NO140241B - PROCEDURES FOR TRANSPORTING HYDROCARBON MIXTURES AS A SUSPENSION - Google Patents
PROCEDURES FOR TRANSPORTING HYDROCARBON MIXTURES AS A SUSPENSION Download PDFInfo
- Publication number
- NO140241B NO140241B NO3628/73A NO362873A NO140241B NO 140241 B NO140241 B NO 140241B NO 3628/73 A NO3628/73 A NO 3628/73A NO 362873 A NO362873 A NO 362873A NO 140241 B NO140241 B NO 140241B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fraction
- pour point
- temperature
- average
- solidified
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 20
- 239000000725 suspension Substances 0.000 title description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 30
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 24
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 14
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 14
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 6
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 4
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 230000037452 priming Effects 0.000 description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 4
- -1 crude oil Chemical compound 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 3
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 2
- 239000011049 pearl Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 6-chloro-2-n,2-n-diethylpyrimidine-2,4-diamine Chemical compound CCN(CC)C1=NC(N)=CC(Cl)=N1 XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 description 1
- 239000008274 jelly Substances 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 229940035044 sorbitan monolaurate Drugs 0.000 description 1
- 239000010880 spent shale Substances 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2/00—Processes or devices for granulating materials, e.g. fertilisers in general; Rendering particulate materials free flowing in general, e.g. making them hydrophobic
- B01J2/02—Processes or devices for granulating materials, e.g. fertilisers in general; Rendering particulate materials free flowing in general, e.g. making them hydrophobic by dividing the liquid material into drops, e.g. by spraying, and solidifying the drops
- B01J2/04—Processes or devices for granulating materials, e.g. fertilisers in general; Rendering particulate materials free flowing in general, e.g. making them hydrophobic by dividing the liquid material into drops, e.g. by spraying, and solidifying the drops in a gaseous medium
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/088—Pipe-line systems for liquids or viscous products for solids or suspensions of solids in liquids, e.g. slurries
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte ved transportering av viskøse hydrocarbonblandinger. Hydro- The present invention relates to a method for transporting viscous hydrocarbon mixtures. Hydro-
carbonet , f.eks. råolje, fraksjoneres først i minst to frak- carbonate, e.g. crude oil, is first fractionated into at least two frac-
sjoner, en fraksjon størknes til sfæriske partikler og opp- tions, a fraction solidifies into spherical particles and up-
slemmes så med den annen fraksjon, og oppslemningen transporteres fortrinnsvis i en ledning. is then slurried with the other fraction, and the slurry is preferably transported in a line.
Pumping av viskøse råoljer ved temperaturer under deres hellepunkt er meget vanskelig. Varmeoverføringsmetoder og kjemiske midler for å forbedre væskestrømningsegenskapene har vært studert. Hellepunktnedsettere har vært prøvet, såvel som fortynningsmidler for å forbedre pumpbarheten. Viskositetsnedbrytende (visbreaking) midler har også vært prøvet, men med lite hell. Dessuten er oljen blitt størknet, suspendert i vann og kombinasjonen pumpet ved temperaturer under hellepunktet for råoljen. Pumping viscous crude oils at temperatures below their pour point is very difficult. Heat transfer methods and chemical agents to improve fluid flow characteristics have been studied. Pour point depressants have been tried, as well as diluents to improve pumpability. Viscosity-degrading (visbreaking) agents have also been tried, but with little success. Also, the oil has been solidified, suspended in water and the combination pumped at temperatures below the pour point of the crude oil.
Eksempler på patenter som representerer teknikkens stand, innbefatter : US patent 271.080 angår adskillelse av voks fra råoljer ved å pumpe råoljen, f.eks. i små strømmer eller stråler, inn i bunnen av et kar inneholdende en saltlake ved en temperatur tilstrekkelig lav til å størkne vokset. Det størknede voks utvinnes fra saltlaken. Examples of patents representing the state of the art include: US patent 271,080 relates to the separation of wax from crude oils by pumping the crude oil, e.g. in small streams or jets, into the bottom of a vessel containing a brine at a temperature sufficiently low to solidify the wax. The solidified wax is extracted from the brine.
US patent 1.154-485 angår innblåsning av luft under trykk i råolje for å danne en emulsjon av luft og olje for å øke oljens fluiditet . US patent 1,154-485 relates to blowing air under pressure into crude oil to form an emulsion of air and oil to increase the oil's fluidity.
US patent 2.526.966 angår transportering av viskøse råoljer ved å fjerne de lette hydrocarboner (innbefattende direkte-destillert bensin), hydrogenere residuet for å øke dets fluiditet og derpå forene det hydrogenerte produkt og de lette hydrocarboner og pumpe blandingen . US patent 2,526,966 relates to the transportation of viscous crude oils by removing the light hydrocarbons (including straight-distilled gasoline), hydrogenating the residue to increase its fluidity, and then combining the hydrogenated product and the light hydrocarbons and pumping the mixture.
US patent 2.821.205 angår dannelsen av en film av vann på den innvendige vegg av røret for å forbedre pumpbarheten av viskøs olje. Dessuten kan en lett petroleum eller kondensert brønngass blandes US patent 2,821,205 relates to the formation of a film of water on the inner wall of the pipe to improve the pumpability of viscous oil. In addition, a light petroleum or condensed well gas can be mixed
med råoljen for å nedsette viskositeten. Midler som fosfater og polyfosfater kan tilsettes for å øke vannets evne til selektivt å klebe til stålrøret og fortrenge eventuell olje fra overflaten av røret uten å danne en emulsjon. with the crude oil to lower the viscosity. Agents such as phosphates and polyphosphates can be added to increase the water's ability to selectively adhere to the steel pipe and displace any oil from the surface of the pipe without forming an emulsion.
