MX2014002623A - Proceso de mejoramiento parcial de aceite denso y betun. - Google Patents

Proceso de mejoramiento parcial de aceite denso y betun.

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Abstract

Un proceso y sistema para mejorar betún y petróleo denso se da a conocer para la síntesis de hidrocarburos, un ejemplo de lo cual es petróleo crudo sintético (SCO). Provechosamente, el proceso evita el desperdicio que se le atribuye a la formación de residuos no destilables y/o coque de petróleo [petcoke], que tiene un efecto llamativo en el rendimiento de material hidrocarbúrico generado. El proceso integra la tecnología Fischer-Tropsch con gasificación y generación de corrientes de gas rico en hidrógeno. La generación de gas rico en hidrógeno se efectúa de manera conveniente usando, ya sea sola o en combinación una fuente de hidrógeno, un vapor rico en hidrógeno proveniente del procesamiento hídrico y del proceso Fischer-Tropsch, un reformador de metano a vapor (SMR) y un reformador autotérmico (ATR), o una combinación de SMR/ATR. La materia de base para el mejoramiento es destilada y la fracción de sedimentos es gasificada y convertida en un reactor Fischer-Tropsch. Un gas sintético pobre en hidrógeno que resulta de ahí es entonces expuesto a la corriente de gas rico en hidrógeno a fin de optimizar la formación, por ejemplo, del petróleo crudo sintético. La corriente de gas pobre en hidrógeno puede también producirse mediante una reacción por desplazamiento de agua-gas, ya sea sola o en combinación o adicionalmente a la generación de una corriente de gas rico en hidrógeno. Se detallan igualmente el mejoramiento parcial y los beneficios proporcionados. En la descripción se caracteriza también un sistema para llevar a cabo los procesos.

Description

PROCESO DE MEJORAMIENTO PARCIAL DE PETROLEO DENSO Y BETUN Campo de la Invención La presente invención se refiere a modificaciones de procesos de mejoramiento de betún y petróleo denso cuya finalidad es sintetizar de una manera eficaz petróleo crudo sintético y a otras operaciones de valor con subproductos de hidrocarburos .
Antecedentes de la Invención Es bien sabido que ciertas formas de hidrocarburos requieren mejoramiento ya sea para transportarlos o para aumentar su valor para la venta. Además, las refinerías no son apropiadas para procesar petróleo denso, betún etc. y por ende el contenido de viscosidad, densidad e impurezas, tales como metales pesados, azufre y nitrógeno, presentes en esos materiales pesados, tiene que ser alterado para permitir la refinación. El mejoramiento tiene por finalidad principal reducir el contenido de viscosidad, azufre, metales y asfalteno en el betún.
Uno de los problemas que presenta el mejoramiento de petróleo denso y de betún es que los asfáltenos y la fracción pesada tienen que ser quitados o modificados a fin de crear valor y rendimiento del producto. Los mejoradores típicos exacerban el problema por la formación de coque de petróleo o REF.247083 residuos, cuyo resultado son materiales de desecho indeseables. Ese material, ya que no puede ser convertido fácilmente mediante métodos convencionales, es por lo común eliminado del proceso, reduciendo el rendimiento total de material hidrocarbúrico valioso del proceso de me oramiento.
El proceso Fischer-Tropsch ha probado ser significativamente útil en los procesos de síntesis de hidrocarburos y síntesis de combustibles. El proceso ha sido usado durante décadas para ayudar en la formulación de hidrocarburos a partir de muchos materiales tales como carbón, residuos indestilables , coque de petróleo, y biomasa. En muchos de los últimos años, la conversión de recursos de energía alternativa ha cobrado gran interés, dadas las crecientes preocupaciones ambientales relacionadas con la contaminación, la disminución de los recursos de hidrocarburos convencionales a nivel mundial, y la creciente inquietud en cuanto al manejo de depósito de decantación de residuos, junto con los crecientes costos para extraer, mejorar y refinar los recursos de hidrocarburos pesados. Los principales productores en el área de los combustibles sintéticos han expandido el estado de la técnica de manera significativa en ese campo de la tecnología por medio de un buen número de avances patentados y solicitudes pendientes en forma de publicaciones. La solicitud co-pendiente de este mismo solicitante Estadounidense Serial No. 13/024,925, da a conocer una síntesis de protocolo de combustibles.
Ejemplos de recientes avances que se han hecho en esta área de la tecnología, incluyen las características que se enseñan en la patente estadounidense No. 6,958,363, concedida a Espinoza, et al., 25 de octubre de 2005, Bayle efc al., en la patente estadounidense No. 7,214,720, concedida el 8 de mayo de 2007, la patente estadounidense No. 6,696,501, concedida el 24 de febrero de 2004, a Schanke et al .
En cuanto a otros adelantos que se han hecho en este campo de la tecnología, el estado de la técnica está repleto de significativos avances, no sólo en la gasificación de materiales brutos de carbono sólido, sino también en la metodología para la preparación de gas sintético, el manejo de hidrógeno y monóxido de carbono en una planta XTL, el manejo de los reactores de hidrógeno Fischer-Tropsch, y la conversión de materia de base basada en carbono para dar, ínter alia, combustibles líquidos hidrocarbonados para el transporte. Lo que sigue es una lista representativa de otras referencias de esa clase. Incluye: las patentes estadounidenses Nos. 7,776,114; 6,765,025; 6,512,018; 6,147,126; 6,133,328; 7,855,235; 7,846,979; 6,147,126; 7,004,985; 6,048,449; 7,208,530; 6,730,285; 6,872,753, así como las publicaciones de solicitudes de patente estadounidenses Nos. US2010/0113624 ; US2004/0181313 ; US2010/0036181; US2010/0216898 ; US2008/0021122 ; US 2008/0115415; y US 2010/0000153.
El proceso Fischer-Tropsch (FT) presenta buen número de beneficios significativos cuando se aplica a un proceso mejorador del betún; uno de esos beneficios es que es apto para convertir coque de petróleo generado previamente y residuos indestilables , para dar petróleo crudo sintético (SCO, por sus siglas en inglés) de alta calidad y valioso contenido de parafina notablemente incrementado. Otro beneficio significativo es que el rendimiento de betún crudo respecto a SCO es cercano al 100%, o mayor del 100%, lo que representa un incremento del rendimiento del 20% con respecto a ciertos procesos de mejoramiento actuales. Otro beneficio es que no hay en ese betún ni coque de petróleo ni algún producto de desecho de residuos indestilables que haga impacto en el medioambiente, con lo cual se mejora el uso de recursos de betún en su totalidad.
Otra ventaja de la aplicación del proceso FT a un mejorador de betún es que los subproductos FT pueden ser parcial y totalmente mezclados con las fracciones destiladas o separadas de la corriente de alimentación de betún o petróleo denso a fin de formular un petróleo crudo sintético (SCO, por sus siglas en inglés) parcialmente mejorado y sin sedimentos único, que esté mezclado estratégicamente a fin de asegurar un transporte eficaz y un ulterior procesamiento en refinerías como paso siguiente. El beneficio que todo lo abarca es la significativa reducción de las emisiones del aparato GHG y una conversión del 100% de los recursos de betún o petróleo denso sin que se formen subproductos con desechos .
Otro beneficio de la aplicación del proceso FT a un mej orador de betún es que se produce un petróleo crudo sintético (SCO) dulce, parafínico en alto grado y con alto contenido de cetano. Más específicamente, subproductos beneficiosos del proceso FT, tales como la nafta parafínica y los vapores FT (como lo son el metano y los gases de petróleo líquido (LPG) ) , tienen un valor particular dentro del proceso de mejoramiento del betún y operaciones de unidades que preceden a la producción. Los vapores FT, virtualmente exentos de compuestos de azufre, pueden ser usados como combustible me orador o como materia de base para la generación de hidrógeno, a fin de compensar las necesidades de gas natural. La nafta FT, que es primariamente parafínica por naturaleza, puede también ser usada en la generación de hidrógeno, pero además, debido a su naturaleza parafínica, única en su género, puede también ser usada como un eficaz solvente desasfaltante que no se obtiene fácilmente por medio de las operaciones de mejoramiento actuales.
Está igualmente bien documentado que el uso de la nafta parafínica FT como un solvente para una unidad de espuma en arenas petrolíferas, favorece la operación y mejora la eficacia de la eliminación de desechos finos y de agua, siendo reducida la relación del diluyente respecto al betún (D/B) y relativamente baja la presión de vapor. Esto presenta significativas ventajas por cuanto permite reducir el tamaño y el costo de separadores y preparadores mecánicos cuyo precio es elevado y acrecienta la performance de la separación y calificación de la capacidad. Esto da por resultado un insumo virtualmente seco de espuma de betún (<0,5 de sedimento básico y agua) para el mejorador, al tiempo que mejora el impacto sobre el depósito de decantación de residuos.
Habiendo pues tratado en términos generales la aptitud de la técnica Fischer-Tropsch para sintetizar gas sintético que den líquidos FT, sería útil analizar el estado de la técnica y en particular el estado de la técnica relacionado con el mejoramiento y la gasificación de materiales hidrocarbúricos pesados .
Uno de los ejemplos en esta área del estado de la técnica es lo que enseña la Patente estadounidense No. 7,407,571 concedida el 5 de agosto de 2008 a Rettger et.al. Esa referencia menciona a Ormat Industries Ltd. como cesionaria y da a conocer un proceso para producir petróleo crudo sintético dulce a partir de un insumo hidrocarbonado pesado. En ese método, los titulares de la patente señalan que el hidrocarburo pesado es mejorado para producir un material destilado que incluya productos ácidos y subproductos con alto contenido de carbono. Los subproductos con alto contenido de carbono son gasificados en un gasificador con el fin de producir un gas sintético y subproductos ácidos. En el proceso se hidroprocesan además los productos ácidos junto con gas de hidrógeno a fin de producir gas y un crudo dulce. El hidrógeno es recuperado en una unidad de recuperación que lo toma del gas combustible sintético. En el proceso se indica también que, además, se procesa gas de hidrógeno y que se produce igualmente gas combustible sintético al que se le ha quitado hidrógeno. Además, se suministra gas de hidrógeno a la unidad de procesamiento hídrico y se lleva a cabo un paso de gasificación en presencia de aire u oxígeno. La mezcla gaseosa es depurada a fin de producir un agua ácida y una mezcla gaseosa ácida límpida. La mezcla gaseosa ácida es a continuación procesada a fin de producir un gas combustible sintético dulce y una mezcla gaseosa enriquecida con hidrógeno a partir de gas combustible sintético, para lo cual se usa una membrana. Visto en su totalidad, el proceso es bastante eficaz, aunque no se aprovecha la conversión de corrientes sintetizadas que son útiles para la introducción en la unidad de procesamiento hídrico destinada a la producción de crudo sintético, el reciclaje de corrientes únicas en su género para ser usadas en el mej orador, ni hay tampoco enseñanza específica alguna sobre la integración del proceso Fischer-Tropsch o el reconocimiento del beneficio que tiene para el proceso el uso de un SMR y/o ATR en el circuito del proceso a fin de maximizar los rendimientos de SCO y reducir la dependencia del gas natural.
