MX2008001944A - Proceso y dispositivo para mejorar las propiedades de flujo del petroleo crudo. - Google Patents

Abstract

Un proceso para mejorar las propiedades de flujo de crudo puede incluir el procesado de una primera corriente de crudo, que a su vez puede incluir la desintegracion de la primera corriente de crudo con catalizador nuevo para formar una corriente desintegrada y catalizador desgastado. El catalizador desgastado puede ser regenerado para formar catalizador nuevo, que luego puede reciclarse. Se puede mezclar cuando menos parte de la corriente de desintegracion con una segunda corriente de crudo. Se puede seleccionar una proporcion de parte de la corriente desintegrada, para anadirla a la segunda corriente de crudo para obtenerse una gravedad API de cuando menos 18. Se puede calentar y destilar la primera corriente de crudo antes de ser desintegrada.

Description

PROCESO Y DISPOSITIVO PARA MEJORAR LAS PROPIEDADES DE FLUJO DEL PETRÓLEO CRUDO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a un nuevo proceso y dispositivo para mejorar las propiedades de flujo del petróleo crudo. TÉCNICA ANTERIOR RELACIONADA Al hacer perforaciones petrolíferas en lugares remotos, están asociados considerables gastos con la transportación de petróleo crudo desde la boca del pozo a la instalación receptora. Una dificultad de transportar petróleo crudo es que ciertos petróleos crudos pueden contener una significativa cantidad de cera, de elevado punto de ebullición. La temperatura a la que la cera se gelifica es el punto de fluidez. La temperatura a la que la cera se solidifica es el punto de opacidad. En las instancias en las que el punto de fluidez o de opacidad de un petróleo crudo ceroso es mayor que la temperatura ambiente, la posibilidad de solidificación y acumulación de cera es una grave amenaza para el transporte continuo de petróleo crudo. Limpiar un oleoducto obstruido con cera o crudo gelificado es sumamente costoso y prolongado. Otra especificación para la capacidad de bombeo de un oleoducto es la viscosidad del petróleo. La viscosidad del petróleo es proporcional al esfuerzo requerido para bombearlo. Por consiguiente, cada oleoducto tiene especificaciones de viscosidad, API y punto de fluidez. Por ejemplo, para ser aceptada para transporte en el Sistema de Oleoductos Enbridge en Canadá y EE.UU., la especificación de viscosidad es de 350 centistokes (cSt) a la temperatura operativa del oleoducto, la cual varía según la temporada. Otra especificación adicional para la capacidad de bombeo del oleoducto es el índice de gravedad del Instituto Estadounidense del Petróleo (API). Con frecuencia se describe al petróleo crudo en términos de "ligero" o "pesado" mediante el índice de gravedad API. Un número elevado denota un crudo "ligero", en tanto que un número bajo denota un crudo "pesado". El bitumen es un producto viscoso que puede ser de difícil transporte en un oleoducto. El bitumen natural es asfalto natural (arenas bituminosas), y ha sido definido como roca que contiene hidrocarburos con una viscosidad de más de 10,000 cp. Por ejemplo, el bitumen de Cold Lake, en Canadá, tiene 10 API, y requiere ser adaptado a las especificaciones de los oleoductos, que típicamente son de cuando menos 18 API. Muchas veces el bitumen tiene una alta cantidad de níquel, vanadio, carbón Conradson y grandes cantidades de otros contaminantes, y por consiguiente puede no ser adecuado como carga de alimentación directa a una unidad de desintegración catalítica (FCC) de fluidos.