US patent 3-269.401 angår lettelse av strømningen av voksholdig olje i en rørledning ved å oppløse i oljen, ved overtrykk og mens den er over sitt hellepunkt , en gass, f.eks. N,,, C02, ovnsgass, og hydrocarboner inneholdende under 3 carbonatomer. "Gassen blir assosiert på en eller annen måte med vokskrystallene og forhindrer det utfelte voks fra å agglomerere under dannelse av sterke voksstrukturer". Dessuten samler gassen seg på overflatene av vokspartiklene, særlig de store, under dannelse av filmer av gasshyller som isolerer partiklene fra hverandre og forhindrer vokspartiklene fra å forenes. US patent 3-269,401 relates to facilitating the flow of waxy oil in a pipeline by dissolving in the oil, at overpressure and while it is above its pour point, a gas, e.g. N,,, C02, furnace gas, and hydrocarbons containing less than 3 carbon atoms. "The gas becomes associated in some way with the wax crystals and prevents the precipitated wax from agglomerating forming strong wax structures". Also, the gas collects on the surfaces of the wax particles, especially the large ones, forming films of gas shelves that isolate the particles from each other and prevent the wax particles from uniting.
US patent 3-425.429 angår transport av viskøse råoljer ved å danne en olje-i-vann emulsjon, idet vannet inneholder et ikke-ionisk overflateaktivt middel. US patent 3-425,429 relates to the transport of viscous crude oils by forming an oil-in-water emulsion, the water containing a non-ionic surfactant.
US patent 3.468-986 angår dannelse av kuleformige partikler av voks ved å smelte vokset, derpå dispergere det i en ikke-oppløsende væske (f .eks. vann) holdt ved en temperatur over størknepunktet for vokset og derefter avkjøle dispersjonen for å størkne de dispergerte, små dråper til adskilte, faste partikler. Partiklene kan belegges med findelte faste stoffer som calciumcarbonat, etc. Ifølge patentet er det kjent å dispergere voksaktige partikler ved støping, prilling, US Patent 3,468-986 relates to the formation of spherical particles of wax by melting the wax, then dispersing it in a non-dissolving liquid (eg water) maintained at a temperature above the freezing point of the wax and then cooling the dispersion to solidify the dispersed , small droplets into separate, solid particles. The particles can be coated with finely divided solids such as calcium carbonate, etc. According to the patent, it is known to disperse waxy particles by casting, prilling,
sprøytetørring, ekstrudering, etc. spray drying, extrusion, etc.
US patent 3.527.692 angår transport av knust oljeskifer i en oppløsningsmiddeloppslemning. Oljeskiferen knuses først til en størrelse på 140 - 325 mesh og suspenderes så i et oppløsningsmiddel som råolje, retortebehandlet skiferolje, eller en fraksjon derav. US patent 3,527,692 relates to the transport of crushed oil shale in a solvent slurry. The oil shale is first crushed to a size of 140 - 325 mesh and then suspended in a solvent such as crude oil, retorted shale oil, or a fraction thereof.
US patent 3-548•846 angår transport av voksaktige råoljer ved US patent 3-548•846 relates to the transport of waxy crude oils by
å inkorporere propan eller butan i råoljen. to incorporate propane or butane into the crude oil.
US patent 3-618.624 angår transport av viskøse råoljer ved å inkorporere en blandbar gass, f.eks. 0C>2, methan, ethan, etc, i råoljen for å nedsette dennes viskositet. US patent 3-618,624 relates to the transport of viscous crude oils by incorporating a miscible gas, e.g. 0C>2, methane, ethane, etc, in the crude oil to reduce its viscosity.
Det er også kjent å anvende følgeledninger og store varme-vekslere anbrakt med mellomrom langs rørledningen for å holde råoljen over dens hellepunkt og således lette pumpingen av den. Hoved-ulempen ved disse metoder er at råoljen er tilbøyelig til å "sette seg" under driftsstans. It is also known to use follower lines and large heat exchangers placed at intervals along the pipeline to keep the crude oil above its pour point and thus facilitate its pumping. The main disadvantage of these methods is that the crude oil is prone to "settle" during downtime.
Denne teknologi, unntatt varmeoverføringssystemer og råolje-vann-suspensjonssystemer, har i alminnelighet vist seg å være øko-nomisk utiltrekkende fra et kommersielt synspunkt. This technology, except for heat transfer systems and crude oil-water suspension systems, has generally been found to be economically unattractive from a commercial point of view.
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte ved transport ering av en hydrocarbonblanding som en oppslemning, som kjennetegnes ved at hydrocarbonblandingen fraksjoneres i minst en fraksjon med relativt lavt hellepunkt og en fraksjon med relativt høyt hellepunkt, i det minste en del av fraksjonen med relativt høye hellepunkt størknes i det vesentlige og derefter oppslemmes den i det vesentlige størknede fraksjon i fraksjonen med relativt lavt hellepunkt ved en temperatur under ca. oppløs-ningstemperåturen for den størknede fraksjon, og oppslemningen transporteres i transportsystemet. The present invention relates to a method for transporting a hydrocarbon mixture as a slurry, which is characterized in that the hydrocarbon mixture is fractionated into at least one fraction with a relatively low pour point and a fraction with a relatively high pour point, at least part of the fraction with a relatively high pour point is solidified in the essential and then the essentially solidified fraction is slurried in the fraction with a relatively low pour point at a temperature below approx. the dissolution temperature for the solidified fraction, and the slurry is transported in the transport system.
Foreliggende fremgangsmåte anvendes fortrinnsvis i rørled-ninger som har en temperatur under den gjennomsnittlige oppløs-ningstemperatur for partiklene. The present method is preferably used in pipelines that have a temperature below the average dissolution temperature for the particles.
