MX2007006669A

MX2007006669A - Metodos y aparatos de procesamiento de material hidrocarbonaceo.

Info

Publication number: MX2007006669A
Application number: MX2007006669A
Authority: MX
Inventors: Lee E Brecher
Original assignee: Univ Wyoming Res Corp D B A We
Priority date: 2004-12-06
Filing date: 2005-12-06
Publication date: 2007-10-10
Also published as: US7976695B2; CA2590415A1; CA2590415C; BRPI0518427A2; US20080093259A1; WO2007027190A2; WO2007027190A3

Abstract

Se revelan metodos y aparatos para producir posiblemente petroleo pesado preparado para tuberia a partir de alimentaciones de petroleo sustancialmente no bombeables. Los metodos y aparatos pueden estar disenados para producir tales petroleos pesados preparados para tuberia en el campo de produccion. Tales metodos y aparatos pueden involucrar enjuague termico de las entradas hidrocarbonaceas liquidas en ambientes termicos (2) para generar, por medio de reaccion quimica, una cantidad destilada incrementada en comparacion con tecnologias de ebullicion convencionales.

Description

MÉTODOS Y APARATOS DE PROCESAMIENTO DE MATERIAL HIDROCARBONACEO CAMPO TÉCNICO En general, esta tecnología inventiva es concerniente con métodos y aparatos para el procesamiento de petróleo. Más específicamente, aspectos específicos de la tecnología son concernientes con el uso de ambientes térmicos, quizás cada uno como parte de una etapa en un aparato de procesamiento de múltiples etapas y quizás cada uno adaptado para procesar continuamente una entrada de petróleo (en las que se incluyen una salida del fondo hidrocarbonáceo por una etapa corriente arriba) . Tal entrada de petróleo puede ser calentada por un tiempo de residencia y a una temperatura específica. Tal puede incrementar la cantidad de vapores emitidos en comparación con tecnologías de procesamiento convencionales, además de proporcionar control mejorado sobre las operaciones de procesamiento de petróleo al proporcionar un sistema altamente ajustable .

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Es bien conocido que el petróleo es un servicio crítico para las sociedades modernas. Para cumplir con esta necesidad, la producción del petróleo está acoplada en una base mundial bajo una variedad de condiciones y utilizando una variedad de técnicas. Las reservas de petróleo (por ejemplo, petróleo extra pesado y betún) que una vez se hizo pasar a favor de más fácil de extraer reservas está ahora recibiendo considerablemente más atención que en el pasado y en efecto es el objetivo de muchos esfuerzos de extracción en Canadá y en todas partes. Por supuesto, el desarrollo continuo de las técnicas de producción de petróleo para incrementar la eficiencia económica de producción de petróleo puede ser un objetivo constante de la industria de producción de petróleo. Como es bien conocido, el petróleo crudo y petróleo parcialmente refinado consisten frecuentemente de dos o más componentes o constituyentes físicos y/o químicos. En muchas aplicaciones de producción de petróleo, puede ser deseable procesar un petróleo para separar tales varios constituyentes físicos y/o químicos. Tal separación puede ser deseable para recuperar componentes de petróleo con usos separados que puede tener valor comercial independiente y/o para producir un petróleo en el sitio del pozo que puede ser bombeado para procesamiento adicional en otras partes. Un aspecto clave de las prácticas de producción de petróleo convencionales puede ser transportar el petróleo al bombearlo a través de tuberías. Sin embargo, los aceites extra-pesados pueden no ser aptos de ser bombeados en las tuberías existentes en su estado natural debido a sus altas densidades y viscosidades cinemáticas. Más bien, estos petróleos usualmente deben ser procesados a petróleos pesados preparados para tubería. Los petróleos pesados preparados para tubería pueden ser definidos como aquellos que tienen, a temperaturas de tubería, densidades mayores de 19 grados API y viscosidades cinemáticas menores de 350 centistokes. Las técnicas convencionales para el procesamiento de petróleos extra pesados a petróleos pesados preparados para tubería involucran comúnmente mezcla ya sea con condensado de gas natural o hidrocarburos más ligeros para producir un petróleo combinado que puede ser bombeado. Sin embargo, el uso de los métodos y aparatos de esta revelación, la necesidad de un diluyente para producir un petróleo combinado puede ser eliminada y se puede producir en lugar de esto un petróleo bombeable directamente.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Se revelan métodos y aparatos para producir posiblemente petróleo pesado preparado para tubería a partir de alimentaciones de petróleo sustancialmente no bombeables. Los métodos y aparatos pueden estar diseñados para producir tales petróleos pesados preparados para tubería en el campo de producción. Tales métodos y aparatos pueden involucrar enjuague térmico de entradas hidrocarbonáceas líquidas para generar, por medio de reacción química, una cantidad de destilado incrementada en comparación con tecnologías de ebullición convencionales .

Así, un objeto de la presente invención puede ser separación vía procesos físicos y/o químicos de constituyentes físicos y/o químicos de un petróleo. Otro objeto de la presente invención puede ser efectuar tal separación utilizando métodos y aparatos que involucran ambiente (s) térmico (s) en el (los) cual (es) un petróleo puede ser calentado a una cierta temperatura por un tiempo de residencia. Todavía otro objeto de la presente invención puede ser un método novedoso para generar un petróleo bombeable (por ejemplo, petróleo pesado) a partir de un petróleo sustancialmente no bombeable (por ejemplo, petróleo extra pesado o betún) . Otro objeto de la presente invención puede ser incrementar los rendimientos de vapor en comparación con las técnicas de procesamiento de petróleo convencionales. Un objeto adicional de la presente invención puede ser proporcionar tal recuperación de destilado en conjunción con el uso de métodos y aparatos para producir petróleo pesado a partir de alimentaciones de petróleo no bombeables. Todavía otro objeto de la presente invención puede ser proporcionar una alimentación a un coquizador continuo. Naturalmente, objetos adicionales de la presente invención son revelados en todas las otras áreas de la especificación y reivindicaciones cuando se presenten.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1 es un diagrama de flujo por bloques que muestra un proceso para producir petróleo pesado preparado para tubería a partir de petróleos de alimentación extra-pesados. La figura 2 es un gráfica que muestra los resultados de operación de una modalidad de una unidad de la invención a tiempos de residencia cortos para ciertas modalidades de la presente invención. La figura 3 es un gráfica que muestra los resultados de operación de una modalidad de una unidad de la invención a tiempos de residencia medios para ciertas modalidades de la presente invención. La figura 4 es un gráfica que muestra la gravedad específica del destilado de salida de vapor producido por una unidad que opera tiempos de residencia medios para ciertas modalidades de la presente invención. La figura 5 es un gráfica que muestra balances de masa diferenciales mediante fracción de punto de ebullición producida por una unidad para ciertas modalidades de la presente invención. La figura 6 es un gráfica que muestra el rendimiento de salida de vapor a varias temperaturas y tiempos de residencia producidos por una unidad para ciertas modalidades de la presente invención.

La figura 7 es un gráfica que muestra variaciones de densidad producidas para una unidad para ciertas modalidades de la presente invención. La figura 8 muestra una modalidad de multietapas de la presente invención, con un recipiente y vertedor que define dos ambientes térmicos y con un condensador separado para ambos ambientes térmicos. La figura 9 muestra una modalidad de multietapas de la presente invención, con un recipiente y vertedor que forman dos ambientes térmicos y con un condensador separado para cada ambiente térmico. La figura 10 muestra una modalidad de multietapas de la presente invención, con un recipiente que define cada ambiente térmico y con un condensador separado correspondiente a ambos ambientes térmicos. La figura 11 muestra una modalidad de multietapas de la presente invención, con un recipiente que define cada uno de dos ambientes térmicos y con un condensador separado para cada ambiente térmico. La figura 12 muestra una modalidad de multietapas de la presente invención, con un recipiente y vertedor que define dos ambientes térmicos y con un condensador integral. La figura 13 muestra una modalidad de multietapas de la presente invención, con un recipiente y vertedor que define dos ambientes térmicos y con dos condensadores integrales.

La figura 14 muestra una modalidad de multietapas de la presente invención, con un recipiente que define cada uno de dos ambientes térmicos y con un condensador integral correspondiente a cada ambiente térmico. La figura 15 muestra una representación esquemática de una modalidad de un método de la invención para generar un petróleo bombeable a partir de un petróleo sustancialmente no bombeable .

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención incluye una variedad de aspectos, que pueden ser combinados de diferentes maneras. Las siguientes descripciones son proporcionadas para enlistar elementos y describir algunas de las modalidades de la presente invención. Estos elementos son enlistados con modalidades iniciales, sin embargo, se debe entender que pueden ser combinados de cualquier manera y de cualquier número para crear modalidades adicionales. Los varios ejemplos y modalidades preferidas descritas no deben ser interpretados para limitar la presente invención a los sistemas, técnicas y aplicaciones descritos explícitamente. Además, esta descripción debe ser entendida para soportar y abarcar descripciones y reivindicaciones de todas las varias modalidades, sistemas, técnicas, métodos, dispositivo y aplicaciones con cualquier número de los elementos revelados, con cada elemento solo y también con cualquiera y todas las varias permutaciones y combinaciones de todos los elementos en esta o cualquier solicitud subsecuente. Ciertas modalidades preferidas de la presente invención involucran el procesamiento de material hidrocarbonáceo líquido (más comúnmente denominado como petróleo) . Modalidades específicas se pueden enfocar en la reducción de la viscosidad de un petróleo de alimentación para volverlo más propenso al bombeo. Se revelan métodos y aparatos que en algunas modalidades de la presente invención pueden producir petróleo pesado preparado para tubería a partir de petróleos de alimentación extra-pesados o betunes. Por supuesto, algunas modalidades pueden introducir tal petróleo sustancialmente no bombeable (por ejemplo, uno con una viscosidad que es mayor que una especificación de viscosidad tal como se específica por un "código" gubernamental) y procesarlo para producir un material hidrocarbonáceo con una viscosidad disminuida. Tal petróleo no bombeable puede ser material prima de alimentación de petróleo crudo (por ejemplo, petróleo extra-pesado o betún) y procesos para reducir la viscosidad pueden toma lugar en el campo, en un sitio de extracción de crudo (por ejemplo, un sitio de producción tal como un sitio de pozo) . La alimentación de proceso puede ser betún o petróleo extra-pesado tal como que aquel que puede ser obtenido cuando se usan tecnologías auxiliadas por vapor para producir betún no elevado en grado a partir de depósitos de arena de petróleo canadiense o cuando se producen petróleos extra-pesados tales como aquellos encontrados en la banda de Orinoco en Venezuela. En ciertas modalidades cuyo objetivo es producir un petróleo preparado para tubería, puede ser asegurado afirmativamente que una viscosidad de un petróleo coincide sustancialmente con aquella viscosidad especificada para petróleo bombeable (por ejemplo, una viscosidad máxima de un petróleo para que se transportado vía bombeo a través de tubería) . Tal puede involucrar preparar un condensado que tiene tal viscosidad coincidente o quizás preparar un condensado que tiene una viscosidad que es menor que tal viscosidad de petróleo de bombeo especificado y agregar aquel condensado a un petróleo excesivamente viscoso (por ejemplo, un crudo) para producir un petróleo bombeable (por ejemplo, uno que tiene una viscosidad sustancialmente correspondiente). Tal petróleo bombeable puede ser denominado como preparado para tubería y puede ser frecuentemente denominado solamente como petróleo pesado. Métodos y aparatos asociados pueden ser diseñados para producir tal petróleo pesado preparado para tubería en el campo de producción y pueden eliminar la necesidad de condensado preparado separadamente o diluyente de hidrocarburos ligeros que son ahora usados comúnmente para hacer combinaciones bombeables a partir de materias primas de alimentación ultra-pesadas . Un aspecto inventivo de ciertas modalidades de la presente invención pueden ser concernientes con el procesamiento continuo durante la operación. Por supuesto, ciertas modalidades pueden involucrar elementos de entrada continuos (por ejemplo, una bomba, tubería y un orificio) que introducen continuamente un material hidrocarbonáceo - en contraposición a solamente tiene capacidades de operación por lotes. Por supuesto, tal puede mejorar la eficiencia del proceso global, quizás reduciendo la labor, energía y costos de calentamiento también. Los ambientes térmicos (2) en los cuales un material hidrocarbonáceo líquido puede ser retenido y calentado por un tiempo de residencia pueden ser encontrados (quizás en arreglos seriales) en modalidades particulares. En tales arreglos, la salida de un ambiente térmico (por ejemplo, fondos) pueden servir como la entrada al "siguiente" ambiente térmico (por ejemplo, aquel ambiente térmico que está inmediatamente flujo hacia abajo) . El ambiente térmico es propuesto como un término amplio e incluye no solamente un recipiente, sino también cualquier estructura en la cual un material hidrocarbonáceo líquido puede ser retenido y calentado. Como tal, un recipiente puede definir dos ambientes térmicos, tal como en donde hay un vertedor (5) de clases (a tipo de segregador físico) en aquel recipiente individual (véase figuras 8, 9, 12 y 13). Tal vertedor puede habilitar el procesamiento diferencial (por ejemplo, calentamiento a diferentes temperaturas y quizás por tiempos diferentes) de petróleo en porciones segregadas del recipiente. Por supuesto, de acuerdo con la amplia definición de petróleo (un material hidrocarbonáceo líquido) , los fondos hidrocarbonáceos líquidos de un ambiente térmico es un tipo de petróleo . Adicionalmente, se debe notar que un ambiente térmico tiene una capacidad volumétrica (habilitando mediante esto la retención del contenido por un tiempo de residencia, de tal manera que pueda ser calentado por aquel tiempo) . Por supuesto, esta capacidad - la cantidad máxima de líquido material hidrocarbonáceo líquido que puede ser retenido y calentado en el mismo - no necesita ser usada en su totalidad durante procesamiento (aunque, por ejemplo, un recipiente puede por supuesto ser llenado a la capacidad durante la operación) . Por supuesto, al coordinar aspectos del sistema de tal manera que un ambiente térmico específico mantiene un petróleo por un cierto tiempo como se desea (un tiempo de residencia) , puede solamente ser necesario asegurar que, dada una cierta velocidad de entrada del material hidrocarbonáceo líquido y velocidad de salida de una porción de aquel material, la capacidad volumétrica no demasiado pequeña (por ejemplo, el recipiente es suficientemente grande dadas estas restricciones específicas.