Es deseable para los refinadores un producto de petróleo con buenas propiedades de flujo, como bajo punto de fluidez, alta gravedad API y baja viscosidad. Se han aplicado varios procesos para manejar un flujo lento de petróleo crudo en los oleoductos. En un proceso, se ha mejorado el punto de fluidez de los petróleos crudos cerosos mediante la eliminación parcial de la cera, por medio de extracción con solventes a bajas temperaturas. Sin embargo, se producen significativos gastos para recuperar el solvente, desechar la cera, y el enfriamiento a temperaturas suficientemente bajas. En otro proceso, se diluye petróleo crudo ceroso con una fuente externa de fracciones de hidrocarburos más ligeros. Sin embargo, este proceso utiliza una cantidad relativamente grande de costosos hidrocarburos solventes para transportar un producto relativamente barato. Además, en lugares remotos es difícil obtener grandes cantidades de hidrocarburos más ligeros. Otro proceso adicional para mejorar el flujo de petróleo crudo implica desintegrar térmicamente petróleo crudo para reducir o eliminar moléculas de parafinas cerosas, convirtiéndolas a hidrocarburos más ligeros. Se suministra suficiente calor a las moléculas de parafinas cerosas para iniciar la desintegración térmica. Sin embargo, la desintegración térmica de petróleo crudo puede no reducir lo suficiente el punto de fluidez o la viscosidad de los petróleos crudos para crear un material adecuado para mezclarlo con crudos para transportarlos por un oleoducto. Los procesados térmicos como viscorreducción pueden causar un problema de estabilidad que produce precipitación de asfalteno en el oleoducto. FCC es un proceso catalítico para convertir hidrocarburos pesados en hidrocarburos más ligeros, contactando los hidrocarburos pesados en una zona de reacción fluidizada con un catalizador compuesto por material de partículas finamente divididas. Actualmente, la mayoría de las unidades FCC utilizan un catalizador que contiene zeolitas de alta actividad y selectividad. Conforme procede la reacción de desintegración, se depositan en el catalizador significativas cantidades de material altamente carbonoso, conocido como coque, desgastando el catalizador. La regeneración a altas temperaturas quema coque del catalizador desgastado. Luego se enfría el catalizador regenerado antes de ser devuelto a la zona de reacción. El catalizador gastado es extraído continuamente de la zona de reacción, y reemplazándolo con catalizador esencialmente sin coque de la zona de regeneración. Para mantener este proceso en funcionamiento, la reacción y regeneración FCC debe tener energía constante. En lugares remotos, los recursos de energía externa pueden ser difíciles de obtener, además de ser sumamente costosos. En campos petrolíferos remotos, sería deseable un sistema para extraer y transportar petróleo crudo sin necesidad de una fuente externa de energía, que forme continamente un producto deseable que pueda ser transportado por un oleoducto. SUMARIO DE LA INVENCIÓN Un aspecto de la presente invención está dirigido a un proceso para mejorar las propiedades de flujo de un producto de petróleo, mediante la desintegración de una primera corriente de crudo y mezclar cuando menos parte de la primera corriente de crudo con una segunda corriente de crudo. Este aspecto incluye procesar una primera corriente de crudo, que puede incluir la desintegración de la primera corriente de crudo con catalizador nuevo para formar una corriente desintegrada y catalizador desgastado. Se puede separar la corriente desintegrada del catalizador desgastado. El catalizador desgastado puede ser regenerado para formar catalizador nuevo, que luego puede reciclarse. Se puede mezclar cuando menos parte de la corriente desintegrada con una segunda corriente de crudo. Se puede destilar la primera corriente de crudo antes de ser desintegrada. En otro aspecto, la primera corriente de crudo posee cuando menos una de las siguientes propiedades: una gravedad API de menos de 18, una viscosidad de más de 10,000 cSt a 38°C, y un punto de fluidez de más de 20°C. En otro aspecto, se selecciona una proporción de una parte de la corriente desintegrada contra la segunda corriente de crudo para obtener cuando menos una de las siguientes propiedades: una gravedad API de cuando menos 18, una viscosidad de no más de 10,000 cSt a 38°C, y un punto de fluidez de no más de 20 °C. Ventajosamente, al utilizar este proceso, se puede separar la corriente desintegrada en petróleo de ciclo ligero inferior, y nafta, donde se puede combinar el petróleo de ciclo ligero con la segunda corriente de crudo. La nafta puede ser desbutanizada para formar gas licuado y gasolina, donde estos dos productos pueden mezclarse con la segunda corriente de crudo. El petróleo de ciclo ligero inferior, el gas licuado y la gasolina pueden tener cada uno una respectiva proporción, y durante el paso de mezclado, se puede seleccionar cada proporción respectiva para obtener una gravedad API de cuando menos 18. En otro aspecto de la presente invención, la regeneración del catalizador puede formar un gas de escape de regeneración que puede quemarse en una caldera para generar vapor. El vapor puede estar supercalentado. El paso de regeneración quema parcialmente coque sobre el catalizador desgastado para formar gas de escape de regeneración con una proporción CO/C02 de entre 0.6:1 y 1:1. En otro aspecto, la mezcla de una parte de la corriente desintegrada y la segunda corriente de crudo es transportada en un oleoducto hasta más de 30 kilómetros del lugar donde fueron mezcladas hasta una estación procesadora. En otro aspecto más de la presente invención, la primera corriente de crudo puede incluir bitumen, y el proceso puede incluir desasfaltar el bitumen con solvente antes del paso de desintegración. El paso de desasfaltado puede formar alquitrán, que puede quemarse en una caldera para generar vapor. En otro aspecto más de la presente invención, un dispositivo para reducir el punto de fluidez del crudo puede comprender: un tubo vertical cargado con catalizador nuevo y que posee una parte inferior y una superior, donde un conducto de crudo suministra una primera corriente de crudo a la parte inferior, y una salida extrae catalizador desgastado y una corriente desintegrada vaporizada de la parte superior. Un tanque que contiene un ciclón puede estar en comunicación de fluidos con la salida, para recibir y separar la corriente desintegrada vaporizada del catalizador desgastado. Un regenerador puede estar en comunicación de fluidos con el tanque para recibir y regenerar el catalizador desgastado para formar el catalizador nuevo. Un tubo montante puede estar conectado entre el tubo vertical y el regenerador, para recargar el tubo vertical con catalizador nuevo. Un fraccionador puede estar en comunicación de fluidos con el tanque, para recibir la corriente desintegrada vaporizada, para fraccionarla en productos ligeros, nafta, petróleo de ciclo ligero y residuos, y líneas en comunicación de fluidos con el fraccionador pueden suministrar cuando menos parte de la nafta y cuando menos parte del petróleo de ciclo ligero a una segunda corriente de crudo. Adicionalmente, una línea de alimentación desde el fraccionador está en comunicación de fluidos con el tubo vertical. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA FIGURAS La Figura 1 es un diagrama de flujo que muestra la descripción general del proceso y el dispositivo. La Figura 2 es un diagrama de flujo de un complejo procesador de bitumen. La Figura 3 es un diagrama de flujo de la unidad de recuperación de energía. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención puede mejorar las propiedades de flujo de un petróleo crudo. El proceso puede formar fracciones ligeras a partir de una porción de petróleo crudo utilizando componentes de diseño modular. El petróleo crudo puede comprender la alimentación de crudo a ser desintegrada catalíticamente mediante un proceso de desintegración catalítica fluidizada (FCC) y el producto puede mezclarse con petróleo crudo no procesado para formar una mezcla de crudo procesado y no procesado para mejorar las propiedades de flujo del crudo reduciendo su punto de fluidez, elevando el API y/o reduciendo la viscosidad para facilitar el transporte del producto mezclado por un oleoducto a un lugar remoto para su ulterior procesado. Se puede utilizar desintegración catalítica fluidizada residual (RFCC) para procesar residuos de carbón Conradson y cargas de alimentación contaminadas con metales, como residuos atmosféricos o mezclas de residuos de vacío y gasóleos. Dependiendo del nivel de residuos de carbono y contaminantes de níquel y vanadio, estas cargas de alimentación pueden hidrotratarse o desasíaltarse antes de ser alimentadas a una unidad RFCC. El hidrotratamiento o desasfaltado de la alimentación reduce los niveles de residuos de carbón y metales de la alimentación, reduciendo tanto la tendencia a formar coque de la alimentación como la desactivación del catalizador. La presente invención posee un esquema de flujo altamente integrado que minimiza la cantidad de equipo necesario, y puede ser lo más autónomo posible. Todo excedente de energía generado en el complejo puede ser utilizado para generar vapor que puede ser exportado al campo petrolífero para generación por vapor. La energía necesaria para el complejo puede ser generada con alta eficiencia utilizando vapor de una caldera CO altamente presurizada y supercalentada, o por un expansor de recuperación de energía en una línea de gases de escape del regenerador de catalizador. Este complejo podría tener excedentes de energía y vapor extraído, porque la producción de coque es muy elevada en comparación con una reacción FCC convencional. Se considera que la generación de energía para suministro del complejo con gas de proceso o vapor de alta calidad generado por la caldera CO junto con extracción de vapor es sinérgica en el campo petrolífero, puesto que los métodos de recuperación mejorada de petróleo necesitan vapor saturado de presión media, que generalmente abunda en una refinería. El campo petrolífero también requiere electricidad para hacer funcionar las bombas que extraen el crudo de la tierra. El petróleo crudo de una fuente puede comprender parte o la totalidad de una alimentación de crudo a ser procesada por FCC. La alimentación de crudo procesada mediante la presente invención puede ser de hidrocarburos pesados que comprenden petróleo pesado o bitumen. El bitumen puede incluir resinas y asfáltenos, que son complejos hidrocarburos polinucleares, y que aumentan la viscosidad del petróleo crudo e incrementan el punto de fluidez. La alimentación de crudo también puede incluir petróleo crudo convencional, productos del fondo de la torre atmosférica, fondos de la torre de vacío, aceites bituminosos, aceites residuales, arenas bituminosas, esquistos bituminosos y fracciones asfálticas. Típicamente, el petróleo crudo es sumamente viscoso, con una gravedad API de entre 8 y 13 API, típicamente menos de 18 API, y/o un punto de fluidez de entre 20° y 50°C. La viscosidad del petróleo crudo puede ser de entre 10,000 y 15,000 cSt a 40°C. El petróleo crudo puede caracterizarse como una corriente de hidrocarburos que tiene propiedades en cuando menos uno de los siguientes rangos: un punto de fluidez mayor a 20°C, una viscosidad de más de 10,000 cSt a 38°C, y una gravedad API típicamente mayor a 18 API. Dispositivo procesador Haciendo referencia a la Figura 1, el dispositivo 10 suministra un petróleo crudo desde el campo petrolífero 1 por la línea 3. La corriente de petróleo crudo en la línea 3 típicamente se somete a calentamiento y separación de un petróleo de una fase acuosa, para desecar la corriente de petróleo crudo en la línea 3. La corriente de petróleo crudo en la línea 3 se separa en dos porciones. Una corriente de crudo es transportada por la línea 5 para su procesado, en tanto que la otra corriente de crudo es transportada por la línea 499 para sortear el procesado de la línea 5. El petróleo crudo puede enviarse a un calentador 20 donde se puede precalentar el petróleo crudo. Opcionalmente, el petróleo crudo en la línea 5 también puede calentarse en el cambiador de calor 18 por intercambio de calor indirecto, con reciclado de fondos en la línea 22. Luego de salir del calentador 20, se puede introducir el petróleo crudo calentado a la porción inferior 31 del fraccionador 30. En algunos procesos FCC, el petróleo crudo no está dirigido al fraccionador 30, sino que es introducido directamente al tubo vertical 40 para su desintegración catalítica. La recuperación de residuos, o fracciones del fondo, implican la vaporización selectiva o destilación fraccional del petróleo crudo, con un cambio químico mínimo o nulo en el petróleo crudo. El proceso de fraccionación puede proporcionar una corriente de alimentación más adecuada para el procesado FCC. La vaporización selectiva del petróleo crudo tiene lugar bajo condiciones no desintegradoras , sin que haya reducción en la viscosidad de los componentes de la carga de alimentación. Los hidrocarburos ligeros, que hierven a menos de 371°C, preferiblemente los que hierven a menos de 357 °C, y más preferiblemente los que hierven a menos de 343°C, son destilados del petróleo crudo en la zona de alimentación 36. Típicamente, los hidrocarburos ligeros no se desintegran catalíticamente. Por consiguiente, la zona de alimentación 36 funciona como destilador en el que se destilan los hidrocarburos ligeros de la alientación de crudo. El crudo puede alimentarse directamente a un tubo vertical 40 sin el paso de fraccionación, dependiendo de la cantidad de productos ligeros, gasolina, gasóleos y residuos.