Iqbal et.al. en la patente estadounidense No. 7,381,320 concedida el 3 de junio de 2008, da a conocer un proceso para mejorar el petróleo denso y el betún. Contemplado en resumen, el proceso es apto para mejorar el petróleo crudo a partir de un reservorio subterráneo. El proceso incluye la conversión de asfáltenos para dar energía de vapor de agua, gas combustible, o una combinación de éstos para usarlos en la producción de petróleo denso o betún procedentes de un reservorio. Una porción del petróleo denso o betún es desasfaltada con solvente a fin de formar una fracción de asfalteno y un petróleo desasfaltado, a la que se hace referencia en el estado de la técnica como DAO, calificándosela de fracción exenta de asfáltenos y con un contenido reducido de metales. La fracción de asfalteno obtenida mediante el desasfaltamiento con solvente es suministrada a la unidad de conversión de asfáltenos y un insumo que comprende la fracción DAO suministrada a la zona de reacción de una unidad de craqueo catalítico fluido (FCC) con un catalizador FCC destinado a capturar una porción de los metales provenientes de la fracción DAO. De esto se rescata un efluente hidrocarbúrico cuyo contenido de metal es bajo. De modo similar al proceso que se enseña en la patente estadounidense No. 7,407,571, ese proceso es útil, aunque limita la conversión del asfalteno, que de otro modo es antieconómico, para producir combustible sólido o pelotillas, o la conversión en gas sintético para la producción de combustible, hidrógeno o energía eléctrica. No hay una enseñanza específica que integre el proceso Fischer-Tropsch .
En la patente estadounidense No. 7,708,877 concedida el 4 de mayo de 2010 a Farshid et . al . se da a conocer un proceso integrado para mejorar el petróleo denso y, en consonancia con éste, un proceso hídrico de terminación. En el proceso, se da a conocer un sistema de conversión hídrica con un reactor de solución acuosa que permite que un catalizador, petróleo no convertido y petróleo convertido circulen en mezcla continua a través de un reactor sin que se confine la mezcla. La mezcla es parcialmente separada entre los reactores para retirar sólo el petróleo convertido, en tanto que al petróleo no convertido que está en el catalizador de solución acuosa se le permite que continúe actuando en el próximo reactor secuencial, en el que una porción del petróleo no convertido es convertido para que tenga un punto de ebullición más bajo. Un procesamiento hídrico adicional se cumple en reactores adicionales para que el petróleo quede convertido en su totalidad. El petróleo que entonces se llama petróleo plenamente convertido es luego sometido a una terminación hídrica con el fin de eliminar casi por completo los heteroátomos tales como los de azufre y nitrógeno.
Este documento se ocupa principalmente de la conversión hídrica de hidrocarburo pesado, mientras que no es apropiado para mejorar el betún. Tampoco proporciona enseñanza alguna en cuanto al uso del proceso Fischer-Tropsch, la utilidad de las corrientes de reciclaje, la generación de hidrógeno u otras operaciones valiosas y eficaces que son cruciales para el mejoramiento exitoso del betún crudo.
Calderón et.al. en la patente estadounidense No. 7,413,647 concedida el 19 de agosto 2008, da a conocer un método y aparato para mejorar material bituminoso. El método comprende una serie de cuatro componentes distintos, a saber un fraccionador, un purificador catalítico de gasóleo pesado, un catalizador regenerador/gasificador y un conjunto para limpiar gas. La patente indica que, cuando se practica ese método, el betún es introducido en estado líquido en el fraccionador para una separación primaria en fracciones, y la masa del betún sale del fondo del fraccionador en forma de un gasóleo pesado que es luego bombeado al purificador catalítico y pulverizado en un catalizador caliente para craquear el gasóleo pesado, liberando de ese modo hidrocarburos en forma de materia volátil rica en hidrógeno al mismo tiempo que se deposita carbono en el catalizador. La materia volátil proveniente del purificador pasa al fraccionador, en el que fracciones condensables son separadas del gas no condensable rico en hidrógeno. El catalizador que contiene carbono y proviene del purificador, es reciclado al regenerador/gasificador, y el catalizador, tras ser regenerado, es introducido caliente en el purificador.
Ese método no incorpora el particularmente valioso proceso Fischer-Tropsch ni proporciona tampoco una unidad en la que la reacción Fischer-Tropsch se lleve a cabo; además, ese método está limitado por el uso del catalizador, que parece ser bastante susceptible de sufrir daños por la acción del azufre, y en ese sentido no se prevé realmente nada para manejar el azufre en el betún.
En la solicitud de patente estadounidense, en su publicación No. US 2009/0200209, de fecha 13 de agosto de 2009, Sury et.al. da a conocer cómo mejorar el betún mediante un proceso purificador con espuma parafínica. El método consiste en añadir un solvente a una emulsión espumosa de betún a fin de inducir una tasa de decantación de al menos una porción de los asfáltenos y sólidos minerales presentes en la emulsión y su resultado es la generación de la mezcla solvente betún-espuma. A la mezcla solvente betún-espuma se le añaden gotículas de agua con el fin de incrementar la tasa de decantación de los asfáltenos y sólidos minerales. La publicación apunta principalmente a tratar el tema de la espuma. No hay un avance significativo en cuanto al mejoramiento del betún.
Breve Descripción de la Invención De la tecnología qie se ha venido desarrollando y se describe en la presente deriva un venero de ventajas. Esas ventajas se realizan en buen número de maneras, que incluyen: a) Cerca de un 100% o un mayor rendimiento de petróleo crudo sintético a partir de petróleo denso o betún sin que haya una producción antieconómica de coque de petróleo o de residuos no destilables; b) el petróleo crudo sintético (SCO) parcialmente mejorado y sin sedimentos, está formulado estratégicamente a fin de darle mayor eficacia al transporte, incluyendo el de oleoductos, y elimina propiedades del crudo que restringen la cantidad de petróleo denso y betún que puede ser procesado en refinerías convencionales ,- c) uso máximo de carbono en el petróleo denso y el betún, con el fin de formar combustibles sintéticos y petróleo crudo de alta calidad, con la significativa reducción (mayor del 50%) de GHG en la instalación; la pizarra del petróleo crudo sintético (SCO) proveniente del mejoramiento parcial registra una calidad más alta, un crudo sin sedimentos con más componentes parafínicos y menos componentes aromáticos y de gasóleo pesado, bajos contenidos metálicos, niveles más bajos de azufre, bajos números TAN y, significativamente, un nivel más bajo de carbono de Conrad (CCR) en la pizarra del producto; d) se requiere menos gas natural para generar hidrógeno con fines de mejoramiento, ya que la nafta FT, los vapores FT y los vapores de procesamiento hídrico pueden ser reciclados a fin de generar un gas sintético rico en hidrógeno; e) el hidrógeno puro puede ser generado a partir de gas sintético rico en hidrógeno mediante uso de membranas, unidades de absorción o de adsorción por presión oscilante, para su uso en las unidades de procesamiento hídrico (hidrocraqueo, isomerización, purificación hídrica) ; f) los líquidos Fischer-Tropsch (FT) son principalmente parafínicos por naturaleza, mejorando la calidad y el valor registrados del producto SCO; g) la nafta FT está rara vez disponible en cualquier cantidad en los mej oradores actuales y sería muy preferencial su uso pata desasfaltar sedimentos al vacío en una unidad desasíaltadora de solventes (SDA, por sus siglas en inglés) y en una unidad de tratamiento de espuma de arenas petrolíferas; y h) se puede disponer de C02 concentrado de la unidad gasificadora (XTL) de tratamiento de gas sintético, lo que permite que el mejorador sea una fuente de C02 lista para capturar carbono a bajo costo para proyectos de captura y secuestro de carbono (CCS) .
Uno de los objetivos de la presente invención es proporcionar una metodología perfeccionada para mejorar petróleo denso y betún con el fin de sintetizar hidrocarburos cuyo rendimiento sea sustancialmente mayor y sin que se produzcan subproductos desechables tales como el coque de petróleo o residuos no destilables.
Otro objetivo de una de las modalidades de la presente invención es proporcionar un proceso de mejoramiento parcial para el crudo sintético que obvia todos los estorbos que acompañan el manjo de diluyentes, transporte y otros factores logísticos típicamente proporcionadas con técnicas de mejoramiento parcial que actualmente se practican, o productos de betún diluido.
Otro de los objetivos de una modalidad de la presente invención es proporcionar un proceso para el mejoramiento de petróleo denso o betún con el fin de formular hidrocarbúricos subproductos hidrocarbúricos. El proceso comprende: a) proporcionar una fuente de materia de base para petróleo denso o betún; b) tratar la materia de base para formar una fracción de sedimentos no destilados; c) introducir esa fracción de sedimentos en uncircuito que genera gas sintético para formular a gas sintético pobre en hidrógeno corriente por vía de una reacción de oxidación parcial, y hacer reaccionar el gas sintético en un reactor Fischer-Tropsch para sintetizar subproductos hidrocarburicos; d) quitar por lo menos una porción de petróleo crudo sintético parcialmente mejorado para fines de transporte como un subproducto hidrocarbúrico sintetizado; y e) añadir una fuente de hidrógeno externa al gas sintético pobre en hidrógeno con el fin de optimizar la síntesis de hidrocarburos, uno de los cuales, por lo menos, es petróleo crudo sintético.
El protocolo de mejoramiento parcial también tiene una cantidad de beneficios todos los cuales tienen de inmediato atributos monetizables y de utilidad.
En términos generales, el proceso de mejoramiento parcial es un proceso para mejorar petróleo denso o betún cuya densidad es de 15 a 24 API o, más preferentemente, 20 API. El proceso está diseñado específicamente para producir petróleo crudo sintético para operaciones de tuberías, específicamente con viscosidad menor de 350 centistokes ( 0 , 00035m2s"1) a 15°C y eliminar la necesidad de que se le soinistre diluyente externo que se use típicamente para reducir la viscosidad con fines de transporte.
Actualmente, no hay suficiente diluyente de petróleo disponible para transportar todo el petróleo crudo pesado desde Alberta. La alternativa es recuperar y embarcar el diluyente de regreso a Alberta para la mezcla, lo que tiene un impacto significativo en los costos. El producto parcialmente mejorado está además formulado de manera específica para cumplir con las altamente preferidas especificaciones sobre materia de base para crudo que exigen las refinerías convencionales, que conceden un precio especial de premio por dirigirse a la West Texas intermediano (WTI) y el valor de Brent . Asimismo, el producto tiene propiedades que resuelven el impacto medioambiental relacionado con fugas en las tuberías y los derrames de petróleo durante el transporte terrestre y oceánico. Las propiedades, únicas en su género, incluyen: a) El producto cumple con la especificación de densidad API de 20 y tiene una viscosidad de menos de 350 centistokes ( 0 , 00035m2s~1) a 15°C sin que se le añada un diluyente externo (30 a 50% en volumen) y sin necesidad de que el diluyente sea embarcado de retorno. El uso de diluyentes externos reduce la capacidad de la tubería y aumenta el costo de la operación (energía para bombeo) en más de 30%; b) El proceso cubre el 100% en peso del material de betún o petróleo denso con una reducción de por lo menos 50%, más preferentemente una reducción del 70 al 80% en gases de invernadero (GHG, por sus siglas en inglés) sin que haya subproductos de desperdicio tales como residuos no destilables o productos de coque no cubiertos; c) El rendimiento del producto es mayor del 108% en volumen, lo que constituye un rendimiento mayor en un 38% que el que arroja el proceso convencional con betún diluido y en 26% mayor que el que dan otros procesos de mejoramiento convencionales ; d) El producto tiene 30% menos de azufre y es el único producto sin sedimento en que se han quitado más de 80% del (carbono de Conrad) (CCR) y principalmente todo el material sedimentario 950+F. Provechosamente, esto reduce los residuos no destilables y la carga del coqueo en las refinerías convencionales, elimina el indeseable ensuciamiento que ocurre en esas refinerías, y quita más del 90% de los metales pesados, con lo cual se elimina un impacto importante en los costos de una refinería, tales como el reemplazo de catalizadores; e) el producto es compatible con otros petróleos crudos por cuanto el proceso no incluye el craqueo de las corrientes destiladas y separadas y quita de en medio la formación de compuestos olefínicos. El producto es estable ya que no pueden precipitarse compuestos de asfalteno, ya que esos compuestos han sido sustancialmente eliminados. Eso quita de en medio la restricción que se pone a la mezcladura al reducir típicamente los límites de mezcla con otras materias de base del crudo (normalmente se permite menos de 10% de petróleo denso o betún en el material total del crudo) ; f) El producto tiene compuestos mínimos, ligeramente volátiles, tales como LPG, más componentes parafínicos contra aromáticos y contiene un componente destilado aumentado, tal como diesel y queroseno. En condiciones de derrame, la densidad del producto permanecerá debajo de una gravedad específica de 1.0, normalmente de 0.90 a 0.93 y será siempre mas liviana que el agua; g) El producto contiene un aoento del componente diesel destilado y ese componente destilado está muy mejorado hasta el punto de superar los 55 cetanos, contra los niveles de cetano típicos que son de menos de 35 en los productos de betún diluido [dilbit] covencionales ; y h) el proceso para hacer el producto reduce significativamente el contenido de cido nafténico o el número TAN (que normalmente es de mucho menos de 3, preferentemente de menos de 1) a medida que el ácido nafténico es concentrado en los sedimentos del vacío, que es destruido por el proceso de gasificación.