Como se debe entender, los aspectos que pueden ser coordinados para dar como resultado un tiempo de residencia deseado pueden incluir velocidad de entrada, velocidad de salida, temperatura del (los) ambiente (s) térmico (s) y aún presión dentro del ambiente térmico (las presiones más bajas pueden mejorar la volatilidad de los constituyentes, etc.). Por supuesto, dada una cierta temperatura y tiempo de residencia, una velocidad de salida demasiado baja puede dar como resultado un incremento en el volumen del petróleo en aquel ambiente térmico y un eventual "desbordamiento" indeseable. Ciertamente, también es claro que la velocidad de salida de un ambiente térmico (refiriéndose a las salidas no gaseosas y no vaporosas) es comúnmente más baja que la velocidad de entrada, debido a que los materiales hidrocarbonáceos que son vaporizados o emitidos como gas. También se debe notar que las presiones de los ambientes térmicos pueden variar para producir productos vaporosos como se desee - las presiones pueden ser de vacío, atmosféricas o mayores que la atmosférica (en las que se incluyen, pero no limitadas a ligeramente por encima de la atmosférica, tal como sustancialmente a 1%, 3%, 5%, 7%, 10%, 12% y 15%) . Las temperaturas del ambiente térmico pueden ser bajas temperaturas de punto de ebullición (por ejemplo, menos de 4.4°C (40°F), menos de 21.1°C (70°F), menores de 37.8°C (100°F), menores de 65.5°C (150°F), menor de 93.3°C (200°F), menores de 121.1°C (250°F), menores de 148.9°C (300°F), menores de 187.8°C (370°F), menores de 204.4°C (400°F), menores de 232.2°C (450°F), menores de 260°C (500°F), menores de 287.8°C (550°F), menores de 315.5°C (600°F), menores de 343.3°C (650°F), menores de 371.1°C (700°F), menores de 376.7°C (710°F)). Aquellos aspectos de la presente invención son aptos para producir mayores hidrocarburos procesados (por ejemplo, aquellos materiales hidrocarbonáceos que son vaporizados y subsecuentemente condensados) que los observados cuando se usan métodos de procesamiento convencionales pueden ser atribuibles al tiempo de residencia. Esencialmente, el enjuague térmico que toma lugar durante el calentamiento prolongado del contenido hidrocarbonáceo del (los) ambiente (s) térmico (s) fisura los materiales hidrocarbonáceos constituyentes, produciendo mediante esto cantidades adicionales de materiales hidrocarbonáceos más ligeros que pueden luego ser vaporizados. La reacción química puede producir materiales hidrocarbonáceos que, en su apariencia como vapor, pueden tener un punto de condensación que es menor o igual a la temperatura a la cual el contenido del ambiente térmico son calentados (que puede ser por lo menos una temperatura de punto de ebullición del constituyente de material hidrocarbonáceo) . Además, las moléculas fisuradas pueden aún ser más pesadas que las moléculas más pesadas evaporadas. Los tiempos de residencia pueden ser seleccionados en base a datos relativos a la respuesta vaporosa a diferentes tiempos de residencia a una cierta temperatura (o quizás cambiante). Tales datos, ya sea en forma de gráficas, diagramas, tablas o en otra forma, pueden también ser útiles en la coordinación de aspectos de los métodos y aparatos de la invención para producir productos como se propone. Se debe notar que en algún punto, los rendimientos adicionales debidos al cracking y subsecuente vaporización disminuyen y hay poco sentido económico en mantener y continuar calentando el petróleo a aquella temperatura. Entonces, por supuesto, puede ser prudente emitir el petróleo retenido al siguiente ambiente térmico (quizás con una temperatura más alta para remover hidrocarburos más pesados), o quizás un coquizador (3) . Los tiempos de residencia para cada ambiente térmico pueden ser diferentes o por supuesto pueden ser similares a todos o solamente algunos de los otros ambientes térmicos que pueden existir. Los tiempos de residencia pueden ser aquellos tiempos de residencia que dan como resultado un rendimiento de vapor como se desee (que por supuesto incluye no solamente vaporización de los constituyentes del material hidrocarbonáceo, sino también de aquellos materiales hidrocarbonáceos que son generados por medio de cracking) . Un tiempo de residencia ideal para un cierto ambiente térmico puede ser menor que aquel tiempo de residencia que, en su consumación (por ejemplo, al final de ocho horas) no fisura o somete a cracking las moléculas hidrocarbonáceas . Sin embargo, puede haber algún tiempo antes de la observación de absolutamente ningún cracking (o de mínimo) en el cual la-"retención residencial" debe ser terminada, por razones económicas. El calentamiento durante el tiempo de residencia es costoso y tales costos no serán justificados por las ganancias vaporosas reducidas, en algún punto en el tiempo. Aquel punto puede variar, por supuesto, quizás dependiendo del constituyente del material hidrocarbonáceo (pentano, agua, etano, etc.) que un ambiente térmico se propone remover. Tiempos de residencia posibles incluyen, pero no están limitados a: cinco minutos, quince minutos, media hora, una hora, dos horas, tres horas, cuatro horas, cinco horas, seis horas, siete horas, ocho horas, nueve horas y diez horas. También se debe notar que hay, por supuesto un límite en cuanto al número de etapas (cada una con una entrada y salida, la fuente de calor (1) y su ambiente térmico único) que se van a emplear en una unidad de recuperación de destilado (7) quizás denominado solamente en la presente como "unidad") . Solamente una de muchas modalidades diferentes de tal unidad es tan dependiente de quizás la viscosidad objetivo (que puede en sí mismo depender de la especificación de viscosidad de petróleo bombeable, la viscosidad del crudo entrante y si un rendimiento condensado procesado va a ser agregado a un crudo de entrada sustancialmente no bombeable o en lugar de esto bombeado por sí mismo, el número de etapas puede variar (de quizás uno a veinte) . Sin embargo, otros objetivos de la unidad - y quizás el coquizador también - que incluye solamente la preparación de un hidrocarburo procesado deseado, puede determinar el número de etapas. De tal manera y dada la naturaleza cancelante de la economía en el procesamiento del petróleo, tales decisiones se pueden tomar para dar como resultado una economía de procesamiento deseada. Se notará quizás tangencialmente, de acuerdo con el amplio significado que el término "unidad de recuperación de destilado" ha asumido como se usa por los inventores, el término unidad de recuperación de destilado se puede aplicar a aquellos aparatos que no efectúan la recuperación de un destilado (pero quizás en lugar de o solamente la recuperación de efecto de un vapor que es condensado subsecuentemente en un aparato separado. Como es bien conocido, una fuente de calor se puede relacionar a cualquiera de una variedad de maneras en las cuales una masa puede ser calentada, en las que se incluyen pero no limitadas a gas natural, eléctrico, uso de gas producido durante el procesamiento de metano, quemado de combustible sólido, etc. Por supuesto, la fuente de calor puede ser ajustable para calentar el petróleo en los ambientes térmicos como se desee. Una fuente de calor puede calentar más un ambiente térmico o uno o más (o todos) los ambientes térmicos pueden tener su propia fuente de calor.

Ciertas modalidades de la presente invención pueden incluir un sistema de recolección de vapor y gas (que, en parte o completamente, puede ser denominado como (6)). Por supuesto, siempre que un condensador (4) actúa sobre vapores, se considera que han sido recolectados (así, siempre que el aparato incluye un condensador, debe incluir un sistema de recolección de vapor y gas, aún en donde aquel aparato forma parte del condensador, es uno en el mismo con el condensador o está separado del condensador) . Tales aparatos son bien conocidos en el arte e incluyen pero no están limitados a sistemas de gas de barrido (por ejemplo, en los que se incluyen aquellos que usan metano como gas de barrido) y aquella parte de bandejas de destilación o tapa de burbujas (o quizás otras partes estructurales, tales como cualquier "techo" superior del (los) ambiente (s) térmico (s) que pueden existir) que actúa para establecer vapores de tal manera que puedan ser condensados. Aquel gas de barrido puede más tarde ser removido de los gases y vapores recolectados, como es también bien conocido en el arte. Entradas superiores son parte del sistema de recolección de vapor y gas (que puede incluir además, en por lo menos una modalidad, un tanque presurizado (9) de metano, como solo un ejemplo). Por supuesto, este metano puede ser reciclado de su fuente como un producto de otros sub-procesos en el sistema. Como se usa en la presente, por propósitos de claridad, el término vapor se puede referir a una masa condensable en tanto que gas se puede referir a masa no condensable. Además, se debe entender que se dice que un sistema de recolección de vapor y gas existe en tanto que los vapores son recolectados (por ejemplo, aún en donde hay pocos o ningunos gases recolectados) . Se debe entender que ciertas modalidades pueden incluir un (os) condensador (es) . Como es bien conocido, las temperaturas en un condensador pueden ser suficientemente bajas para condensar vapor (es) de interés. De acuerdo con la naturaleza amplia de la presente invención, un condensador puede corresponder a (esto es, operar sobre los vapores de) más de un ambiente térmico. Por supuesto, uno condensador puede corresponder a todos los ambientes térmicos en una unidad de recuperación de destilado de multietapa. Sin embargo, puede haber un condensador para cada ambiente térmico, o en una unidad de multietapas individual, uno o más ambientes térmicos pueden tener solamente un condensador correspondiente, en tanto que uno o más de los ambientes térmicos restantes pueden tener dos o más condensadores correspondientes. Independientemente, los condensadores (y sistema de recolección de vapor y gas, para aquella materia) pueden ser establecidos integralmente (véase figuras 12-14) con el ambiente térmico con el cual corresponden (plato (s) de destilación o tapas de burbuja cerca de la parte superior de los mismos, como solamente dos ejemplos) o separadamente de los mismos (véase figuras 8-11).

En algunas modalidades, el aparato de la invención (que en algunas modalidades puede ser denominado como unidad de recuperación de destilado) puede calentar los fondos entrantes (ya sea mediante vaporización instantánea o de otra manera) en etapas, quizás en algunas modalidades para remover hidrocarburos de punto de ebullición más ligeros y quizás para producir una corriente del fondo que se vuelve progresivamente más pesada. En ciertas modalidades, las condiciones de operación en la unidad de recuperación de destilado se pueden hacer variar en amplios intervalos quizás para cambiar tanto la cantidad como la calidad de los hidrocarburos que salen del sistema como líquidos y vapores. Por ejemplo, la operación a cortos tiempos de residencia (quizás de un minuto o menos) y a presiones moderadas (quizás hasta 343.3°C (650°F) o 371.1°C (700°F)) pueden vapores de hidrocarburo que pueden ser característicos de los intervalos de punto de ebullición normales en el petróleo de alimentación. Poca o ninguna modificación química de la materia prima de alimentación puede ser obtenida en una separación puramente física puede ocurrir bajo tales condiciones. Los rendimientos de salida de vapor resultantes de los ambientes térmicos pueden posiblemente ser estimados utilizando la punta de curvo de ebullición normal para el hidrocarburo de interés. Sin embargo, los tiempos de residencia más largos pueden por supuesto fisurar constituyentes de hidrocarburo y producir un incremento en las emisiones vaporosas en comparación con aquellos procesos de calentamiento que no involucran un enjuague térmico. Para ilustrar esto y aspectos relacionados de la presente invención, se hace referencia particular a ciertas figuras. La figura 2 ilustra para una modalidad de la presente invención la fracción de un petróleo crudo de lago frío entrante que se puede evaporar y posiblemente reportar salida de vapor cuando la temperatura de la etapa de ebullición es mantenida a una temperatura que varía quizás entre 204.4°C (400°F) a 399°C (750°F) . En esta instancia, los tiempos de residencia en los ambientes térmicos pueden posiblemente ser menores de cinco minutos y un producto destilado sin cracking puede ser recuperado de los condensadores de salida de vapor. La cantidad de material recolectado como salida de vapor puede estar de acuerdo con aquel esperado de consideraciones de punto de ebullición normal. La figura 3 ilustra para una modalidad de la presente invención que si el tiempo de residencia en la etapa de ebullición es incrementado de 1-5 minutos a 15-30 minutos, alteraciones químicas en el material que fluye por la salida de vapor puede comenzar a ocurrir. Desviaciones significativas del comportamiento de ebullición normal pueden comenzar a ser notadas a temperaturas ambientes térmicas quizás mayores de 357.2°C (675°F) y el rendimiento de materiales recolectados en la salida de vapor pueden comenzar a incrementarse espectacularmente . La figura 4 ilustra para una modalidad de la presente invención que la gravedad específica del producto destilado producido por la operación a tiempos de residencia medios puede parecer no variar con la temperatura del ambiente térmico, aunque la densidad de la salida del fondo de los ambientes térmicos puede aparecer hacer esto. Como se puede esperar, los fondos se pueden volver más pesados a medida que los materiales ligeros son quizás removidos progresivamente. La constancia posible en la calidad del producto de salida de vapor puede sugerir una escisión progresivamente mayor de los enlaces de carbono-azufre a medida que la temperatura es elevada. Las figuras 5 y 6 ilustran para una modalidad de la presente invención que a medida que los tiempos de residencia pueden ser incrementados primero a una hora y luego a dos horas, las mejoras en el rendimiento de salida de vapor global pueden continuar realizándose. Existe una "solución intermedia" entre el tiempo de residencia y la temperatura, sin embargo, y rendimientos máximos pueden solamente ser obtenidos a tiempos de residencia largos. La figura 7 ilustra para una modalidad de la presente invención que las tendencias que pueden haber sido observadas más temprano con respecto a las modalidades específicas del producto de salida de vapor y los fondos del ambiente térmico pueden proseguir a medida que los tiempos de residencia son incrementados. Esto puede permitir considerable flexibilidad en el diseño y disposición física de las unidades de la invención. En algunas modalidades, quizás dependiendo de la temperatura y tiempo de residencia de una etapa térmica en la unidad de recuperación de destilado, los líquidos de hidrocarburo y vapores que salen de la etapa pueden ser indicadores de quizás simple ebullición en un extremo a quizás sustancial cracking de los hidrocarburos más pesados a productos más ligeros en el otro. El grado a la cual ya sea se utiliza uno u otro extremo en un sistema operativo puede ser función de su diseño. El pleno aprovechamiento de los fenómenos puede permitir que equipo diseñado por el cliente quizás sea altamente y selectivamente optimizado (ajustado) para una materia prima de alimentación dada. Por supuesto, uno de los objetivos de ciertas modalidades de la presente invención es remover de un material de entrada de hidrocarbonáceo (por ejemplo, un petróleo crudo sin procesar) ciertos constituyentes del mismo. Modalidades particulares se pueden enfocar sobre la remoción de hidrocarburos ligeros (por ejemplo, aquellos con relativamente bajos puntos de ebullición) . Sin embargo, estas y otras modalidades pueden incluir una etapa de remoción de agua que aparecería comúnmente como la primera etapa de una unidad de procesamiento de multietapas. Tal etapa (que incluiría preferiblemente un ambiente térmico) calentaría el material hidrocarbonáceo entrante para vaporizar agua líquida que, aunque no es un material hidrocarbonáceo, frecuentemente es un constituyente del material hidrocarbonáceo - particularmente cuando aquel material es una crudo sin procesar. Modalidades con tal etapa de vaporización de agua pueden incluir un ambiente térmico (por ejemplo, que tiene capacidad de retención) , pero ciertamente pueden haber otras maneras en las cuales el agua puede ser evaporada de un crudo "húmedo" (por ejemplo expansión libre (véase 10), tanque de asentamiento, calentamiento sin retención) - ya dentro o fuera de la unidad. En ciertas modalidades, el agua puede ser removida de un petróleo entrante para generar un petróleo anhidro y subsecuentemente tal petróleo "anhidro" puede ser introducido a la unidad de procesamiento de la invención. Otra vez, la alimentación al proceso podría no necesitar estar libre de agua (o sólidos, para aquella cuestión) . Por supuesto, puede posiblemente contener hasta 10% de agua o 20% de BS&W si el contenido de agua es menor de 10%. En aquellas modalidades en donde la entrada a la unidad de procesamiento es anhidra, el agua puede haber sido removido mediante una expansión libre o quizás un tanque de asentamiento (o simple calentamiento y vaporización) . Cuando se usan técnicas de remoción de agua de expansión libre, la alimentación puede ser primero presurizada a quizás tanto como 56.2 Kg-fuerza/cm2 (800 libras/pulg2) y luego calentada a temperaturas quizás tan altas como 343.3°C (650°F). Esta corriente presurizada puede luego ser expandida a la presión atmosférica utilizando expansión libre, posiblemente a través de una válvula (expansión de Joule-Thompson) , durante el cual el agua puede ser vaporizada instantáneamente, saliendo luego posiblemente del sistema como un vapor benigno. La combinación óptima de presión y temperatura en este sub-proceso puede depender del contenido de agua de la alimentación entrante. Puede ser que mientras mayor sea el contenido de agua, más alta la presión y temperatura requeridas para efectuar su liberación. Los fondos de vaporización instantánea anhidros calientes pueden ser dejados después de la remoción del agua luego puede ser alimentada a la unidad de procesamiento (con sus ambientes térmicos) para procesamiento adicional . Ciertas modalidades pueden incluir un coquizador. Comúnmente, tal coquizador sería continuo (en contraposición a solamente operable en modo por lotes) y puede involucrar agitación física (debido quizás a un barreno) , un elemento que no es encontrado comúnmente en ambientes térmicos encontrados en la unidad misma. Una descripción de un coquizador continuo podría encontrar aplicación en el aparato global se puede encontrar en la patente estadounidense No. 6972085, expedida el 6 de dic de 2005, incorporada en la presente por referencia.