La alimentación directa sería deseable si la cantidad de hidrocarburos con punto de ebullición menor a 343 °C fuera relativamente baja, y por consiguiente su segregación fuese innecesaria. El producto de fondos del fraccionador 30, en la zona de alimentación 36, es extraído mediante la línea de alimentación FCC 32, y es dirigido por la bomba 33 al fondo del tubo vertical 40. La velocidad de alimentación al dispositivo 10 puede ser de entre 50,000 y 200,000 barriles diarios, preferiblemente entre 75,000 y 150,000 barriles diarios, y más preferiblemente 100,000 barriles diarios, aunque la velocidad de alimentación podría variar de estos rangos. La alimentación al FCC puede ser de entre 10% y 60% del VL de la carga del complejo en la línea 3 desde el campo petrolífero 1, donde son preferibles velocidades bajas a velocidades altas, a menos que los balances de utilidad requieran velocidades de carga más altas. La alimentación en la línea 32 se contacta con el catalizador en el tubo vertical 40 y se desintegra en productos de hidrocarburos más ligeros, que son extraídos del tubo vertical 40. El catalizador se desgasta conforme se acumulan residuos de carbono sobre la superficie del catalizador. El catalizador desgastado y los productos son transportados fuera de la parte superior del tubo vertical 40 y hacia el tanque del reactor 50, opcionalmente a través de un separador 51 para separar los vapores de producto del catalizador desgastado. Una o más etapas de ciclones 52 separan ulteriormente el catalizador desgastado de los productos al inducir que la mezcla de catalizador y gases de producto giren, de modo que el catalizador desgastado, que es más pesado, viaje hacia abajo, y que los productos gaseosos, más ligeros, viajen hacia arriba. Las condiciones operativas aproximadas incluyen calentar la alimentación de crudo para desintegración catalítica a entre 149° y 260°C, preferiblemente entre 177° y 232°C, y más preferiblemente 204°C. La temperatura en el tanque del reactor 50 puede ser de entre 454° y 593°C, preferiblemente entre 482° y 566°C, y más preferiblemente entre 510° y 538°C. El dispositivo 10 puede regenerar catalizador a entre 593° y 896°C, preferiblemente entre 649° y 760°C, más preferiblemente entre 660° y 732°C. La conversión FCC puede ser de entre 60 y 80% del VL a gasolinas y productos más ligeros, preferiblemente entre 65% y 75% del VL a gasolina y productos más ligeros, y más preferiblemente 70% del VL a gasolina y productos más ligeros. Continuando con la Figura 1, los vapores de productos salen de la parte superior del tanque del reactor 50, y pueden ser dirigidos por la línea 53 a la zona de producto 37 en la porción inferior 31 del fraccionador 30. Se pude absorber el calor de los vapores de producto dentro del fraccionador 30 para que los vapores se enfríen, y tenga lugar la separación primaria de producto. El calor requerido para la separación de los productos en el fraccionador 30 es suministrado principalmente por la corriente de producto desintegrado. De este modo, en el caso en que la alimentación de crudo sea enviada directamente al tubo vertical 40, no se hace entrar otro calor al fraccionador 30. La fraccionación de producto alimentado a la zona de producto 37 puede ser más por extracción que por introducción de calor de calor. El calor puede ser eliminado del fraccionador mediante una serie de flujos de cambiador bombeados acoplados con la generación de vapor del fondo del fraccionador, y enfriamiento superior en forma de un condensador enfriado por aire/agua. Fraccionador Continuando con la Figura 1, la columna de fraccionador 30 puede ser un fraccionador con pared divisoria, con una partición 35 colocada verticalmente para aislar una zona de alimentación 36 de una zona de producto 37 en el fondo del fraccionador 30. La partición 35 puede estar formada con cuando menos un deflector en general sin perforaciones (cuando menos sin perforaciones en un 80%, preferiblemente sin perforaciones en un 90%). Se pueden utilizar deflectores múltiples. El petróleo crudo es dirigdo a una zona de alimentación 36, y se calienta a una temperatura de entre 315° y 427°C, preferiblemente entre 343° y 399°C, y más preferiblemente a una temperatura de 371°C a una presión de entre 1.3 y 2 atm, preferiblemente entre 1.5 y 1.9 atm, y más preferiblemente 1.7 atm. Los hidrocarburos ligeros destilados del petróleo crudo pueden salir de la porción superior 39 del fraccionador 30, y pueden comprender producto de naftas ligeras que fluyen por la línea 42, producto neto de naftas pesadas que fluyen por la línea 44, y/o producto neto de aceite cíclico ligero que fluye por la línea 46. El producto de naftas ligeras en la línea 42 puede condensarse mediante un condensador 41 y un generador de vapor 43 antes de ser dirigido a un receptor superior 300. Se decanta agua del receptor 300 mientras se separa gas húmedo en vapor en la línea 302 del líquido de nafta no estabilizada en la línea 303. Se expande el gas húmedo en el expansor 310 y se alimenta al fondo de una columna absorbedora 400 a través de la línea 312. Mientras, se comprime la nafta líquida no estabilizada en el compresor 320 y se alimenta a una parte superior de la columna absorbedora 400 por la línea 322. Se refluye una porción de la nafta no estabilizada a la columna de fraccionador 30 por la línea 304. En la columna absordedora 400, la nafta líquida no estabilizada absorbe gas licuado de petróleo (GLP) del gas húmedo, y sale de la columna absordedora 400 en la línea absorbente 401 comprendiendo C3+. La línea absorbente se divide en una línea de producto 200 para suministrar C3+ a la línea 500 para mezclado, y una línea de alimentación de desbutanizador 402.

En una modalidad, se desvía nafta pesada en la línea 201 por la línea 503 a la línea 624 para complementar la alimentación de nafta a la columna absordedora, y aumentar la recuperación de GLP en la línea 401. De la columna absordedora 400 sale gas que comprende C2-, H2S y H2 por la línea de gas seco 404. Se transporta gas seco por la línea de gas seco 404 para alimentar el calentador 20 y/o una caldera CO 90 por la línea 96. El gas seco en la línea 404 también puede ser dirigido a una turbina de gas para la generación de electricidad. El fraccionador 30 puede condensar productos de reacción supercalentados de la reacción FCC para producir productos líquidos de hidrocarburos. El fraccionador 30 también puede proporcionar alguna fraccionación (o destilación) entre productos líquidos de corriente secundaria. Luego de que los vapores producto son enfriados de temperaturas de entre 482° y 966°C, preferiblemente entre 510° y 537°C, y más preferiblemente 521°C, a temperaturas de entre 10° y 66°C, preferiblemente entre 21° y 49°C, y más preferiblemente 38 °C, los vapores producto típicamente se condensan en productos líquidos, y estos son transportados fuera del fraccionador 30 y son dirigidos para mezclarse con el crudo sin reaccionar en la línea 500. Típicamente, todo aquello más pesado que C5 puede permanecer en la fase líquida, y todo aquello más ligero puede permanecer vaporizado como productos ligeros, y pueden transportarse fuera del fraccionador 30 en la línea superior 42. Los productos líquidos tomados como fracciones del fraccionador 30 típicamente pueden comprender aceite cíclico ligero (LCO), fondos de fraccionador o petróleo clarificado, aceite cíclico pesado (HCO), y nafta pesada (gasolina). En la Figura 1, HCO no tiene una fracción separada, pero es recolectado en los fondos. La corriente de nafta pesada en la línea 44 es extraída de la columna de fraccionador 30 mediante la bomba 45, y se enfría en el generador de vapor 47. Se devuelve una porción de reflujo a la columna, en un lugar más elevado, por la línea 44a. La línea de nafta pesada 201 lleva el resto a la línea 500. La línea 503 puede tomar parte o la totalidad de la nafta pesada a la columna desbutanizadora 600 por la línea 402. Similarmente, la corriente LCO en la línea 46 es extraída de la columna de fraccionador 30 mediante una bomba 48, y se enfría en el generador de vapor 49. Se devuelve una porción de reflujo a la columna 30, en un lugar más alto, por la línea 46a. La línea LCO 202 toma el resto a la línea 500. Por último, se elimina petróleo clarificado en la línea de fondo 34 de la columna de fraccionador 30 mediante una bomba 21, y se enfría una porción de retorno en un cambiador de calor de alimentación 18 y se devuelve a la zona de producto 37 de la columna 30 aislada de lado de alimentación 36 por la partición 35. La línea de fondos netros 203 puede transportar un resto del petróleo clarificado a la línea 500, para su mezclado o para ser desviado a la caldera CO 90 por las líneas 205 y 96. Productos FCC Los catalizadores más apropiados para utilizarse en el tubo vertical 40 son filtros moleculares zeolíticos con gran tamaño medio de poros. Típicamente, los filtros moleculares zeolíticos con gran tamaño medio de poros poseen poros con aberturas de más de 0.7 nm de diámetro efectivo, definido por anillos con más de 10, y típicamente 12, miembros. Los índices de tamaño de poros son de más de 31. Los componentes adecuados de zeolita de poros grandes incluyen zeolitas sintéticas como las de tipo X y Y, mordenita y faujasita. Las zeolitas Y con bajo contenido de tierras raras son el catalizador preferido. "Bajo contenido de tierras raras" denota menos o igual a 1.0% del peso de óxido de tierra rara en la porción zeolítica del catalizador. El catalizador puede estar disperso sobre una matriz que comprende un aglutinante como sílica o alúmina, y/o un material de relleno inerte como kaolín. Se contempla que el catalizador de equilibrio previamente utilizado como catalizador en un tubo vertical FCC u otro tipo de catalizador de desintegración puede ser adecuado para utilizarse en el tubo vertical de la presente invención. El sistema FCC desintegra la mayor parte de la alimentación de crudo a material en el rango C5+, que hierve a 204°C. Estos productos pueden tener una gravedad API de entre 30 y 60, preferiblemente entre 35 y 55, y más preferiblemente entre 40 y 50, y por consiguiente contribuyen significativamente al incremento en el API neto de la corriente mezclada en la línea 502. La desintegración catalítica del petróleo crudo maximiza el incremento en la gravedad API, y procesando una mínima cantidad de petróleo crudo. El producto líquido combinado del procesado FCC de petróleo crudo puede contener productos convertidos de la carga de alimentación de petróleo crudo o bitumen, y puede ser transportado por la línea 500. El producto líquido del procesado del petróleo crudo se caracteriza por tener una gravedad API de cuando menos 30, preferiblemente más de 35, y más preferiblemente más de 37. Los productos líquidos también pueden tener una viscosidad de menos de 2 cSt, preferiblemente menos de 1.5 cSt, y más preferiblemente menos de 1 cSt a 50°C. Los productos líquidos formados pueden tener un punto de fluidez de menos de 4°C, preferiblemente menos de -1°C, y más preferiblemente menos de -3.8°C. Los productos líquidos de la conversión combinados del procesado de petróleo pesado por FCC son más ligeros y menos viscosos, en virtud de la reducción en peso molecular. Más desintegración en el FCC puede producir menor viscosidad y densidad del producto.