La presente tecnología mitiga los descuidos ejemplificados en las referencias del estado de la técnica. A pesar de que en el estado de la técnica, en forma de publicaciones patentarías, patentes concedidas, y otras publicaciones académicas, todos reconocen la utilidad de un proceso Fischer-Tropsch, reforma del metano por acción del vapor, reforma autotérmica, mejoramiento de los hidrocarburos, formulación de petróleo sintético, reciclado de corrientes, y otros procesos, el estado de la técnica, ya sea considerado individualmente o como conjunto, es insuficiente para proporcionar un eficaz mejoramiento del betún y del petróleo denso no habiendo generación de residuos no destilables y/o coque de petróleo [petcoke] .
El petróleo crudo sintético (SCO) es el producto de un medio que mejora el betún/petróleo denso, que se usa en conexión con betún y petróleo denso proveniente de arenas petrolíferas explorables en minería y de producción in situ. Puede referirse también a petróleo de esquistos, que es el producto de una pirólisis de esquistos de petróleo. Las propiedades del crudo sintético depende de los procesos usados en el mejoramiento parcial o pleno. El SCO plenamente mejorado típico está exento de azufre y tiene una gravedad API de alrededor de 30 a 40, apropiado para refinerías convencionales como materia de base. Se lo conoce también como "crudo mejorado" . Los procesos delineados en ésta son en particular eficaces para un mejoramiento parcial, mejoramiento pleno o refinación plena en cuanto a la gasolina, el combustible para turbinas de combustión y el combustible diesel. Es conveniente que la flexibilidad de los procesos permita el mejoramiento parcial de la síntesis de combustibles y del petróleo crudo sintético dentro del mismo protocolo o el mejoramiento parcial como proceso completo.
La presente invención amalgama, en una combinación que anteriormente no había sido reconocida, una serie de operaciones individuales conocidas que llevan a un camino de síntesis muy mejorado para lograr un alto rendimiento y una producción de alta calidad de hidrocarburos sintéticos. La integración de un proceso Fischer-Tropsch y, más específicamente, la integración de un proceso Fischer-Tropsch con un generador de gas sintético rico en hidrógeno que usa nafta FT y/o vapores con un mej orador FT como combustible primario en combinación con gas natural, en un reformador de metano a vapor (SMR, por sus siglas en inglés) y/o un reformador autotérmico (ATR, por sus siglas en inglés) , dan por resultado un petróleo crudo sintético dulce superior que es sintetizable cuando no hay coque de petróleo ni residuos no destilables.
Se comprobó que, empleando un reformador de metano a vapor (SMR, por sus siglas en inglés) como un generador de gas sintético rico en hidrógeno que usa combustible de refinería, Refinery LPG, LPG FT, nafta FT y vapores mejoradores FT, en combinación con gas natural, se pueden lograr significativos resultados si se los mezcla con el gas sintético pobre en hidrógeno creado por la gasificación de sedimentos de betún o petróleo denso no destilados. Se realiza un significativo aumento de la producción dentro del campo de los hidrocarburos sintéticos destilados medianos. La reacción general es como sigue: Gas natural + nafta (v) FT + vapores mejoradores FT + vapor de agua + calor CO + nH2 + C02.
Como bien lo saben los expertos en la materia, se puede reformar el metano con vapor de agua en cualesquiera condiciones apropiadas para promover la conversión de las corrientes de material, un ejemplo como el visto en la ecuación que antecede, para dar hidrógeno H2 y monóxido de carbono CO, o lo que se llama gas sintético o específicamente gas sintético rico en hidrógeno. Significativos beneficios se vieron en un aumento de más del 30% en el hidrocarburo sintetizado de destilado medio. Se añaden vapor de agua y gas natural a fin de optimizar la deseada relación del hidrógeno respecto al monóxido de carbono y acercarse a las proporciones de 3:1 a 6:1. Una reacción agua-gas por desplazamiento ( GS, por sus siglas en inglés), adsorción por presión oscilante (PSA, por sus siglas en inglés) o unidad de membrana puede también ser añadida a cualquier porción del circuito de gas sintético SMR para además enriquecer la corriente rica en hidrógeno y generar una corriente de hidrógeno casi puro para su uso en el procesamiento hídrico. Por lo general, el gas natural, los vapores FT, el gas de refinería o cualquier otro combustible apropiado es usado para proporcionar la energía térmica para el horno SMR.
El reformador de vapor de agua puede contener cualquier catalizador apropiado, un ejemplo de uno o más componentes catalíticamente activos, tales como el paladio, el platino, el rodio, el iridio, el osmio, el rutenio, el níquel, el cromo, el cobalto, el cerio, el lantano, o mezclas de éstos. El componente catalíticamente activo puede ser apoyado en una pella cerámica o un óxido metálico refractario. Otras formas serán fácilmente discernibles para los entendidos.
Se comprobó además que emplear un reformador autotérmico (ATR, por sus siglas en inglés) como generador único de gas sintético rico en hidrógeno, o en combinación con SMR o como una combinación híbrida de ATR/SMR a la que se llama XTR, da por resultado significativos beneficios en un aumento de más de 200% en los hidrocarburos sintéticos de destilación media FT. Corrientes de insumos para ATR o XTR consisten en nafta FT, vapores FT, vapores mej oradores ricos en H2, C02, 02 y gas natural.
De manera similar, como bien saben los expertos en la materia, la reforma autotérmica hace uso de dióxido de carbono y oxígeno, o vapor de agua, en una reacción con gases hidrocarbúricos livianos como gas natural, vapores FT y vapores mej oradores para formar gas sintético. Es ésta una reacción exotérmica, teniendo en vista el proceso de oxidación. Cuando el reformador autotérmico emplea dióxido de carbono, la relación del hidrógeno respecto al monóxido de carbono producido es de 1:1 y cuando el reformador autotérmico usa vapor de agua, la relación producida es de aproximadamente 2.5:1, pudiendo llegar - lo que no es común -hasta 3.5:1.
Las reacciones que son incorporadas en el reformador autotérmico son las siguientes: 2CH4 + 02 + C02 ?3H2 + 3CO + H20 + CALOR.
Cuando se emplea vapor de agua, la ecuación de la reacción es como sigue: 4CH4 + 02 + 2H20 + CALOR ? 10H2 + 4C0.
Uno de los más significativos beneficios de usar ATR se cumple en la variabilidad de la relación del hidrógeno respecto al monóxido de carbono. Un beneficio adicional de usar ATR es que a la reacción se le puede añadir C02 externo al efecto de revertir la reacción por desplazamiento a fin de crear monóxido de carbono adicional para intensificar la unidad de síntesis FT y reducir las emisiones de GHG de algún medio, que abarcan de un cabo a otro. En la tecnología de hoy, un ATR puede también ser considerado como un generador de gas sintético rico en hidrógeno, tal como se lo describió anteriormente. Se comprobó que añadir al circuito la operación ATR, por separado o en combinación con el circuito de generación de gas sintético rico en hidrógeno - que se muestra en el ejemplo que antecede como un reformador de metano por vapor de agua (SMR, por sus siglas en inglés) tiene un signi icativo efecto en la productividad de hidrocarburo desde el ángulo del proceso . De manera similar, una reacción agua-gas por desplazamiento ( GS, por sus siglas en inglés) , adsorción por presión oscilante (PSA, por sus siglas en inglés) o unidad de membrana, puede también ser añadida a cualquier porción del circuito de gas sintético ATR y ATR/SMR combinados o XTR para además enriquecer la corriente rica en hidrógeno corriente y generar una corriente de hidrógeno casi puro para ser usada en el proceso hídrico.
La presente invención amalgama además, en una combinación que antes no había sido advertida, una serie de operaciones de unidad conocidas para integrar el proceso Fischer-Tropsch, haciendo uso de una reacción agua-gas por desplazamiento para el enriquecimiento de gas sintético que da por resultado un valioso petróleo crudo sintético dulce, que es sintetizable no habiendo coque de petróleo y residuos no destilables.
Por consiguiente, otro objetivo de una modalidad de la presente invención es proporcionar un proceso para mejorar petróleo denso o betún con el fin de formular subproductos hidrocarbúricos , que comprende: a) proporcionar a fuente de betún o petróleo denso materia de base y destilar la materia de base para formar una porción separada y una fracción de sedimentos no destilados; b) introducir como alimento la fracción de sedimentos en un circuito generador de gas sintético, con el fin de formular a gas sintético pobre en hidrógeno corriente por vía a de una reacción de oxidación parcial; c) tratar por lo menos una porción de la corriente de gas sintético pobre en hidrógeno a una reacción agua-gas por desplazamiento ( GS) con el fin de generar un gas sintético Fischer-Tropsch óptimo; y d) tratar la corriente de gas sintético Fischer-Tropsch óptimo en una unidad Fischer-Tropsch con el fin de sintetizar subproductos hidrocarbúricos , de los cuales por lo menos uno es mezclado con la fracción de sedimentos no destilados o la porción separada para formar un petróleo crudo sintético parcialmente mejorado cuya gravedad API es de entre 15 y 24.
De acuerdo con otro objetivo de una de las modalidades de la presente invención, se proporciona un método para sintetizar hidrocarburos, que comprende: a) formular una corriente de gas sintético pobre en hidrógeno en una reacción de oxidación parcial ,- b) convertir catalíticamente la corriente de gas sintético para producir subproductos hidrocarbúricos con el fin de formular un petróleo crudo sintético parcialmente mejorado; c) mantener el intervalo API, parcialmente mejorado, de entre 15 y 24, no habiendo adición de diluyente externo; y d) retirar por lo menos una porción del petróleo crudo sintético parcialmente mejorado con fines de transporte.
Por consiguiente, otro objetivo de una de las modalidades de la presente invención es proporcionar un proceso en el que the reactor agua/gas por desplazamiento (WGS) sea reemplazado por un generador de gas sintético rico en hidrógeno (XTR) , seleccionado de entre el grupo compuesto de un reformador de metano por vapor de agua (SM ) , un reformador autotérmico (ATR) , o una combinación de éstos.
Otro objetivo de una de las modalidades de la presente invención consiste en proporcionar un proceso para sintetizar hidrocarburos, que comprende los pasos de: a) formular un generador de corriente con un gas sintético rico en hidrógeno; b) convertir catalíticamente la corriente para producir hidrocarburos, que contenga por lo menos nafta y petróleo crudo sintético parcialmente mejorado cuyo índice API de entre 15 y 24 es apropiado para el transporte; c) retirar el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado; d) reciclar por lo menos una porción de la nafta al generador de gas sintético con el fin de formar una corriente rica en hidrógeno intensificada; y e) volver a hacer circular la corriente rica en hidrógeno intensificada del paso (d) para su conversión en el paso (b) con el fin de intensificar la síntesis de hidrocarburos .