Hydrocarbonblandinger med gjennomsnittlige hellepunkter over den sesongmessige omgivende temperatur for transportsystemet, f.eks. en rørledning, er særlig anvendbare ved foreliggende fremgangsmåte. Eksempler på hydrocarbonblandinger innbefatter råolje, skiferolje, tjære-sandolje, brenselsolje, gassolje, og lignende hydrocarbonblandinger og blandinger av to eller flere av samme eller forskjellig type hydrocarbonblandinger. Råoljer er særlig nyttige ved foreliggende oppfinnelse og særlig de som betegnes som "voksaktige" råoljer. Eksempler på de sistnevnte innbefatter råoljer som oppviser et "voksaktig gel"-utseende ved sesongmessig omgivende temperatur, og som inneholder 1% til 80% voks (voks defineres som det bunnfall som dannes efter at 1 del råolje oppløses i 10 deler methylethyl-keton ved ca. 80°C og blandingen avkjøles til -25°C) og fortrinnsvis de som har et gjennomsnittlig hellepunkt over den gjennomsnittlige minimumstemperatur for transportsystemet, f.eks. en rørledning. Eksempler på gjennomsnittlige hellepunkter for råoljer som er særlig nyttige ved foreliggende oppfinnelse, innbefatter -23° til 93°C, fortrinnsvis -18° til 66°C. Hydrocarbon mixtures with average pour points above the seasonal ambient temperature of the transport system, e.g. a pipeline, are particularly applicable in the present method. Examples of hydrocarbon mixtures include crude oil, shale oil, tar sand oil, fuel oil, gas oil, and similar hydrocarbon mixtures and mixtures of two or more of the same or different type of hydrocarbon mixtures. Crude oils are particularly useful in the present invention and especially those referred to as "waxy" crude oils. Examples of the latter include crude oils that exhibit a "waxy gel" appearance at seasonal ambient temperature, and which contain 1% to 80% wax (wax is defined as the precipitate formed after 1 part crude oil is dissolved in 10 parts methylethyl ketone at about 80°C and the mixture is cooled to -25°C) and preferably those which have an average pour point above the average minimum temperature of the transport system, e.g. a pipeline. Examples of average pour points for crude oils particularly useful in the present invention include -23° to 93°C, preferably -18° to 66°C.
Hydrocarbonblandingen fraksjoneres først i minst to fraksjoner, en toppfraksjon som har et relativt lavt hellepunkt (også identifisert ved en tetthet og viskositet ved en gitt temperatur lavere enn den opprinnelige hydrocarbonblanding) og en bunnfraksjon som har et relativt høyt hellepunkt (også identifisert ved en tetthet og viskositet ved en gitt temperatur over den for den opprinnelige hydrocarbonblanding) . Bunnfraksjonen kan være en hvilken som helst mengde av den opprinnelige hydrocarbonblanding, men kan være 1 til 80%, og fortrinnsvis 20 til 70%, og helst 30 til 60 vekt% av den opprinnelige hydrocarbonblanding. Andre fraksjoner enn topp-fraksjonene og bunnfraksjonene kan erholdes, og disse fraksjoner kan anvendes i andre prosesstrømmer. The hydrocarbon mixture is first fractionated into at least two fractions, a top fraction which has a relatively low pour point (also identified by a density and viscosity at a given temperature lower than the original hydrocarbon mixture) and a bottom fraction which has a relatively high pour point (also identified by a density and viscosity at a given temperature above that of the original hydrocarbon mixture). The bottom fraction may be any amount of the original hydrocarbon mixture, but may be 1 to 80%, and preferably 20 to 70%, and preferably 30 to 60% by weight of the original hydrocarbon mixture. Fractions other than the top fractions and the bottom fractions can be obtained, and these fractions can be used in other process streams.
Fraksjoneringen kan utføres ved atmosfæretrykk, undertrykk eller overtrykk, og ved lave og høye temperaturer ved prosesser som destillasjon, oppløsningsmiddelekstraksjon, membranfraksjonering, krystallisasjon eller en hvilken som helst prosess som skiller hydrocarbonblandingen i minst to fraksjoner. Eventuelt kan opptil 50%, fortrinnsvis opptil 4-2%, og helst opptil 33 volum% av den ekvivalente fraksjon med høyt hellepunkt crackes (termisk, ved hydrogenering, katalytisk eller kombinasjoner derav) under fraksjoneringen eller før størkning. The fractionation can be carried out at atmospheric pressure, negative pressure or positive pressure, and at low and high temperatures by processes such as distillation, solvent extraction, membrane fractionation, crystallization or any process that separates the hydrocarbon mixture into at least two fractions. Optionally, up to 50%, preferably up to 4-2%, and most preferably up to 33% by volume of the equivalent high pour fraction can be cracked (thermally, by hydrogenation, catalytically or combinations thereof) during the fractionation or before solidification.
Fraksjonen med lavt hellepunkt bør ha et hellepunkt som er minst 0,5° og fortrinnsvis minst 2,8°C under gjennomsnittet av minimumstemperaturområdet for transportsystemet, som en rørledning eller en kombinasjon av rørledning og tankbatteri. The low pour point fraction should have a pour point that is at least 0.5° and preferably at least 2.8°C below the average of the minimum temperature range of the transport system, such as a pipeline or a combination of pipeline and tank battery.
Hf1 or at hydrocarbonblandingen er fraksjonert, oppsamles hele eller en del (minst 50%) av fraksjonen med høyt hellepunkt eller bunnfraksjonen, og derefter størkn, s den og findeles til i det vesentlige feste partikler med en gjennomsnittsdiameter på 0,05 til 20 mm eller mere, og fortrinnsvis 0,1 til 5 mm, og helst 0,5 til 3 mm. Partiklene er fortrinnsvis kuleformige og kan være i det vesentlige av ensartete eller tilfeldigadiameterstørrelser. Findelingen utføres ved prilling, ekstrudering, støpning, opprivning, maling og lignende metoder for å dispergere eller desintegrere det ustørknede eller størknede materiale. Når opprivning eller maling anvendes, finner findelingen fortrinnsvis sted efter størkning. Størkning er her anvendt for å innbefatte størkning, krystallisasjon, overføring til en gelékonsistens, etc. If the hydrocarbon mixture is fractionated, all or part (at least 50%) of the high pour point fraction or the bottom fraction is collected, and then solidified, sawed and comminuted to substantially solid particles with an average diameter of 0.05 to 20 mm or more, and preferably 0.1 to 5 mm, and preferably 0.5 to 3 mm. The particles are preferably spherical and may be of substantially uniform or random diameter sizes. The fining is carried out by prilling, extrusion, casting, tearing, grinding and similar methods to disperse or disintegrate the unsolidified or solidified material. When grinding or grinding is used, the fine division preferably takes place after solidification. Solidification is used herein to include solidification, crystallization, transfer to a jelly consistency, etc.
