NO140241B - Fremgangsmaate ved transportering av hydrocarbonblandinger som en oppslemning - Google Patents
Fremgangsmaate ved transportering av hydrocarbonblandinger som en oppslemning 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte ved transportering av viskøse hydrocarbonblandinger. Hydro-
carbonet , f.eks. råolje, fraksjoneres først i minst to frak-
sjoner, en fraksjon størknes til sfæriske partikler og opp-
slemmes så med den annen fraksjon, og oppslemningen transporteres fortrinnsvis i en ledning.
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.
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.
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 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 2.821.205 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
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.
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 3-425.429 angår transport av viskøse råoljer ved å danne en olje-i-vann emulsjon, idet vannet inneholder et ikke-ionisk overflateaktivt middel.
US patent 3.468-986 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,
sprøytetørring, ekstrudering, 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 3-548•846 angår transport av voksaktige råoljer ved
å inkorporere propan eller butan i råoljen.
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.
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.
Denne teknologi, unntatt varmeoverføringssystemer og råolje-vann-suspensjonssystemer, har i alminnelighet vist seg å være øko-nomisk utiltrekkende fra et kommersielt synspunkt.
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.
Foreliggende fremgangsmåte anvendes fortrinnsvis i rørled-ninger som har en temperatur under den gjennomsnittlige oppløs-ningstemperatur for partiklene.
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.
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.
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.
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.
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.
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
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.
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.
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
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
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
600, og mere foretrukket 250 til 500, og helst 350 til 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
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-
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.
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.
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.
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.
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.
Oppslemningen kan transporteres under laminær, overgangs -
(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.
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.
Eksempel 1
En voksaktig råolje fra Altamont Field i 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.
Oppslemningen pumpes gjennom 6,1 m 12,7 mm rør i serie med
2,4 m 12,7 mm slange med en hastighet på 14 - 30,d l/min. Under pumpingen overstiger temperaturen aldri 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.
Eksempel 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.
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.
Eksempel 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.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte ved transportering av en hydrocarbonblanding som en oppslemning, karakterisert 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 høyt 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. oppløsningstemperaturen for den størknede fraksjon, og oppslemningen transporteres i transportsystemet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at hydrocarbonblandingen er en "voksaktig" råolje.
3- Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert ved at den "voksaktige" råolje har en gjennomsnittlig vokskonsentrasjon på fra 1 til 80 vekt%.
4- Fremgangsmåte ifølge krav 2 eller 3» karakterisert ved at den "voksaktige" råolje har et gjennomsnittlig hellepunkt over den gjennomsnittlige sesongmessige minimumstemperatur for transportsystemet.
5- Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at hydrocarbonblandingen er en råolje med et gjennomsnittlig hellepunkt på fra -23° til 93°C.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1 - 5,
karakterisert ved at transportsystemet er en rørledning.
7- Fremgangsmåte ifølge krav 1-6,
karakterisert ved at oppslemningen utføres ved en temperatur minst 2,8°C under den gjennomsnittlige oppløsnings-temperatur for den størknede fraksjon.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1 - 7,
karakterisert ved at en fraksjon med relativt høyt hellepunkt størknes ved en temperatur minst 2,8°C under sitt hellepunkt.
9- Fremgangsmåte ifølge krav 1 - 8.
karakterisert ved at størkningen utføres ved prilling.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at opptil 50 vekt% av den ekvivalente mengde av fraksjonen med høyt hellepunkt crackes før den størknes.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1 - 10, karakterisert ved at gjennomsnittsdiameteren for den størknede fraksjon varierer mellom O,05 - 20 mm.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1-11, karakterisert ved at konsentrasjonen av den størknede fraksjon i oppslemningen er 5 - 55 vekt%. 13- Fremgangsmåte ifølge krav 1-12, karakterisert ved at fraksjoneringen utføres ved destillasjon og hvor i det minste en del av råoljen crackes under destillasjonen.