De acuerdo con otro aspecto de una modalidad de la presente invención, se proporciona un proceso para convertir petróleo denso o betún en petróleo crudo sintético transportable, que comprende: a) tratar el petróleo denso o betún en una unidad de recuperación destilación/diluyente atmosférica con el fin de crear una primera corriente que contiene por lo menos nafta de destilación directa, gasóleo liviano y gas de petróleo líquido (LPG) ; b) pasar una segunda corriente de sedimentos generada en el paso a) a una unidad desasíaltadora de solvente para formular una corriente de petróleo desasfaltado y una corriente de asfalteno de residuos no destilables; c) pasar la corriente de asfalteno de residuos no destilables de la unidad desasfaltadora a un circuito productor de diesel que tiene un generador de gas sintético y un reactor Fischer-Tropsch para convertir la porción en por lo menos un diesel sintético y d) combinar la primera corriente, la corriente de petróleo desasfaltado y el diesel sintético, con el fin de formar petróleo crudo sintético parcialmente mejorado.
De acuerdo con otro objetivo adicional de una modalidad de la presente invención, se proporciona un proceso para convertir petróleo denso o betún en un petróleo crudo sintético parcialmente mejorado transportable, que comprende: a) procesar el petróleo denso o betún con operaciones de unidades con el fin de producir una corriente tratada y una corriente no destilada; b) formar gas sintético a partir de la corriente no destilada y hacer reaccionar el gas sintético en un reactor Fischer-Tropsch con el fin de sintetizar subproductos hidrocarbúricos ; y c) combinar por lo menos una porción de los subproductos con la corriente tratada para formular un petróleo crudo sintético transportable con una gravedad API de entre 15 y 24 y un índice de cetano de fracción diesel de no menos de 40.
Breve Descripción de las Figuras Al hacer ahora referencia a las figuras, dado que ellas por lo general describen la invención, se hará ahora referencia a las figuras adjuntas que ilustran modalidades preferidas .
La Figura 1 es un diagrama de flujo del proceso de una metodología que se conoce en el estado de la técnica como procesamiento de petróleo denso y betún explotables en minería e in si tu; la Figura 2 es un diagrama de flujo del proceso similar a la Figura 1, que ilustra otra técnica conocida en el estado de la técnica; la Figura 3 es un diagrama de flujo del proceso que ilustra otra variación de la tecnología del estado de la técnica ; la Figura 4 es un diagrama de flujo del proceso que ilustra a otra variación de la tecnología del estado de la técnica ; la Figura 5 es un diagrama de flujo del proceso que ilustra una modalidad de la presente invención; la Figura 6 es un diagrama de flujo del proceso que ilustra otra modalidad de la presente invención; la Figura 7 es un diagrama de flujo del proceso que ilustra otra modalidad adicional de la presente invención; la Figura 8 es un diagrama de flujo del proceso que ilustra una modalidad correspondiente a un proceso de mejoramiento parcial, con el fin de formular petróleo crudo sintético parcialmente mejorado; y la Figura 9 es una representación gráfica de composición combinada correspondiente a ensayos típicos con crudo .
Cuando en las Figuras se emplean numerales similares, es porque denotan elementos similares.
Descripción Detallada de la Invención Haciendo ahora referencia a la Figura 1, lo que se muestra es una primera modalidad de un diagrama de flujo de producción de betún, basado en el estado de la técnica. El proceso lleva la marca 10. En el proceso, la fuente de petróleo denso o betún 12 puede comprender un reservorio de betún que puede ser objeto de explotación minera o in situ. En términos generales, el betún puede entonces ser transportado a una unidad de producción de petróleo denso o betún 14, en la cual pueden introducirse diluyente o solvente por vía de la línea 16 desde un mej orador de petróleo denso o betún 18. El diluyente o solvente puede comprender cualquier material apropiado bien conocido por los entendidos en el estado de la técnica, tal como, para dar un ejemplo, alcanos líquidos apropiados. Una vez que el diluyente es introducido por vía de la línea 16 en la unidad de producción 14, el resultado es una mezcla de betún movilizable (betún diluido [dilbit] ) . Una vez que el betún diluido [dilj i t] o la mezcla de betún diluido es procesada en el mej orador 18, el crudo sintético así formado, globalmente señalado con 20, es entonces tratado en una refinería de petróleo 22 donde se formulan luego producto refinados, a los cuales se les pone globalmente la marca 24.
La unidad de producción 14 quita de la corriente principalmente agua y sólidos. El diluyente o solvente 16 es añadido al betún bruto a fin de darle los necesarios parámetros de movilización y separación y, principalmente, para hacer que se reduzca la viscosidad. En una situación en la que el betún es un betún proveniente de arenas petrolíferas, a la materia prima se le añade agua a fin de proporcionar una suspensión acuosa espesa para el transporte a la planta de extracción y tratamiento de espuma, y el mej orador 18, tal como se describe más adelante en la Figura 2. El betún deshidratado es entonces transportado por conductos (que no se muestran) en forma de una mezcla de diluyentes o betún diluido [ diljbi t] al mej orador 18. El betún crudo seco es tratado con tratamientos primario y secundario a fin de crear un petróleo crudo dulce o ácido (SCO) . El SCO es transportado a la refinería de petróleo 22 para ser ulteriormente procesado y dar el producto refinado 24 , como se indica supra, ejemplos de lo cual incluyen combustibles para transporte, tales como gasolina, diesel y combustibles para aviación, petróleos lubricantes y otras materias de base para la conversión petroquímica.
En lo que respecta a la Figura 2 , lo que se muestra es un diagrama esquemático del flujo del proceso de operación en arenas petrolíferas para el mejoramiento del betún. El proceso en ese diagrama de flujo lleva la marca 30 . En forma distinta de la modalidad mostrada, el sistema se refiere a un proceso de producción de betún en arenas petrolíferas explotables, en las que los minerales brutos explotados, que llevan en general la marca 32 , son mezclados desde la mina con agua 34 en una unidad de preparación de minerales 36 y luego son transportados por vía hídrica a una planta de extracción primaria, que lleva la marca 38. En la planta de extracción 38, la mayor porción del agua 34 y de los desechos burdos 40 son separados y devueltos a un depósito de decantación de residuos 42.
El betún parcialmente deshidratado, que por lo general lleva la marca 44, es transferido a una unidad de tratamiento de espuma 46. Es allí donde un solvente, normalmente nafta altamente aromática (derivada de betún) o un solvente parafínico (derivado de líquidos gaseosos naturales), es añadido en 48, a fin de separar el agua remanente y las arcillas refinadas, así como los desechos finos. La espuma es entonces tratada en una unidad de recuperación de solvente 52, donde la mayor parte del solvente es recuperada para reciclarlo a la unidad de tratamiento de espuma. Los desechos finos separados pasan por una unidad de recuperación de solvente de desechos 50 para la recuperación final de ese solvente. Los desechos finos son transferidos al depósito de decantación de residuos 42. La espuma seca límpida es entonces introducida en el mej orador de betún, que por lo general lleva la marca 54 y está ilustrado en la Figura 2 con una línea de rayas, el en términos generales, el mej orador de betún 54 incorpora dos procesos generales, un mejoramiento primario y uno secundario. El me orador primario consiste normalmente en dos metodologías de procesamiento. La primera, a saber, es la del rechazo del carbono o coquificación, en la que la fracción pesada del betún es quitada de en medio como coque de petróleo [petcoJe] . Por lo general, el rendimiento del petróleo crudo sintético es de entre aproximadamente 80 a aproximadamente 85% en volumen y la porción remanente convertida principalmente por coque de petróleo es devuelta a la mina para su almacenamiento. Además, el proceso de coquificación es un método de procesamiento riguroso y lleva a que en el petróleo crudo sintético haya un mayor contenido de sustancias aromáticas. El segundo proceso, a saber el de adición de hidrógeno, se vale de un sistema de procesamiento hídrico catalítico basado en una suspensión acuosa espesa, en el que se añade hidrógeno para tratar la mezcla de betún y producir un rechazo del asfalteno y un producto de petróleo crudo sintético. El rendimiento del petróleo crudo sintético excede normalmente el 100%, debido a que el producto se hincha.
Las corrientes de productos hidrocarbúricos que pasan por un mejoramiento primario son tratadas además en un mej orador secundario, consistente en unidades de tratamiento hídrico en el que se usa hidrógeno para estabilizar productos de crudo sintético que por lo general llevan la marca 56, y se reducen las impurezas de azufre y nitrógeno. El gas natural es usado en una unidad de hidrógeno a fin de generar necesidades de hidrógeno para el mej orador y energía eléctrica co-generada para uso en el mej orador. Las operaciones comprehensivas en el mej orador están indicadas dentro de las líneas de rayas y esas operaciones son bien conocidas por los entendidos en la materia.
Yendo a la Figura 3, lo que se muestra es otro proceso de mejoramiento parcial conocido en el estado de la técnica; en esa disposición, el diagrama de flujo del proceso delinea una unidad de producción de betún in situ. El proceso lleva la marca 60. En una disposición de ese tipo, el petróleo denso o betún in situ es expuesto a vapor de agua para la extracción del petróleo. El betún crudo 62 es tratado en una planta convencional SAGD o CSS 64 para eliminar el agua 66. El diluyente 68 es normalmente adicionado al betún crudo 62 en la planta 64 para que haya separación del agua y del petróleo, y para proporcionar además una mezcla diluida destinada al transporte por conductos, que en el estado de la técnica es llamada más comúnmente "betún diluido [dilbit]" y lleva la marca 70. El betún diluido [dilbit] puede ser transportado a través de largas distancias en un conducto (que no se muestra) hasta refinerías lejanas, donde se lo mezcla con crudo convencional, que se usa como materia de base. Configuraciones más integradas pueden usar destilación, desasfaltación o reducción de viscosidad, un procesamiento para generar un ácido pesado crudo ácido casi exento de sedimentos, que sirve de insumo para refinerías.
Esa operación crea una corriente de residuos de asfalteno o vacío de los que hay que disponer. Ese betún parcialmente mejorado es apropiado para que sean transportadas por conductos, corrientes de insumo de petróleo denso mayores de 15 API . Para las corrientes de insumos de petróleo denso y betún de menos de 15 API, se necesita aún cierta cantidad de diluyente para cumplir con las especificaciones de los conductos de crudo. El betún diluido [dilbit] es procesado en un mej orador parcial de betún que lleva la marca 72, mostrándose las operaciones en el casillero de líneas de rayas. El betún transportable lleva, en la Figura 3, la marca 74.
Los expertos comprenderán que las variaciones del proceso que se muestran en las Figuras 1 a 3 de los existentes medios de producción de betún y de petróleo denso, generan un producto de desecho como lo es el coque de petróleo o residuos no destilables, lo que causa significativas pérdidas o requiere además de significativas cantidades de hidrógeno o diluyente para mejorar el producto a fin de que sea apropiado como materia de base para refinerías. En esencia, los procesos existentes no proporcionan una tecnología apta para capturar todo el valor intrínseco del betún o petróleo denso, y el resultado que han dado es un impacto medioambiental relacionado con la disposición y el manejo de productos de desecho indeseables .
Yendo a la Figura 4, allí se muestra otra variación en el estado de la técnica de un proceso de mejoramiento intensificado de betún. Es éste el objeto de la patente canadiense No. 2,439,038 y de su homologa estadounidense, U.S. Patent No. 7, 407,571 concedida a Rettger, et . al. (Ormat Industries Ltd.).
El proceso lleva la marca 80.
El betún diluido [dilbit] , o la espuma 70, es introducido en una atmósfera de unidad de destilación 82, siendo los sedimentos pesados no destilados transportados e introducidos en una unidad desasíaltadora de solvente (SDA, por sus siglas en inglés) 84 y los sedimentos de asfalteno son entonces puestos a alimentar un gasificador 86, el cual está dentro de la unidad de gasificación Ormat, que lleva la marca global 88. El material desasfaltado, comúnmente designado como DAO, es transferido a la unidad de procesamiento hídrico 108 con el fin de mejorar el petróleo crudo sintético. Como una opción, puede haber en el circuito una unidad de destilación al vacío 110 que puede introducir gasóleos al vacío para introducirlos en la unidad de procesamiento hídrico 108. De manera similar, los sedimentos al vacío son introducidos en el SDA 84 con el fin de optimizar la configuración del proceso.