Fraksjonen med høyt smeltepunkt er fortrinnsvis 0,5° til 83°C, og helst 5,6° til 56°C over sin gjennomsnittlige størknetemperatur når den går inn i størkne- og findelingstrinnene. Prilling kan utføres ved å sprøyte bunnfraksjonen inn i et prilletårn hvor prillene kommer i kontakt med gass (f.eks. luft, N2» COg» naturgass eller lignende gasser) og/eller vann. Eventuelt oppsamles prillene i et vannbad ved bunnen av tårnet. Luft er den foretrukne gass og føres fortrinnsvis gjennom prilletårnet ved naturlig eller tvungen strømning, med hastigheter tilstrekkelig til ikke å overstige fall- eller avsetningshastigheten av prillene som faller igjennom prilletårnet, idet lufthastigheter under 6 m/sek, og fortrinnsvis under 3 m/sek, og helst under 1,5 m/sek er nyttige. Temperaturen på luften som føres inn i prilletårnet, er fortrinnsvis 0,5° til The high melting point fraction is preferably 0.5° to 83°C, and more preferably 5.6° to 56°C above its average solidification temperature as it enters the solidification and comminution steps. Prilling can be carried out by injecting the bottom fraction into a prilling tower where the prills come into contact with gas (e.g. air, N2» COg» natural gas or similar gases) and/or water. If necessary, the prills are collected in a water bath at the base of the tower. Air is the preferred gas and is preferably carried through the prill tower by natural or forced flow, with velocities sufficient not to exceed the fall or deposition rate of the prills falling through the prill tower, air velocities below 6 m/sec, and preferably below 3 m/sec, and preferably below 1.5 m/sec are useful. The temperature of the air that is fed into the priming tower is preferably 0.5° more
128°C, og helst 5° til 83°C under størknetemperaturen for prillen. Temperaturen på luften som forlater prilletårnet, er fortrinnsvis 128°C under til 83°C over, og helst 56°C under 'til 5,6°C over den gjennomsnittlige størknetemperatur for fraksjonen med høyt hellepunkt som føres inn i prilletårnet. Vann sprøytes fortrinnsvis inn i tårnet sammen med luften, idet vannet har en temperatur på minst 2,8°C og fortrinnsvis minst 11°C under størknetemperaturen på fraksjonen med høyt hellepunkt. Dessuten foretrekkes det at vannet sprøytes inn i tårnet i en retning loddrett på luftstrømningsretningen. 128°C, and preferably 5° to 83°C below the solidification temperature of the prilling. The temperature of the air leaving the priming tower is preferably 128°C below to 83°C above, and most preferably 56°C below to 5.6°C above the average solidification temperature of the high pour fraction entering the priming tower. Water is preferably injected into the tower together with the air, the water having a temperature of at least 2.8°C and preferably at least 11°C below the solidification temperature of the fraction with a high pour point. Moreover, it is preferred that the water is injected into the tower in a direction perpendicular to the air flow direction.
En annen metode for å dispergere fraksjonen med høyt hellepunkt er ved ekstrudering eller sprøyting i vann, idet fraksjonen fortrinnsvis er 2,8° t.il 56°C, og helst 72° til 122°C over sin gjennomsnittlige størknetemperatur. Vannet strømmer fortrinnsvis i motstrøm til bevegelsen av den innførte fraksjon med høyt hellepunkt, og mere foretrukket er vannet i turbulent strømning ved injeksjons-punktet for fraksjonen med høyt hellepunkt. Den dispergerte fraksjon med høyt hellepunkt størknes derefter ved å blande koldere vann, f.eks. ved omtrent den omgivende temperatur, med den vandige blanding. Den størknede fraksjon skilles derefter fra vannet, oppslemmes i fraksjonen med lavt hellepunkt og transporteres så. Another method of dispersing the high pour point fraction is by extrusion or spraying in water, the fraction preferably being 2.8° to 56°C, and most preferably 72° to 122°C above its average solidification temperature. The water preferably flows countercurrently to the movement of the introduced fraction with a high pouring point, and more preferably the water is in turbulent flow at the injection point for the fraction with a high pouring point. The high pour point dispersed fraction is then solidified by mixing colder water, e.g. at about ambient temperature, with the aqueous mixture. The solidified fraction is then separated from the water, slurried in the low pour point fraction and then transported.
Et overflateaktivt middel kan inkorporeres i fraksjonen med høyt hellepunkt før den størknes, f.eks. kan det blandes med fraksjonen før eller når den føres inn i prilletårnet. Volummengder på A surfactant can be incorporated into the high pour point fraction before it is solidified, e.g. can it be mixed with the fraction before or when it is fed into the priming tower. Volume quantities on
0,0001 til 20%, og fortrinnsvis 0,001 til . 10%, og helst 0,01 til 1 volum%, beregnet på fraksjonen, ernyttige. Det overflateaktive middel bør ha tilstrekkelig oleofil egenskap til 0.0001 to 20%, and preferably 0.001 to . 10%, and preferably 0.01 to 1% by volume, calculated on the fraction, useful. The surfactant should have sufficient oleophilic properties to
å oppløses i eller virke som det er blandbart med produktet. Det menes at de overflateaktive molekyler er tilbøyelige til å orientere sin hydrofile del radialt ved overflaten av dråpene. Teoretisk hender dette eftersom dråpene av voks dannes, og gir dråpene en mere hydrofil egenskap. Eksempler på nyttige overflateaktive midler innbefatter fettsyrer (dem som inneholder 10 til 20 carbonatomer) og fortrinnsvis monovalent kationholdige salter derav. Sorbitan-monolaurat er et eksempel på et nyttig overflateaktivt middel. Fortrinnsvis er det overflateaktive middel et petroleum-sulfonat som fortrinnsvis har et monovalent kation, f.eks. Na<+>, og fortrinnsvis har en gjennomsnittlig ekvivalentvekt på 200 til to dissolve in or appear to be miscible with the product. It is believed that the surfactant molecules tend to orient their hydrophilic part radially at the surface of the droplets. Theoretically, this happens because the drops of wax are formed, giving the drops a more hydrophilic property. Examples of useful surfactants include fatty acids (those containing 10 to 20 carbon atoms) and preferably monovalent cation-containing salts thereof. Sorbitan monolaurate is an example of a useful surfactant. Preferably the surfactant is a petroleum sulphonate which preferably has a monovalent cation, e.g. Na<+>, and preferably has an average equivalent weight of 200 to
600, og mere foretrukket 250 til 500, og helst 350 til 420. 600, and more preferably 250 to 500, and preferably 350 to 420.
