas realizaciones, puede añadirse una pequeña cantidad de vapor con el hidrocarburo de carga y precalentarse aún más para alcanzar una temperatura superior a 200°C, con vaporización parcial de la carga. La adición de pequeñas cantidades de vapor puede evitar la formación de coque y, al mismo tiempo, permite calentar la carga a altas temperaturas, lo que permite recuperar un mayor rendimiento de crudo o carga bruta para la producción de olefinas y aromáticos.

[0051] A continuación, la mezcla de hidrocarburos precalentada puede añadirse y mezclarse con vapor, como se ha descrito anteriormente, a velocidades relativas bajas para vaporizar sólo parcialmente la materia prima de hidrocarburo, y la porción vaporizada puede separarse de la porción no vaporizada. Los vapores pueden someterse a un sobrecalentamiento adicional, mezclarse con vapor de dilución y, a continuación, alimentarse al serpentín radiante para su craqueo.

[0052] En algunas realizaciones los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición normal de 160°C o inferior pueden volatilizarse, por ejemplo. Esta fracción de hidrocarburo ligero volatilizado y la mezcla de vapor de dilución pueden sobrecalentarse aún más en la sección de convección y, a continuación, entrar en el serpentín radiante. El serpentín radiante puede estar en una celda diferente, o se puede utilizar un grupo de serpentines radiantes en una única celda para craquear la fracción de hidrocarburo ligero. La cantidad de vapor de dilución puede controlarse para minimizar la energía total. Típicamente, la fracción de vapor a hidrocarburo ligero se controla a una relación de vapor a petróleo de aproximadamente 0.5 p/p, tal como de 0.2 p/p a 1.0 p/p, o tal como de aproximadamente 0.3 p/p a aproximadamente 0.7 p/p.

[0053] Los hidrocarburos líquidos no vaporizados pueden, en algunas realizaciones, ser procesados posteriormente o enviados a combustible. Si se desea el craqueo térmico del líquido no vaporizado para producir olefinas y aromáticos adicionales, el líquido no vaporizado puede acondicionarse primero en otros procedimientos de refinería, tal como un procedimiento LC-FINING o un procedimiento LC-SLURRY, disponibles en Chevron Lummus Global, para producir cargas adecuadas para su uso en un reactor de pirólisis de vapor. En lugar del hidroprocesamiento, también se pueden considerar otras rutas, tal como la coquización retardada y/o el craqueo catalítico fluido (FCC). Además, la energía térmica disponible en esta corriente puede utilizarse para precalentar otras corrientes de procedimiento o para generar vapor.

[0054] La tecnología de serpentín radiante puede ser de cualquier tipo con tiempos de residencia a granel que oscilan entre 90 milisegundos y 1000 milisegundos con múltiples filas y múltiples pasadas paralelas y/o disposiciones de serpentín dividido. Pueden ser verticales u horizontales. El material del serpentín puede ser de aleaciones de alta resistencia con tubos desnudos y con aletas o mejorados internamente para la transferencia de calor. El calentador puede consistir en una caja radiante con múltiples serpentines y/o dos cajas radiantes con múltiples serpentines en cada caja. La geometría y las dimensiones de los serpentines radiantes y el número de serpentines de cada caja pueden ser iguales o diferentes. Si el coste no es un factor importante, pueden emplearse calentadores/intercambiadores de varias corrientes.

[0055] Tras el craqueo en los serpentines radiantes, se pueden utilizar uno o varios intercambiadores de línea de transferencia para enfriar los productos muy rápidamente y generar vapor a (súper) alta presión. Pueden combinarse uno o más serpentines y conectarse a cada intercambiador. El/Los intercambiador(es) puede(n) ser de doble tubo o un intercambiador de múltiples carcasas y tubos.

[0056] En lugar del enfriamiento indirecto, también puede utilizarse el enfriamiento directo. En estos casos, puede inyectarse aceite a la salida del serpentín radiante. Tras el enfriamiento con aceite, también puede utilizarse un enfriamiento con agua. En lugar del enfriamiento con aceite, también es aceptable un enfriamiento con agua. Tras el enfriamiento, los productos se envían a una sección de recuperación.

