RU2016140701A - Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов - Google Patents
Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016140701A RU2016140701A RU2016140701A RU2016140701A RU2016140701A RU 2016140701 A RU2016140701 A RU 2016140701A RU 2016140701 A RU2016140701 A RU 2016140701A RU 2016140701 A RU2016140701 A RU 2016140701A RU 2016140701 A RU2016140701 A RU 2016140701A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- process stream
- reactor
- regeneration unit
- flow
- max
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 63
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title 1
- 238000001027 hydrothermal synthesis Methods 0.000 title 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims 21
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 9
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 8
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims 3
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 claims 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims 2
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N nonane Chemical compound CCCCCCCCC BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 claims 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
- C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/14—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils in pipes or coils with or without auxiliary means, e.g. digesters, soaking drums, expansion means
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/36—Controlling or regulating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Claims (66)
1. Система облагораживания непрерывного технологического потока, включающего тяжелую сырую нефть (ТСН), содержащая:
маршрут потока жидкости, выполненный с возможностью непрерывной доставки технологического потока по этому маршруту в направлении течения, при этом маршрут потока включает в себя реактор;
реактор, выполненный с возможностью принимать технологический поток вместе с водой при температуре на входе в пределах приблизительно 60-200°С;
реактор, включающий в себя одну или более расходомерных труб, определяющих совокупный поперечный размер потока внутри труб поперек течения, при этом общая длина одной или более расходомерных труб по меньшей мере в 30 раз превышает совокупный внутренний поперечный размер;
реактор, выполненный с возможностью подвода тепла на проходящий через него технологический поток, чтобы постепенно нагревать технологический поток от температуры на входе на входной части реактора до температуры на выходе Т(max)1 в пределах приблизительно 260-400°С на выходной части реактора,
реактор выполнен с возможностью поддерживать давление в технологическом потоке, достаточное для обеспечения того, чтобы технологический поток находился в одной фазе при Т(max)1;
контроллер, выполненный с возможностью выборочно регулировать скорость движения технологического потока через реактор, чтобы сохранять общее время пребывания технологического потока в реакторе в интервале приблизительно от 1 до 25 минут;
отличающийся тем, что упомянутая скорость потока, упомянутые длины расходомерных труб и упомянутый подвод тепла выполнены с возможностью сведения к минимуму или предотвращения коксоообразования; и
регенерационный блок, расположенный на выходной части реактора по маршруту потока, регенерационный блок, включающий в себя один или более сепараторов, выполненных с возможностью отделять воду, легкие углеводороды (ЛУ) и любые другие летучие компоненты, имеющие температуры кипения при атмосферном давлении ниже заданного максимального значения ТК(ЛУ1), отличающийся тем, что технологический поток сохраняет компоненты тяжелых углеводородов (ТУ), имеющие температуры кипения более высокие, чем ТК(ЛУ1) для образования технологического потока ТУ.
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что регенерационный блок выполнен с возможностью разделять компоненты, имеющие ТК(ЛУ1) ниже приблизительно 280°С.
3. Система по п. 2, отличающаяся тем, что регенерационный блок выполнен с возможностью разделять компоненты, имеющие ТК(ЛУ1) ниже приблизительно 220°С.
4. Система по п. 3, отличающаяся тем, что регенерационный блок выполнен с возможностью разделять компоненты, имеющие ТК(ЛУ1) ниже приблизительно 160°С.
5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что регенерационный блок содержит колонну однократного испарения.
6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что регенерационный блок выполнен с возможностью регенерировать тепловую энергию и воду из технологического потока, снижать температуру технологического потока, проходящего через регенерационный блок, до упомянутой температуры на входе и уменьшать давление пара технологического потока, проходящего через регенерационный блок.
7. Система по п. 6, отличающаяся тем, что один или более сепараторов содержит испарительный барабан.