Efter at fraksjonen med høyt hellepunkt er størknet i den ønskede partikkelstørreise, oppslemmes (f.eks. kombineres eller blandes) i det minste en del og fortrinnsvis alle partiklene med fraksjonen med lavt hellepunkt. Konsentrasjonen av den størknede fraksjon i oppslemningen er fortrinnsvis 1% til 80%, og mere foretrukket 5% til 55%, og helst 10% til 50 vekt%. Under oppslemningsoperasjonen er temperaturen av fraksjonen med lavt hellepunkt fortrinnsvis 17° under til 17°C over, og helst After the high pour point fraction is solidified to the desired particle size, at least some and preferably all of the particles of the low pour point fraction are slurried (eg, combined or mixed). The concentration of the solidified fraction in the slurry is preferably 1% to 80%, and more preferably 5% to 55%, and preferably 10% to 50% by weight. During the slurrying operation, the temperature of the low pour point fraction is preferably 17° below to 17° above, and preferably
11° under til 11°C over den minimale sesongmessige omgivende temperatur for transportsystemet. Dessuten bør temperaturen av fraksjonen med lavt hellepunkt under oppslemningen være under og fortrinnsvis minst 2,8°C, og mere fordelaktig minst 8°C, og helst 17°C under oppløsningstemperaturen for den størknede fraksjon med høyt hellepunkt. Et flytende fortynningsmiddel, som direkte-destillert bensin, reservoarkondensat eller lignende hydrocarbon, kan blandes med fraksjonen med lavt hellepunkt enten før eller efter opp- 11° below to 11°C above the minimum seasonal ambient temperature for the transport system. Also, the temperature of the low pour point fraction during the slurry should be below and preferably at least 2.8°C, and more advantageously at least 8°C, and preferably 17°C below the dissolution temperature of the solidified high pour point fraction. A liquid diluent, such as direct-distilled gasoline, reservoir condensate, or similar hydrocarbon, may be mixed with the low-pour fraction either before or after up-
slemningsoperasjonen, idet et hvilket som helst fortynningsmiddel som er blandbart med fraksjonen med lavt hellepunkt og som fortrinnsvis har et hellepunkt over den minimale gjennomsnittlige temperatur for transportsystemet, er nyttig ved foreliggende fremgangsmåte. the slurrying operation, any diluent which is miscible with the low pour point fraction and which preferably has a pour point above the minimum average temperature of the transport system is useful in the present process.
Kjemiske midler for å lette suspensjon av den størknede fraksjon, f.eks. høymolekylære polymerer, kan tilsettes til oppslemningen. Dessuten kan viskositetsnedsettende midler, hellepunktnedsettere, friksjonsreduserende midler, blandes med oppslemningen for å gi den ønskede egenskaper. Chemical agents to facilitate suspension of the solidified fraction, e.g. high molecular polymers, can be added to the slurry. In addition, viscosity reducing agents, pour point depressants, friction reducing agents can be mixed with the slurry to give it the desired properties.
Efter at fraksjonen med høyt hellepunkt er størknet eller under størkningen og/eller findelingen derav, kan partiklene belegges med et fast materiale. Dette inhiberer agglomerering av partiklene og kan tillate høyere temperaturer av oppslemningen under transport. Eksempler på belegg innbefatter dem som er omtalt i US patent 3.468.986. Når fraksjonen med høyt hellepunkt prilles, kan belegget påføres som en dusj, enten vandig eller vannfri, eller som et vandig bad inneholdende det faste materiale. Eksempler på nyttige beleg-ningsmaterialer innbefatter uorganiske og organiske salter av metallene fra gruppe II, III, IV-A, V, VI, VII og VIII av det period-iske system; syntetiske harpikser som celluloseacetat, polystyren, polyethylen, polyvinylacetat og lignende harpikser; og andre materi-aler som leire (f.eks. bentonit), kaolin, Fuller-jord og andre alu-miniumsilikater, kalksten, etc. Calciumcarbonat er et foretrukket be-legningsmateriale. After the fraction with a high pour point has solidified or during the solidification and/or comminution thereof, the particles can be coated with a solid material. This inhibits agglomeration of the particles and can allow higher temperatures of the slurry during transport. Examples of coatings include those discussed in US patent 3,468,986. When the high pour point fraction is prilled, the coating can be applied as a shower, either aqueous or anhydrous, or as an aqueous bath containing the solid material. Examples of useful coating materials include inorganic and organic salts of the metals from groups II, III, IV-A, V, VI, VII and VIII of the periodic table; synthetic resins such as cellulose acetate, polystyrene, polyethylene, polyvinyl acetate and similar resins; and other materials such as clay (eg bentonite), kaolin, Fuller's earth and other aluminum silicates, limestone, etc. Calcium carbonate is a preferred coating material.