[0057] La Figura ilustra un diagrama de flujo de procedimiento simplificado de un sistema de craqueo que puede utilizarse para realizar un método de acuerdo con las realizaciones del presente documento. Un horno tubular cocido 1 se utiliza para el craqueo de hidrocarburos a etileno y otros compuestos olefínicos y aromáticos. El horno tubular cocido 1 tiene una sección o zona de convección 2 y una sección o zona de craqueo 3. El horno 1 contiene uno o más tubos de procedimiento 4 (serpentines radiantes) a través de los cuales una porción de los hidrocarburos alimentados inicialmente a través de la línea de alimentación de hidrocarburos 22 se craquean para producir gases de producto mediante la aplicación de calor. El calor radiante y convectivo se suministra mediante la combustión de un medio de calentamiento introducido en la sección de craqueo 3 del horno 1 a través de las entradas del medio de calentamiento 8, tal como quemadores de hogar, quemadores de suelo o quemadores de pared, y sale a través de un tubo de escape 10.

[0059] La materia prima de hidrocarburo, tal como un crudo entero o una mezcla de hidrocarburo que incluye hidrocarburos que hierven desde hidrocarburos del intervalo de nafta hasta hidrocarburos que tienen una temperatura de punto de ebullición normal superior a 450°C, puede introducirse a un serpentín de calentamiento 24 a través de la entrada 22, dispuesto en la sección convectiva 2 del calentador de pirólisis de vapor 1. Por ejemplo, pueden introducirse en el serpentín de calentamiento 24 hidrocarburos que tengan un amplio intervalo de ebullición, incluyendo hidrocarburos que tengan temperaturas normales de ebullición superiores a 475°C, superiores a 500°C, superiores a 525°C o superiores a 550°C. En el serpentín de calentamiento 24, la materia prima de hidrocarburo puede precalentarse, tal como a una temperatura inferior a un punto de burbuja de la materia prima de hidrocarburo. A continuación, la materia prima de hidrocarburo calentada 26 se pone en contacto con vapor 50 a una velocidad relativa baja y se alimenta a un separador 27 para su separación en una fracción de vapor 28 y una fracción líquida 30. Aunque no se ilustra explícitamente, la realización ilustrada en la Figura contempla el contacto en co-corriente del vapor 50 y el hidrocarburo precalentado 26 antes de su alimentación a un separador ciclónico 27.

[0061] El vapor puede suministrarse al procedimiento a través de la línea de flujo 32. Varias porciones del procedimiento pueden utilizar vapor a baja temperatura o saturado, mientras que otras pueden utilizar vapor sobrecalentado a alta temperatura. El vapor a sobrecalentar puede alimentarse a través de la línea de flujo 32 en el serpentín de calentamiento 34, calentarse en la zona de convección 2 del calentador de pirólisis de vapor 1, y recuperarse a través de la línea de flujo 36 como vapor sobrecalentado. El vapor 50 puede ser suministrado desde la línea de flujo 32, o alternativamente puede ser vapor sobrecalentado desde la línea de flujo 50A.

[0063] El contacto del vapor 50 o 50A a baja velocidad relativa con la materia prima de hidrocarburo precalentada 26 puede volatilizar, por ejemplo, el 10 a 30 % en peso más ligero de los componentes de hidrocarburo, que pueden recuperarse junto con el vapor en la línea de flujo 28. Una porción del vapor puede alimentarse a través de la línea de flujo 40 y mezclarse con la fracción de vapor 28 para formar una mezcla de vapor / hidrocarburo en la línea 42. La mezcla de vapor / hidrocarburo en la corriente 42 puede entonces alimentarse a un serpentín de calentamiento 44 a través del sistema (A). A continuación, la mezcla sobrecalentada resultante puede alimentarse a través de la línea de flujo 46, a través del sistema (B) a un serpentín de craqueo 4 dispuesto en una zona radiante 3 del calentador de pirólisis de vapor 1. A continuación, el producto de hidrocarburo craqueado puede recuperarse a través de la línea de flujo 12 para la recuperación de calor, el enfriamiento y la recuperación del producto. Los sistemas (A) y (B) pueden ser un simple conducto, o pueden incluir uno o más calentadores, inyección adicional de vapor, cargas secundarias de hidrocarburos o procesamientos intermedios. Por ejemplo, en lugar de que el vapor adicional se alimente a través de la línea de flujo 40 y se mezcle con la fracción de vapor 28, el vapor puede mezclarse en el sistema (A).