8. Система по п. 7, отличающаяся тем, что регенерационный блок выполнен с возможностью контролировать регенерацию тепловой энергии из технологического потока для выборочного регулирования температуры технологического потока, проходящего в испарительный барабан, и способствовать восстановлению ЛУ.
9. Система по п. 6, отличающаяся тем, что один или более сепараторов содержит ректификационную колонну для разделения ЛУ на две или более фракций для получения нефтепродуктовых потоков регенерированных ЛУ, различаемых на основании диапазона температуры кипения их компонентов.
10. Система по п. 1, выполненная с возможностью добавлять один или более материалов в технологический поток перед регенерационным блоком, чтобы образовывать преимущественно однородную дисперсность.
11. Система по п. 10, выполненная с возможностью добавлять один или более материалов в процесс в одной или более точках выше точки, в которой технологический поток достигает температуры в пределах приблизительно 80%-90% от Т(max)1.
12. Система по п. 10, выполненная с возможностью добавлять один или более материалов в реактор.
13. Система по п. 10, содержащая установку предварительного смешивания, расположенную на маршруте потока жидкости перед реактором, установка предварительного смешивания выполнена с возможностью поддерживать и подавать технологический поток в реактор при упомянутой температуре на входе, и далее выполнена с возможностью добавлять один или более материалов в технологический поток.
14. Система по п. 10, отличающаяся тем, что один или более материалов выбираются из группы, состоящей из воды, пара, углеводородов и их комбинаций.
15. Система по п. 10, отличающаяся тем, что один или более материалов содержит воду.
16. Система по п. 15, отличающаяся тем, что вода подается в технологический поток, чтобы обеспечить отношение ТСН к воде (ТСН : вода) в пределах около 1:1-20:1.
17. Система по п. 15, отличающаяся тем, что один или более материалов содержит углеводороды.
18. Система по п. 17, отличающаяся тем, что соотношение между ТСН, которые не были облагорожены, и углеводородами, добавленными в технологический поток (ТСН : добавленные углеводороды), находится в пределах около 1:2-20:1.
19. Система по п. 17, далее выполненная с возможностью добавлять углеводороды в технологический поток в точке, находящейся перед точкой, где в технологический поток добавляется вода.
20. Система по п. 19, выполненная с возможностью добавлять углеводороды в технологический поток перед точкой, в которой температура технологического потока находится в пределах приблизительно 60%-70% от Т(max)1.
21. Система по п. 17, отличающаяся тем, что углеводороды содержат один или более регенерированных ЛУ, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан, толуол, ксилол, ароматические растворители и их комбинации.
22. Система по п. 17, отличающаяся тем, что регенерационный блок выполнен с возможностью извлекать ЛУ из технологической жидкости для возвращения в технологический поток перед регенерационным блоком.
23. Система по п. 22, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью выборочно регулировать скорость нагрева технологического потока в реакторе.
24. Система по п. 23, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью выборочно регулировать параметры, включая (i) значения Т(max)1 и Т(max)2 и/или (ii) коэффициент рециркуляции, включая процент технологического потока, выходящего из регенерационного блока, который возвращается в технологический поток перед регенерационным блоком; и/или (iii) общее время пребывания технологического потока в реакторе.
25. Система по п. 1, отличающаяся тем, что внутренний поперечный размер одной или более расходомерных труб соответствует форме внутреннего диаметра, а совокупный поперечный размер внутри труб равен сумме внутренних диаметров любых расходомерных труб, способных направлять технологический поток параллельно один другому.
26. Система по п. 1, отличающаяся тем, что температура на выходе Т(max)1 находится в пределах около 260-325°С.
27. Система по п. 1, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением, достаточным для того, чтобы существенным образом предотвращать образование газовой фазы отдельно от жидкой фазы в технологическом потоке внутри него.
28. Система по п. 27, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением в диапазоне приблизительно 1500-3000 фунт/кв. дюйм.
29. Система по п. 28, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением в диапазоне приблизительно 1500-2000 фунт/кв. дюйм.