La cantidad exacta de alimentación que es necesario procesar depende de los requisitos específicos de aceptabilidad de bombeo del oleoducto. Estos pueden especificarse como densidad máxima o gravedad API mínima, máxima viscosidad a cierta temperatura, punto máximo de fluidez o cualquier combinación de estas especificaciones. Cualquiera de las especificaciones antes mencionadas podría ser un factor limitante para la cantidad de procesado necesario, dependiendo del tipo de crudo o la especificación. Además, las especificaciones pueden ser diferentes para distintas épocas del año, debido a los cambios en las temperaturas de operación del oleoducto. El ajuste del nivel de conversión del FCC o la cantidad de procesado puede ejercitarse como un modo conveniente para cumplir con las especificaciones a un costo operativo mínimo. Los productos líquidos de la reacción FCC son mezclados con la corriente de petróleo crudo no procesado en la línea 499 para formar un petróleo crudo mezclado adecuado para ser transportado en la línea 502. Entre el 5% del VL y el 60% del VL del petróleo crudo en la línea 3 puede procesarse con FCC y añadiré a la corriente de crudo no procesado o sin reaccionar en la línea 499; preferiblemente, se puede procesar entre el 10% del VL y el 40% del VL de la alimentación de crudo y añadirse al crudo no procesado, y más preferiblemente se puede procesar el 30% del VL de alimentación de crudo y añadirse al crudo no procesado por volumen. La proporción de petróleo crudo no procesado contra productos líquidos añadidos puede ser de entre 0.5:1 y 9:1, preferiblemente entre 1:1 y 4:1, y más preferiblemente entre 2:1 y 3:1. El subdesbordamiento de absorbedor transportado en la línea 200, así como las demás corrientes líquidas del fraccionador 30, pueden combinarse con crudo no procesado. Dependiendo de los requisitos del sitio o el grado de crudo deseado, podría ser deseable quemar todo o parte del petróleo clarificado en la línea de fondos 32, para balancear las necesidades de energía del sitio, o actualizar la calidad de la corriente de crudo en la línea 500 y/o 502. Desbutanizador En otra modalidad más, el subdesbordamiento del absorbedor en la línea 401 también puede enviarse a la columna de fraccionación del desbutanizador 600 por la línea 402, para separar GLP de nafta. La fraccionación produce una corriente superior C- en la línea 602, que se condensa en el condensador 606 con la producción de vapor, y se deseca en el receptor 608. El GLP desecado se bombea y divide entre la línea de reflujo 610, que es devuelta al desbutanizador 600 y la línea de recuperación 612. La línea de recuperación 612 se divide entre una línea de mezclado 614, que mezcla GLP con los productos procesados en la línea 500, y una línea de producto opcional 616 que recupera GLP como producto, que puede almacenarse y/o venderse localmente. GLP es un excelente componente fraccionador, pero debido a su alta presión de vapor sólo puede mezclarse hasta la especificación de destilación. Por consiguiente, la división entre las líneas 610 y 612, y 614 y 616, debe fijarse para maximizar el GLP mezclado en la línea 500 hasta la especificación de destilación. Se puede captar y vender cualquier excedente como GLP, o utilizarse en el calentador 20 o la caldera CO 90. La columna desbutanizadora 600 también produce una corriente de fondos en la línea 604 que típicamente comprende material C5+. La corriente de fondos 604 se divide entre una línea de rebullición 620, que es calentada por el recalentador 622, y se devuelve a la columna desbutanizadora 600, y una línea de recuperación de nafta 624 que recupera nafta para preferiblemente ser devuelta a la parte superior de la columna absordedora 400, o recuperada como producto en la línea 626, para ser almacenada y/o vendida localmente. Producto mezclado Como se muestra en la Figura 1 , los productos de conversión separados, es decir, nafta pesada en la línea 201, LCO en la línea 202 y subdesbordamiento de absorbedor en la línea 200 se combinan en la línea 500, donde son combinados con petróleo crudo no procesado de la línea 499, formando así una corriente mezclada 502, o un producto sintético. El petróleo crudo no procesado puede suministrarse directamente desde el campo petrolífero, aunque más preferiblemente puede ser destilado para eliminar hidrocarburos ligeros y desecarse. En una modalidad alternativa, se extrae una porción de uno o más de los productos de conversión como producto secundario, y se trata o procesa como producto comercializable. Si se desea esta opción, será necesario procesar una mayor porción de la alimentación en el FCC para comprensar una pedida de material de baja viscosidad para el mezclado. Los productos líquidos pueden incluir fondos, aceite cíclico ligero y nafta, y se puede seleccionar porciones de cada uno de estos para combinarse con el crudo no procesado, para obtener las propiedades de flujo deseadas. El crudo no procesado puede ser una porción de la fuente de crudo sin procesado FCC. Específicamente, todas las corrientes líquidas pueden combinarse con el crudo no procesado. La nafta puede ser dirigida a un desbutanizador (no se muestra), para formar gas licuado de petróleo (GLP) y gasolina. El GLP y la gasolina pueden ser añadidos al crudo no procesado, en cantidades seleccionadas para obtener las propiedades de flujo deseadas. La capacidad de modificar las cantidades relativas de hidrocarburos ligeros (propano a pentano) en el crudo mezclado del oleoducto es ventajosa porque se puede mantener en tanques, y por consiguiente - someterse a una especificación adicional de presión de vapor de Reid (RVP), para minimizar la evaporación de material a condiciones ambiente, lo cual puede contravenir las reglamentaciones ambientales, causar pérdida de material por quemado, o requerir extensos sistemas de recuperación de vapor. Se debe calibrar la adición de GLP al crudo no procesado, para balancear la presión de vapor y las propiedades de flujo. La corriente mezclada en la línea 502 puede tener las siguientes características: 18 API o más, preferiblemente cuando menos 19 API, y preferiblemente más de 19.5 API. La corriente mezclada puede tener una viscosidad a 38 °C de no más de 10,000 cSt, preferiblemente no más de 5000 cSt, y más preferiblemente no más de 25 cSt. La corriente mezclada también puede tener un punto de fluidez de no más de 20°C, preferiblemente no más de 15 °C, y más preferiblemente no más de 0°C. La corriente mezclada puede entonces ser bombeada en un oleoducto 502 a un lugar remoto para su ulterior procesado, como una refinería o estación de distribución. Un lugar remoto está típicamente a más de 30 kilómetros del pozo en el campo petrolífero 1. Regeneración de catalizador Como se muestra en la Figura 1, el catalizador desgastado separado de los productos por los ciclones 52 caen hacia abajo, a un lecho, y son despojados de hidrocarburos por vapor en el destilador 54, y suministrados por el conducto de catalizador desgastado 55 regulado por una válvula a un regenerador 70. En el regenerador 70 se quema coque de la superficie del catalizador desgastado para producir un catalizador nuevo o regenerado. Se bombea aire de la línea 72 mediante el ventilador 73, y entra al fondo del regenerador 70 para quemar el coque a una temperatura de entre 482° y 871°C, preferiblemente entre 538° y 760°C, y más preferiblemente entre 649° y 704°C. Luego de que el coque queda esencialmente quemado, el catalizador desgastado se convierte nuevamente en catalizador nuevo. El carbón quemado forma gas de escape de regeneración que contiene H2, CO, C02, e hidrocarburos ligeros. Los ciclones 75 separan catalizador regenerado del gas de escape de regeneración. Se puede devolver el catalizador regenerado al tubo vertical 40 por el conducto de catalizador regenerado 74 para contactarse con la alimentación de crudo entrante en la línea 32. Se puede sacar el gas de escape de regeneración del regenerador 70 por la línea de escape 80 hacia la caldera CO 90. La proporción CO/C02 en el gas de escape de regeneración en la corriente 80 puede ser de entre 0.6:1 y 1:1, preferiblemente entre 0.7:1 y 0.99:1, y más preferiblemente 0.9:1. Hacer funcionar el regenerador 70 en quemado parcial es más apropiado para utilizarse con residuos pesados, en los que la liberación de calor del regenerador y el consumo de aire son elevados debido a la alta producción de coque.