[0065] La fracción líquida 30, que es el 70 a 90 % en peso más pesado de la materia prima de hidrocarburo que no se volatilizó en el serpentín de calentamiento 24, puede alimentarse a un sistema (C) para acondicionar los componentes más pesados para el craqueo térmico. Tras el acondicionamiento en el sistema (C), los hidrocarburos resultantes que han de craquearse térmicamente pueden precalentarse en el serpentín 52, mezclarse con vapor 53 antes o después del calentamiento del serpentín 52 dispuesto en la zona convectiva 2 del reactor de pirólisis de vapor 1. En el serpentín de calentamiento 52, los hidrocarburos acondicionados pueden vaporizarse parcial o totalmente. Como se ha indicado anteriormente, en algunas realizaciones puede añadirse una pequeña cantidad de vapor (no mostrado) antes de calentar la carga pesada. La inyección de vapor en la fracción líquida acondicionada 30 puede ayudar a prevenir la formación de coque en el serpentín de calentamiento 52. La fracción líquida calentada 54 puede alimentarse opcionalmente a un separador 56 para su separación en una fracción de vapor 58 y una fracción líquida 60. La corriente (C) puede craquearse térmicamente en el mismo craqueador de vapor, como se muestra. La corriente (C) puede ser craqueada térmicamente en un calentador diferente, proporcionando un control adicional de la temperatura. Alternativamente, la corriente (C) puede procesarse en una unidad de hidroprocesamiento o en una unidad FCC. La corriente (C) puede mezclarse con otras corrientes para formar un combustible.

[0067] Una porción del vapor sobrecalentado puede alimentarse a través de la línea de flujo 62 y mezclarse con la fracción de vapor 58 para formar una mezcla de vapor / hidrocarburo en la línea 64. A continuación, la mezcla de vapor / hidrocarburo de la corriente 64 puede alimentarse en un serpentín de calentamiento 66. A continuación, la mezcla sobrecalentada resultante puede alimentarse a través de la línea de flujo 68 a un serpentín de craqueo 4 dispuesto en una zona radiante 3 del calentador de pirólisis de vapor 1. A continuación, el producto de hidrocarburo craqueado puede recuperarse a través de la línea de flujo 13 para la recuperación de calor, el enfriamiento y la recuperación del producto.

[0068] El vapor sobrecalentado puede inyectarse a través de la línea de flujo 74 directamente en el separador 56. La inyección de vapor sobrecalentado en los separadores puede reducir la presión parcial y aumentar la cantidad de hidrocarburos en la fracción de vapor 58.

[0069] Además de calentar las corrientes de hidrocarburos y vapor, la zona de convección 2 puede utilizarse para calentar otras corrientes de procedimiento y corrientes de vapor, tales como a través de los serpentines 80, 82, 84. Por ejemplo, los serpentines 80, 82, 84 pueden usarse para calentar BFW (agua de alimentación de caldera) y para precalentar vapor SHP (súper alta presión), entre otros.

[0070] La colocación y el número de serpentines 24, 52, 34, 44, 66, 80, 82, 84 pueden variar en función del diseño y de las materias primas previstas disponibles. De este modo, la sección de convección puede diseñarse para maximizar la recuperación de energía de los gases de combustión. En algunas realizaciones, se puede desear disponer el serpentín de sobrecalentamiento 44 en una ubicación de mayor temperatura de los gases de combustión que el serpentín de sobrecalentamiento 66. El craqueo de los hidrocarburos más ligeros puede llevarse a cabo a mayor severidad, y mediante la ubicación adecuada de los serpentines de sobrecalentamiento, las condiciones de craqueo pueden mejorarse o adaptarse al corte de vapor específico.

[0071] Como se ha descrito anteriormente, el separador 27 puede estar configurado para entrar en contacto con la materia prima de hidrocarburo precalentada en co-corriente o contracorriente a una velocidad relativa baja. El contacto puede lograr una elevación baja (como la volatilización de menos del 30% en peso de los hidrocarburos), y también puede dar lugar a un alto diámetro medio de las gotas de hidrocarburo (tal como por encima de 25 micras).

[0072] El separador 56 puede funcionar para lograr un alto grado de volatilización. Si se desea un alto grado de volatilización, el segundo separador 56 puede ser una torre del sistema de procesamiento de petróleo pesado (HOPS), que puede utilizarse para lograr una volatilización superior al 95% de los hidrocarburos acondicionados. Alternativamente, se puede utilizar un separador similar al separador 27 para conseguir un alto grado de volatilización. Adicionalmente, aunque la Figura muestra corrientes de ebullición ligera y alta craqueadas térmicamente en un único calentador o en múltiples calentadores, la fracción de ebullición alta puede procesarse alternativamente en una unidad de hidroprocesamiento, como se ha indicado anteriormente.

[0073] En cada una de las realizaciones descritas anteriormente, las cargas de hidrocarburo líquido pueden precalentarse y mezclarse con vapor. Las realizaciones en el presente documento están además dirigidas hacia la formación de una mezcla de vapor e hidrocarburos líquidos, en la que los hidrocarburos líquidos se calientan sin formar vapor significativo, y evitando así alta velocidad. A continuación, se añade vapor de dilución al hidrocarburo a baja velocidad para vaporizar los hidrocarburos más volátiles, sin crear pequeñas gotas líquidas difíciles de separar.