En gass som er blandbar med fraksjonen med lavt hellepunkt, men 'fortrinnsvis ublandbar med den størknede fraksjon, kan blandes med oppslemningen for å nedsette dens viskositet. Gassen kan være flytende ved temperaturen og trykket for transportsystemet. Eksempler på slike blandbare gasser innbefatter C02> lavere hydrocarboner med under 4 carbonatomer, etc. Dessuten kan den blandbare gass injiseres i oppslemningen under betingelser slik at gassen er tilstede i konsentra-sjoner større enn den ved atmosfæriske betingelser. Fortrinnsvis mettes blandingen med C02 under overtrykk. A gas which is miscible with the low pour point fraction, but preferably immiscible with the solidified fraction, may be mixed with the slurry to lower its viscosity. The gas may be liquid at the temperature and pressure of the transport system. Examples of such miscible gases include C02 > lower hydrocarbons with less than 4 carbon atoms, etc. Also, the miscible gas can be injected into the slurry under conditions such that the gas is present in concentrations greater than that at atmospheric conditions. Preferably, the mixture is saturated with CO 2 under positive pressure.
Oppslemningen kan transporteres i bulk, f.eks. i tankvogner, tanktrucker, tanktrailere, tankprammer, tankbåter eller lignende an-ordninger, men transporteres fortrinnsvis i en ledning, som en rørled-ning. Selvsagt vil lednings- eller rørledningssystemet ha tank-batterier, dvs. oppsamlings- og lagertanker, forbundet dermed. The slurry can be transported in bulk, e.g. in tank wagons, tank trucks, tank trailers, tank barges, tankers or similar arrangements, but preferably transported in a line, such as a pipeline. Of course, the line or pipeline system will have tank batteries, i.e. collection and storage tanks, connected therewith.
Oppslemningen kan transporteres under laminær, overgangs - The slurry can be transported under laminar, transitional -
(f.eks. Reynolds-tall fra 2000 til 4000) eller turbulente strømningsbetingelser i ledningen. Turbulente strømningsbetingelser kan være foretrukket når det ønskes å opprettholde de størknede partikler i en "homogen" dispergert tilstand. (e.g. Reynolds number from 2000 to 4000) or turbulent flow conditions in the line. Turbulent flow conditions may be preferred when it is desired to maintain the solidified particles in a "homogeneous" dispersed state.
Oppslemningen transporteres fortrinnsvis i en ledning hvor den gjennomsnittlige maksimaltemperatur for ledningen i minst dens vesentlige begynnelseslengde er under oppløsningstemperaturen for den størknede fraksjon. Den gjennomsnittlige maksimaltemperatur for ledningen er fortrinnsvis minst 0,5°C under og helst minst 2,8°C under den gjennomsnittlige oppløsningstemperatur for den størknede fraksjon i oppslemningen, idet oppløsningstemperatur her er anvendt for å betegne temperaturen ved hvilken i det vesentlige alt av de størknede partikler er i oppløsning i den kontinuerlige fase av oppslemningen. Dessuten bør den gjennomsnittlige temperatur av ledningen ikke være under det gjennomsnittlige hellepunkt for fraksjonen med lavt hellepunkt, og fortrinnsvis er den minst 0,5°C, og helst minst 2,8°C over dette hellepunkt. The slurry is preferably transported in a line where the average maximum temperature of the line in at least its substantial initial length is below the dissolution temperature of the solidified fraction. The average maximum temperature of the line is preferably at least 0.5°C below and preferably at least 2.8°C below the average dissolution temperature of the solidified fraction in the slurry, dissolution temperature being used here to denote the temperature at which substantially all of the solidified particles are in solution in the continuous phase of the slurry. Also, the average temperature of the line should not be below the average pour point of the low pour fraction, and preferably it is at least 0.5°C, and most preferably at least 2.8°C above this pour point.
Eksempel 1 Example 1
En voksaktig råolje fra Altamont Field i Utah's Uinta Basin A waxy crude from the Altamont Field in Utah's Uinta Basin
har en gjennomsnittlig API spesifikk vekt på ca. 40 og har et gjennomsnittlig hellepunkt på ca. 43°C. Denne råolje destilleres slik at 32 vekt% av råoljen fåes som en toppfraksjon (dvs. fraksjon med lavt hellepunkt). Den endelige topptemperatur på destillasjonskolonnen er 130°C, og sluttemperaturen på bunnfraksjonen (dvs. fraksjon med høyt .hellepunkt) er 305°C. Hellepunktet for bunnfraksjonen er 48°C. Bunnfraksjonen prilles ved å sprøyte den ved en temperatur på 71°C i atmosfæren (luft ved 2J°c) gjennom en 3,56 mm sirkulær dyse med en hastighet på ca. 1,14 l/h. Dysetemperaturen holdes ved 48 - 53°C. Når væsken forlater dysen, størkner den til perler ved kontakt med luften. Den gjennomsnittlige diameter på perlene er 0,1 - 1 mm. Perlene faller ca. 2,3 m ned i toppfraksjonen, idet den dannede oppslemning holdes ved ca. 0°C. has an average API specific gravity of approx. 40 and has an average pour point of approx. 43°C. This crude oil is distilled so that 32% by weight of the crude oil is obtained as a top fraction (ie fraction with a low pour point). The final top temperature of the distillation column is 130°C, and the final temperature of the bottom fraction (ie high pour point fraction) is 305°C. The pour point for the bottom fraction is 48°C. The bottom fraction is prilled by spraying it at a temperature of 71°C into the atmosphere (air at 2J°c) through a 3.56 mm circular nozzle at a rate of approx. 1.14 l/h. The nozzle temperature is kept at 48 - 53°C. When the liquid leaves the nozzle, it solidifies into beads on contact with the air. The average diameter of the beads is 0.1 - 1 mm. The pearls fall approx. 2.3 m down into the top fraction, as the formed slurry is kept at approx. 0°C.
Oppslemningen pumpes gjennom 6,1 m 12,7 mm rør i serie med The slurry is pumped through 6.1 m of 12.7 mm pipe in series with
2,4 m 12,7 mm slange med en hastighet på 14 - 30,d l/min. Under pumpingen overstiger temperaturen aldri 23°C. 2.4 m 12.7 mm hose with a speed of 14 - 30.d l/min. During pumping, the temperature never exceeds 23°C.