El gas sintético ácido generado por la unidad de gasificación pasa entonces a un gas sintético purificador 90 para que el gas ácido sea eliminado. El gas ácido es sacado en 92 y tratado en una planta de azufre 94 que produce al menos productos tales como azufre líquido 96 y C02 98. El gas sintético tratado o "dulce" es entonces procesado según un proceso de reacción agua-gas por desplazamiento (WGS, por sus siglas en inglés) como se lo denota en la Figura 4 y que es llamado reactor por desplazamiento CO 100. El vapor de agua 102 es aumentado en el reactor 100. La reacción agua-gas por desplazamiento es meramente un desplazamiento de CO a C02 a fin de crear un gas sintético rico en hidrógeno. El gas sintético rico en hidrógeno puede entonces ser tratado además en una típica unidad de presión oscilante (PSA, por sus siglas en inglés) o una unidad de membrana en la que el hidrógeno está concentrado en más del 99 por ciento. Esto ocurre en la unidad 104. El hidrógeno que es generado por 104 y lleva la marca 106, es entonces la materia de base para la unidad de procesamiento hídrico 108. Una vez que el procesamiento hídrico se efectúa, el resultado es petróleo crudo sintético (SCO) que lleva la marca 116 y gas combustible que lleva la marca 114.
Volviendo brevemente a la unidad de recuperación de hidrógeno, el subproducto de la unidad 104 es un gas de cola o un gas sintético de BTU bajo, que se usa en los generadores de vapor de agua térmicos SAGD como combustible para compensar la necesidad de gas natural como combustible primario. El proceso tiene el mérito de que si llegare a haber escasez de gas natural o una fluctuación históricamente significativa en los precios, el proceso mej orador intensificado será menos dependiente del gas natural y se podrá confiar en el combustible sintetizado por los s beneficios que ese proceso reporta.
Yendo a la Figura 5, allí se muestra como una primera modalidad de un proceso de circuito intensificado para mejorar el betún, en el que se incorpora tecnología Fischer-Tropsch y síntesis de hidrógeno. La modalidad del proceso lleva la marca 120. El proceso es en particular beneficioso en comparación con los procesos que fueron propuestos anteriormente en el estado de la técnica, en cuanto el gas sintético dulce rico en carbono no es pasado por una reacción agua-gas por desplazamiento, tal como se lo marca con 100 en la Figura 4, sino que, por el contrario, es suplementado con hidrógeno externo 138 a fin de crear la composición óptima de gas sintético, típicamente una relación de hidrógeno respecto al monóxido de carbono de más de 1.8:1 a 2.2:1, y preferentemente de 2:1 como insumo para un reactor Fischer-Tropsch destinado a producir líquidos parafínicos Fischer-Tropsch de alta calidad.
Es por el reconocimiento de la utilidad del reactor Fischer-Tropsch, junto con la evitación que se generen coque de petróleo [petcoke] /residuos no destilables de desecho, y la posterior adición de fuentes de hidrógeno a fin de maximizar la conversión de carbono gasificado, lo que lleva a la propuesta tecnología intermedia a ser considerada económica, conveniente y altamente eficiente, dados los rendimientos que son generados para el petróleo crudo sintético (SCO) .
Es evidente que hay un número de operaciones de unidades que son comunes a los del estado de la técnica, a saber la destilación atmosférica, la destilación al vacío, el desasíaltamiento del solvente, el procesamiento hídrico, la gasificación y el tratamiento del gas sintético.
En la modalidad que se muestra, la gasificación Ormat, comúnmente denotada como unidad 88 y tratada con respecto a la Figura 4, es reemplazada por otra secuencia de operaciones (las operaciones XTL) mostrada en líneas interrumpidas e indicada como 122. En esa modalidad, el gasificador 86 convierte los residuos de sedimentos no destilados, típicamente con oxígeno (02) 124. Para que genere un gas sintético 88, pobre en hidrógeno o rico en carbono, en el que la relación del hidrógeno respecto al dióxido de carbono está en el intervalo de 0.5:1 a 1.5:1, más específicamente de aproximadamente 1:1, de lo cual se muestra un ejemplo en la Tabla 1.
Tabla 1 - Composiciones típicas de gas sintético pobre en hidrógeno del gasificador XTL Tipo de materia de base Petróleo combustible Residuo de vacio Asfalteño pesado Composición del gas sintético (mol%) Dióxido de carbono (C02) 2 .75% 2.30% 5.0% Monóxido de carbono (CO) 49 .52% 52.27% 50.4% Hidrógeno (¾) 46 .40% 43.80% 42.9% Metano (CH4) 0 .30% 0.30% 0.3% Nitrógeno (+Argon) (N2) 0 .23% 0.25% 0.4% Sulfuro de hidrógeno (H2S) 0 .78% 1.08% 1.0% Un subproducto común, que contiene metales pesados y ceniza, proveniente de la gasificación, es descargado como escoria que lleva la marca 126. El gas sintético pobre en hidrógeno 88 es entonces pasado a la unidad de tratamiento de gas sintético 90 para la eliminación de gases ácidos 92, con el fin de crear un gas sintético dulce pobre en hidrógeno 91. Tecnologías adicionales de estregadura, adsorción y lavado (que no se muestran) , bien conocidas para los entendidos en la materia, son empleadas normalmente para asegurar que el gas sintético esté exento de contaminantes tales como los compuestos de azufre, que tendrían un impacto en significativo detrimento del catalizador Fischer-Tropsch. El gas ácido es tratado además en la planta de azufre 94 para generar azufre elemental 96 y dióxido de carbono (C02) , como había sido el caso con el proceso de la Figura 4. El gas sintético dulce pobre en hidrógeno 91 es pasado entonces a un reactor de una unidad Fischer-Tropsch marcado como 128. Como una posibilidad, los subproductos de hidrocarburo que son formados a continuación de la reacción en el reactor Fischer-Tropsch 128 incluyen vapores Fischer-Tropsch 184 (C0+H2+C1+C2+C3+C4) , nafta 130, líquidos Fischer-Tropsch livianos 132 (LFTL) y líquidos Fischer-Tropsch pesados (HFTL) 134 o comúnmente conocidos como cera FT.
A fin de componer o mejorar la eficacia del proceso , la unidad XTL 122 y, de manera específica, adelantándose a la unidad de tratamiento de gas sintético 90 y/o el reactor Fischer-Tropsch 128, tal vez aumentada con un suministro externo de hidrógeno, que lleva las marcas 136 y 138, respectivamente. Además, por lo menos algo del vapor proveniente del reactor Fischer-Tropsch puede volver a ser introducido con anterioridad a la unidad de tratamiento de gas sintético 90 como lo indica la marca 140, y/o ser usado a combustible 114 en el mejorador. Los líquidos 130, 132 y 134 son introducidos en la unidad de procesamiento hídrico 108. Esto puede también ser aumentado por la nafta de destilación directa 144, tal vez introducida a partir de una operación de destilación atmosférica 82, gasóleo liviano al vacío (LVGO [visbreaking] ) 142 a partir de una operación de destilación al vacío 110 y, opcionalmente , petróleo desasfaltado 112 (DAO) proveniente de la unidad SDA 84. Una gama de tratamientos por procesamiento hídrico 108, para dar ejemplos, el hidrocraqueo, el craqueo térmico, la isomerización, el tratamiento hídrico y el fraccionamiento, pueden ser aplicados a las corrientes combinadas, individualmente o en las combinaciones que se deseen, bien conocidos por los entendidos en la materia, a fin de crear por lo menos el producto de petróleo crudo sintético 116. Otras opciones, cualquier porción de la nafta Fischer-Tropsch 130, en particular la nafta parafínica que lleva la marca 150, puede ser reintroducida en la unidad desasíaltadora 84 a 152 o además distribuida como la composición de solvente 156 para ser introducida en la unidad de tratamiento de espuma de arenas petrolíferas (que no se muestra pero a la que se pone, de modo general, la marca 158) .
Además, se puede introducir hidrógeno adicional en la unidad de procesamiento hídrico 108 y la unidad de tratamiento hídrico 160 a 166 y 164. El suministro de hidrógeno puede ser tomado de la provisión de hidrógeno apuntada anteriormente en la presente. Recurriendo tanto al fraccionador, al hidrotratante 160, a la unidad de procesamiento hídrico 108 y a la unidad Fischer-Tropsch 128, el producto de cada una de esas operaciones que llevan las marcas 170 ó 172, 174, respectivamente, es introducido al gas combustible 114. Además, una porción de 172 y 170 rica en hidrógeno puede ser combinada con el gas sintético pobre en hidrógeno en 88 o 91, a fin de enriquecer esa corriente para que la performance de la unidad Fischer-Tropsch sea óptima.
Yendo a la Figura 6, lo que se muestra en el diagrama de flujo del proceso es otra variación más en la metodología de la presente invención. El proceso en esa modalidad lleva la marca 180. Operaciones de unidades similares a las establecidas en las Figuras 4 y 5 son aplicables en la Figura 6.
Los cambios primarios con respecto a la Figura 5 contra la Figura 6, incluyen la modificación de la XTL, la unidad 122 y la incorporación de generación de gas sintético rico en hidrógeno y el reciclaje del gas sintético rico en hidrógeno generado en la unidad Fischer-Tropsch 128.
Con mayor detalle, la XTL, la unidad 122 es modificada para incorporar un generador de gas sintético rico en hidrógeno, marcado como 182. El generador de gas sintético rico en hidrógeno 182 está compuesto normalmente de un reformador de metano por vapor de agua (SMR, por sus siglas en inglés) (que no se muestra) o un reformador autotérmico (ATR, por sus siglas en inglés) (que no se muestra) y combinaciones de éstos. Gas natural 188, vapores Fischer-Tropsch 184, gas combustible rico en hidrógeno 174, etc. proveniente del procesador hídrico 108 y la unidad de f accionamiento 160, y la nafta Fischer-Tropsch 186, pueden ser suministrados individualmente o en combinación a la unidad 122 a fin de generar gas sintético rico en hidrógeno 190, en las que la relación entre el hidrógeno y el monóxido de carbono está en el intervalo de 2:5 a 6:1. Es éste un aspecto importante de la invención y trabaja concertadamente con la Fischer-Tropsch 128 a fin de proporcionar los resultados efectivos realizados practicando la tecnología analizada en ésta con respecto a las Figuras 5 a 6. El gas natural 188, según la situación momentánea del mercado en cualquier lugar o tiempo, puede ser usado como una materia de base primaria para el generador de gas sintético rico en hidrógeno 182 y los vapores de agua 174, 130 y 184 pueden ser usados para maximizar la operación mejoradora. Como alternativa, si el mercado de gas natural es menos favorable, las corrientes 174, 130 y 184 pueden ser utilizadas plenamente para compensar la necesidad de gas natural . El gas sintético rico en hidrógeno 190 puede ser introducido antes de pasarse a la unidad de tratamiento de gas sintético 90 a 190, si hubiere necesidad de tratamiento o, alternadamente, cualquier porción del gas sintético rico en hidrógeno 190 puede ser encaminado directamente a la unidad Fischer-Tropsch 128.
De esa manera, el gas sintético rico en hidrógeno 190 es combinado con el gas sintético rico en carbono a fin de crear un gas sintético Fischer-Tropsch óptimo, en el que se prefiere que la relación del hidrógeno respecto al monóxido de carbono sea de 2:1. Las corrientes de insumos combinados a la unidad 122 reducen la cantidad de gas natural que se necesita para lograr la corriente de insumo Fischer-Tropsch óptima, con lo cual se brinda una ventaja comercial en la dependencia de los mejoradores del gas natural, pero también se aprovecha el bajo costo que el suministro de gas natural tiene actualmente.