30. Система по п. 28, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением в диапазоне приблизительно 2000-3000 фунт/кв. дюйм.
31. Система по п. 1, отличающаяся тем, что время пребывания рассчитывается как общий объем потока жидкости в реакторе по маршруту, разделенный на скорость проходящего потока.
32. Система по п. 1, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью выборочно регулировать скорость нагрева технологического потока в реакторе.
33. Система по п. 1, содержащая установку предварительного смешивания, расположенную на маршруте потока жидкости перед реактором, установка предварительного смешивания выполнена с возможностью поддерживать и подавать технологический поток в реактор при упомянутой температуре на входе.
34. Система по п. 33, отличающаяся тем, что установка предварительного смешивания выполнена с возможностью поддерживать технологический поток под давлением, достаточным для того, чтобы существенным образом предотвращать образование газовой фазы отдельно от жидкой фазы в технологическом потоке внутри него.
35. Система по п. 33, отличающаяся тем, что установка предварительного смешивания выполнена с возможностью добавлять один или более материалов в технологический поток, чтобы образовывать преимущественно однородную дисперсность.
36. Система по п. 1, отличающаяся тем, что реактор разделен на последовательность подсекций реактора, расположенных через интервалы по маршруту
потока.
37. Система по п. 36, отличающаяся тем, что ТСН в технологическом потоке дезагрегируется для образования преимущественно однородной дисперсности при температуре в пределах приблизительно 80-90% от Т(max)1, и одна или более основных подсекций реактора выполнены с возможностью нагрева технологического потока до заданной максимальной температуры Т(max)1, и одна или более дополнительных подсекций реактора выполнены с возможностью нагрева технологического потока до второй заданной максимальной температуры Т(max)2.
38. Система по п. 37, отличающаяся тем, что основные и дополнительные подсекции реактора подают технологический поток параллельно в регенерационный блок.
39. Система по п. 37, отличающаяся тем, что дополнительная подсекция реактора находится за основной подсекцией реактора.
40. Система по п. 37, отличающаяся тем, что регенерационный блок находится за дополнительной подсекцией реактора.
41. Система по п. 40, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ из регенерационного блока возвращается обратно в технологический поток перед дополнительной подсекцией реактора.
42. Система по п. 41, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ подается через установку предварительного смешивания, расположенную перед дополнительной подсекцией реактора.
43. Система по п. 42, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ подается в установку предварительного смешивания, расположенную перед основной подсекцией реактора.
44. Система по п. 41, содержащая другой регенерационный блок, расположенный между основной подсекцией реактора и дополнительной подсекцией реактора.
45. Система по п. 44, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ из другого регенерационного блока возвращается обратно в технологический поток перед дополнительной подсекцией реактора.
46. Система по п. 37, отличающаяся тем, что вторая заданная максимальная температура Т(max)2 приблизительно в 1,0-1,1 раз выше Т(max)1.
47. Система по п. 37, отличающаяся тем, что вторая заданная максимальная температура Т(max)2 приблизительно в 1,1-1,4 раз выше Т(max)1.
48. Система по п. 37, содержащая одну или более ненагреваемых проточных
камер, расположенных на маршруте потока в реакторе на выходе одной или более подсекций реактора, упомянутые одна или более проточные камеры являются изолированными, имеют такой размер и форму, чтобы способствовать кинетике, связанной с дезагрегацией и/или облагораживанием ТСН в технологическом потоке, проходящем через них, за счет увеличения времени пребывания технологического потока приблизительно при температуре на упомянутом выходе или выходах.
49. Система по п. 48, отличающаяся тем, что одна или более проточных камер выполнены с возможностью нагреваться так, чтобы температура технологического потока, идущего от выхода каждой камеры, была приблизительно такой же, что и у входа в нее.
50. Способ облагораживания непрерывного технологического потока, включающего в себя тяжелую сырую нефть (ТСН), содержит подачу технологического потока в систему по п. 1.