Efter pumping undersøkes oppslemningen, og det viser seg at perlene ikke er vesentlig skåret over og ikke er i oppløsning i toppf raksjonen. After pumping, the slurry is examined, and it turns out that the beads are not significantly cut and are not in solution in the top fraction.
Eksempel II Example II
En viskøs råolje med et hellepunkt på ca. 47°C og en API spesifikk vekt på ca. 40 destilleres for å få 44 vekt% toppf raks jon og 56 vekt% bunnfraksjon. Destillasjonskolonnen har en gjennomsnittlig topptemperatur på 26o°C ved endepunktet og en bunntemperatur på ca. 371°C ved endepunktet. Trykket i destillasjonskolonnen er ca. 632 mm Hg abs. Bunnfraksjonen fraskilles og sendes til et prilletårn. Bunnfraksjonen (gjennomsnittshellepunkt 53°C) sprøytes ved 82°C inn i et prilletårn. Gjennomsnittstemperaturen på luft som føres inn i tårnet, er ca. 21°c, og gjennomsnittstemperaturen på luft som forlater det, er ca. 24°C, idet gjennomsnittshastigheten av luften er ca. 6l cm/sek. Ca. 757 l/h vann sprøytes (forstøves) inn i den nedre del av tårnet for å lette størkningen av prillen. Prillene faller ca. 8>2 m til bunnen av prilletårnet hvor de oppsamles i vann som holdes ved 15,5 - 18,3°C. Gjennomsnittsdiameteren på prillene er 0,8 - 1 ,25 mm. A viscous crude oil with a pour point of approx. 47°C and an API specific weight of approx. 40 is distilled to obtain 44% by weight top fraction and 56% by weight bottom fraction. The distillation column has an average top temperature of 26o°C at the end point and a bottom temperature of approx. 371°C at the endpoint. The pressure in the distillation column is approx. 632 mm Hg abs. The bottom fraction is separated and sent to a priming tower. The bottom fraction (average pour point 53°C) is injected at 82°C into a prilling tower. The average temperature of air fed into the tower is approx. 21°c, and the average temperature of air leaving it is approx. 24°C, the average speed of the air being approx. 6l cm/sec. About. 757 l/h of water is sprayed (sprayed) into the lower part of the tower to facilitate the solidification of the prill. The pearls fall approx. 8>2 m to the bottom of the prilling tower where they are collected in water kept at 15.5 - 18.3°C. The average diameter of the prills is 0.8 - 1.25 mm.
Den vandige suspensjon av prillene skilles i vann og priller. Derefter oppslemmes prillene med toppfraksjonen ved ca. 4°C. Derefter transporteres oppslemningen i en rørledning ved temperaturer som ikke overstiger 42°C under laminære og overgangsstrømningsbeting - eiser. Det sees at oppslemningen virker som en Bingham-plast. The aqueous suspension of the prills is separated into water and prills. The prills are then slurried with the top fraction at approx. 4°C. The slurry is then transported in a pipeline at temperatures not exceeding 42°C under laminar and transitional flow conditions - ice. It is seen that the slurry acts like a Bingham plastic.
Eksempel III Example III
Fremgangsmåten i eksempel II gjentaes unntatt at bunnfraksjonen prilles i et vannbad inneholdende ca. 1 vekt% calciumcarbonat. Calciumcarbonatet belegger prillene med minst ett monomolekylært skikt 'av carbonatet. Dette inhiberer agglomerering av prillene og inhiberer også oppløsning av prillene i toppfraksjonen. The procedure in example II is repeated except that the bottom fraction is poured into a water bath containing approx. 1% by weight calcium carbonate. The calcium carbonate coats the prills with at least one monomolecular layer of the carbonate. This inhibits agglomeration of the prills and also inhibits dissolution of the prills in the top fraction.
Claims (12)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US00290205A US3804752A (en) | 1972-09-18 | 1972-09-18 | Transporting hydrocarbon mixtures as a slurry |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO140241B true NO140241B (en) | 1979-04-17 |
| NO140241C NO140241C (en) | 1979-07-25 |
Family
ID=23114965
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO362873A NO140241C (en) | 1972-09-18 | 1973-09-17 | PROCEDURES FOR TRANSPORTING HYDROCARBON MIXTURES AS A SUSPENSION |
Country Status (30)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US3804752A (en) |
| JP (1) | JPS534644B2 (en) |
| AT (1) | AT340556B (en) |
| AU (1) | AU474877B2 (en) |
| BE (1) | BE824685Q (en) |
| BG (1) | BG22846A3 (en) |
| BR (1) | BR7307042D0 (en) |
| CA (1) | CA988559A (en) |
| CH (1) | CH574582A5 (en) |
| CS (1) | CS183712B2 (en) |
| DD (1) | DD106609A5 (en) |
| DE (1) | DE2342411C3 (en) |
| EG (1) | EG10902A (en) |
| FR (1) | FR2200476B1 (en) |
| GB (1) | GB1421803A (en) |
| HU (1) | HU171302B (en) |
| IL (1) | IL43007A (en) |
| IN (1) | IN140919B (en) |
| IT (1) | IT998303B (en) |
| MY (1) | MY7700041A (en) |
| NL (1) | NL157705B (en) |
| NO (1) | NO140241C (en) |
| OA (1) | OA04550A (en) |
| PL (1) | PL84449B1 (en) |
| RO (1) | RO74156A (en) |
| SE (1) | SE387610B (en) |
| SU (1) | SU495847A3 (en) |
| TR (1) | TR17991A (en) |
| ZA (1) | ZA735094B (en) |
| ZM (1) | ZM12273A1 (en) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3900041A (en) * | 1974-05-13 | 1975-08-19 | Marathon Oil Co | Modification of particle hardness in waxy crude oil slurries |
| US3880177A (en) * | 1974-06-17 | 1975-04-29 | Marathon Oil Co | Method for transporting waxy hydrocarbon mixtures |