Para operación óptima, tal coquizador continuo puede incluir un control de nivel de líquido que permite que el coquizador mantenga un nivel de líquido constante (aún cuando la velocidad de alimentación cambia) Tal control podría ser obtenido, por ejemplo, mediante un tubo de bajada dimensionado y situado apropiadamente . Ciertos métodos de la invención pueden incluir la etapa de generar una combinación condensada de vapores producidos durante las etapas de retención. Tal generación puede tomar lugar con un aparato de generación de condensado, que puede ser: (a) ya sea en un orden u otro, un condensador y un combinador (que combina ya sea vapores o condensado, como sea apropiado, dependiendo si está corriente arriba o corriente abajo del (los) condensador (es ) ; o (b) un condensador que recibe vapores sin combinar (de uno o más ambientes térmicos) y los combina por sí mismos internamente. Explicado en términos de etapa de método corolarias, tal etapa de "generación" mencionada anteriormente puede ser efectuada ya sea al combinar primero vapores de más de un ambiente térmico y luego condensarlo o al primero condensar vapores en más de un condensador (por ejemplo, un condensador correspondiente a cada ambiente térmico) y luego combinar el condensado o al usar un condensador que actúa sobre los vapores que son separados antes de su entrada al condensador.

Por supuesto, para producir diferentes condensados constituyentes hidrocarbonáceos, diferentes ambientes térmicos pueden tener diferentes temperaturas. Comúnmente, las temperaturas de los ambientes térmicos se incrementarían a medida que el material hidrocarbonáceo viaja corriente abajo, encontrando diferentes ambientes térmicos. Sin embargo, si el propósito de la unidad es solamente crear un condensado bombeable (por ejemplo "en especificación") entonces puede no ser necesario remover ciertos constituyentes del material hidrocarbonáceo más pesados. Además, dadas las restricciones de un problema de procesamiento particular a ser resuelto se podría solamente desear producir constituyentes que tienen un cierto "peso" o menor (por ejemplo, pentanos y más ligeros) . Ciertas modalidades pueden comprender un aparato de mezcla del condensado (15) que diluye un petróleo sustancialmente no bombeable a una viscosidad que está en o quizás debajo de una viscosidad de especificación al agregar un material de viscosidad más baja (por ejemplo, un condensado procesado) a un petróleo "fuera de especificación" (por ejemplo, un crudo cuya viscosidad es mayor que una especificación de viscosidad) . Tales modalidades pueden involucrar un sistema de extracción de fracción de corriente lateral (11) que puede extraer de un crudo entrante un flujo a ser procesado (o un flujo al cual un condensado de viscosidad más baja procesado se va a agregar) . Un petróleo sustancialmente no bombeable puede ser un petróleo que tiene una viscosidad que es mayor que una especificación de viscosidad de petróleo bombeable (que puede ser una viscosidad máxima) . Además, aunque puede ser correcto que para un líquido sea bombeable apropiadamente índices diferentes a la viscosidad puede necesitar estar a un valor especificado o dentro de un intervalo especificado, el procesamiento de un líquido excesivamente viscoso de tal manera que sea bombeable (aún en donde aquel procesamiento involucra solamente la adición de un diluyente preparado a partir de una fracción de corriente lateral) involucrará una disminución de viscosidad. Etapas adicionales, por lo menos algunas de las cuales son bien conocidas en el arte pueden necesitar ser invadidas para convertir un petróleo que está completamente "en especificación" para el bombeo. En algunas modalidades, la unidad de procesamiento puede calentar los fondos entrantes (ya sea por vaporización instantánea o de otra manera) en etapas (cada etapa caracterizada principalmente por un ambiente térmico) para remover posiblemente hidrocarburos de punto de ebullición más ligero y para producir posiblemente una corriente del fondo que se vuelve progresivamente más pesada. En varias modalidades, las condiciones de operación en la unidad se pueden hacer variar sobre amplios intervalos para cambiar quizás tanto la cantidad como la calidad de los hidrocarburos que salen del sistema como líquidos y vapores. Por ejemplo (como se menciona anteriormente) , en una modalidad, la operación a tiempos de residencia cortos (quizás de un minuto o menos) y a temperaturas moderadas (quizás hasta 343.3°C (650°F) o 371.1°C (700°F)) puede producir vapores de hidrocarburo característicos de los intervalos de punto de ebullición del petróleo de alimentación. Poca o ninguna modificación química puede ocurrir y se puede obtener una separación puramente física. En otras modalidades, ya que la severidad de procesamiento puede ser incrementada, más alteración química de líquido de ebullición puede ocurrir y la naturaleza del producto de salida de vapor puede cambiar. También, como se menciona anteriormente, puede ser que la composición del producto de la unidad de procesamiento pueda variar con la naturaleza de la alimentación y puede ser alterada al cambiar los parámetros de operación del sistema. Los fondos de la unidad pueden ser denominados como ultrapesados puesto que su densidad puede ser considerablemente mayor que aquella de la alimentación de proceso. Por ejemplo, en algunas modalidades cuando la alimentación entrante es un petróleo con una densidad de 10-12 grados API, frecuentemente la densidad de API que sale de la unidad puede ser negativa y puede tener una gravedad específica mayor de la unidad. Cualesquier fondos ultrapesados de la unido de procesamiento pueden ser alimentados a una unidad de coquización (un coquizador) en donde pueden ser procesados térmicamente bajo una severidad aún más alta para quizás producir coque y posiblemente gases y vapores más ligeros adicionales. En algunas modalidades, una unidad rotativa (en los que se incluyen una barrera, etc.) capaz de alimentación continua para obtener esta función puede quizás ser apropiados para esta aplicación. Tal coquizador puede ser como se describe en la patente estadounidense No. 6972085. En otras modalidades, si tal dispositivo no está disponible o no es apropiado para uso, ya sea coquización fluida o coquización retardada puede ser usado en lugar de esto. Independientemente, el control proporcionado sobre el procesamiento corriente arriba puede proporcionar un grado de control mejorado con respecto a la cantidad y calidad de coque producido por el coquizador continuo. En algunas modalidades, se pueden emprender etapas adicionales, dependiendo quizás de la calidad del producto final deseado. Los vapores que salen de la unidad de coquización y la unidad de procesamiento pueden ser combinados, quizás recomprimidos (12), y quizás ser enviados a un sistema de separación gas-líquido (por ejemplo, un condensador) . En algunas modalidades, estos vapores quizás pueden ser enfriados mediante intercambio de calor directo, posiblemente contra agua de enfriamiento y el condensado puede ser recolectado en trampas (KO) , quizás ya sea en etapas o posiblemente como un producto combinado. Dependiendo quizás de la presente del sistema y de la economía global, puede ser factible recuperar LPG de productos secundarios en esta etapa. Similarmente, quizás dependiendo de la severidad de operación de las unidades de recuperación de destilado y coquización, estos vapores pueden posiblemente contener cantidades significativas de olefinas que en algunas modalidades pueden garantizar recuperación como un producto secundario del proceso. De esta etapa, los gases no condensables pueden fluir al sistema de separación de hidrógeno (13) y los líquidos crudos pueden quizás ser enviados a la unidad de estabilización de producto (14). Tal unidad podría saturar las olefinas y di-olefinas después de lo cual, quizás, hidrotratamiento moderado de la fracción de nafta. En algunas modalidades, los gases que entran al sistema de separación de hidrógeno pueden consistir predominantemente de hidrocarburos de Cx a C4 quizás junto con hidrógeno, sulfuro de hidrógeno y trazas de óxidos de carbono. Ya que el hidrógeno puede ser necesario para la estabilización del producto, su recuperación y reciclado en la presente puede ser garantizado. La separación de hidrógeno de la mezcla de gas global se puede efectuar mediante compresión (o re-compresión) posiblemente seguida ya sea por separación de membrana o quizás adsorción de oscilación de presión sobre tamices moleculares de cinco ángstroms o más pequeños.