Adicionalmente , una porción del gas sintético rico en hidrógeno 190 puede ser introducida en la unidad de hidrógeno 192, en la que se genera una corriente de hidrógeno purificado 164 para uso en las unidades de procesamiento hídrico 108 y 170. La unidad de hidrógeno 192 puede consistir en una tecnología de adsorción por presión oscilante (PSA, por sus siglas en inglés) , membrana o absorción, bien conocidas para los entendidos en la materia.
Yendo a la Figura 7, el diagrama de flujo del proceso ilustra otra variación del concepto de la presente invención y, de esa manera, la unidad XTL 122 sufre además variación allí donde la unidad de hidrógeno 192 y el generador de gas sintético rico en hidrógeno 182 inherente en la Figura 6 de la modalidad, son reemplazados por una operación de unidad de reacción agua-gas por desplazamiento (WGS, por sus siglas en inglés) . El proceso de la Figura 7 lleva la marca 200. La unidad de agua-gas por desplazamiento lleva la marca 202 y está dispuesta entre la unidad de tratamiento de gas sintético 90 y la unidad Fischer-Tropsch 128. Tal como se sabe en el estado de la técnica y en particular lo saben los entendidos, el reactor agua/gas por desplazamiento es útil para enriquecer el gas sintético crudo que, a su vez, resulta en la optimización de la relación del hidrógeno respecto al monóxido de carbono para el gas sintético Fischer-Tropsch . El suministro de vapor de agua para la unidad de reacción GS 202 puede ser proporcionado desde el gasificador 86 que se muestra como 204. Adicionalmente, el gas rico en hidrógeno 171 y 173 proveniente de las unidades de procesamiento hídrico puede ser combinado con los vapores FT 140 para enriquecer el insumo de gas sintético FT.
Haciendo ahora referencia a la Figura 8, el diagrama de flujo del proceso es representativo de un posible camino para el mejoramiento parcial. En la Figura 8, se expone un proceso de mejoramiento parcial para un circuito de insumo de betún de 100,000 barriles. Los entendidos apreciarán fácilmente que aquí hay un número de operaciones de unidades que son comunes con la secuencia de mejoramiento pleno de operaciones delineadas con respecto a las figuras anteriores. El proceso está marcado con el numeral 220. En ese circuito, se elimina un procesamiento hídrico que normalmente es atribuible a un procesamiento de mejoramiento pleno, y se observó que sólo los pasos cardinales daban por resultado un petróleo sintético transportable no habiendo necesidades significativas de diluyentes.
Como se ha mostrado, la materia de base en el ejemplo es 100,000 barriles diarios (BPD [visbreaking] ) de API 8.5 y 4.5% en peso de betún sulfuroso. Esto puede ser introducido en la unidad de destilación atmosférica (ADU, por sus siglas en inglés)/ unidad de recuperación del diluyente (DRU, por sus siglas en inglés) 82 con betún diluido [diljit] 70. Los sedimentos atmosféricos con un volumen, en el ejemplo, de 85,092 BPD a 6 API y 4, 6% en peso de azufre, 340 partes por millón (ppm) níquel y vanadio, se introducen en la unidad deasfaltante de solvente (SDA, por sus siglas en inglés) 84 y el petróleo desasfaltado (DAO) 112 generado en una cantidad de 75,520 BPD a 12 API y 4.0 en peso de azufre, con 100 ppm de níquel y vanadio. Sobre la base de una condición de diseño, el tratamiento en la unidad SDA 84 da por resultado un alza del 85% en volumen para el DAO.
Asfáltenos de la unidad SDA 84 pueden ser usados en las operaciones XTL supra en el análisis de la Figura 5 junto con el oxígeno de proceso 124, el gas natural 222. Los asfáltenos, en ese ejemplo, son de 12,572 BPD, API -15, 5% en peso de azufre y 895 ppm de níquel y vanadio. La nafta Fischer-Tropsch 224, proveniente de las operaciones XTL, es producida en un volumen de 2,346 BPD a API 72 y el diesel Fischer-Tropsch 226, en 18,842 BPD a API 53.
La nafta de destilación directa, el gasóleo liviano y los gases de petróleo livianos (LPG) 144, producto de la unidad ADU/DRU 82, se producen en un volumen de 16,878 BPD a API 44.
Para dar un ejemplo, la nafta de destilación directa, el gasóleo liviano y los gases de petróleo livianos 144, el DAO, la nafta Fischer-Tropsch 224 y el diesel Fischer-Tropsch 226 son mezclados para dar un petróleo crudo sintético (SCO) de calidad para oleoducto, parcialmente mejorado, sin sedimentos y ácido 230, en un volumen de 109,326 BPD, API 21 con a viscosidad no mayor de 350 centistokes (0.00035m2s"1) a 10°C. El rendimiento en volumen en ese ejemplo es de 109%, el rendimiento en peso, de 100%, teniendo un contenido de azufre de 3.3% y un contenido de níquel y vanadio de menos de 70 ppm y de CCR, de menos de 6% en peso. Lo que más atrae es el hecho de que la gravedad específica es inferior a 1 y, en este ejemplo, de 0.93, con lo cual se obvian los riesgos medioambientales que encierran técnicas convencionales en las cuales el resultado supera la gravedad específica del agua.
En ese ejemplo, el SCO 230 contiene, sobre una base de volumen, 9.8% de nafta, 24.9% de destilado, 31.5% de gasóleo de vacío y 33.8% de residuos de vacío.
Para dar otro ejemplo, el insumo de 100,000 BPD de betún puede ser optimizado al máximo haciendo los ajustes apropiados. Los sedimentos atmosféricos, cuyo volumen en el ejemplo es de 85,092 BPD a API API y 4.6% en peso de azufre, 340 partes por millón (ppm) de níquel y vanadio, son introducidos en la unidad deasfaltadora de solvente (SDA) 84 y el petróleo desasfaltado (DAO) 112 generado en una cantidad de 64,860 BPD a API 14 y 3.6% en peso de azufre con 50 ppm de níquel y vanadio. El tratamiento en la unidad SDA 84 da por resultado una elevación del volumen en un 76% para el DAO.
Asfáltenos provenientes de la unidad SDA 84 pueden ser usados en las operaciones XTL supra cuando se analiza la Figura 5 junto con el oxígeno de proceso 124, gas natural 222. Los asfáltenos, en ese ejemplo, son de 20,232 BPD, API -10, 6% en peso de azufre y 830 ppm de níquel y vanadio. La nafta Fischer-Tropsch 224, proveniente de las operaciones XTL, es producida en un volumen de 3,715 BPD a 72 API y el diesel Fischer-Tropsch 226, de 30,322 BPD a API 53.
La nafta de destilación directa, el gasóleo liviano y los gases de petróleo livianos (LPG) 144, producto de la unidad ADU/DRU 82, se producen en un volumen de 16,878 BPD a API 44.
La nafta de destilación directa, el gasóleo liviano y los gases de petróleo livianos 144, DAO, la nafta Fischer-Tropsch nafta 224 y el diesel Fischer-Tropsch 226 son mezclados para dar un petróleo crudo sintético de calidad para oleoducto, parcialmente mejorado, sin sedimentos y ácido (SCO) 230, de un volumen de 114,575 BPD, API 24, con una viscosidad no mayor de 300 centistokes a 10 °C. El rendimiento en volumen en este ejemplo es de 115%, el rendimiento en peso de 100%, teniendo un contenido de azufre de 2.5% y un contenido de níquel y vanadio no mayor de 30 ppm y un nivel CCR de menos de 4% en peso. En este ejemplo, la gravedad específica es de 0.91; el SCO 230 contiene, tomando por base el volumen, 10.6% de nafta, 33.8% de destilado, 31.5% de gasóleo de vacío y 24.1% de residuos de vacío.
Los entendidos en el estado de la técnica sabrán apreciar que los procesos descritos en ésta brindan una variedad de posibilidades para el mejoramiento parcial o total, debido a que las operaciones de las unidades pueden ser reconfigurados para lograr el resultado deseado. Para dar un ejemplo, la fracción de sedimentos que es enviada al circuito generador de gas sintético descrito más arriba en ésta, puede ser usada para formular una corriente de gas pobre en hidrógeno por medio de una reacción de oxidación parcial. La reacción puede ser catalítica o no catalítica. Ese producto de reacción puede ser entonces tratado en un reactor Fischer-Tropsch con el fin de sintetizar subproductos hidrocarbúricos, mientras que por lo menos una porción de petróleo crudo sintético parcialmente mejorado puede ser retirada para su distribución por oleoducto.
El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado puede incluir opcionalmente diluyente suministrado por vía externa. Lo que se quiere decir por vía externa es que un diluyente es suministrado desde una fuente que es extraña al circuito.
En lo que concierne a la gravedad API, esto puede depender, de una manera muy significativa, del uso o modo de transporte que se le quiere dar al petróleo crudo sintético. Para dar un ejemplo, la gravedad API para el mejoramiento parcial puede variar de 15 a 24 API. Es conveniene que el petróleo sintético mejorado parcialmente sea convertido por completo en por lo menos un petróleo crudo sintético, gasolina, combustible para turbinas de combustión y combuistible diesel que haya sido mejorado plenamente, y que se haya logrado mejoramiento dejando fuera el coque, residuos no destilables y no convertidos y subproductos de desecho. Se ha comprobado que, siguiendo el protocolo tal como se lo establece en la presente, el petróleo crudo sintético mejorado puede ser formulado sustancialmente exento de material sedimentario cuyo punto de ebullición, en la destilación final; sea de 510°C (950°F) o mayor.
Es una ventaja que la gravedad específica del petróleo crudo sintético sea de menos de 1, lo que es particularmente beneficioso desde un punto de vista medioambiental en el caso de que se produzca un derrame o una descarga de petróleo crudo sintético en un cuerpo de agua. El petróleo crudo sintético formado de acuerdo con el proceso de mejoramiento parcial, tiene un índice total de ácidos inferior a 3 y, de mayor preferencia, inferior a 1.
La Figura 9 ilustra una composición de ensayo para petróleos crudos típicos, en comparación con el SCO parcialmente mejorado descrito supra con relación al SCO sintetizado de acuerdo con las técnicas de mejoramiento parcial que se exponen en ésta.
La mezcla puede incluir por lo menos una porción de la fracción destilada o separada con el petróleo crudo parcialmente mejorado, tal como se ha elucidado en ésta anteriormente. Las fracciones destiladas o separadas pueden comprender cualquier porción del destilado de destilación directa (AGO) , nafta, gasóleo de vacío, (VGO) o petróleo desasfaltado, (DAO) . Tal como se vio anteriormente, las fracciones pueden, opcionalmente , ser sometidas además a procesamiento hídrico, por separado o en combinación. Las operaciones de procesamiento hídrico son conocidas por los entendidos y pueden incluir, a modo de ejemplo y sin estar limitando el hidrocraqueo, la reducción de viscosidad , el termocraqueo, el tratamiento hídrico, la isomerización, el fraccionamiento o cualquier combinación de esas u otras opciones apropiadas, a fin de lograr el resultado del procesamiento hídrico dentro del alcance que prevén los entendidos en la materia.
Uno de los claros beneficios que reportan las variables operaciones que han sido tratadas en la especificación, destinadas a la síntesis de hidrocarburos, subproductos hidrocarbúricos , etc. es que en el caso del petróleo crudo sintético parcialmente mejorado, el transporte se cumple con facilidad usando oleoductos, ferrocarriles, embarcaciones. transporte vehicular, así como cualesquiera combinaciones de éstos, o todos ellos.