Además, la regeneración magra en oxígeno ofrece un mejor mantenimiento de la actividad del catalizador a altos niveles de vanadio del catalizador, debido a una movilidad reducida de vanadio a niveles de oxígeno más bajos. Al hacer funcionar el regenerador 70 a quemado parcial profundo para maximizar la producción de CO, la unidad limitará la cantidad de calor que podría liberarse si se permitiera que el carbono se quemara completamente a C02. Esto reducirá la temperatura del regenerador y permitirá una mayor proporción de catalizador contra petróleo. El valor de calentamiento del gas que contiene CO puede ser bajo, debido a una dilución con mucho nitrógeno; por consiguiente, y para un quemado eficiente, opcionalmente se inyecta un combustible auxiliar como gas seco en la línea 96 con aire en la línea 95, para promover la combustión y el calor de la zona de quemado a una temperatura a la que esencialmente todo el CO se oxida a C02 en la caldera CO 90. En la caldera CO 90, el gas de escape de regeneración alcanza temperaturas de cuando menos 815°C, preferiblemente cuando menos 926°C, y más preferiblemente cuando menos 982°C. La combustión en la caldera CO 90 calienta y vaporiza agua alimentada por la línea de agua 99 para generar vapor supercalentado a alta presión, que sale de la caldera CO por la línea de vapor 101 para utilizarse en el complejo FCC. El gas de escape de regeneración que contiene C02 sale de la caldera CO 90 y se libera a la chimenea 102. El gas seco en la línea 96 puede originarse de la línea superior del absorbedor 400. Un combustible auxiliar alternativo puede comprender petróleo clarificado desviado de la línea 203 en la línea 205. Además de hacer funcionar el regenerador 70 en quemado parcial profundo, se puede eliminar calor adicional del regenerador 70 mediante la operación de un enfriador de catalizador en el regenerador 70. El regenerador puede estar equipado con entre 1 y 5 enfriadores de catalizador, más preferiblemente entre 2 y 4 enfriadores de catalizador 71, y más preferiblemente 3 enfriadores de catalizador. Los enfriadores de catalizador pueden eliminar calor mediante generación de vapor. El vapor de los enfriadores de catalizador 71 puede suministrarse por la línea 94 a la caldera CO 90 para supercalentarse en la caldera CO. Recuperación de energía El gas de escape de regenerador puede dirigirse opcionalmente por la línea 80 a una unidad de recuperación de energía, como se muestra en la Figura 3, antes de suministrarse a la caldera CO 90 como alternativa a suministrar gas de escape del regenerador directamente a la caldera CO 90. En la caldera CO, se mezclan aire y gas combustible con el gas de escape, y se queman para convertir el CO a C02.

Como se muestra en la Figura 3, la unidad de recuperación de energía pasa el gas de escape del regenerador por el separador de tercera etapa 81 para eliminar restos de catalizador en la corriente de gas de escape. Los restos de catalizador son luego dirigidos para salir del separador de tercera etapa 81 por la línea de subdesbordamiento 82. El gas de escape limpio es luego dirigido por la línea 83 al expansor de recuperación de energía (o turbina) 85, que mueve un eje que activa un generador de energía eléctrica 86 y/o el ventilador de aire 73 para el regenerador. El gas de escape del expansor 85 es dirigido por la línea del expansor 84 a la caldera CO 90 que se muestra en la Figura 1. También queda contemplado que se envíe gas seco en las líneas 404 y 96 a una turbina de gas (no se muestra) para la generación de electricidad, si la demanda de energía es más importante que la demanda de vapor. Luego se podría enviar el gas caliente de escape de la turbina de gas a una caldera CO 90 para complementar los requisitos de calentamiento . El dispositivo 10 pude ser económico a pequeña o gran escala, y puede ser ideal para campos petrolíferos remotos que carecen de energía en el sitio para producir el vapor requerido, que carecen del petróleo ligero que podría requerirse como reserva de fraccionación para el transporte, o son inaccesibles a refinerías capaces de procesar petróleo pesado. El dispositivo 10 puede tener una multiplicidad de tubos verticales 40, un tanque de reactor 50, un regenerador 70, y un fraccionador 30. Una disposición apilada del tubo vertical 40, la zona de separación 50, y el regenerador 70 disminuirá los costos de inversión y la superficie total de los tanques. Se disminuye el punto de fluidez y la viscosidad del petróleo crudo en la corriente de crudo 3, y se aumenta el API, al desintegrar catalíticamente una porción en la corriente de crudo 5 a productos más ligeros, y mezclando estos productos con petróleo crudo sin reaccionar en la corriente 499. El dispositivo 10 también produce energía mediante los gases de escape de regeneración dirigidos a la caldera CO. El dispositivo 10 es un sistema autónomo que incrementa las propiedades de flujo del petróleo crudo, sin requerir de energía externa significativa. El dispositivo 10 puede generar el 100% de la energía requerida para su propio funcionamiento, además de un excedente que puede utilizarse para bombear petróleo del terreno. También se genera un excedente de vapor que puede utilizarse para desecar el crudo e inundar el campo petrolífero para mejorar la recuperación de petróleo. Se puede incrementar el tamaño del dispositivo 10 más allá del tamaño requerido para modificar el crudo a 18 API, hasta que se equilibren las necesidades totales de energía del proceso y el campo petrolífero.

Alimentación de crudo con contenido de bitumen Un típico ensayo de bitumen, por ejemplo de Cold Lake de Canadá (CCL), puede tener las siguientes propiedades. El bitumen puede tener una gravedad API de entre 9 y 12 API, y preferiblemente entre 10 y 11 API. El bitumen puede tener un contenido de azufre de entre 3 y 5% del peso, y preferiblemente entre 3.5 y 4.5% del peso. El bitumen puede tener un contenido de nitrógeno de entre 0.1 y 0.4% del peso, y preferiblemente entre 0.2 y 0.3% del peso. El bitumen puede tener un contenido de residuos de carbón Conradson de entre 11 y 14% del peso, y preferiblemente entre 12 y 13.5% del peso. El bitumen puede tener un contenido de níquel y vanadio en ppm del peso de entre 250 y 280, y preferiblemente entre 255 y 270. El bitumen puede tener un contenido NAT en mg de KOH/g de entre 1 y 2, y más preferiblemente entre 1.2 y 1.5. El contenido de contaminantes en el bitumen son muchos más elevados que en la mayor parte de los petróleos crudos, y sería posible un procesado directo en un FCC únicamente con una muy elevada producción de coque, por lo que se necesitarían múltiples enfriadores de catalizador 71 y una muy elevada velocidad de reemplazo de catalizador debido a la acumulación de metales. Desasfaltado de solventes En la Figura 2 se muestra una modalidad alternativa de la presente invención, en la que la línea 3 incluye bitumen. El bitumen es asfalto natural (arenas bituminosas) y se define como roca que contiene hidrocarburos con viscosidad mayor a 10,000 cp, o hidrocarburos que pueden extraerse de minas o canteras. Otros bitúmenes naturales son sólidos, como gilsonita, grahamita y ozokerita, que se distinguen por sus vetas, fusibilidad y solubilidad. La alimentación que contiene bitumen puede ser procesada corriente arriba de la línea 5, que produce la división entre la línea 3 y la línea 499 de la Figura 1. La alimentación que contiene bitumen en la línea 3 puede separarse primeramente en una columna de fraccionación atmosférica 700 para proporcionar gas combustible en una línea superior 702, nafta ligera de destilación en la línea 704, nafta pesada en la línea 706, queroseno en la línea 708, destilados medios en la línea 710 y gasóleo atmosférico en la línea 712. Se pueden obtener variaciones de estas fracciones, como menores fracciones secundarias de la columna atmosférica 700. Las líneas 704, 706, 708 y 710 se combinan para proporcionar la línea 714. Opcionalmente, se suministra una corriente de fondos de la columna atmosférica 700 en la línea de fondos 701 a una columna de destilación de vacío 720, que funciona a condiciones de vacío. Una línea superior 722 desde la columna 720 que contiene gasóleo en vacío se combina con la línea 712 para formar la línea 725. Los fondos en vacío en la línea 724 son transportados al dispositivo de solventes/desasfaltado 711. Alternativamente, los fondos atmosféricos en la línea 701 son enviados directamente al dispositivo de solventes/desasfaltado 711 sin pasar por destilación al vacío, omitiendo la necesidad de la columna 720. En el proceso de desasfaltado de solventes, los fondos de vacío en la línea 724 son bombeados y mezclados con un solvente de la línea 728 antes de entrar a un tanque extractor 730. Se puede añadir solvente adicional a un extremo inferior del tanque del extractor 730 por la línea 729. El solvente parafínico ligero, típicamente propano, butano, pentano, o mezclas de estos, solubiliza el material de hidrocarburos pesados en los fondos de vacío. Las porciones más pesadas de la alimentación son insolubles, y se precipitan como alquitrán en la línea 732. El alquitrán en la línea 732 se calienta en el calentador 734 y se destila en el destilador de alquitrán 740 para producir alquitrán en la línea de fondos 742, y solvente en la línea 744. El petróleo desasfaltado en la línea de refinados del extractor 736 es bombeado y calentado a una temperatura supercrítica para el solvente por intercambio indirecto de calor, con solvente calentado en la línea de reciclado de solvente 762 en el cambiador de calor 738 y en el calentador 750. El solvente calentado supercríticamente se separa del petróleo desasfaltado en el separador DAO 760, y sale en la línea de reciclado de solvente 762. El reciclado de solvente se condensa por intercambio de calor indirecto en el cambiador de calor 738 con el refinado del extractor en la línea 736 y el condensador 770. Un vapor escaso en DAO sale del separador DAO 760 en la línea 764, y entra al destilador DAO 780 que destila el DAO del solvente insuflado a baja presión. El solvente sale por la línea 782 y se une al solvente en la línea 744, y es condensado por el enfriador 784 y se almacena en la reserva de solvente 786. El solvente es bombeado de la reserva 786 según sea necesario por la línea 788, para complementar el solvente en la línea 762 para facilitar la extracción. El DAO esencialmente libre de solventes la línea 790 es mezclado con los gasóleos mezclados en la línea 725 que suministra la línea 5 para la unidad FCC en la Figura 1. La alimentación en la línea 5 procesada en la modalidad de la Figura 2 preferiblemente puede sortear el fraccionador 30 en la Figura 1. Porciones de DAO en la línea 790 y gasóleo en la línea 725 pueden sortear la unidad procesadora FCC uniéndose a la línea 714 para formar la línea 499 por la líneas 794 y 796, respectivamente. Los detalles del equipo y procesado del desasfaltado de solventes se describen en "The ROSE Process", de Abdel-Halim y Floyd, capítulo 10.2, R. A. Meyers ed.