En algunas modalidades, los gases de desprendimiento del sistema de separación de hidrógeno, ahora quizás agotados sustancialmente de hidrógeno y quizás también agotados de olefinas y componentes de más de 3 átomos de carbono, pueden ser procesados adicionalmente en cuanto a hidrógeno adicional posiblemente ya sea mediante reformación por vapor u oxidación parcial o puede posiblemente ser usados como combustible quizás para energizar una turbina de gas pequeña que proporciona energía a la planta y/o aparato de electrólisis para la producción de hidrógeno o posiblemente pueden ser expandidos. Dependiendo quizás del grado de procesamiento previo y posiblemente la severidad de operación global de las etapas previas, cantidades mayores o menores de H2S y remoción de gas ácido pueden ser necesarias. La fracción de nafta (C a 204.4°C (400°F)) de los líquidos producidos pueden contener olefinas y di-olefinas producidas durante el procesamiento en las unidades de recuperación de destilado y de coquización. Estos compuestos pueden tener que ser saturados mediante hidrotratamiento antes de admisión a una tubería. Se debe notar que ya que muchas modalidades de la presente invención remueven sustancias pesadas, de alquitrán (principalmente como fondos) de ciertos petróleos, tales modalidades pueden encontrar aplicación siempre que se desea limpiar un petróleo. Como tal, las modalidades pueden encontrar aplicación particular en la limpieza de fondos de tanque de campo de petróleo. Se debe entender que, como se menciona anteriormente, la presente invención incluye diferentes modalidades, cada una concerniente con diferentes combinaciones de elementos y aspectos mencionados en esta solicitud. Tales elementos/aspectos incluyen pero no están limitados a: ambientes térmicos en los cuales un material hidrocarbonáceo puede ser calentado a una cierta temperatura y por un tiempo de residencia; sistema de recolección de vapor y gas (en los que se incluyen un sistema de gas de barrido, como solo un ejemplo); sistemas de remoción de agua (que pueden simplemente ser un ambiente térmico adaptado para calentar un material hidrocarbonáceo en un ambiente térmico a una temperatura de ebullición de agua líquida específica, quizás por un tiempo de residencia específico; etapas que están cada una caracterizadas por un ambiente térmico específico, en donde las etapas son establecidas serialmente, con los ambientes térmicos de tapas corriente abajo que aceptan como entrada por lo menos una porción de la salida del fondo por el ambiente térmico de una etapa corriente arriba y con temperaturas de los ambientes térmicos que se incrementan con cada etapa sucesiva; condensador (es) ya sea integrados como parte de cada ambiente térmico o establecidos separadamente de un ambiente térmico correspondiente y si actúa sobre los vapores de uno, algunos o quizás aún todos los ambientes térmicos; hidrotratador (es) ; unidad (es) de separación de hidrógeno que actúa (n) sobre materiales calentados en ambiente (s) térmico (s); aparatos de fraccionamiento de corriente lateral (particularmente en donde un petróleo a ser procesado a un condensado menos viscoso es extraído a partir de un material hidrocarbonáceo sustancialmente no bombeable tal como aceite extra-pesado o betún) ; aparatos de reciclado (en los que se incluyen pero no limitados a aquellos aparatos adaptados para alimentar hidrógeno para re-utilización o gas no condensable producido a partir de una operación de coquización) ; aquellos sistemas adaptados para introducir continuamente y/o emitir materiales hidrocarbonáceos (en contraposición al procesamiento en modo por lotes) ; generar un diluyente a partir de la misma materia prima de alimentación - una sustancialmente no bombeable - a la cual se agrega subsecuentemente en orden para preparar un petróleo bombeable; aplicación de tecnologías (conocidas e inventivas) en el campo (por ejemplo, sobre la superficie en la vecindad de un sitio de extracción de petróleo tal como en un pozo de petróleo) . Por supuesto, ciertas modalidades de la presente invención se pueden relacionar con combinaciones o permutaciones de todos o solamente algunos de estos y quizás otros elementos. Se debe notar que aspectos adicionales y discusión adicional de aspectos revelados en la presente se pueden encontrar en el Apéndice A, anexo a la presente, el apéndice es incorporado a la presente por referencia. Además, ya que este reporte técnico presenta observaciones basadas en datos de respuesta de procesamiento, se enfoca principalmente solo en ejemplos tipo aplicación específica de la presente invención. Como tal, se debe entender que aunque las descripciones proporcionadas en el Apéndice A pueden ser manejadas en lenguaje de restricción que podría aparecer excluir alternativas, esta descripción es solamente de una(s) modalidad (es) específica (s ) y no debe precluir de ninguna manera el uso de sustitutos, ni impedir la omisión de ciertas etapas, dispositivos o estructuras. Por supuesto, ya que la tecnología de procesamiento de petróleo está más bien extensamente desarrollada, varios aspectos del procesamiento conocido involucran el ajuste de ciertos parámetros (por ejemplo, velocidad de flujo). En este sentido, algunos aspectos de la presente invención continúan su "tradición" y aún reflejan un avance con respecto a las tecnologías de ajuste de procesamiento de petróleo. Particularmente, aspectos de la presente invención son concernientes con un sistema altamente ajustable (o subsistemas, tales como una o más etapas o la operación de coquización) en donde cantidades y calidad (por ejemplo, viscosidad) de salidas y productos (por ejemplo, condensado) pueden ser controladas afirmativamente y quizás de manera predecible, después de la manipulación de parámetros ajustables (por ejemplo, tiempo de residencia y temperatura ambiental térmica) . En tal sistema ajustable, los tiempos de residencia, temperaturas, número de ambientes térmicos y/o velocidades de flujos (como solo unos pocos parámetros de operación) pueden ser manipulados para producir vapores, condensado, coque, gas no condensable y/o fondos como se desee. Aquel de habilidad ordinaria en el arte de procesamiento de petróleo sabría, después de la lectura de esta especificación, saber por lo menos una manera de fabricar sistemas que permitan el ajuste indicado o capacidades de ajuste. Se debe notar que esta revelación se propone proporcionar no solo soporte apropiado para la materia reivindicada como se presentó originalmente, sino también para materia que tiene un propósito propuesto, objetivo o caracterización general que es diferente de aquella descrita en cualesquier preámbulo de aquellas reivindicaciones presentadas originalmente. Por ejemplo, ciertas modalidades que son indicadas como concernientes con un aparato o método de reducción de viscosidad pueden también ser utilizables en otros contextos (quizás más amplio) (por ejemplo, solamente recuperación de destilado o procesamiento de petróleo en general) . También se debe entender que aquel de habilidad ordinaria en el arte del procesamiento de petróleo - otra vez, un arte altamente desarrollado - entendería como fabricar y usar la materia reivindicada después de la lectura de esta especificación. Los avances tecnológicos descritos y/o reivindicados en la presente son novedosos y no obvios, pero como son realizados y usados puede estar bien dentro del conocimiento del técnico de procesamiento de petróleo ordinario altamente entrenado después de la lectura de esta especificación. Por ejemplo, el enjuague térmico de una material prima de alimentación de crudo de entrada continuamente para generar un material hidrocarbonáceo a ser alimentado a un coquizaclor puede ser novedoso y no obvio, pero maneras de fabricar y utilizar tal sistema, como se reivindica - que indica quizás como usar curvas de punto de ebullición y otros conjuntos de datos (ya conocidos o quizás proporcionados en la presente) para estimar aquellas temperaturas y tiempos de residencia que producen fracciones de condensado como se desea, pueden ser conocidos para o fácilmente indagables por aquel de habilidad ordinaria en el arte. Ademar, y solo como un ejemplo adicionalmente, como fabricar aquel aspecto de un sistema que refleja cualquier limitación restrictiva de la materia reivindicada concerniente con la coordinación de velocidades de flujo y capacidades volumétricas para producir tiempos de residencia como se propone estarían dentro del conocimiento del técnico de procesamiento de petróleo experimentado ordinariamente después de la lectura de" esta descripción. La manufactura de ciertos sistemas reivindicados puede involucrar, en mayor o gran parte, solamente tubería conocida, presurización, calentamiento condensación, enfriamiento y otras técnicas - aunque los sistemas por sí mismos son inventivos. Simplemente no es práctico y es innecesario describir en detalle como fabricar y usar cada aspecto de la presente invención, particularmente cuando las vastas capacidades del experimentado en este campo extensamente desarrollado sabría como habilitar muchos de los elementos de la materia reivindicada, aún sin lectura de la descripción (por ejemplo, un material puede ser introducidos vía tubería) . Como se puede entender fácilmente a partir de lo anterior, los conceptos básicos de la presente invención pueden ser implementados en una variedad de maneras. Involucra tanto técnicas de procesamiento de petróleo también como dispositivos para efectuar el procesamiento apropiado. En esta aplicación, las técnicas de procesamiento son reveladas como parte de los resultados mostrados a ser obtenidos por los varios dispositivos descritos y como etapas que son inherentes a utilización. Son simplemente el resultado natural de utilizar los dispositivos como se propone y describe. Además, en tanto que algunos dispositivos son revelados, se debe entender que estos no solamente llevan a cabo ciertos métodos sino que también pueden ser variados en una diversidad de maneras. Importantemente, en cuanto a todo lo anterior, todas estas facetas deben ser entendidas que están abarcadas por esta revelación . La discusión incluida en esta solicitud provisional se propone servir como una descripción básica. El lector debe estar consciente que la discusión específica puede no describir explícitamente todas las modalidades posibles; muchas alternativas están implícitas. También puede no explicar plenamente la naturaleza genérica de la presente invención y puede no mostrar explícitamente como cada aspecto o elemento puede realmente ser representativo de una función más amplia o una mayor variedad de elementos alternativos o equivalentes . Otra vez, estos están incluidos implícitamente en esta revelación. En donde la tecnología de la invención es descrita en terminología orientada al dispositivo, cada elemento del dispositivo efectúa explícitamente una función. Las reivindicaciones de aparatos pueden no solamente estar incluidas para el dispositivo descrito, sino también reivindicaciones de método o proceso pueden ser incluidas para tratar las funciones de la presente invención y que cada elemento efectúa. Ni la descripción ni las terminologías proponen limitar el alcance de las reivindicaciones que serán incluidas en cualquier solicitud de patente subsecuente. También se debe entender que una variedad de cambios se puede efectuar sin desviarse de la esencia de la tecnología de la invención. Tales cambios también están incluidos implícitamente en la descripción. Todavía caen dentro del alcance de la presente invención. Una amplia revelación que abarca tanto la(s) modalidad (es) explícita (s) mostrada (s), la mayor variedad de modalidades alternativas implícitas y los amplios métodos o procesos y los semejantes son abarcados por esta revelación y se puede depender de los mismos cuanto se redacten las reivindicaciones para cualquier solicitud de patente subsecuente. Se debe entender que tales cambios de lenguaje y mas amplios o una reivindicación más detallada se puede efectuar en una fecha posterior (tal como por cualquier plazo requerido) o en el caso que la solicitante busque subsecuentemente una solicitud de patente en base a esta presentación. Con este entendimiento, el lector estará consciente de que esta revelación se comprenderá como soporte de cualquier solicitud de patente presentada subsecuentemente que puede buscar examen como de una clase de reivindicaciones tan amplias como se considere dentro del derecho de la solicitante y puede ser designada para producir una patente que cubra numerosos aspectos de la presente invención tanto independientemente y como un sistema global. Además, cada uno de los varios elementos de la presente invención y revisión pueden también ser obtenidos en una variedad de maneras. Adicionalmente, cuando sea usado o implicado, se entenderá que un elemento abarca estructuras individuales también como plurales que pueden o pueden no estar relacionadas físicamente. Esta revelación debe ser entendida que abarca cada una de tales variaciones, ya sea una variación de una modalidad de cualquier modalidad de aparato, una modalidad de método o proceso o aún solo una variación de cualquier elemento de estos. Particularmente, se debe entender que ya que la revelación es concerniente con elementos de la presente invención, las palabras para cada elemento pueden ser expresadas por términos de aparato equivalentes o términos de métodos - aún si solamente la función o resultado es el mismo. Tales términos equivalentes, más amplios o aún más genéricos deben ser considerados abarcados en la descripción de cada elemento o acción. Tales términos pueden ser sustituidos en donde se desee para ser explícito la cobertura implícitamente amplia a la cual la presente invención tiene derecho. Como solo un ejemplo, se debe entender que todas las acciones pueden ser expresadas como medios para emprender aquella acción o como un elemento que provoca acción. Similarmente, cada elemento físico revelado debe ser entendido que abarca una revelación de la acción que aquel elemento físico facilita. Con respecto a este último aspecto, como solo un ejemplo, la revelación de un "condensador" debe ser entendida que abarca la revelación del acto de "condensación" - ya sea discutida explícitamente o no -e inversamente, la revelación efectivamente del acto de "condensación" tal revelación debe ser entendida que abarca la revelación de un "condensador" y aún un "medio para condensación". Tales cambios y términos alternativos se comprenderá que están incluidos explícitamente en la descripción . Cualesquier acciones de ley, estatutos, regulaciones o reglas mencionado en esta solicitud de patente o patentes, publicación u otras referencias mencionadas en esta solicitud de patente son incorporadas en la presente por referencia. Además, en cuanto a cada término usado se debe entender que a no ser que su uso en esta solicitud sea inconsistente con una interpretación de soporte amplia, definiciones de diccionario comunes pueden ser entendidas como incorporadas para cada término y todas las definiciones, términos alternativos y sinónimos tales como están contenidos en el diccionario Random House Webster ' s Unabridged, segunda edición, son incorporados en la presente por referencia. Finalmente, todas las referencias enlistadas en la lista de referencias a ser incorporadas por referencia de acuerdo con la solicitud de patente provisional u otra declaración de información presentada con la solicitud son anexadas mediante esto e incorporadas por referencia en la presente, sin embargo, en cuanto a cada una de las anteriores, a la extensión de que tal información o afirmaciones incorporadas por referencia deben ser consideradas inconsistentes con el patentado de esta/estas tecnología (s) de la invención tales declaraciones no serán expresamente consideradas como afectadas por la solicitante (s) .

Así, se debe entender que la solicitante (s ) tiene soporte para reivindicar y realizar una declaración de tecnología de invención a por lo menos: (i) cada uno de los dispositivos de procesamiento como se revelan y describen en la presente, (ii) los métodos relacionados revelados y descritos, (iii) variaciones similares, equivalentes y aún implícitas de cada uno de estos dispositivos y métodos, (iv) aquellos diseños alternativos que llevan a cabo cada una de las funciones mostradas como se revela y describe, (v) aquellos diseños y métodos alternativos que efectúan cada una de las funciones mostradas como sin implícitas para llevar a cabo lo que se revela y describe, (vi) cada aspecto, componente y etapa mostrado como tecnologías separadas e independientes de la invención, (vii) las aplicaciones mejoradas por los varios sistemas o componentes revelados, (viii) los productos resultantes producidos por tales sistemas o componentes, (ix) cada sistema, método y elementos mostrado o descrito tal como es aplicado ahora a cualquier campo o dispositivos específicos mencionados, (x) métodos y aparatos sustancialmente como se describe anteriormente en la presente y con referencia a cualquiera de los ejemplos adjuntos, (xi) las varias combinaciones y permutas de cada uno de los elementos revelados, y (xii) cada reivindicación o concepto potencialmente dependiente como dependencia de cada una de las reivindicaciones independientes o conceptos revelados.

Además y en cuanto a aspectos de computadora y cada aspecto de procesamiento susceptible a programación u otra automatización electrónica, la(s) solicitante (s ) se debe entender que tiene soporte para reivindicar y realizar una declaración de tecnología inventiva por lo menos: (xii) procesos efectuados con la ayuda o sobre una computadora como se describe en toda la discusión anterior, (xiv) un aparato programable como se describe en toda la discusión anterior, (xv) una memoria que se puede leer por computadora codificada con datos para dirigir medios o elementos que comprenden computadora que funcionan como se describe en toda la descripción anterior, (xvi) una computadora configurada como se revela y describe en la presente, (xvii) subrutinas o programas individuales o combinados como se revela y discute en la presente, (xviii) los métodos relacionados revelados y descritos, (xix) variaciones similares, equivalentes y aún implícitas de cada uno de estos sistemas y métodos, (xx) aquellos diseños alternativos que llevan a cabo cada una de las funciones mostradas como se revela y describe, (xxi) aquellos diseños y métodos alternativos que efectúan cada una de las funciones mostradas como son implícitas para llevar a cabo lo que se revela y describe, (xxii) cada aspecto, componente y etapa mostrado como separado e independiente de tecnologías de la invención y (xxiii) las varias combinaciones y permutas de cada uno de los anteriores.

Con respecto a las reivindicaciones si son presentadas ahora o más tarde para examen, se debe entender que por razones prácticas y para evitar mayor expansión de la carga de examen, la solicitante puede en cualquier presentar solamente reivindicaciones iniciales o quizás solamente reivindicaciones iniciales con solamente dependencias iniciales. Se debe entender que existe soporte al grado requerido bajo leyes de materia nueva - en las que se incluyen pero no limitadas al artículo de Convención de patentes europeas 132(2) y la Ley de patentes de los Estados Unidos de América 35 USC 132 u otras de tales leyes - para permitir la adición de cualquiera de las varias dependencias u otros elementos presentados bajo una reivindicación independiente o concepto como dependencias o elementos bajo cualquier otra reivindicación o concepto independiente. Al redactar cualesquier reivindicaciones en cualquier tiempo ya sea en esta solicitud o en cualquier solicitud subsecuente, también se debe entender que la solicitante se ha propuesto capturar un pleno y amplio alcance de cobertura como está legalmente disponible. A la extensión que sustitutos no sustanciales se hace, a la extensión que la solicitante en efecto no redactó ninguna reivindicación para abarcar literalmente alguna modalidad particular y a la extensión de otra manera aplicable, se debe entender que la solicitante no se ha propuesto de ninguna manera o realmente restringir total cobertura ya que la solicitante simplemente puede no haber sido apta de anticipar todas de tales eventualidades; el experimentado en el arte, si no se espera razonablemente haber redactado una reivindicación que literalmente habría abarcado tales modalidades alternativas. Además, si o cuando se usa, el uso de la frase de transición "que comprende" se usa para mantener las reivindicaciones de "extremo abierto" en la presente, de acuerdo con la interpretación tradicional de reivindicaciones. Así, a no ser que el contexto lo requiera de otra manera, se debe entender que el término "comprende" o variaciones tales "que comprende" o "comprendido" se propone que implican la inclusión de un elemento o etapa afirmado o grupo de elementos o etapas pero no la exclusión de cualquier otro elemento o etapa o grupo de elementos o etapas . Tales términos deben ser interpretados en su forma más extensa para proporcionar a la solicitante la cobertura más amplia legalmente permisible. Finalmente, cualesquier reivindicaciones resumidas en cualquier tiempo en la presente son incorporadas por referencia como parte de esta descripción de la presente invención y la solicitante se reserva expresamente el derecho de usar todo o una porción de tal contenido incorporado de tales reivindicaciones como descripción adicional para soportar cualquiera o todas las reivindicaciones o cualquier elemento o componente de las mismas y la solicitante se reserva además expresamente el derecho de mover cualquier porción de o todo el contenido incorporado de tales reivindicaciones o cualquier elemento o componente de los mismos de la descripción a las reivindicaciones o viceversa como sea necesario para definir la material para la cual se busca protección mediante esta solicitud o mediante cualquier solicitud de continuación, división o continuación en parte subsecuente de la misma o para obtener cualquier beneficio de, reducción en derechos de acuerdo o para cumplir con las leyes de patentes, reglas o relaciones de cualquier país o tratado y tal contenido incorporado por referencia sobrevivirá durante toda la tendencia de esta solicitud incluyendo cualquier solicitud de continuación, división o continuación en parte subsecuente de la misma o cualquier reexpedición o extensión de la misma. I. DOCUMENTOS DE PATENTE ESTADOUNIDENSE II. DOCUMENTOS DE PATENTES EXTRANJERAS III. OTROS DOCUMENTOS Giles, K A Fundamental of Petroleum Refining Solicitud de Patente Estadounidense, 60/167,337, "Methods and Apparatus for Heavy Oil Upgrading". presentada el 24 de noviembre de 1999 Solicitud de Patente Estadounidense, 60/167,335, "Methods and Apparatus for Improved Pyrolysis of Hycrocarbon Products", presentad el 24 de noviembre de 1999 Solicitud de Patente Estadounidense, 60/633,856, "Methods and Apparatus for Producing Heavy Oil from Extra-Heavy Feed Oils", presentada el 6 de diciembre de 2004 Solicitud de Patente Estadounidense, 60/633,744, "Destillate Recovery Methods and Apparatus for oil Processing Applications", presentada el 6 de diciembre de 2004 ANEXO A Introducción Durante las primeras evaluaciones posiblemente tecnologías inventivas, se supone que las unidades de procesamiento térmico funcionan como un destilador de vacío para separar térmicamente las fracciones de punto de ebullición más alto y mas bajas de la alimentación entrante. Al operar de esta manera (esto es, considerando procesos de ebullición solo) , la unidad recolectaría aproximadamente 20% de un crudo de Cold Lake como un destilado de salida de vapor en tanto que el 80% restante sería fondos a ser alimentado al coquizador continuo. Al utilizar tecnologías novedosas mejoradas, muestras de producto fueron generadas al poner en operación equipo a escala de referencia que simuló los métodos de la invención. Al hacer esto, se observaron rendimientos de salida de vapor de la DRU mayores de 30 por ciento en peso en lugar del 20 por ciento indicado por consideraciones de ebullición solas.