El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado que puede ser sintetizado usando el protocolo tratado en ésta, resulta en un producto en el que la fracción diesel tiene un índice de cetano mayor de 40 y, con mayor preferencia, mayor de 55. La conversión de la materia de base del betún para dar el petróleo crudo parcialmente mejorado es de por lo menos 100% en volumen, con un rendimiento típico mayor de 100% en volumen.
Mientras que las modalidades preferidas de la invención han sido mostradas y descritas, modificaciones de ellas pueden ser efectuadas por un entendido en el estado de la técnica sin apartarse del espíritu y de las enseñanzas de la invención. Los criterios paras diseñar un reactor, un equipo de procesamiento de hidrocarburos, y otros similares, para cualquier implementación que se le dé a la invención, serán fácilmente entendibles para un entendido en el estado de la técnica sobre la base de lo que se ha dado a conocer en ésta. Las modalidades descritas en la presente son meramente ejemplificativas , y no encierran fines de limitar. Muchas variaciones y modificaciones de la invención dadas a conocer en ésta son posibles y están comprendidas dentro de la invención. El uso del término "opcionalmente" con respecto a cualquiera de los elementos de una reivindicación tiene por finalidad expresar que el elemento objeto es necesario o, alternativamente, que no lo es. Ambas alternativas pretenden estar comprendidas dentro del alcance de la reivindicación.
Por consiguiente, el alcance de la protección no está limitado por la descripción expuesta supra, sino únicamente por las reivindicaciones que le siguen, incluyendo ese alcance todos los equivalentes de la materia objeto de las reivindicaciones. Cada una de las reivindicaciones, y todas ellas, quedan incorporadas en la especificación como una modalidad de la presente invención. Por ende, las reivindicaciones son otra descripción y un aditamento a las modalidades preferidas de la presente invención. El análisis de una referencia en los Antecedentes de la invención, no significa que se esté admitiendo que ella es estado de la técnica para la presente invención, en especial tratándose de alguna referencia que pueda haber tenido una fecha de publicación posterior a la fecha de prioridad de esta solicitud. Lo que se da a conocer en todas las patentes, solicitudes de patente y publicaciones citadas en ésta, lo está en la medida en que proporciona detalles ejemplificativos , procedimentales u otros que sean suplementarios de los que se exponen en la presente.
Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método concido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (101)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :
1. Un proceso para mejorar petróleo denso o betún a fin de formular subproductos hidrocarbúricos , caracterizado porque comprende : (a) proporcionar una fuente de materia de base para petróleo denso o betún; (b) tratar la materia de base con el fin de formar una fracción de sedimentos no destilada; (c) introducir la fracción de sedimentos en un circuito generador de gas sintético a fin de formular una corriente de gas sintético pobre en hidrógeno por vía de una reacción oxidativa parcial, y hacer reaccionar el gas sintético en un reactor Fischer-Tropsch con el fin de sintetizar subproductos hidrocarbúricos ,- (d) quitar al menos una porción del petróleo crudo sintético parcialmente mejorado con el fin de transportarlo como un subproducto hidrocarbúrico sintetizado; y (e) añadir una fuente de hidrógeno externa a el gas sintético pobre en hidrógeno a fin de optimizar la síntesis de hidrocarburos de los cuales por lo menos uno es petróleo crudo sintético.
2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado incluye opcionalmente un diluyente externo.
3. El proceso de conformidad con la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado reúne por lo menos las propiedaders físicas y químicas que se requieren para el transporte.
4. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado tiene una viscosidad no mayor de 350 centistokes (0,00035 m2s"1) a 15°C .
5. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque la porción de petróleo sintético parcialmente mejorado es enteramente convertido para dar por lo menos uno de los siguientes productos: petróleo crudo sintético, gasolina, combustible para turbinas de combustión y combustible para motores diesel, cada cual totalmente mejorado.
6. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado porque el mejoramiento es logrado no habiendo formación de coque, residuos no destilables y subproductos de desecho.
7. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado está sustancialmente exento de material de sedimentación, cuyo punto de ebullición en la destilación final es de 510°C (950°F) o mayor.
8. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado tiene una gravedad específica de menos de 1.
9. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado tiene un índice de ácidos total (TAN) de menos de 3.
10. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado tiene una gravedad API de entre 15 y 24.
11. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, caracterizado porque la fuente de hidrógeno comprende una corriente de gas sintético rico en hidrógeno producida en un generador de gas sintético rico en hidrógeno .
12. El proceso de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el generador de gas sintético rico en hidrógeno es seleccionado de entre el grupo compuesto de un reformador de metano al vapor de agua (SMR) , un reformador autotérmico (ATR) y combinaciones de éstos.
13. El proceso de conformidad con la reivindicación 11 ó 12, caracterizado porque el generador de gas sintético rico en hidrógeno usa material rico en hidrogeno para generar la corriente de gas sintético rico en hidrógeno.
14. El proceso de conformidad con las reivindicaciones 11 a 13, caracterizado porque el matertial rico en hidrógeno es seleccionado de entre el grupo compuesto de gas natural, gas combustible de refinería, LPG (gas de petróleo líquido) , vapores Fischer-Tropsch, nafta Fischer-Tropsch, vapores de procesamiento hídrico y combinaciones de éstos.
15. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 11 a 14, caracterizado porque incluye además purificar por lo menos una porción de el gas sintético rico en hidrógeno.
16. El proceso de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la purificación del gas sintético rico en hidrógeno se efectúa mediante adsorción por presión oscilante, membrana o absorción de líquido.
17. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 16, caracterizado porque el tratamiento de la materia de base incluye proporcionar betún en forma de espuma o el betún diluido [dilbit) como un insumo para una unidad de destilación atmosférica.
18. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 17, caracterizado porque la fracción de sedimentos no destilados es usada para alimentar un gasificador dentro de el circuito generador de gas sintético.
19. El proceso de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque la fracción de sedimentos no destilados es convertida en una corriente de gas sintético ácido pobre en hidrógeno.
20. El proceso de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque incluye además el paso de tratar la corriente de gas sintético ácido pobre en hidrógeno en una operación de tratamiento de gas sintético ácido.
21. El proceso de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque incluye además el paso de tratar la corriente de gas sintético ácido pobre en hidrógeno formando una serie de operaciones unitarias antes de proceder a la reacción en la unidad Fischer-Tropsch.
22. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 21, caracterizado porque los subproductos hidrocarbúricos incluyen por lo menos uno de los vapores Fischer-Tropsch, nafta Fischer-Tropsch, líquido Fischer-Tropsch liviano y líquido Fischer-Tropsch pesado.
23. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 22, caracterizado porque incluye además el paso del procesamiento de los subproductos en una unidad de procesamiento hídrico.
24. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 23, caracterizado porque incluye además el paso de combinar por lo menos una porción del petróleo crudo sintético con las fracciones destiladas o separadas con el fin de formar un petróleo crudo parcialmente mejorado.
25. El proceso de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque las fracciones destiladas o separadas comprenden cualquier porción de destilado por destilación directa (AGO) , nafta, gasóleo de vacío (VGO) o petróleo desasfaltado (DAO) .
26. El proceso de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque las fracciones destiladas o separadas son además, opcionalmente , sometidas a procesamiento hídrico por separado o en combinación.
27. El proceso de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque la unidad de procesamiento hídrico incluye por lo menos una operación seleccionada de entre el grupo compuesto de hidrocraqueo, reducción de viscosidad, termocraqueo, hidrotratamiento, isomerización, fraccionamiento y combinaciones de éstos.
28. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 27, caracterizado porque incluye además el paso de reforzar el proceso con una fuente auxiliar de hidrógeno .
29. El proceso de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la fuente auxiliar de hidrógeno comprende gas de la unidad de procesamiento hídrico.
30. El proceso de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la fuente auxiliar de hidrógeno comprende gas rico en hidrógeno proveniente de un craqueador hídrico, un craqueador térmico, un hidropurificador, una unidad de isomerización, un fraccionador y combinaciones de éstos.
31. El proceso de conformidad con las reivindicaciones 11 a 30, caracterizado porque el generador de gas sintético rico en hidrógeno incluye por lo menos uno de los siguientes artefactos: un reformador autotérmico, un reformador de metano a vapor de agua y una combinación de éstos para recibir como materia de base por lo menos uno de los siguientes: gas natural, gas de refinería, LPG, vapores Fischer-Tropsch, nafta Fischer Tropsch, gas combustible de refinería y combinaciones de éstos, con el fin de generar gas sintético rico en hidrógeno.
32. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 31, caracterizado porque la materia de base de betún es una fuente in situ.
33. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 32, caracterizado porque la materia de base de betún es una fuente explotable en minería.
34. Un proceso para mejorar petróleo denso o betún con el fin de formular subproductos hidrocarbúricos , caracterizado porque comprende: a) proporcionar una fuente de materia de base de betún o petróleo denso y destilar la materia de base con el fin de formar una porción separada y una fracción de sedimentos no destilados ; b) introducir la fracción de sedimentos para alimentar un circuito generador de gas sintético con el fin de formular una corriente de gas sintético pobre en hidrógeno por vía de una reacción de oxidación parcial; c) someter por lo menos una porción de la corriente de gas sintético pobre en hidrógeno a una reacción agua-gas por desplazamiento (WGS) con el fin de generar un gas sintético Fischer-Tropsch óptimo; y d) tratar la corriente de gas sintético Fischer-Tropsch óptimo en una unidad Fischer-Tropsch a fin de sintetizar subproductos hidrocarbúricos , de los cuales por lo menos uno es combinado con la fracción de sedimentos no destilados o con la porción separada con el fin de formar un petróleo crudo sintético parcialmente mejorado cuya gravedad API es de entre 15 y 24.
35. El proceso de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado es petróleo crudo sintético de API 20.
36. El proceso de conformidad con la reivindicación 34 o 35, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado tiene una viscosidad no mayor de 350 centistokes (0,00035 m2s"1) a 15°C.
37. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 36, caracterizado porque la porción de petróleo sintético parcialmente mejorado está enteramente convertida en petróleo crudo sintético plenamente mejorado o en productos de refinería que incluyen la gasolina, el combustible para turbinas de combustión y el diesel.
38. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 37, caracterizado porque el mejoramiento se logra sin que haya formación de coque, residuos no destilables no convertidos y subproductos de desecho .
39. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 38, caracterizado porque el crudo sintético parcialmente convertido está sus ancialmente exento de material sedimentario cuyo punto de ebullición final, en la destilación es de 510°C (950°F) o más.
40. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 39, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado tiene una gravedad específica de menos de 1.
41. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 40, caracterizado porque el petróleo sintético parcialmente mejorado tiene un índice de ácidos total (TAN) de menos de 3.
42. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 41, caracterizado porque el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado tiene una gravedad API de entre 15 y 24.
43. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 42, caracterizado porque el gas sintético Fischer-Tropsch óptimo comprende un gas sintético rico en hidrógeno, y en el que el proceso incluye además la purificación de por lo menos una porción de el gas sintético rico en hidrógeno.
44. El proceso de conformidad con la reivindicación 43, caracterizado porque la purificación de el gas sintético rico en hidrógeno se lleva a cabo mediante adsorción por presión oscilante, membrana o absorción líquida.
45. El proceso de conformidad con las reivindicaciones 34 a 44, caracerizado porque el tratamiento de la materia base incluye proporcionar el betún en forma de espuma o el betún diluido (dilbit) como un insumo para una unidad de destilación atmosférica.
46. El proceso de conformidad con las reivindicaciones 34 a 45, caracterizado porque la fracción de sedimientos se alimenta a una unidad desasfaltada
47. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 46, caracterizado porque la fracción de sedimentos se alimenta a un gasificador dentro de el circuito generador de gas sintético.
48. El proceso de conformidad con la reivindicación 47, caracterizado porque la fracción de sedimentos es convertida en una corriente de gas sintético ácido pobre en hidrógeno .