HANDBOOK OF PETROLEUM REFINING PROCESSES , 3 ed . McGraw-Hill 2004 . Típicamente, entre el 40 y el 80% del peso de la alimentación se elimina, puesto que DAO contiene el menor peso molecular y la mayor parte de la porción parafínica del residuo de vacío, y es el más adecuado para el procesado FCC. El producto de fondo o alquitrán del destilador de alquitrán 740 contiene una gran porción de los contaminantes como residuos de carbón Conradson, metales y asfáltenos, y tiene una alta densidad de entre 5 y -10 API, y comúnmente entre 0 y -10 API. Puesto que esta corriente no fluye bien, y requiere calentamiento para mantenerse en estado líquido, es inconveniente para ser remitido, y por consiguiente su mejor uso es como combustible en el lugar. Una modalidad preferida es inyectar este combustible como combustible auxiliar a la caldera CO 90 del tipo de lecho fluidizado. Otra modalidad es quemar este alquitrán como tal, o fraccionarse con una pequeña cantidad de una corriente más ligera en un horno o calentador generador de vapor. Una alternativa sería utilizar el petróleo clarificado en la línea 203 de la Figura 1 no en la mezcla de la línea 500, debido a su escaso valor en la refinería, sino como reserva de fraccionación para el alquitrán para mejorar la combustión de las características de alimentación del gasificador en la caldera CO 90 u otro calentador de gas de la Figura 1. Se envía una porción del petróleo desasfaltado en la línea 790 y/o una porción del gasóleo en la línea 724 a un reactor FCC para el procesado catalítico, a una conversión de baja a moderada. Entre el 15 y el 50% del peso de DAO puede desintegrarse catalíticamente en el FCC, preferiblemente entre el 20% y 40% de DAO puede desintegrarse catalíticamente, y más preferiblemente el 30% de DAO puede desintegrarse catalíticamente. La fracción de petróleo desasfaltado que se alimenta al FCC se ajusta de modo que por dilución, se reduce la viscosidad y densidad tras mezclar los productos FCC con los restos de petróleo desasfaltado. La mezcla resultante cumple con las especificaciones para un oleoducto, y pueden enviarse ventajosamente a una refinería como bitumen sintético diluido, que tiene menor contenido de metales que el bitumen crudo. Productos En el proceso de la presente invención, la cantidad productos combinados de conversión FCC necesarios para mezclarse con bitumen no procesado catalíticamente, bitumen desasfaltado o petróleo crudo pesado depende de los requisitos específicos de aceptabilidad para bombeo en el oleoducto. Una forma conveniente para determinar la cantidad de alimentación necesaria para el proceso FCC es calculando las viscosidades separadas de los productos FCC (ya sea combinados o por separado) y del bitumen no procesado o desasfaltado. Luego se puede estimar la viscosidad de la mezcla por la mezcla de porcentajes de pesos mediante la correlación Refutas (utilizando el promedio de pesos del índice Refutas para una viscosidad en particular). Este bien establecido método se describe en C. Baird, GUIDE TO PETROLEUM PRODUCT BLENDING, Austin, Texas : HPl Consultants, 1989. En una modalidad de la presente invención que se muestra en la Figura 2, el bitumen es desasfaltado, y una porción de este bitumen desasfaltado se convierte a producto de hidrocarburos ligeros en el tubo vertical FCC 40 de la Figura 1, y luego se mezcla con el bitumen crudo no procesado que sorteó el procesado en la línea 4 y se unió a la línea 499. En una modalidad preferida, el bitumen es desasfaltado y una porción de este bitumen desasfaltado es convertido en el tubo vertical FCC 40 de la Figura 1, y luego se mezcla con una cantidad de bitumen desasfaltado pero de otro modo sin convertir que sorteó el procesado FCC en la línea 794. Esta última modalidad preferida tiene una significativa ventaja respecto a la técnica anterior descrita en la literatura. Por ejemplo, en la presentación "Petroleum Sands Market Development Issues", de T. H. Wise y G. R. Crandall para el Taller #2 del Departamento de Energía de Alberta, "Futuras soluciones de negocios para las arenas bituminosas de Alberta'J del 14 de marzo de 2001, se enumera una amplia variedad de mezclas tradicionales de crudo sintético de diversos convertidores con bitumen, junto con su tipo de refinería: Actualizador de Producto de arenas Tipo de refinería conversión bituminosas 1. Ninguno Mezcla bituminosa Coquificación de crudo pesado o asfalto 2. Parcial Pesado actualizado Coquificación de crudo pesado 3. Coquificación/ Sintético medio Coquificación o hidrodesintegra-derivación o ción de residuos de asfalto 4. Coquificación Sintétito ligero Desintegración sin fondo La opción 3 en esta tabla, "Coquificación/ Derivación", se refiere a coquificar una porción de la alimentación, y mezclarla con bitumen crudo, y esta opción se practica ampliamente en la industria. Sin embargo, esto requiere enviar a un coquificador una proporción relativamente grande de alimentación, típicamente entre 40% del peso y 45% del peso de la alimentación, puesto que los productos del coquificador son relativamente no selectivos, y contienen una significativa porción en el rango de ebullición de entre 343° y 566°C, que es varias veces mayor en viscosidad que el rango C5-204°C, que por consiguiente no es tan efectivo para reducir la viscosidad o punto de fluidez. Otra desventaja de este proceso es que se produce un producto secundario de coque de petróleo, con alto contenido de azufre y no es un combustible valioso para su venta. De hecho, puede ser quemado en el sitio, aunque quemas combustible de coque de petróleo requiere manejo de sólidos, pulverización u otro equipo costoso. La última opción, 4 "Coquificación", en el que se coquifica todo el bitumen para producir un producto sintético ligero sin fondo que se envía a una refinería de base FCC puede presentar una dificultad. No sólo es necesario lidiar con un producto de coque de petróleo, sino que las propiedades del rango de ebullición del gasóleo en vacío de entre 343° y 566°C lo hacen una mediocre carga de alimentación para desintegración catalítica. Debido a la naturaleza térmica de la coquificación, se producen productos ligeros y por consiguiente una deficiencia en hidrógeno en la alimentación FCC, lo que causa un patrón de rendimiento relativamente más pobre, a menos que se reemplace el hidrógeno por hidrotratamiento. El proceso de la presente invención soluciona efectivamente las dificultades de estas dos opciones. Dependiendo de la especificación del oleoducto, debido a la superior producción de producto más ligero y menos viscoso, típicamente se debe procesar entre 20 y 35% del peso del bitumen en vez de 40 y 45% del peso requerido para the coquificador. Además, se produce un producto de alquitrán que puede quemarse más convenientemente en el complejo. Además, el producto crudo sintético tiene un rango de ebullición de entre 343 y 566 °C, comprende un mayor porcentaje de material virgen (sin reaccionar) con mayor contenido de hidrógeno, y por consiguiente es mejor alimentación para la refinería con una unidad FCC. El proceso de la presente invención, mediante su capacidad de segregar el petróleo clarificado en el producto de fondos del fraccionador 34, y enviarlo a ser quemado o desecharse, puede dejar un crudo sintético no desintegrado en la línea 32 que ebulle en el rango de entre 343° y 566°C, lo cual es una alimentación FCC particularmente buena. Si se propusiera en la opción 3 utilizar únicamente productos de coquificador con punto de ebullición menor a 343°C para diluir la mezcla, una porción imprácticamente grande de la alimentación requeriría procesado. En resumen, el petróleo crudo sintético bombeable de la presente invención y sus diversas modalidades tiene varias ventajas cruciales. La mezcla resultante de crudo sintético tiene un perfil de destilación "balanceado", sin un excedente de material en el rango de ebullición de gasóleo al vacío de entre 343° y 566°C. Por consiguiente, el crudo sintético es más similar en sus propiedades a un petróleo crudo convencional que a un bitumen. El rango de ebullición del petróleo crudo sintético de entre 343° y 566°C no está rellenado con material con propiedades degradadas para la refinación corriente abajo en la unidad FCC. En caso de que todo el bitumen sea procesado por la unidad de desasfaltado de la unidad, el crudo sintético mejorado está libre de asfáltenos y, en gran medida (típicamente más del 90% del peso), sin metales. Por consiguiente, el crudo sintético tiene menor densidad y niveles contaminantes, haciéndolo más fácil de procesar en las refinerías. Productos secundarios de alimentación de bitumen En el caso de bitumen, la unidad FCC procesará una corriente de petróleo pesado que contiene azufre, y el coque quemado en el regenerador tendrá una significativa cantidad de azufre, y por consiguiente requerirá un dispositivo de control de contaminación. La unidad FCC también podría requerir el manejo de una gran emisión de calor de la carga de coque, operando en el modo de combustión parcial, y por consiguiente se requerirá una caldera de calor de desecho para quemar el monóxido de carbono residual. Una caldera de calor de desecho que se utiliza con frecuencia en tales instancias es una caldera de lecho fluido presurizado, como la comercializada por Foster Wheeler, Ltd. , en la que se fluidizan granulos de piedra caliza en un lecho fluido. El azufre en el gas de escape caliente reacciona con la piedra caliza para producir sulfato de calcio, que se recupera en una cámara de manga. El CO es quemado en las altas temperaturas del lecho fluido, aumentadas al encenderlo con combustible suplementario. Es difícil quemar el alquitrán formado durante el paso de desasfaltado, debido a su alta viscosidad. Sin embargo, en un lecho fluido, no es necesario atomizar este material, y puede ser añadido directamente sin requisitos especiales para boquillas, debido a que la elevada masa térmica del material sólido caliente actúa para asegurar una combustión eficiente. Por consiguiente, un buen uso para el alquitrán producido por la unidad de desasfaltado de solventes es como combustible suplementario de bajo valor en una caldera de calor de desecho que quema CO, como la caldera CO 90. Si se practica la presente invención de este modo, se resuelve el problema de que el alquitrán posee por sí mismo un contenido de azufre extremadamente elevado (8% del peso), y quemarlo requiere un control de contaminantes, por lo que este método de operación hace óptimo uso del equipo. Se puede utilizar el alquitrán para crear vapor, generar energía, o se puede utilizar el vapor producido en la extracción de bitumen del campo petrolífero ' de modo ambientalmente responsable, ya que se utiliza la porción de menor valor del bitumen para producir el vapor necesario para la técnica de extracción. Son posibles otros modos de disponer el equipo, con el interés de mejorar la eficiencia termodinámica y reducir al mínimo la cantidad de energía necesaria para producir una carga de alimentación de alto valor para la refinería. En resumen, la presente invención está dirigida a un proceso para mejorar las propiedades de flujo de una corriente de crudo, incluyendo procesar una primera corriente de crudo que puede incluir la desintegración de la primera corriente de crudo con catalizador nuevo para formar una corriente desintegrada y catalizador desgastado. La corriente desintegrada puede ser separada del catalizador desgastado. Se puede regenerar el catalizador desgastado para formar catalizador nuevo, que luego puede ser reciclado. Cuando menos parte de la corriente desintegrada puede mezclarse con una segunda corriente de crudo. La primera corriente de crudo puede ser destilada antes de ser desintegrada.' Una proporción de la segunda corriente de crudo contra la primera corriente de crudo puede ser de entre 0.5:1 y 9:1. Se puede seleccionar una proporción de parte de la corriente desintegrada para añadirse a la segunda corriente de crudo para obtenerse una gravedad API de cuando menos 18. Se puede destilar la primera corriente de crudo antes del paso de desintegración. Se puede separar la corriente desintegrada en una corriente de fondos, aceite cíclico ligero y nafta, donde se puede combinar la corriente de fondos y el aceite cíclico ligero con la segunda corriente de crudo. La nafta puede ser desbutanizada para formar gas licuado de petróleo y gasolina, y el gas licuado de petróleo y la gasolina pueden ser añadidos a la segunda corriente de crudo. La corriente de fondos, el aceite cíclico ligero el gas licuado de petróleo y la gasolina pueden tener cada uno una porción para mezclarse con la segunda corriente de crudo, y se puede seleccionar cada porción para obtenerse una gravedad API de cuando menos 18. El paso de regeneración puede formar un gas de escape de regeneración, que puede quemarse para generar vapor. El vapor puede supercalentarse. El paso de regeneración quema parcialmente el catalizador regenerado para formar gas de escape de regeneración, que posee una proporción CO/C02 de entre 0.6:1 y 1:1. La primera corriente de crudo puede contener bitumen, y el paso de procesado puede incluir desasfaltar el bitumen con solvente antes del paso de desintegración. El paso de desasfaltado pude formar alquitrán, que puede quemarse para generar vapor. Un proceso para mejorar las propiedades de flujo de crudo puede comprender calentar y destilar una primera corriente de crudo, desintegrar la primera corriente de crudo con catalizador nuevo para formar una corriente desintegrada vaporizada, y catalizador desgastado. La corriente desintegrada vaporizada puede ser separada del catalizador desgastado, y el catalizador desgastado puede ser regenerado para formar catalizador nuevo, para ser reciclado. La corriente desintegrada vaporizada puede ser condensada para obtenerse una corriente condensada, y se mezcla cuando menos parte de la corriente condensada con una segunda corriente de crudo. El proceso también puede comprender el calentar una primera corriente de crudo. Luego se puede destilar la primera corriente de crudo. Luego se desintegra la primera corriente de crudo con catalizador nuevo, para formar una corriente desintegrada y catalizador desgastado. Se separa la corriente desintegrada del catalizador desgastado, que es regenerado para formar catalizador nuevo para ser reciclado. Se puede fraccionar la corriente desintegrada en productos ligeros, nafta, aceite cíclico ligero y fondos. Se puede mezclar cuando menos parte de la nafta y el aceite cíclico ligero con una segunda corriente de crudo. El dispositivo para mejorar las propiedades de flujo puede comprender: un tubo vertical 40 cargado con catalizador nuevo y que posee una parte superior y una inferior, donde un conducto de crudo suministra una primera corriente de crudo a la parte inferior, y una salida extrae catalizador desgastado y corriente desintegrada vaporizada de la parte superior. Un tanque puede estar en comunicación de fluidos con la salida, y puede contener un ciclón para recibir y separar la corriente desintegrada vaporizada del catalizador desgastado. El regenerador 70 puede estar en comunicación de fluidos con el tanque, para recibir y regenerar el catalizador desgastado para formar el catalizador nuevo. Puede estar conectado un tubo montante entre el tubo vertical y el regenerador para recargar el tubo vertical con el catalizador nuevo. El fraccionador 30 puede estar en comunicación de fluidos con el tanque, para recibir corriente desintegrada vaporizada y fraccionarla en productos ligeros, nafta, aceite cíclico ligero y fondos, y líneas en comunicación de fluidos con el fraccionador pueden suministrar cuando menos parte de la nafta y el aceite cíclico ligero a una segunda corriente de crudo. El regenerador puede estar provisto de un enfriador de catalizador para enfriar el catalizador. El regenerador puede emitir gases de escape, que pueden ser quemados en una caldera para formar vapor. Un compresor y una turbina pueden utilizar la energía del vapor. La caldera puede estar provista de un lecho fluidizado adecuado para el alquitrán. Aunque la anterior descripción escrita de la presente invención permite al conocedor de la técnica construir y utilizar lo que en el presente se considera su mejor modalidad, los conocedores de la técnica comprenderán y apreciarán la existencia de variaciones, combinaciones y equivalentes de las modalidades ejemplares específicas de la presente invención. Por consiguiente, ésta se considera limitada no por sus modalidades ejemplares, sino por todas las modalidades que quedan dentro del alcance y espíritu de las reivindicaciones anexas. EJEMPLO 1 En el presente ejemplo, se divide petróleo crudo como el que se caracteriza en la Tabla 1 en una corriente de alimentación que comprende el 30% del peso del petróleo crudo. Tabla 1: Crudo muestra (de Colombia) Gravedad API 12.8 K UOP 11.40 Níquel, ppm del peso 42 Vanadio, ppm del peso 152 Azufre, % del peso 1.28 Carbón Con, % del peso 12.88 Se sometió la alimentación de crudo muestra en la Tabla 1 a procesado FCC, para obtenerse un producto con la composición en la Tabla 2. La composición en la Tabla 2 se basa en una recuperación de 89% del peso de C , y una recuperación de 66% del peso de C3 para volverse a mezclar con el crudo derivado. Tabla 2: Condiciones estimadas para la unidad FCC Se mezcló el producto FCC de la Tabla 2 con el crudo no procesado caracterizado en la Tabla 1, para obtenerse, en una proporción de 70% de crudo contra 30% de diluyente producto FCC, por el peso, con lo que se obtuvo una mezcla con las propiedades en la Tabla 3. Tabla 3: Producto diluyente FCC mezclado con crudo no procesado El producto mezclado tiene propiedades de gravedad API y viscosidad que cumplen con la mayoría de las especificaciones para oleoductos. EJEMPLO 2 En este ejemplo, la alimentación al proceso es bitumen con una gravedad API de 10.2. Todo el bitumen fue sometido a un paso de desasfaltado con solventes. El alquitrán formado por el paso de desasfaltado puede ser quemado en un a caldera CO. Para propósitos de comparación, se supondrá que la especificación del oleoducto requerirá una gravedad específica de cuando menos 19 API y una viscosidad de no más de 120 cSt a 25°C. La Tabla 4 describe las propiedades del producto del procesado FCC de bitumen. Tabla 4 : Productos FCC para alimentación de crudo con contenido de bitumen La Tabla 5 muestra las propiedades de los componentes del diluyente y el bitumen entero.