[0074] Por ejemplo, las realizaciones del presente documento pueden incluir el precalentamiento del petróleo crudo en la sección de convección de un craqueador de vapor a una temperatura inferior a su temperatura de punto de burbuja. A continuación, el crudo precalentado puede ponerse en contacto en un recipiente vertical, que contenga elementos internos de transferencia de masa y/o calor, para poner en contacto el vapor y el crudo a bajas velocidades. En algunas realizaciones, el vapor y el crudo pueden fluir a contracorriente. Las velocidades en el recipiente vertical pueden mantenerse lo suficientemente bajas como para minimizar o evitar la formación de pequeñas gotas de líquido con diámetros inferiores a 25 micras. El vapor de la parte superior del recipiente, incluyendo el vapor y los hidrocarburos volatilizados, puede entonces dirigirse al sobrecalentamiento y/o a la sección radiante del craqueador de vapor para su conversión en olefinas. El recipiente vertical y los elementos internos de contacto pueden permitir el contacto de la fracción de hidrocarburo líquido con vapor para vaporizar una fracción de dicha materia prima de hidrocarburo a bajas velocidades para evitar la formación de pequeñas gotas. La fracción de vapor libre de gotas o esencialmente libre de gotas puede entonces ser craqueada en una zona radiante de craqueador de vapor.

[0075] Las realizaciones en el presente documento pueden reducir ventajosamente la coquización y el ensuciamiento durante el precalentamiento, el sobrecalentamiento y el procedimiento de craqueo, incluso en condiciones de alta severidad. Las realizaciones en el presente documento pueden lograr rendimientos deseables, al tiempo que disminuyen significativamente los requisitos de capital y energía asociados con el pre-fraccionamiento y el procesamiento por separado de las fracciones en múltiples calentadores.

[0076] La supresión de la coquización a lo largo del procedimiento de craqueo de acuerdo con las realizaciones del presente documento, al tiempo que se aumenta el rendimiento de olefinas, proporciona ventajas significativas, incluyendo el aumento de la duración de las operaciones (disminución del tiempo de inactividad) y la capacidad de manejar cargas que contienen hidrocarburos pesados. Además, puede obtenerse una eficiencia energética significativa con respecto a los procedimientos convencionales, incluyendo las separaciones por destilación y los reactores de craqueo por separado.

Claims

1. REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para craquear con vapor un crudo entero, el procedimiento comprendiendo:

poner en contacto un crudo entero que tenga un punto de ebullición final superior a 550°C con vapor para volatilizar los hidrocarburos del crudo entero que tengan una temperatura de punto de ebullición normal inferior a 450°C, en el que el contacto de la materia prima de hidrocarburo y el vapor se realiza a una velocidad relativa inicial inferior a 30 m/s, en el que la velocidad relativa inicial es la diferencia entre una primera velocidad de flujo del crudo entero y una segunda velocidad de flujo del vapor cuando se mezclan inicialmente;

separar una fase de vapor que comprende hidrocarburos volatilizados y vapor de una fase líquida que comprende hidrocarburos no vaporizados;

craquear con vapor hidrocarburos en la fase de vapor;

en el que el procedimiento comprende además controlar una temperatura de vapor y una tasa de alimentación de vapor suficientes para volatilizar entre el 5 y el 90 por ciento en peso de los hidrocarburos presentes en el crudo entero.

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el contacto del crudo entero y el vapor se lleva a cabo a una velocidad relativa inicial en el intervalo de aproximadamente 1 m/s a aproximadamente 15 m/s.

3. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el contacto del crudo entero y el vapor se lleva a cabo a una velocidad relativa inicial en el intervalo de aproximadamente 2 m/s a aproximadamente 10 m/s.

4. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además la formación de gotas de hidrocarburo que tienen un D50 superior que aproximadamente 100 micras.

5. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además la formación de gotas de hidrocarburo que tienen un D10 superior que aproximadamente 20 micras.

6. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además precalentar el crudo entero a una temperatura inferior a su temperatura de punto de burbuja antes del paso de contacto.

7. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el contacto comprende mezclar el vapor y el crudo entero en flujo co-corriente, y en el que la separación comprende separar la fase de vapor de la fase líquida en un separador ciclónico.

8. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el vapor y el crudo entero se ponen en contacto a contracorriente.

9. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además controlar una temperatura de vapor y una tasa de alimentación de vapor suficientes para volatilizar entre el 10 y el 30 por ciento en peso de los hidrocarburos presentes en todo el crudo.