| US3922863A (en) * | 1975-02-18 | 1975-12-02 | Continental Oil Co | Method of storing heavy hydrocarbon materials in subterranean facilities |
| US4050742A (en) * | 1976-11-04 | 1977-09-27 | Marathon Oil Company | Transporting heavy fuel oil as a slurry |
| US4149756A (en) * | 1977-05-23 | 1979-04-17 | Marathon Oil Company | Method for maximizing the efficiency of a hydrocarbon slurry by controlling the overhead cut |
| US4310011A (en) * | 1980-04-14 | 1982-01-12 | Marathon Oil Company | Method for maximizing the pumpability efficiency of a hydrocarbon slurry by controlling the wax crystal content |
| US5254177A (en) * | 1992-02-10 | 1993-10-19 | Paraffin Solutions, Inc. | Method and system for disposing of contaminated paraffin wax in an ecologically acceptable manner |
| US6313361B1 (en) | 1996-02-13 | 2001-11-06 | Marathon Oil Company | Formation of a stable wax slurry from a Fischer-Tropsch reactor effluent |
| US5866751A (en) * | 1996-10-01 | 1999-02-02 | Mcdermott Technology, Inc. | Energy recovery and transport system |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2887724A (en) * | 1956-12-03 | 1959-05-26 | Standard Oil Co | Making spheroidal particles |
| GB1119396A (en) * | 1965-08-27 | 1968-07-10 | Shell Int Research | A method of pumping wax-bearing oil through a pipeline |
| US3468986A (en) * | 1966-11-15 | 1969-09-23 | David J Watanabe | Method for producing a solid particulate material |
-
1972
- 1972-09-18 US US00290205A patent/US3804752A/en not_active Expired - Lifetime
-
1973
- 1973-07-24 CA CA177,169A patent/CA988559A/en not_active Expired
- 1973-07-25 ZA ZA00735094A patent/ZA735094B/en unknown
- 1973-07-28 IN IN1756/CAL/1973A patent/IN140919B/en unknown
- 1973-07-30 IT IT2729673A patent/IT998303B/en active
- 1973-08-07 ZM ZM12273A patent/ZM12273A1/en unknown
- 1973-08-16 IL IL4300773A patent/IL43007A/en unknown
- 1973-08-17 AU AU59360/73A patent/AU474877B2/en not_active Expired
- 1973-08-22 DE DE2342411A patent/DE2342411C3/en not_active Expired
- 1973-08-24 GB GB4023073A patent/GB1421803A/en not_active Expired
- 1973-08-27 FR FR7330935A patent/FR2200476B1/fr not_active Expired
- 1973-08-29 CH CH1240673A patent/CH574582A5/xx not_active IP Right Cessation
- 1973-08-30 OA OA55003A patent/OA04550A/en unknown
- 1973-09-11 BR BR704273A patent/BR7307042D0/en unknown
- 1973-09-12 EG EG36373A patent/EG10902A/en active
- 1973-09-14 DD DD17350073A patent/DD106609A5/xx unknown
- 1973-09-14 TR TR1799173A patent/TR17991A/en unknown
- 1973-09-17 SE SE7312624A patent/SE387610B/en unknown
- 1973-09-17 NO NO362873A patent/NO140241C/en unknown
- 1973-09-17 CS CS640573A patent/CS183712B2/en unknown
- 1973-09-17 PL PL1973165264A patent/PL84449B1/en unknown
- 1973-09-17 HU HUMA002504 patent/HU171302B/en unknown
- 1973-09-17 SU SU1975878A patent/SU495847A3/en active
- 1973-09-17 BG BG2455273A patent/BG22846A3/xx unknown
- 1973-09-18 JP JP10461073A patent/JPS534644B2/ja not_active Expired
- 1973-09-18 AT AT803473A patent/AT340556B/en not_active IP Right Cessation
- 1973-09-18 NL NL7312843A patent/NL157705B/en not_active IP Right Cessation
- 1973-09-18 RO RO7610373A patent/RO74156A/en unknown
-
1975
- 1975-01-23 BE BE152628A patent/BE824685Q/en active
-
1977
- 1977-12-30 MY MY41/77A patent/MY7700041A/en unknown
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4420400A (en) | Hydrocarbon products damage control systems | |
| US8221105B2 (en) | System for hot asphalt cooling and pelletization process | |
| US3846279A (en) | Method for making and slurrying wax beads | |
| US3900391A (en) | Method of making a pumpable slurry from waxy crude oil | |
| NO140241B (en) | PROCEDURES FOR TRANSPORTING HYDROCARBON MIXTURES AS A SUSPENSION | |
| CN101535450B (en) | Granular solid wax particle | |
| US5055178A (en) | Process for extraction of water mixed with a liquid fluid | |
| US4013544A (en) | Method for making and slurrying wax beads | |
| US3853356A (en) | Method of pumping waxy crude oil | |
| US4050742A (en) | Transporting heavy fuel oil as a slurry | |
| US3880177A (en) | Method for transporting waxy hydrocarbon mixtures | |
| US3900041A (en) | Modification of particle hardness in waxy crude oil slurries | |
| US3276995A (en) | Process for the removal of dispersed carbon particles from an aqueous media | |
| CA2407070A1 (en) | Fischer-tropsch wax and hydrocarbon mixtures for transport | |
| USRE30281E (en) | Transportation of waxy hydrocarbon mixture as a slurry | |
| US3303121A (en) | Additives for maintaining a dense dispersion of crystallizable material in countercurrent contact with an immiscible coolant | |
| US3395098A (en) | Recovery of fresh water from brine | |
| US10280375B1 (en) | Processing of oil by steam addition | |
| US10125590B1 (en) | Processing of oil by steam addition | |
| CA1046443A (en) | Preventing agglomeration of particles dispersed in hydrocarbon | |
| US2652594A (en) | Treatment of pitch | |
| PL95932B1 (en) | THE METHOD OF MAKING THE HYDROGEN SUSPENSION | |
| CA1041142A (en) | Method of transporting waxy crude oils | |
| US4310011A (en) | Method for maximizing the pumpability efficiency of a hydrocarbon slurry by controlling the wax crystal content | |
| US20190153838A1 (en) | Processing of oil by steam addition |