Tabla 5: Productos FCC para alimentación de crudo con contenido de bitumen La gravedad API de la mezcla diluyente se describe en la Tabla 6; las propiedades de las mezclas de diluyente y bitumen aparecen a diferentes proporciones. Tabla 6: Propiedades de la mezcla de bitumen desasfaltado y Producto FCC C5+ combinado Por consiguiente, sólo un poco menos del 20% del bitumen desasfaltado sometido a procesado FCC es suficiente diluyente para cumplir con la especificación de gravedad API, y poco más del 31% del bitumen desasfaltado sometido al procesado FCC es suficiente diluyente para cumplir con la especificación de viscosidad. Sin embargo, la Tabla 7 demuestra que se requiere el 45 y 47% del diluyente producido de conformidad con la técnica anterior de producto de coquificador mezclado con bitumen sin someterse a desasfaltado para cumplir con las mismas especificaciones de oleoducto, respectivamente. Tabla 7: Mezcla de conformidad con la técnica anterior (Producto de coquificador C5+) EJEMPLO 3 En este ejemplo, se fraccionan 207,670 barriles diarios de bitumen Cold Lake de Canadá, con una gravedad API de 10.6, y se alimentan los fondos de vacío a 566°C+ a un proceso de desasfaltado con solventes, rechazando una corriente de 35,100 barriles diarios de alquitrán con una gravedad de -10 API. Se envían 66,460 barriles diarios de petróleo desasfaltado a una unidad FCC, y se separan los productos con punto de ebullición menor al pentano para combustible o ventas. Se combina el bitumen desasfaltado con los productos FCC mezclados, para formar un petróleo crudo sintético. Se quema el alquitrán rechazado del proceso como combustible auxiliar en la caldera CO, que genera el vapor requerido para la recuperación de bitumen del terreno mediante el proceso de drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD). Se supone la proporción de pesos vapor/petróleo del proceso de extracción de bitumen como 3.0, que es igual a un margen del 20% respecto al valor objetivo reportado de 2.5 para un proceso comercial como es operado por EnCana Corporation en Christina Lake o Foster Creek, Alberta, Canadá, según el Reporte Anual Corporativo EnCana, 2002.