No solamente se tuvo la capacidad de producir estos rendimientos mayores, sino que también se tuvo la capacidad de hacer esto a lo que se cuenta calidad de producto de salida de vapor casi constante. Como la figura a la izquierda muestra, la calidad del producto, por lo menos calidad como se mide por la densidad y viscosidad del destilado de salida del vapor, permanece sustancialmente constante a medida que la severidad de procesamiento (expresada aquí como la temperatura superior de la unidad de recuperación del destilado) es incrementada. Por otra parte, la calidad del producto del producto del fondo, otra vez medida en relación con estos mismos dos parámetros, se ve que disminuye con la severidad de procesamiento incrementada . 650 675 700 Temperatura en lo alto de DRU, °F Con el fin de entender el origen y destino de este material adicional, se calcularon balances de masa diferenciales mediante intervalo de punto de ebullición, los resultados son mostrados en la figura a la derecha. Nótese el excelente acuerdo cuantitativo entre las distribuciones acumulativas en la figura y los rendimientos de salida de vapor obtenidos durante el estudio de estabilidad.

Como muestra la figura, en relación con el petróleo de alimentación, los productos de DRU están enriquecidos en materiales que hierven a una temperatura menor de 454.4 °C (850°F) y agotados de materiales que ebullen a una temperatura mayor de 454. °C (850°F). La DRU está funcionando no solamente como un dispositivo para separar físicamente el petróleo en base a los puntos de ebullición de sus constituyentes, sino también como un reactor químico. Como tal, el rendimiento del material destilado recolectado en la salida de vapor será dependiente no solamente de la temperatura y perfil de temperatura de la DRU, sino que otras variables como el tiempo de residencia y composición del gas de barrido. Un programa para entender y aprovechar este fenómeno está en camino y este reporte contribuye a datos de diseño hacia el entendimiento de los fenómenos involucrados .

Los resultados de prueba descritos en este reporte fueron obtenidos usando una DRU de WRI de un barril por día localizada en el Centro de tecnología avanzada de la compañía al Norte de Laramie, Wyoming. Un diagrama esquemático del equipo aparece a continuación. Los petróleos probados consistían tanto de petróleos crudos diluidos y sin diluir obtenidos por la MEG Energy Corporation de varias operaciones de arena de petróleo de Canadá. Todos los análisis químicos reportados en estos documentos fueron efectuados por equipo del Centro Nacional para Actualización de Tecnología (NCUT) en Devon, Alberta, Canadá, bajo la supervisión muy capaz del Dr . Parviz Rahimi . Se debe entender que, aunque las descripciones proporcionadas en la presente pueden ser manejadas en lenguaje de restricción que podría aparecer excluir alternativas, esta descripción es solamente de una(s) modalidad (es ) específica (s) y no pretende de ninguna manera impedir el uso de sustitutos ni impedir la omisión de ciertas etapas, dispositivos o estructuras. WRI utiliza equipo de prueba a escala de referencia para determinar las composiciones y rendimientos de productos esperados cuando se procesan varios crudos con el proceso WRITE. Este equipo de escala de referencia consiste de tres arreglos de elementos físicos separados, una instalación de un barril por día diseñada para simular la unidad de recuperación de destilado (DRU) del proceso WRITE y tanto tornillos giratorios inclinados de dos pulgadas y seis pulgadas diseñados para simular el coquizador continuo. Un esquema del equipo de laboratorio a escala de referencia usado para simular las unidades de evaporación instantánea y de separación de la DRU aparece anteriormente. Como se muestra, el petróleo pesado fluye desde un tanque de alimentación a una bomba que presuriza el material a un precalentador de alimentación calentado eléctricamente (unidad de separación 1) . Una válvula de desfogue de presión (válvula de evaporación instantánea) controla la presión. Un separador es usado para separar el agua al remover la salida o vapor de vapores de agua y condensarlos en la trampa KO-1 como producto 1. Los hidrocarburos líquidos y sólidos fluyen sucesivamente desde el fondo del tiene que evaporación instantánea a cuatro unidades de separación. Cada una de las unidades de separación es un recipiente calentado eléctricamente con su propio controlador de temperatura, provisiones de gas de barrido y provisión para recuperación de producto. Cualesquier gases producidos en cualquiera de los recipientes calentados pueden ser muestreados y analizados. El material de construcción usado en todo el sistema es acero inoxidable tipo 316 L. Esta selección fue determinada en parte por el hecho de que algunas de las materias primas de alimentación usadas en investigaciones anteriores contenían altas concentraciones de cloruros y azufre. La experiencia de refinería previa indica que el tipo 316 L es apropiado para este servicio. La unidad de prueba es capaz de separar a temperaturas de hasta 399°C (750°F) . Todos los flujos hacia adentro y hacia fuera de la unidad de prueba a escala de referencia son verificados y registrados continuamente. Similarmente, todas las temperaturas y presiones en toda la unidad son registradas continuamente.

Primera Serie de Pruebas-Betún sin diluir Gases de barrido de dióxido de carbono y metano y diferentes velocidades espaciales El estudio de Compatibilidad y estabilidad fue el Proyecto de investigación patrocinado conjuntamente (Tarea 28 bajo el contrato USDOE DE-FC26-98FT40323) conducido de manera colaborativa con el Centro nacional para actualización de tecnología ubicado en Devon, Alberta, Canadá. El programa de prueba requería la generación de muestras de salida de vapor producidas en la DRU Etapa 5 temperaturas de 343.3°C (650°F), 357.2°C (675°F) y 371.1°C (700°F). Los rendimientos de salida de vapor observados durante la producción de estas muestras son graficados en la tabla adjunta. Se ve fácilmente que estos rendimientos están significativamente por encima de aquellos que se prediciría en base a destilación sola. Los análisis apoyados por cálculos de balance de masa diferencial confirmaron que, en relación con el petróleo de alimentación, los productos de DRU están enriquecidos en materiales que hierven a una temperatura menor de 454. °C (850°F) y agotados de materiales que hierven a una temperatura mayor de 454.4°C (850°F). La DRU está funcionado no solamente como dispositivo para separar físicamente el petróleo en base a los puntos de ebullición de sus constituyentes, sino también como reactor químico. Como tal, el rendimiento de material destilado recolectado en la salida de vapor será dependiente no solamente de la temperatura y el perfil de temperatura de DRU, sino de otras variables tales como velocidad espacial y composición del gas de barrido. Con esto en mente, un segundo programa de investigación fue iniciado para explorar y entender los fenómenos subyacentes a estas observaciones.

Ya que el Programa de estabilidad fue llevado a cabo utilizando betún sin diluir de operaciones de Foster Creek EnCana más petróleo de la misma fuente fue adquirido para llevar a cabo los estudios de optimización de DRU. Aunque el crudo fue suministrado por el mismo productor de la misma formación, el primer experimento fue llevado a cabo a las mismas condiciones como aquellas empleadas en el estudio anterior con el fin de discernir las discrepancias, si las hay, entre la DRU que se pone en operación con las dos diferentes materias primas de alimentación. El tratado de esta corrida y una réplica, utilizando dióxido de carbono como el gas de barrido, son resumidos en la tabla a continuación. Estos resultados duplican aquellos observados previamente durante el estudio de compatibilidad y estabilidad. Nótese también el cierre de balance de material excelente, en general 2.5%.

Cuando el dióxido de carbono es reemplazado con metano como el gas de barrido, los resultados tabulados a continuación son obtenidos. El examen muestra que estos replican estrechamente aquellos resultados obtenidos utilizando C02 como el gas de barrido.

A altas velocidades espaciales, no hay ninguna diferencia estadística entre los rendimientos de salida de vapor de DRU obtenidos usando ya sea metano o dióxido de carbono como el gas de barrido. Ya que estos dos gases difieren significativamente en su comportamiento químico, es improbable que los rendimientos incrementados observados sean resultado de interacciones líquidas con el gas de barrido. Es mucho más probable que estos incrementos estén asociados con las velocidades espaciales disminuidas a través de la DRU. Esta suposición es probada en la siguiente serie de pruebas.

El retorno a C02 como el gas de barrido y la disminución de la velocidad espacial produce los resultados resumidos a continuación. Los rendimientos acumulativos se han ahora incrementado significativamente por encima de aquellos para la velocidad espacial más alta.

Al utilizar metano como el gas de barrido se confirma que los rendimientos mejorados son independientes del gas de barrido .

Aunque poseen un poco más dispersión que los resultados obtenidos del programa de compatibilidad y estabilidad o aquellos obtenidos a la velocidad espacial más alta, estos resultados demuestran convincentemente que los rendimientos incrementados son en efecto, consecuencia de la velocidad espacial más baja y son independientes de la composición del gas de barrido.

Unidad de recuperación de destilado Rendimientos observados durante el estudio de estabilidad 300 400 500 600 700 800 Temperatura, °F La figura anterior resume los resultados de una matriz de 2 x 2 con réplicas - es decir que dos gases de barrido fueron usados a dos velocidades espaciales y cada una de estas cuatro pruebas fue replicada. El análisis muestra que el rendimiento global de DRU depende de la temperatura y velocidad espacial de la etapa, pero no del gas de barrido.

Muestras representativas de cada una de estas salidas de vapor fueron analizadas químicamente y los resultados son resumidos a continuación. Una vez más, parece que no hay ninguna diferencia entre los productos de salida de vapor realizados utilizando un gas de barrido u otro y hay poco o ninguna diferencia entre aquellos producidos a velocidades espaciales más altas o más bajas.

En tanto que las condiciones de operación de DRU examinadas a la fecha no parecen influenciar la calidad del producto de salida de vapor, lo mismo no es cierto para los productos del fondo.

Los fondos producidos a las velocidades espaciales más bajas son más densos y más viscosos que aquellos producidos a la velocidad espacial más alta y tienen valores P más bajos, indicando un grado mayor de deterioro térmico. Otra vez, consistente con su historia térmica, son más bajos en aromáticos y resinas y tienen concentraciones de asfalteno más altas . Los análisis efectuados sobre la fracción de nafta de la salida de vapor DRU son resumidos a continuación. Aunque se necesitan más datos antes de que se puedan extraer conclusiones definitivas, se puede argumentar que el uso de un gas de barrido de C02 en lugar de metano produce más nafta a ambas velocidades espaciales y que la nafta fue más aromática y menos olefínica cuando se usa dióxido de carbono.

Prueba final utilizando betún sin diluir El betún sin diluir restante fu usado para extender los datos generados anteriormente. Las pruebas a este punto se habían basado en la velocidad espacial del estudio de compatibilidad, designado en la presente como SV. Las corridas de velocidad espacial disminuidas fueron efectuadas a un valor que era 60% de SV. El material final fue usado a una velocidad espacial que era el 30% de SV y los resultados de aquella prueba (Prueba C) son mostrados a continuación. La tendencia claramente continúa.

Resultados de la prueba C La Tabla 3 resume los resultados para la prueba C y la figura anterior muestra una gráfica de estos resultados y su comparación con los resultados de estudios previos. Curvas de regresión de potencia han sido usadas para suavizar los datos para la gráfica del rendimiento contra temperatura de prueba C y para la curva de destilación simulada de alimentación sin diluir. La inferior de las gráficas sin suavizar es la curva de rendimiento contra temperatura obtenida durante el estudio de estabilidad y compatibilidad llevado a cabo por NCUT y reportado en la 225-es?ma Junta de la Sociedad Química Estadounidense en Nuevo Orleans, marzo 23-27, 2003. La superior de las curvas sin suavizar son los datos obtenidos durante investigación patrocinada por USDOE-adicional y reportada en la Tercera Junta de NCUT en cuanto a Actualización y Refinación de Petróleo Pesado, Betún y Petróleo Crudo Sintético en Edmonton, Alberta, el 23 de septiembre de 2003. Como se nota, la tendencia de rendimiento incrementado con severidad de proceso incrementado permanece intacta.

Tabla 3 Segunda Serie de Pruebas - Betún Diluido Análisis de los Crudos de Partida Los petróleos probados fueron suministrados por MEG Energy Corporation y fueron obtenidos de las operaciones de EnCana Foster Creek. Se probaron tanto crudos diluidos y sin diluir. El análisis de cada uno aparece a continuación.