49. El proceso de conformidad con la reivindicación 48, caracterizado porque incluye además el paso de tratar la corriente de gas sintético ácido pobre en hidrógeno en una operación de tratamiento de gas sintético ácido.
50. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 49, caracterizado porque los subproductos hidrocarbúricos incluyen por lo menos uno de: vapores Fischer-Tropsch, nafta Fischer-Tropsch, líquido Fischer-Tropsch liviano y líquido Fischer-Tropsch pesado.
51. El proceso de conformidad con la reivindicación 50, caracterizado porque incluye además el paso de procesar los subproductos en una unidad de hidroprocesamiento.
52. El proceso de conformidad con la reivindicación 51, caracterizado porque la unidad de procesamiento hídrico incluye por lo menos una operación seleccionada de entre el grupo que componen el fraccionamiento, el hidrocraqueo, el craqueo térmico, el tratamiento hídrico, la isomerización y combinaciones de éstos.
53. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 52, caracterizado porque incluye además el paso de reforzar el proceso con una fuente auxiliar de gas .
54. El proceso de conformidad con la reivindicación 53, caracterizado porque la fuente auxiliar de gas comprende hidrógeno .
55. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 34 a 54, caracterizado porque la materia de base de betún es una fuente in si tu.
56. El proceso de conformidad con las reivindicaciones 34 a 55, caracterizado porque el betún es una fuente explotable por minería.
57. Un método para sintetizar hidrocarburos, caracterizado porque comprende: (a) formular una corriente de gas sintético pobre en hidrógeno en una reacción de oxidación parcial; (b) convertir catalíticamente la corriente de gas sintético con el fin de producir subproductos hidrocarbúricos para formular un petróleo crudo sintético parcialmente mej orado ; (c) mantener el intervalo de API, parcialmente mejorado, de entre 15 y 24 sin añadido de un diluyente externo; y (d) retirar al menos una porción de el petróleo crudo sintético parcialmente mejorado para el transporte.
58. El proceso de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque el transporte es por tuberías, ferrocarril, embarcaciones o camiones, y combinaciones de éstos .
59. El proceso de conformidad con la reivindicación 57 ó 58, caracterizado porque el intervalo API es mantenido por el añadido de por lo menos una de las siguientes sustancias: destilado obtenido por destilación directa, nafta, gasóleo liviano, petróleo licuado, petróleo desasfaltado, nafta Fischer-Tropsch, diesel Fischer-Tropsch, y combinaciones de éstos .
60. El proceso de conformidad con la reivindicación 59, caracterizado porque el destilado obtenido por destilación directa, la nafta, el gasóleo liviano, el petróleo licuado y el petróleo desasfaltado son además sometidos, por separado o en combinación, a un procesamiento hídrico, antes de hacerse el añadido destinado a mantener el intervalo API .
61. El proceso de conformidad con la reivindicación 60, caracterizado porque el procesamiento hídrico incluye por lo menos una operación seleccionada de entre el grupo que comprende el fraccionamiento, la reducción de la viscosidad [visbreaking] , el hidrocraqueo, el craqueo térmico, el tratamiento hídrico, la isomerización, y combinaciones de éstos .
62. El proceso de conformidad con la reivindicación 61, caracterizado porque incluye además el paso de aislar por lo menos una porción de nafta de hidrocarburos producidos.
63. El proceso de conformidad con la reivindicación 62, caracterizado porque la nafta es reciclada a un generador de hidrógeno con el fin de formar una corriente rica en hidrógeno.
64. El proceso de conformidad con la reivindicación 63, caracterizado porque incluye además combinar la corriente rica en hidrógeno con la corriente pobre en hidrógeno del paso a) a fin de intensificar la conversión de los hidrocarburos para dar hidrocarburos sintetizados.
65. Petróleo crudo sintético parcialmente mejorado producido de conformidad con la reivindicación 1.
66. Petróleo crudo sintético parcialmente mejorado producido de conformidad con la reivindicación 34.
67. Petróleo crudo sintético parcialmente mejorado producido de conformidad con la reivindicación 57.
68. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 65, caracterizado porque el petróleo crudo sintético tiene una gravedad API de entre 15 y 24.
69. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 65, caracterizado porque el petróleo crudo sintético tiene una viscosidad de no más de 350 centistokes (0,00035 m2s_1) a 15°C.
70. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 65, caracterizado porque el crudo sintético parcialmente convertido está sustancialmente exento de material sedimentario cuyo punto de ebullición final, en la destilación es de 510°C (950°F) o mayor .
71. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 65, caracterizado porque el petróleo crudo sintético tiene una gravedad específica de menos de 1.
72. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque el petróleo crudo sintético tiene una gravedad específica de menos de 1.
73. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque tiene una gravedad API de entre 15 y 24.
74. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque el petróleo crudo sintético tiene una viscosidad de no más de 350 centistokes (0,00035 m2s"1) a 15°C.
75. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque el crudo sintético parcialmente convertido está sustancialmente exento de material sedimentario cuyo punto de ebullición final en la destilación es de 510°C (950°F) o mayor .
76. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 67, caracterizado porque tiene una gravedad específica de menos de 1.
77. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 67, caracterizado porque tiene una gravedad API de entre 15 y 24.
78. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 67, caracterizado porque tiene una viscosidad no mayor de 350 centistokes (0.00035 m2s" x) a 15°C.
79. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 67, caracterizado porque el crudo sintético parcialmente convertido está sustancialmente exento de material sedimentario cuyo punto de ebullición final en la destilación es de 950°F o mayor.
80. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 65, caracterizado porque tiene un índice de ácidos total (TAN) de menos de 3.
81. El petróleo crudo sintético parcialmente mejorado de conformidad con la reivindicación 65, caracterizado porque tiene una gravedad API de entre 18 y 24.
82. Petróleo crudo sintético parcialmente mejorado caracterizado porque tiene una gravedad específica de 1 o menos .
83. Petróleo cruJo sin ico parcialmen.te mejorado, caracterizado porque tiene un número total de ácidos no mayor a 3.
84. Petróleo crudo sintético parcialmente mejorado caracterizado porque tiene una fracción de diésel con un número de cetao mayor que 40.
85. Un proceso para convertir petróleo denso o betún para dar petróleo crudo sintético transportable, caracterizado porque comprende: (a) tratar el petróleo denso o betún en una unidad de recuperación atmosférica destilación/diluyente a fin de crear una primera corriente que contenga por lo menos nafta obtenida por destilación directa, gasóleo liviano y gas de petróleo líquido (LPG) ; (b) pasar una segunda corriente atmosférica de sedimentos generada a partir del paso a) a una unidad desasíaltadora de solvente con el fin de formular una corriente de petróleo desasfaltado y una corriente de residuos no destilables de asfalteno ; (c) pasar la corriente de residuos no destilables de asfalteno de la unidad desasfaltadora a un circuito productor de diesel que tiene un generador de gas sintético y reactor Fischer-Tropsch con el fin de convertir la porción en por lo menos un diesel sintético; y (d) mezclar la primera corriente, corriente de petróleo desasfaltado y el diesel sintético con el fin de formar petróleo crudo sintético parcialmente mejorado.
86. El proceso de conformidad con la reivindicación 85, caracterizado porque incluye además el paso de pasar la corriente atmosférica de sedimentos a una unidad de destilación al vacío para crear una corriente de gasóleo de vacío y corriente de sedimentos al vacío, introducir la corriente de sedimentos al vacío en la unidad desasíaltadora de solvente en el paso (b) y mezclar la corriente de gasóleo de vacío con paso (d) con el fin de formar petróleo crudo sintético parcialmente mejorado.
87. El petróleo crudo sintético de conformidad con las reivindicaciones 85 y 86, caracterizado porque incluye además los pasos de formular nafta sintética en el paso c) .
88. El petróleo crudo sintético de conformidad con la reivindicación 87, caracterizado porque incluye además los pasos de mezclar la nafta con la composición del paso d) .
89. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 88, caracterizado porque la conversión del betún o petróleo denso para dar petróleo crudo parcialmente mejorado es de por lo menos 100 % en volumen.
90. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 89, caracterizado porque la conversión se logra sin la producción de subproducto, residuos no destilables no convertidos, ni formulación de coque.
91. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 90, caracterizado porque está sustancialmente exento de sedimentos de residuos no destilables pesados cuyo punto de ebullición final en la destilación es de 510°C (950°F) o mayor.
92. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 91, caracterizado porque tiene una gravedad específica no mayor de 1.
93. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 92, caracterizado porque tiene una gravedad API de 18 a 21.
94. El petróleo crudo sintético de conformidad con la reivindicación 83, caracterizado porque tiene una gravedad API de 20.
95. El petróleo crudo sintético de conformidad con la reivindicación 87, caracterizado porque por lo menos una porción de la nafta es recirculada a la unidad desasfaltadora de solvente para la confección de solvente.
96. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 95, caracterizado porque tiene una fracción diesel con un número de cetanos de no menos de 40.
97. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 96, caracterizado porque incluye además el paso de introducir una corriente de residuos no destilables de asfalteno desde la unidad desasfaltadora en el circuito productor de diesel .
98. El petróleo crudo sintético de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 85 a 97, caracterizado porque incluye además el paso de introducir gas natural en el circuito productor de diesel.
99. Un proceso para convertir petróleo denso o betún para dar petróleo crudo sintético parcialmente mejorado transportable, caracterizado porque comprende: (a) procesar el petróleo denso o betún con operaciones unitarias con el fin de producir una corriente tratada y una corriente no destilada; (b) formar gas sintético a partir de la corriente no destilada y hacer reaccionar el gas sintético en un reactor Fischer-Tropsch con el fin de sintetizar subproductos hidrocarbúricos ; y (c) mezclar por lo menos una porción de los subproductos con la corriente tratada a fin de formular un petróleo crudo sintético transportable con una gravedad API de entre 15 y 24 y un número de cetanos de fracción diesel de no menos de 40.
100. El proceso de conformidad con la reivindicación 99, caracterizado porque la corriente tratada incluye destilado obtenido por destilación directa, nafta, gasóleo liviano, gas de petróleo liviano y petróleo desasfaltado, y los subproductos incluyen nafta Fischer-Tropsch, diesel Fischer-Tropsch, y combinaciones de éstos.
101. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 99 o 100, caracterizado porque la conversión del betún es de 100%. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Un proceso y sistema para mejorar betún y petróleo denso se da a conocer para la síntesis de hidrocarburos, un ejemplo de lo cual es petróleo crudo sintético (SCO) . Provechosamente, el proceso evita el desperdicio que se le atribuye a la formación de residuos no destilables y/o coque de petróleo [petcoke] , que tiene un efecto llamativo en el rendimiento de material hidrocarbúrico generado. El proceso integra la tecnología Fischer-Tropsch con gasificación y generación de corrientes de gas rico en hidrógeno. La generación de gas rico en hidrógeno se efectúa de manera conveniente usando, ya sea sola o en combinación una fuente de hidrógeno, un vapor rico en hidrógeno proveniente del procesamiento hídrico y del proceso Fischer-Tropsch, un reformador de metano a vapor (SMR) y un reformador autotérmico (ATR) , o una combinación de SMR/ATR. La materia de base para el mejoramiento es destilada y la fracción de sedimentos es gasificada y convertida en un reactor Fischer-Tropsch. Un gas sintético pobre en hidrógeno que resulta de ahí es entonces expuesto a la corriente de gas rico en hidrógeno a fin de optimizar la formación, por ejemplo, del petróleo crudo sintético. La corriente de gas pobre en hidrógeno puede también producirse mediante una reacción por desplazamiento de agua-gas, ya sea sola o en combinación o adicionalmente a la generación de una corriente de gas rico en hidrógeno. Se detallan igualmente el mejoramiento parcial y los beneficios proporcionados. En la descripción se caracteriza también un sistema para llevar a cabo los procesos .
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