Tabla 8: Producción y combustión de alquitrán La Tabla 8 demuestra que el 93% de los requisitos de energía para extraer bitumen para transporte en oleoducto de conformidad con la presente invención es suministrado por alquitrán de bajo costo quemado en una caldera CO. EJEMPLO 4 En este ejemplo, se determinó el porcentaje del volumen del producto líquido FCC requerido para añadirse al petróleo crudo para obtener un punto de fluidez de la mezcla a menos de 20°C. El cálculo supuso que la gasolina FCC y LCO tienen el mismo impacto sobre la mezcla que el queroseno. En la Tabla 9, cada corriente tiene un número de referencia que corresponde a la línea en la Figura 1. Tabla 9: Punto de fluidez de la corriente mezclada Sólo se requirió el 26% del VL de la corriente de crudo que pasó por el procesado para proporcionar suficiente dilución de la corriente de crudo restante para obtenerse un punto de fluidez de 18°C.

Claims (10)

1. REIVINDICACIONES 1. Un proceso para mejorar las propiedades de flujo de crudo, que comprende: procesar una primera corriente de crudo, incluyendo desintegrar la primera corriente de crudo con catalizador nuevo para formar una corriente desintegrada y catalizador desgastado; separar la corriente desintegrada del catalizador desgastado; regenerar el catalizador desgastado para formar el catalizador nuevo; reciclar el catalizador nuevo; y mezclar cuando menos parte de la corriente desintegrada con una segunda corriente de crudo.
2. 2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, donde la primera corriente de crudo posee cuando menos una propiedad seleccionada del grupo que consiste en una gravedad API de menos de 18, una viscosidad de más de 10,000 cSt a 38°C, y un punto de fluidez de más de 20°C.
3. 3. El proceso de conformidad con la reivindicación 1 ó 2, donde la primera corriente de crudo comprende bitumen, y donde el paso de procesado además comprende desasfaltar el bitumen con solvente antes del paso de desintegración.
4. 4. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, 2 ó 3, que además comprende separar cuando menos parte de la corriente desintegrada en fondos, aceite ligero cíclico y nafta, y donde el paso de mezclado puede comprender mezclar cuando menos parte de la nafta y/o aceite cíclico ligero con la segunda corriente de crudo.
5. 5. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, 2, 3 ó 4, donde el paso de regeneración forma un gas de escape de regeneración, y donde el proceso además comprende quemar este gas de escape de regeneración en una caldera para generar vapor.
6. 6. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, 2, 3, 4 ó 5, que además comprende transportar una mezcla de esta corriente desintegrada y la segunda corriente de crudo por oleoducto a una estación de procesado a más de 30 kilómetros del lugar donde fue mezclada.
7. 7. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, 2, 3, 4, 5 ó 6, donde el paso de procesado además comprende destilar la primera corriente de crudo antes del paso de desintegración.
8. 8. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, 2, 3, 4, 5, 6 ó 7, donde la corriente desintegrada es vaporosa, y que además comprende condensar la corriente desintegrada vaporosa para obtener una corriente condensada, y mezclar cuando menos parte de la corriente condensada con la segunda corriente de crudo.
9. 9. Un dispositivo para mejorar las propiedades de flujo de crudo, que comprende: un tubo vertical cargado con catalizador nuevo y que posee un fondo y una parte superior, donde un conducto de crudo suministra una primera corriente de crudo al fondo, y una salida extrae catalizador desgastado y una corriente desintegrada vaporizada de la parte superior; un tanque en comunicación de fluidos con la salida, que contiene un ciclón para recibir y separar la corriente desintegrada vaporizada del catalizador desgastado; un regenerador en comunicación de fluidos con el tanque, para recibir y regenerar el catalizador desgastado para suministrar el catalizador nuevo; un conducto conectado entre el tubo vertical y el regenerador para volver a cargar el tubo vertical con catalizador nuevo; un fraccionador en comunicación de fluidos con el tanque, para recibir corriente desintegrada vaporizada, y fraccionarla en productos ligeros, nafta, aceite cíclico ligero y fondos; y líneas en comunicación de fluidos con el fraccionador, para suministrar cuando menos parte de la nafta y cuando menos parte del aceite cíclico ligero a una segunda corriente de crudo.
10. 10. El dispositivo de conformidad con la reivindicación 9, donde el conducto de crudo forma una comunicación de fluidos entre el fraccionador y el tubo vertical .