Destilaciones simuladas fueron efectuadas sobre ambos crudos y los resultados son mostrados en la siguiente página. No inesperadamente, el petróleo diluido tiene una IBP algunos 148.9°C (300°F) menor de aquel del petróleo sin diluir. A temperaturas mayores de 260°C (500°F), las curvas se vuelven paralelas, sugiriendo que todo el diluyente ha sido removido por esta temperatura, se dice que el petróleo diluido contiene un 20% nominal en peso de condensado, sin embargo, si se toma la curva de punto de ebullición para el petróleo diluido y se resta 9% en peso de la cantidad de salida de vapor, la curva de punto de ebullición para el petróleo sin diluir es duplicada firmemente. Esta correspondencia es mostrada en la segunda curva en la siguiente página.

Resumen de Resultados Corridas experimentales se llevaron a cabo a dos temperaturas de 5 etapas de 343.3°C (650°F) y 357.2°C (675°F) utilizando tanto alimentaciones diluidas como sin diluir. Las muestras de salida de vapor compuestas consistentes del material total recolectado de cada uno de las trampas durante el intervalo de prueba fueron producidos y enviados para análisis. Hojas de registro detalladas y sumarios de operación están contenidos en el Apéndice. Un resumen de las condiciones de prueba bajo las cuales los petróleos de salida de vapor fueron producidos es resumido a continuación. Cierres de balance de masa fueron menos que los deseados, pero utilizables. La severidad de operación se incrementa a medida que se mueve de la Prueba Al (menos severa) a la Prueba C (más severa ) El sistema de recolección de productos en la unidad de mini-WRITE no fue diseñado para recolectar diluyente, así los vapores no condensables a temperatura ambiente y de 0.84 Kg/cm2 (12 libras/pulg2) son perdidos. Esto es, en parte, responsable por el cierre de balance de material más deficiente observado. La prueba C, sin embargo, usó alimentación sin diluir y las composiciones obtenidas de esta corrida son representativas del desempeño de sistema bajo condiciones de la prueba. La prueba B2 difiere solamente de la Prueba C en el uso de alimentación diluida en lugar de alimentación sin diluir. Su composición en general mas ligera, cantidades relativamente mayores de nafta y menos cantidades de petróleo de gas, es consistente con por lo menos alguno del diluyente que es recolectado junto con los petróleos de producto. La prueba Al, que se lleva a cabo ba o las condiciones menos severas, produjo la mínima cantidad de petróleo de salida de vapor y asi en base a una fracción de diluyente constante, recuperada, contiene una mayor proporción de diluyente en su producto. Las interpretaciones de los análisis de crudo debe llevar en mente estas consideraciones % ett peso en fracción Variación de rendimientos con temperatura Por ciento salida de vapor Resultados de las Pruebas Al y B2 Las tablas 4 y 5 resumen los resultados para las pruebas Al y B2 y las figuras 8 y 9 muestran la variación de rendimientos con temperatura. Una de las características más sorprendentes de la figura 8 es el hecho de que los rendimientos globales de las pruebas Al y B2 caen debajo de la curva de punto de ebullición de destilación simulado a temperaturas menores de 232°C (450°F). Esto está acoplado con el hecho de que la Tabla 2 muestra que 1.16 Kg (2.55 libras) de material están sin contar en la Prueba Al y 2.72 Kg (6.00 libras) estuvieron sin contar en la Prueba B2. La Tabla 4 está compuesta de dos partes. La parte superior registra el peso de producto realmente recolectado de las trampas 1-5 y calcula el porcentaje de salida de vapor en base a estos pesos y la velocidad de alimentación. Esto es, el material que fue analizado en el análisis de crudo. La porción del fondo de la Tabla 4 supone que los 1.16 Kg (2.55 libras) de material sin contar fue no condensable o diluyente "perdido" que dado un sistema de recuperación apropiado habría sido reportado a las trampas 1 y 2. Si es así y suponiendo una distribución 50-50 entre las dos trampas, la porción inferior de la Tabla 4 puede ser calculada. Esta es la curva justo por encima de la curva de destilación simulada en la figura 9. El excelente acuerdo con la curva de destilación simulada sugiere que esta es una explicación plausible. Similarmente, si los 2.72 Kg (6.00 lbs) de material sin contar en la Prueba B2 se supone que es "diluyente perdido" y se reparte 50-50 entre las trampas 1 y 2, se tiene como resultado la porción inferior de la Tabla 5. Esta es mostrada como la curva más superior en la figura 9, una vez más sugiriendo que esta es una explicación plausible. Como se ha observado consistentemente, los incrementos en severidad de procesamiento da como resultado incrementos en fracción de masa que se reporta al producto de salida de vapor a todas las temperaturas. La prueba Al fue una de las tres pruebas llevadas a cabo a las condiciones indicadas en la Tabla 2. cuando todos estos datos son combinados, se tiene como resultado las curvas de la figura 10. Esta figura sugiere que la explicación más plausible para el cierre más bajo en los balances de material fue la incapacidad del sistema de recolección de productos para condensar todo el diluyente que fluye por la salida de vapor. Similarmente después de contar el diluyente en los petróleos de producto, la figura 10 confirma una vez más los rendimientos incrementados obtenidos con la severidad de procesamiento incrementada .

Tercera Serie de Pruebas Exploración de baja velocidad espacial, diseño y optimización de DRU Preparación de equipo y adquisición de datos de diseño para la unidad de recuperación de destilado El trabajo en el proyecto comenzó con la preparación de las instalaciones experimentales mini-WRITE para las pruebas a escala de referencia. La Tarea 1 involucra la operación del sistema mini-WRITE para producir datos para el diseño de referencia de la unidad de recuperación de destilado (DRU) . Las molestias del pasado en la operación del reactor mini-WRITE dieron como resultado taponamiento, derrame y ensuciamiento de la quinta etapa. El coque acumulado en los elementos de calentamiento, posiblemente reduce su eficiencia. Similarmente, la bomba de alimentación usada para la serie prematura de pruebas fue inapropiada para alimentar petróleo de viscosidad más alta para alimentar petróleo consistentemente a velocidades de alimentación reducidas. Además de esto, pruebas de fugas, calibración de instrumentos y verificación de sistema de rutina son componentes normales del mantenimiento y preparación de la unidad para servicio.

Instalación de la nueva bomba. La bomba peristáltica fue instalada al sistema y pruebas preliminares verificaron su capacidad para obtener bajas velocidades de alimentación.

Utilizando ajustes de 1, 1.5 y 2.0 en el controlador de velocidad del motor (la plena velocidad es de 10), la bomba descarga a velocidades de 0.1, 0.64 y 0.97 bbl/día, respectivamente. Estas pruebas se realizaron con agua y utilizaron tubería de DI de 0.635 cm (0.25 pulgada) . La experiencia inicial con la bomba indicó que puede alimentar entre 2.27-27 Kg (5 y 60 libras) de petróleo por hora a temperaturas de hasta 121°C (250°F), que está dentro de los requerimientos para la matriz experimental. Durante las pruebas, la bomba alimentó una velocidad de flujo de 2.63 Kg (5.8 libras) /hora en un período de 6 horas con menos de una desviación del 1% en velocidad, que excede bastantemente la exactitud de la bomba de engranaje previa. También se encontró que la bomba era capaz de alimentar el petróleo a temperatura ambiente, de tal manera que el precalentamiento no fue necesario . En el dimensionamiento de la bomba, fue necesario medir las curvas de viscosidad-temperatura para los petróleos crudos Canadienses (tanto crudos como con diluyente apropiados) que se tiene actualmente en inventario. Datos para el crudo estaban disponibles del análisis de NCUT para las pruebas previas. Los datos de viscosidad para el petróleo crudo con diluyente fueron desarrollados internamente y las curvas de viscosidad resultantes han sido incluidas en los archivos de proyecto. Además del dimensionamiento de la bomba, estas curvas fueron útiles para determinar velocidades de alimentación de petróleo correctas para el reactor mini-WRITE.

Reparación general del sistema. Se retira el aislamiento externo y se drena el petróleo del reactor mini-WRITE de tal manera que se podrían llevar a cabo pruebas de fugas y las cinco etapas de reactor podrían ser limpiadas. Todas las cinco etapas del petróleo pesado que permanecieron de la serie de pruebas previas fueron drenadas y lavadas con petróleo diesel. Las celdas de carga individuales usadas para pesar el producto de vapor de cada etapa fueron calibradas. Las escalas usadas para medir los pesos de petróleo de alimentación del fondo fueron verificadas. Las etapas 1 a 4, sus sistemas de recuperación de vapor asociados y el sistema de recolección de gas fueron probados en cuanto a fugas. Una fuga mayor fue encontrada y corregida en la plomería de recuperación de vapor de tres etapas. Una fuga fue también encontrada y corregida en la tubería que conduce a los burbujeadores de gas. Estos están localizados corriente abajo del totalizador de flujo y usados para mantener el flujo apropiado de gas del reactor. Con las fugas corregidas, el sistema fue presurizado a aproximadamente cinco libras-fuerza/pulg2 manométricas y se permitió permanecer durante varias horas. No se notó ninguna caída de presión lo que indicó un sistema libre de fugas. Luego se completó la calibración de los indicadores de flujo de gas.

Reconstrucción de Etapa 5. En el proceso de inspección del interior del reactor 5, se descubrió que una capa gruesa de coque había envuelto completamente sus elementos de calentamiento y pareció cubrir la mitad inferior del tanque horizontal. En esta condición, el calentador no podría ser removido y no fue posible liberarlo al simplemente fragmentar el coque. Una alternativa fue elevar la temperatura del calentador y oxidar el coque al admitir una cantidad limitada de aire. Esto sería un proceso que consume tiempo debido a que la velocidad de oxidación de coque puede ser controlada para impedir la combustión que destruiría el elemento de calentamiento y posiblemente dañaría su tanque de los alrededores . Se intentó oxidar el coque al calentar el calentador cinco a 204.4°C (400°F) y admitir de uno a dos litros por minuto de aire. Se planeó hacer esto aproximadamente dos días y subsecuentemente inspeccionar el calentador cinco para ver si una cantidad significativa de coque había sido removida. Si no, los conjuntos de calentador-tanque dos y cinco serían intercambiados. Aproximadamente un día de operación, se hizo claro que este proceso no sería efectivo. También se descubrió que las etapas dos y cinco no podrían ser intercambiadas fácilmente debido a que varios accesorios habían sido soldados sobre la etapa 5. En este punto se decidió cortar el tanque horizontal de la etapa 5 e intentar remover manualmente el coque. Se cortó el reactor y se tuvo la capacidad de separar las dos mitades exponiendo un conjunto de calentador con alto contenido de coque. Se tuvo la capacidad de fragmentar mucho del coque del calentador y se usó tolueno para remover la mezcla de petróleo/coque restante. Este procedimiento dejó al calentador y tanque sustancialmente libre de coque y los elementos del calentador en excelente condición. El reactor de etapa 5 fue luego soldado otra vez e integrado de regreso al sistema. El calentado fue probado y puesto en operación apropiadamente. Luego se consumaron las pruebas de fuga de la etapa cinco y plomería asociada. Como parte del proceso de remontaje, dos compuertas de termopar adicionales fueron agregados para permitir la medición de la temperatura del petróleo dentro de la etapa cinco. Los termopares estuvieron localizados en el punto medio del reactor y aproximadamente tres pulgadas del punto de descarga. Ambos estuvieron colocados de tal manera que estarían completamente sumergidos en petróleo durante la operación del sistema.

Mejoras al sistema de recuperación de producto y ventilación. El sistema de recolección de producto en la unidad mini-WRITE no estaba diseñado para recolectar diluyente, así, en los experimentos anteriores, vapores no condensables a temperatura ambiente y 0.84 Kg/cm2 (12 libras/pulg2) se perdieron. Esto en parte fue responsable por los cierres de balance de material deficientes observados anteriormente. Para superar esta deficiencia, la eficiencia del sistema de ventilación del laboratorio fue actualizado. Conjuntos de campana localizados en el extremo de las líneas de succión capturan ahora los vapores que se fugan que son producidos cuando las trampas de salida de vapor son drenadas en bandejas de recolección para su transferencia. Además, nuevas bandejas de recolección de acero inoxidable con mangos y tapas son usadas. Las tapas ayudan a reducir la liberación de vapores al laboratorio a medida que el condensado de salida de vapor es transferido a los tambores de muestra compuestos y los mangos facilitan la transferencia del condensado. Un consultor de HVAC, calentamiento independiente sugiere métodos para mejorar la ventilación global. El contratista instaló un motor más grande al sistema de escapa de la instalación, y alimentando mediante esto significativamente la extracción de vapores de fuga de la instalación de mini-WRITE.

Status Operacional. El reactor mini-WRITE comenzó la serie de pruebas de DRU el 24 de octubre a las 11:00 pm y completó una serie exitosa de pruebas el 29 de octubre de 2004. Las muestras fueron luego etiquetadas, empacadas y enviadas al Centro Nacional para Actualización de Tecnología (NCUT) para el análisis. Luego la unidad mini-WRITE fue drenada, inspeccionada, proba en cuanto a fugas y colocada en pedestal frío. No hubo ninguna actividad adicional con este equipo. Los resultados analíticos de la serie de pruebas de octubre han sido recibidos de la NCUT y un análisis de diseño de la operación del sistema es presentado en el trabajo que sigue.

Resultados Experimentales as ?OsacsHSBCTSEa Resumen de optimización de DRU Material de salida tle vapor en Unidad de Recuperación de destilado 400 450 500 550 600 650 700 750 Temperatura, °F Seis corridas se llevaron a cabo con velocidades espaciales que variaron de 18% a 100% de aquellas usadas en el estudio de estabilidad y compatibilidad y un avance de rendimientos de salida de vapor incrementados con velocidades espaciales disminuidas se observaron. Los datos mostraron indicaciones de rendimientos sintomáticamente convergentes a las velocidades espaciales más bajas y en una instancia una curva de rendimiento que cayó debajo de la curva de destilación simulada a la velocidad espacial más alta. Ambas de estas observaciones son explicables. La velocidad espacial y tiempo de residencia son relaciones inversas y la velocidad espacial incrementada corresponde a un tiempo de residencia disminuido. A medida que el tiempo de residencia disminuye, la carga térmica en el sistema de recuperación de producto es incrementada y material adicional, especialmente diluyente y las fracciones de hidrocarburo más ligeras, pueden pasar a través del sistema de recuperación de producto y fracasar de ser recuperados. Esto es análogo a los datos descritos anteriormente en este reporte en donde fue necesario estimar pérdidas de diluyente en el sistema de recuperación de producto con el fin de explicar las curvas de rendimiento obtenidas. Los análisis de crudo de producto deben ser observados con el conocimiento de que los petróleos resultantes podrían ser un poco más pesados que lo que de otra manera serían debido a esta posible pérdida de extremos ligeros .