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 (no) | 1979-04-17 |
NO140241C NO140241C (no) | 1979-07-25 |
Family
ID=23114965
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO362873A NO140241C (no) | 1972-09-18 | 1973-09-17 | Fremgangsmaate ved transportering av hydrocarbonblandinger som en oppslemning |
Country Status (30)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3804752A (no) |
JP (1) | JPS534644B2 (no) |
AT (1) | AT340556B (no) |
AU (1) | AU474877B2 (no) |
BE (1) | BE824685Q (no) |
BG (1) | BG22846A3 (no) |
BR (1) | BR7307042D0 (no) |
CA (1) | CA988559A (no) |
CH (1) | CH574582A5 (no) |
CS (1) | CS183712B2 (no) |
DD (1) | DD106609A5 (no) |
DE (1) | DE2342411C3 (no) |
EG (1) | EG10902A (no) |
FR (1) | FR2200476B1 (no) |
GB (1) | GB1421803A (no) |
HU (1) | HU171302B (no) |
IL (1) | IL43007A (no) |
IN (1) | IN140919B (no) |
IT (1) | IT998303B (no) |
MY (1) | MY7700041A (no) |
NL (1) | NL157705B (no) |
NO (1) | NO140241C (no) |
OA (1) | OA04550A (no) |
PL (1) | PL84449B1 (no) |
RO (1) | RO74156A (no) |
SE (1) | SE387610B (no) |
SU (1) | SU495847A3 (no) |
TR (1) | TR17991A (no) |
ZA (1) | ZA735094B (no) |
ZM (1) | ZM12273A1 (no) |
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 |
NL6611946A (no) * | 1965-08-27 | 1967-02-28 | ||
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/xx unknown
- 1973-07-28 IN IN1756/CAL/1973A patent/IN140919B/en unknown
- 1973-07-30 IT IT2729673A patent/IT998303B/it active
- 1973-08-07 ZM ZM12273A patent/ZM12273A1/xx unknown
- 1973-08-16 IL IL4300773A patent/IL43007A/xx unknown
- 1973-08-17 AU AU59360/73A patent/AU474877B2/en not_active Expired
- 1973-08-22 DE DE2342411A patent/DE2342411C3/de 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/xx unknown
- 1973-09-11 BR BR704273A patent/BR7307042D0/pt unknown
- 1973-09-12 EG EG36373A patent/EG10902A/xx active
- 1973-09-14 TR TR1799173A patent/TR17991A/xx unknown
- 1973-09-14 DD DD17350073A patent/DD106609A5/xx unknown
- 1973-09-17 SU SU1975878A patent/SU495847A3/ru active
- 1973-09-17 NO NO362873A patent/NO140241C/no unknown
- 1973-09-17 SE SE7312624A patent/SE387610B/xx unknown
- 1973-09-17 CS CS640573A patent/CS183712B2/cs unknown
- 1973-09-17 BG BG2455273A patent/BG22846A3/xx unknown
- 1973-09-17 PL PL1973165264A patent/PL84449B1/pl unknown
- 1973-09-17 HU HUMA002504 patent/HU171302B/hu unknown
- 1973-09-18 AT AT803473A patent/AT340556B/de not_active IP Right Cessation
- 1973-09-18 RO RO7610373A patent/RO74156A/ro unknown
- 1973-09-18 JP JP10461073A patent/JPS534644B2/ja not_active Expired
- 1973-09-18 NL NL7312843A patent/NL157705B/xx not_active IP Right Cessation
-
1975
- 1975-01-23 BE BE152628A patent/BE824685Q/xx active
-
1977
- 1977-12-30 MY MY41/77A patent/MY7700041A/xx 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 (no) | Fremgangsmaate ved transportering av hydrocarbonblandinger som en oppslemning | |
CN101535450B (zh) | 粒状固体蜡颗粒 | |
US3487844A (en) | Pipelining crude oil | |
US4013544A (en) | Method for making and slurrying wax beads | |
US3910299A (en) | Transportation of waxy hydrocarbon mixture as a slurry | |
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 | |
PL98261B1 (pl) | Sposob dostosowania do transportu rurociagiem ropy naftowej | |
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 | |
CA1046443A (en) | Preventing agglomeration of particles dispersed in hydrocarbon | |
US2652594A (en) | Treatment of pitch | |
PL95932B1 (pl) | Sposob wytwarzania zawiesiny weglowodorowej | |
CA1041142A (en) | Method of transporting waxy crude oils | |
US2194968A (en) | Process for dewaxing oils | |
US4310011A (en) | Method for maximizing the pumpability efficiency of a hydrocarbon slurry by controlling the wax crystal content | |
US20190153336A1 (en) | Processing of oil by steam addition |