Existe un máximo claro en la curva de velocidad de producción de petróleo ligero contra velocidad espacial y se encuentra a una velocidad espacial normalizada de aproximadamente 0.3. Aunque se podría continuar operando a tiempos de residencia más largos que esto, tal actividad no representa el mejor uso del volumen de reactor global y la operación a la velocidad máxima es preferida.

Similarmente, a medida que la velocidad espacial es disminuida, el tiempo de residencia es incrementado. En tanto que la producción total global de petróleo ligero es una función que se incrementa monotónicamente del tiempo de residencia, la velocidad de producción de petróleo ligero no. Como en la mayoría de los estudios cinéticos, la velocidad disminuye con la extensión de la reacción, conduciendo a la convergencia, asintótica observada de los rendimientos. Ya que la curva de rendimiento contra velocidad espacial es una gráfica cinética, las velocidades generales globales de reacción pueden ser determinadas a partir de los datos. Al hacer esto se produce la gráfica mostrada a continuación.

Calidad de producto destilado de salida de vapor Consistente con las observaciones anteriores, la calidad de salida de vapor del destilado de DRU tal como se mide mediante su gravedad API y viscosidad cinemática no es función de las condiciones de procesamiento. Esta observación se extiende ahora al análisis de composición también en donde los análisis de crudo no indican ninguna diferencia significativa entre las fracciones de punto de ebullición y no parece existir ninguna diferencia de muestra a muestra entre las concentraciones de saturado, aromático y olefina presentes en varios cortes de punto de ebullición.

Estudio de diseño de DRU Estudio de diseño de DRU Composiciones de análisis de crudo Composiciones de análisis de crudo Esto es alentador ya que, la calidad de salida de vapor no es dependiente de las condiciones de operación, la velocidad de generación de material lo es. Puesto que la calidad de producto es independiente de la velocidad de generación, la DRU puede ser diseñada con el rendimiento máximo en mente .

Conclusiones * Los rendimientos globales de producto destilado obtenidos de la Unidad de recuperación de destilado (DRU) son independientes del gas de barrido usado en la unidad, por lo menos para esta combinación de gases oxidados (C02) reducidos (CH4) e inertes (N2) . * Los rendimientos de Salida de vapor son dependientes de la velocidad espacial y las temperaturas de etapa empleadas en la DRU, que se incrementan con la temperatura incrementada y se incrementan con la velocidad espacial disminuida. * Ocurre un máximo en la velocidad de producción de destilado a una velocidad espacial que es 30% de la usada en el Estudio de estabilidad y compatibilidad. * La gravedad API y viscosidad cinemática del producto de salida de vapor es casi constante, sin consideración de las condiciones usadas para su producción. Las gravedades API fluctúan de 27 a 30° API y las viscosidades fluctúan de 6 a 9 cSt a 20°C. Las especificaciones de tubería canadienses requieren una gravedad API de 19° o más ligera y una viscosidad de temperaturas de tubería de 350 cSt o menos. El producto de salida de vapor de la DRU se conforma fácilmente a estas especificaciones. * La composición del petróleo de salida de vapor de DRU es 10-15% en peso de nafta, 50-60% en peso de destilado, -30% en peso de petróleo gaseoso y menos de 1% en peso de resid. * La fracción de nafta del petróleo de producto contiene 10-20% de olefinas, 15-20% de aromáticos y 65-70% en peso de saturados. La fracción de destilado contiene 5-10% en peso de olefinas, 35-40% en peso de aromáticos y 50-55% en peso de saturados. * Los fondos de la DRU se vuelven más pesados y más viscosos a medida que la severidad de procesamiento es incrementada.

APÉNDICE Información de Calidad del Producto

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un aparato para el procesamiento de material hidrocarbonáceo, caracterizado porque comprende: un elemento de entrada continuo a través del cual un material hidrocarbonáceo líquido es introducido continuamente a una velocidad de entrada; un primer ambiente térmico que tiene una capacidad volumétrica y en la cual por lo menos una primera porción del material hidrocarbonáceo es mantenido a una primera temperatura por un primer tiempo de residencia; una fuente de calor establecida para calentar el material hidrocarbonáceo mantenido en el primer ambiente térmico a la primera temperatura por al menos una porción no despreciable del tiempo de residencia, enjuagando mediante esto térmicamente el material hidrocarbonáceo matenido en el primer ambiente térmico a la primera temperatura; un sistema de recolección de vapor y gas adaptado para recolectar gas y vapor producido durante el enjuague térmico; un condensador establecido para condensar el vapor; y un elemento de salida continuo a través del cual el fondo del hidrocarburo líquido del primer ambiente térmico es emitido continuamente a una velocidad de salida, en donde la primera temperatura es por lo menos una temperatura de punto de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo, y en donde la velocidad de entrada, velocidad de salida y la capacidad volumétrica son coordinadas de tal manera que el tiempo de residencia es suficiente para someter a cracking algo del material hidrocarbonáceo en el primer ambiente térmico durante el enjuague térmico, produciendo mediante esto por medio de reacción química y vaporización, un material hidrocarbonáceo vaporizado que tiene una temperatura de punto de condensación que es menor o igual a la temperatura de punto de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo.
2. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la por lo menos una primera porción del material hidrocarbonáceo es mantenida sin agitación física.
3. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además la etapa de no exceder sustancialmente la temperatura del punto de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo durante el tiempo de residencia .
4. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera temperatura es mayor de 287.8 °C (550°F) .
5. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además un segundo ambiente térmico que tiene una segunda capacidad volumétrica y en el cual por lo menos una segunda porción del material hidrocarbonáceo es mantenida a una segunda temperatura por un segundo tiempo de residencia.
6. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la segunda capacidad volumétrica es diferente de la primera capacidad volumétrica.
7. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la segunda temperatura es mayor que la primera temperatura.
8. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el segundo ambiente térmico es establecido corriente abajo del primer ambiente térmico.
9. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el primer ambiente térmico es establecido por un primer recipiente y el segundo ambiente térmico es establecido por un segundo recipiente que es diferente del primer recipiente.
10. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque los primeros y segundos ambientes térmicos son establecidos cada uno parcialmente para el mismo recipiente y segregados por un vertedor dentro del recipiente.
11. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque comprende además un tercer ambiente térmico que tiene una tercera capacidad volumétrica y en el cual por lo menos una tercera porción del material hidrocarbonáceo es mantenida por un tercer tiempo de residencial .
12. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque la tercera temperatura es mayor que la primera temperatura y la segunda temperatura.
13. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura de ebullición del constituyente de material hidrocarbonáceo es mayor que la temperatura de ebullición de agua líquida.
14. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura del punto de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo está sustancialmente a la temperatura del punto de ebullición del agua líquida.
15. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura del punto de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo es menor que una temperatura de coquificación .
16. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura del punto de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo es una temperatura de punto de ebullición baja.
17. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la temperatura de punto de ebullición baja es seleccionada del grupo que consiste de: menor de 4.4°C (40°F), menor de 21.1°C (70°F) , menor de 37.8°C (100°F), menor de 65.5°C (150°F), menor de 93.3°C (200°F), menor de 121.1°C (250°F), menor de 148.9°C (300°F), menor de 187.8°C (370°F), menor de 204.4°C (400°F), menor de 232.2°C (450°F), menor de 260°C (500°F), menor de 287.8°C (550°F), menor de 315.5°C (600°F), menor de 343.3°C (650°F), menor de 371.1°C (700°F) y menor de 376.7°C (710°F).
18. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el cracking es cracking moderado.
19. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el número de bromo de la fracción de nafta de vapor condensado es de 20 o menor.
20. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además un condensador establecido para condensar el vapor que es removido por el sistema de recolección de gas y vapor.
21. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el condensador es separado del primer ambiente térmico.
22. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el condensador está integrado dentro del primer ambiente térmico.
23. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer ambiente térmico es un recipiente .
24. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer tiempo de residencia es por lo menos una hora.
25. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer tiempo de residencia es menor de ocho horas .
26. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada una de la velocidad de entrada y la velocidad de salida son continuas durante la operación del aparato.
27. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la velocidad de entrada es igual a la velocidad de salida.
28. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer tiempo de residencia y la primera temperatura pueden ser ajustado para producir vapores como se desee.
29. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura, la capacidad volumétrica, la velocidad de entrada y la velocidad de salida pueden ser ajustados para hacer variar el tiempo de residencia.
30. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la entrada de material hidrocarbonáceo líquido a la velocidad de entrada es sustancialmente no bombeable .
31. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque la entrada del material hidrocarbonáceo líquido a la velocidad de entrada es betún.
32. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque la entrada del material hidrocarbonáceo a la velocidad de entrada es petróleo extra-pesado.
33. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sistema de recolección de gas y vapor comprende un sistema de gas de barrido.
34. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 33, caracterizado porque el gas de barrido es gas recolectado por el aparato de remoción de gas y vapor.
35. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 33, caracterizado porque el gas de barrido comprende metano.
36. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los fondos hidrocarbonáceos líquidos son emitidos para procesamiento adicional por un coquizador.
37. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque el coquizador comprende un coquizador continuo.
38. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el ambiente térmico es calentado a una presión ligeramente mayor que la atmosférica.
39. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el cracking es moderado.
40. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura de bajo punto de ebullición es seleccionada para remover un constituyente del material hidrocarbonáceo de bajo punto de ebullición de interés.
41. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el aparato es utilizable en un sistema de proporción de petróleo bombeable.
42. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el aparato es usable siempre que se necesita remover materiales de bajo punto de ebullición.
43. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 42, caracterizado porque el aparato es utilizable siempre que hay necesidad de remover agua.
44. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material hidrocarbonáceo líquido pasa a través de la entrada continua es introducido como anhidro.
45. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 44, caracterizado porque el agua es removida vía un tanque de asentamiento .
46. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 44, caracterizado porque el agua es removida vía expansión libre.
47. Un aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo, caracterizado porque comprende: un elemento de entrada continuo a través del cual un material hidrocarbonáceo líquido es introducido continuamente a una velocidad de entrada; un ambiente térmico que tiene una capacidad volumétrica y en el cual por lo menos una primera porción del material hidrocarbonáceo líquido es mantenida por un tiempo de residencia y sin agitación física; una fuente de calor establecida para calentar el material hidrocarbonáceo mantenido en el ambiente térmico a una primera temperatura por el tiempo de residencia, enjuagando mediante esto térmicamente el material hidrocarbonáceo mantenido en el ambiente térmico a la primera temperatura; un sistema de recolección de vapor y gas establecido para recolectar gas y vapor producidos durante el enjuague térmico; un condensador establecido para condensar el vapor; y un elemento de salida continua a través del cual por lo menos una porción de los fondos hidrocarbonáceos del ambiente térmico es emitida continuamente a una velocidad de salida a un coquizador continuo, en donde la primera temperatura es por lo menos una temperatura del punto de ebullición del constituyente de material hidrocarbonáceo; y en donde la velocidad de entrada continua, la velocidad de salida continua y la capacidad volumétrica son coordinados de tal manera que el tiempo de residencia es suficiente para someter a cracking algo del material hidrocarbonáceo en el ambiente térmico durante el enjuague térmico, produciendo mediante esto por medio de reacción química y vaporización, un material hidrocarbonáceo vaporizado que tiene una temperatura de punto de condensación que es menor o igual a la temperatura del punto de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo.
48. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 47, caracterizado porque comprende además un segundo ambiente térmico al cual los fondos hidrocarbonáceos son introducidos continuamente, en donde el segundo ambiente térmico está caracterizado porque una segunda temperatura que es mayor que la primera temperatura.
49. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 48, caracterizado porque la primera temperatura es sustancialmente una temperatura de ebullición del agua líquida.
50. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 47, caracterizado porque el aparato es establecido en un sitio de extracción de petróleo.
51. El aparato de procesamiento de material. hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 47, caracterizado porque el material hidrocarbonáceo líquido introducido al primer ambiente térmico es petróleo sustancialmente no bombeable.
52. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 47, caracterizado porque la primera temperatura es menor que la temperatura de formación de coque.
53. Un método de procesamiento de material hidrocarbonáceo caracterizado porque comprende las etapas de: introducir un material hidrocarbonáceo a un primer ambiente térmico; mantener el material hidrocarbonáceo en el primer ambiente térmico a una primera temperatura y por un primer tiempo de residencia no despreciable para producir vapores hidrocarbonáceos; emitir una primera porción del material hidrocarbonáceo; introducir por lo menos algo de la primera porción del material hidrocarbonáceo a un segundo ambiente térmico; mantener por lo menos algo de la primera porción del material hidrocarbonáceo en el segundo ambiente térmico a una segunda temperatura y por un segundo tiempo de residencia no despreciable para producir vapores hidrocarbonáceos; emitir una segunda porción del material hidrocarbonáceo; y generar una combinación condensada de vapores producidos durante las etapas de retención.
54. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque el primer ambiente térmico es establecido mediante un recipiente.
55. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque el segundo ambiente térmico es establecido por un recipiente.
56. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque la segunda temperatura es más alta que la primera temperatura.
57. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque el primer tiempo de residencia no despreciable es de por lo menos una hora pero no mayor de ocho horas .
58. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque el primer tiempo de residencia no despreciable es diferente del segundo tiempo de residencia no despreciable .
59. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque comprende además la etapa de coquificación de por lo menos algo de la segunda porción del material hidrocarbonáceo.
60. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque la etapa de generar una combinación condensada de los vapores comprende la etapa de combinar primero los vapores y luego condensar los vapores.
61. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque comprende además la etapa de asegurar afirmativamente que la viscosidad de la combinación condensada tenga una viscosidad que coincide sustancialmente con una especificación de viscosidad de petróleo bombeable.
62. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 61, caracterizado porque la etapa de asegurar afirmativamente comprende la etapa de coordinar temperaturas y tiempos de residencia, de tal manera que la combinación condensada de vapores tiene una viscosidad que coincide sustancialmente con una especificación de viscosidad de petróleo bombeable.
63. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 61, caracterizado porque la etapa de asegurar afirmativamente comprende la etapa de agregar por lo menos una porción de la combinación condensada de vapores a un material hidrocarbonáceo sustancialmente no bombeable.
64. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 63, caracterizado porque material hidrocarbonáceo introducido al primer ambiente térmico es una fracción de corriente lateral del material hidrocarbonáceo sustancialmente no bombeable.
65. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque cada una de las etapas de introducción comprende introducir continuamente.
66. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque cada una de las etapas de emisión comprende emitir continuamente.
67. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque cada una de las temperaturas es menor que una temperatura de formación de coque.
68. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo, caracterizado porque comprende las etapas de: introducir continuamente un material hidrocarbonáceo a un primer ambiente térmico; mantener el material hidrocarbonáceo en un primer ambiente térmico por un primer tiempo de residencia no despreciable y a una primera temperatura para enjuagar térmicamente el material hidrocarbonáceo y producir vapores constituyentes del material hidrocarbonáceo, y emitir continuamente una primera porción del material hidrocarbonáceo .
69. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 68, caracterizado porque comprende además la etapa de introducir continuamente por lo menos algo de la primera porción del material hidrocarbonáceo a un coquizador.
70. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 68, caracterizado porque comprende además la etapa de mantener la primera porción del material hidrocarbonáceo en un segundo ambiente térmico por un segundo tiempo de residencia no despreciable y a una segunda temperatura para enjuagar térmicamente la primera porción del material hidrocarbonáceo.
71. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 70, caracterizado porque comprende además la etapa de emitir continuamente una segunda porción del material hidrocarbonáceo.
72. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 71, caracterizado porque comprende además la etapa de mantener la segunda porción del material hidrocarbonáceo en un tercer ambiente térmico por un tercer tiempo de residencia no despreciable y a una tercera temperatura para enjuagar térmicamente la segunda porción del material hidrocarbonáceo.
73. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 72, caracterizado porque comprende etapas de retención en diferentes ambientes térmicos hasta que los vapores producidos durante la etapa de retención son mínimos.
74. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 68, caracterizado porque método se lleva a la práctica en el campo.
75. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 74, caracterizado porque el método se lleva a la práctica sustancialmente en un sitio de extracción del petróleo.
76. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 74, caracterizado porque el método es parte de un proceso para producir una material hidrocarbonáceo bombeable a partir de un material hidrocarbonáceo sustancialmente no bombeable.
77. Un método de procesamiento de material hidrocarbonáceo, caracterizado porque comprende las etapas de: introducir continuamente un material hidrocarbonáceo líquido; mantener por lo menos una porción del material hidrocarbonáceo líquido en un primer ambiente térmico por un primer tiempo de residencia no despreciable y a una primera temperatura para enjuagar térmicamente el material hidrocarbonáceo; producir vapores hidrocarbonáceos y un primer fondo hidrocarbonáceo líquido; y emitir continuamente los primeros fondos hidrocarbonáceos líquidos; introducir continuamente por lo menos una porción de los primeros fondos hidrocarbonáceos líquidos; mantener por lo menos una porción de los primeros fondos hidrocarbonáceos líquidos en un segundo ambiente térmico por un segundo tiempo de residencia no despreciable y a una segunda temperatura que es más alta que la primera temperatura, para enjuagar térmicamente los fondos hidrocarbonáceos líquidos; producir vapores hidrocarbonáceos adicionales y segundos fondos hidrocarbonáceos líquidos que son menos masivos que los primeros fondos hidrocarbonáceos líquidos, y emitir los segundos fondos hidrocarbonáceos líquidos; generar una combinación condensada de los vapores hidrocarbonáceos; asegurar afirmativamente que la viscosidad de un petróleo para el transporte por tubería del cual la combinación condensada forma por lo menos una parte tenga una viscosidad que coincide sustancialmente con una especificación de viscosidad de petróleo bombeable.
78. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 77, caracterizado comprende además las etapas de: introducir continuamente por lo menos una porción de los segundos fondos hidrocarbonáceos líquidos; mantener la por lo menos una porción de los fondos hidrocarbonáceos líquidos en un tercer ambiente térmico por un tercer tiempo de residencia no despreciable y a una tercera temperatura que es más alta que la segunda temperatura, para enjuagar térmicamente los fondos hidrocarbonáceos líquidos; producir vapores hidrocarbonáceos adicionales y terceros fondos hidrocarbonáceos líquidos que son menos masivos que los primeros fondos hidrocarbonáceos líquidos, y emitir los terceros fondos hidrocarbonáceos líquidos.
79. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 77, caracterizado porque comprende además la etapa de coquificar por lo menos una porción de los segundos fondos hidrocarbonáceos líquidos.
80. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 77, caracterizado porque la etapa de asegurar afirmativamente comprende la etapa de coordinar temperaturas y tiempos de residencia, de tal manera que la viscosidad coincide sustancialmente con la especificación de viscosidad de petróleo bombeable .
81. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 77, caracterizado porque la etapa de hacer coincidir afirmativamente comprende la etapa de agregar la combinación condensada de los vapores hidrocarbonáceos a un petróleo sustancialmente no bombeable para generar el petróleo para transporte por tubería.
82. El método de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 81, caracterizado porque el material hidrocarbonáceo líquido introducido continuamente al primer ambiente térmico es una fracción de corriente lateral del petróleo sustancialmente no bombeable.
83. Un método para la reducción de la viscosidad de material hidrocarbonáceo, caracterizado porque comprende las etapas de: calentar un primer petróleo crudo sustancialmente no bombeable que tiene una primera viscosidad a por lo menos una primera temperatura del punto de ebullición del constituyente de material hidrocarbonáceo; vaporizar por lo menos algo del petróleo crudo sustancialmente no bombeable para producir una primera masa de vapor de material hidrocarbonáceo; producir, por medio de reacción química, una segunda masa de vapor de material hidrocarbonáceo, cuya temperatura de punto de condensación es menor o igual que la temperatura de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo; generar primeros fondos de material hidrocarbonáceo líquido; formar un condensado de material hidrocarbonáceo a partir de la por lo menos primera y segunda masa de vapores de material hidrocarbonáceo; en donde el condensado de material hidrocarbonáceo tiene una segunda viscosidad que es menor que la primera viscosidad; asegurar afirmativamente que el condensado del material hidrocarbonáceo tenga una viscosidad que coincide sustancialmente con una especificación de viscosidad de bombeo de petróleo.
84. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque comprende además las etapas de: calentamiento de los fondos del material hidrocarbonáceo líquido a por lo menos una segunda temperatura de punto de ebullición del constituyente de material hidrocarbonáceo que es más alta que la primera temperatura del punto de ebullición del constituyente de material hidrocarbonáceo; vaporizar por lo menos algo de los fondos del material hidrocarbonáceo líquido para producir una tercera masa de vapor de material hidrocarbonáceo; producir, por medio de reacción química, una cuarta masa de vapor de material hidrocarbonáceo cuya temperatura de punto de condensación es menor o igual que la segunda temperatura de ebullición del constituyente del material hidrocarbonáceo; generar segundos fondos del material hidrocarbonáceo líquido.
85. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 84, caracterizado porque la etapa de formar un condensado de material hidrocarbonáceo a partir de por lo menos la primera y segunda masa de vapores de material hidrocarbonáceo comprende la etapa de formar un condensado de material hidrocarbonáceo a partir de la por lo menos primera, segunda, tercera y cuarta masa de vapores hidrocarbonáceos.
86. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque comprende además las etapas de repetir serialmente el grupo de etapas de calentamiento, vaporización, producción y generación, en donde cada grupo efectuado subsecuentemente de las etapas actúa sobre los fondos de líquido generados mediante un grupo de las etapas inmediatamente previas.
87. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 86, caracterizado porque el grupo de las etapas es repetido hasta que cuesta más llevar a cabo el grupo repetido de las etapas que es el valor económico del rendimiento del grupo repetido de las etapas.
88. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque la etapa de asegurar afirmativamente comprende la etapa de agregar el condensado de material hidrocarbonáceo a una segunda cantidad de petróleo crudo sustancialmente no bombeable para producir un material hidrocarbonáceo cuya viscosidad coincide sustancialmente con una especificación de viscosidad de bombeo de petróleo.
89. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque la etapa de asegurar afirmativamente comprende la etapa de seleccionar parámetros del método que dan como resultado un condensado del material hidrocarbonáceo cuya viscosidad coincide sustancialmente con una especificación de viscosidad de bombeo de petróleo.
90. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque el petróleo crudo sustancialmente no bombeable comprende petróleo extrapesado.
91. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque el petróleo crudo sustancialmente no bombeable comprende betún.
92. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque la etapa de producir una segunda masa de vapor de material hidrocarbonáceo comprende la etapa de mantener un primer petróleo crudo sustancialmente no bombeable por un tiempo de residencia.
93. El método de reducción de viscosidad del material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque comprende además la etapa de coquificación de por lo menos una porción de los primeros fondos del material hidrocarbonáceo líquido.
94. Un aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo, caracterizado porque comprende: por lo menos dos ambientes térmicos establecidos en serie, cada ambiente térmico está adaptado para: aceptar por lo menos una porción de un material hidrocarbonáceo; después de esto, calcular la por lo menos una porción de un material hidrocarbonáceo por un tiempo de residencia para generar vapores hidrocarbonáceos por medio de reacción química y vaporización y mediante esto; generar fondos del material hidrocarbonáceo líquido, en donde por lo menos dos ambientes térmicos son establecidos adicionalmente, de tal manera que cada ambiente térmico está ya sea corriente arriba o corriente abajo de un diferente ambiente térmico; en donde la por lo menos una porción del material hidrocarbonáceo aceptada por un ambiente térmico corriente abajo son los fondos del material hidrocarbonáceo líquido generados por un ambiente térmico corriente arriba, en donde una temperatura a la cual la por lo menos porción de un material hidrocarbonáceo es mantenida en un ambiente térmico corriente abajo es más alta que aquella temperatura a la cual la por lo menos una porción de un material hidrocarbonáceo es mantenida en un ambiente térmico corriente arriba y que comprende además: un aparato de generación de condensado que genera un condensado a partir de los vapores hidrocarbonáceos.
95. El aparato de .procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque los por lo menos dos ambientes térmicos comprenden por lo menos tres ambientes térmicos.
96. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque los por menos tres ambientes térmicos comprenden por lo menos cuatro ambientes térmicos.
97. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 96, caracterizado porque los por menos cuatro ambientes térmicos comprenden por lo menos seis ambientes térmicos.
98. Un aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque los por lo menos dos ambientes térmicos comprenden aquel número de ambientes térmicos que producen vapores que, cuando son condensados, dan como resultado economía de procesamiento deseada.
99. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque los por lo menos dos ambientes térmicos comprenden aquel número de ambientes térmicos que producen vapores que, al ser condensados, tienen una viscosidad que es menor o igual a una especificación de viscosidad de petróleo bombeable.
100. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque los por lo menos dos ambientes térmicos están cada uno adaptados para aceptar continuamente la por lo menos una porción de un material hidrocarbonáceo y generar continuamente fondos del material hidrocarbonáceo líquido.
101. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque comprende además un aparato de mezcla del condensado que diluye un petróleo sustancialmente no bombeable a una especificación de viscosidad.
102. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque comprende además un sistema de extracción de fracción de corriente lateral que extrae el material hidrocarbonáceo aceptado por el ambiente térmico que está más corriente arriba de un flujo de petróleo crudo.
103. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque por lo menos dos ambientes térmicos establecidos en serie como se describe en la reivindicación 94 en donde el aparato de generación de condensado comprende un sistema de gas de barrido.
104. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 103, caracterizado porque por lo menos dos ambientes térmicos establecidos en serie como se describe en la reivindicación 103 en donde el gas de barrido es metano reciclado.
105. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque por lo menos dos ambientes térmicos establecidos en serie como se describe en la reivindicación 94, en donde el material hidrocarbonáceo aceptado por el ambiente térmico más corriente arriba es un material hidrocarbonáceo sustancialmente no bombeable.
106. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 105, caracterizado porque el material hidrocarbonáceo sustancialmente no bombeable comprende betún.
107. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 105, caracterizado porque el material hidrocarbonáceo sustancialmente no bombeable comprende petróleo extra-pesado.
108. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque el condensado tiene una viscosidad que es a lo más una especificación de viscosidad de petróleo bombeable .
109. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 94, caracterizado porque comprende además un coquizador que acepta fondos hidrocarbonáceos líquidos generados por un ambiente térmico inmediatamente corriente arriba.
110. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 109, caracterizado porque el coquizador genera coque, gas no condensable y vapor condensable.
111. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 110, caracterizado porque comprende además un recolector de gas no condensable que alimenta gas generado por el coquizador para uso como fuente de calor para el coquizador o por lo menos un ambiente térmico.
112. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 110, caracterizado porque el aparato de generación de condensado genera condensado que comprende vapor condensado generado por el coquizador.
113. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 110, caracterizado porque comprende además un aparato de hidrotratamiento que hidrotrata el vapor generado por el coquizador y en donde el hidrotratador produce líquido.
114. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 113, caracterizado porque comprende además un mezclador que agregar el líquido producido por el hidrotratador al condensado.
115. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 113, caracterizado porque comprende además un reciclador de hidrógeno agotado que recicla el hidrógeno producido por el proceso de hidrotratamiento para uso en hidrotratamiento subsecuente .
116. El aparato de procesamiento de material hidrocarbonáceo de conformidad con la reivindicación 115, caracterizado porque comprende además un limpiador que remueve el sulfuro de hidrógeno antes del reciclado del hidrógeno.
117. Un aparato para reducir la viscosidad de hidrocarburos, caracterizado porque comprende: una pluralidad de etapas de procesamiento de petróleo en serie, cada etapa comprende en si misma: un elemento de entrada a través del cual un hidrocarburo líquido es introducido a una velocidad predeterminada ; un ambiente térmico que tiene una capacidad volumétrica conocida y en el cual el hidrocarburo líquido es mantenido por un tiempo de residencia conocido y finito; una fuente de calor establecida para calentar el hidrocarburo líquido mantenido en el ambiente térmico a una temperatura establecida por el tiempo de residencia, enjuagando mediante esto térmicamente el hidrocarburo líquido; un sistema de recolección de vapor y gas para recolectar gases y vapores producidos durante el enjuague térmico; un condensador establecido para condensar los vapores producidos durante el enjuague térmico, y un elemento de salida a través del cual los fondos de hidrocarburo del ambiente térmico son emitidos, en donde la velocidad de entrada, la velocidad de salida y la capacidad volumétrica son coordinados de tal manera que el tiempo de residencia es suficiente para producir materiales hidrocarbonáceos por medio de reacción química y vaporización .
118. El aparato para reducir la viscosidad de hidrocarburos de conformidad con la reivindicación 117, caracterizado porque cada etapa sucesiva comprende un ambiente térmico en el cual un hidrocarburo es calentado a una temperatura más alta que las etapas previas.
119. Un método de reducción de viscosidad para hidrocarburos líquidos, caracterizado porque comprende las etapas de: calentamiento de un hidrocarburo que tiene una primera viscosidad a una serie de temperaturas de enjuague predeterminadas por una serie de tiempos de enjuague predeterminados ; vaporizar por lo menos algo del hidrocarburo para producir una primera masa de vapores de hidrocarburo; producir, por medio de reacción química, una segunda masa de vapores de hidrocarburo cuyos puntos de ebullición son menores o iguales a los puntos de ebullición del hidrocarburo original; remover fondos de hidrocarburo a partir de materiales no vaporizados; condensar las primeras y segundas masas de vapores de hidrocarburo para formar un condensado de hidrocarburo; en donde el condensado de hidrocarburo tiene una segunda viscosidad que es menor que la primera viscosidad.