51. Способ по п. 50, содержащий смешивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ с нефтепродуктовым потоком ТУ для образования синтетической сырой нефти.
52. Способ по п. 51, далее содержащий смешивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ и нефтепродуктового потока ТУ с ТСН, которая не была облагорожена для образования синтетической сырой нефти.
53. Способ по п. 50, содержащий смешивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ с ТСН, которая не была облагорожена для образования дилбита.
54. Способ по п. 50, содержащий закачивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ с паром в нефтеносные пески, чтобы способствовать извлечению ТСН из нефтеносных песков с помощью процесса гравитационного дренирования с применением пара (SAGD), улучшенного ЛУ.
55. Способ по п. 54, отличающийся тем, что регенерированные ЛУ, закачанные с паром в процессе SAGD, улучшенного ЛУ, соединяются с одним или более углеводородов, выбранных из группы, состоящей из этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов и гептанов и их комбинаций.
56. Способ по п. 55, отличающийся тем, что отношение между упомянутыми углеводородами и регенерированными ЛУ находится в пределах приблизительно 1:50-50:1.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/218,619 US9644455B2 (en) | 2013-02-28 | 2014-03-18 | System and method for controlling and optimizing the hydrothermal upgrading of heavy crude oil and bitumen |
| US14/218,619 | 2014-03-18 | ||
| PCT/US2015/021258 WO2015143039A2 (en) | 2014-03-18 | 2015-03-18 | System and method controlling and optimizing the hydrothermal upgrading of heavy crude oil and bitumen |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016140701A true RU2016140701A (ru) | 2018-04-20 |
| RU2016140701A3 RU2016140701A3 (ru) | 2018-10-09 |
| RU2687072C2 RU2687072C2 (ru) | 2019-05-07 |
Family
ID=54145472
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016140701A RU2687072C2 (ru) | 2014-03-18 | 2015-03-18 | Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP3119858B1 (ru) |
| CA (1) | CA2943078C (ru) |
| RU (1) | RU2687072C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015143039A2 (ru) |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3607130A (en) * | 1969-09-24 | 1971-09-21 | Exxon Research Engineering Co | Reformer furnace |
| US4778586A (en) * | 1985-08-30 | 1988-10-18 | Resource Technology Associates | Viscosity reduction processing at elevated pressure |
| US4840725A (en) * | 1987-06-19 | 1989-06-20 | The Standard Oil Company | Conversion of high boiling liquid organic materials to lower boiling materials |
| US6048448A (en) * | 1997-07-01 | 2000-04-11 | The Coastal Corporation | Delayed coking process and method of formulating delayed coking feed charge |
| US7128827B2 (en) * | 2004-01-14 | 2006-10-31 | Kellogg Brown & Root Llc | Integrated catalytic cracking and steam pyrolysis process for olefins |
| RU2277116C1 (ru) * | 2005-01-31 | 2006-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Способ обессоливания нефти |
| US7748458B2 (en) * | 2006-02-27 | 2010-07-06 | Geosierra Llc | Initiation and propagation control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments |
| US20080099378A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and reactor for upgrading heavy hydrocarbon oils |
| US20080272030A1 (en) * | 2007-05-04 | 2008-11-06 | Boykin Jack W | Method for the production of synthetic fuels |
| JP2011088964A (ja) * | 2009-10-20 | 2011-05-06 | Jgc Corp | 重質油の改質装置及び重質油の改質方法 |
| WO2013067088A1 (en) * | 2011-11-02 | 2013-05-10 | Marathon Oil Canada Corporation | Systems and methods for integrating bitumen extraction with bitumen upgrading |
| US9783742B2 (en) * | 2013-02-28 | 2017-10-10 | Aduro Energy, Inc. | System and method for controlling and optimizing the hydrothermal upgrading of heavy crude oil and bitumen |
-
2015
- 2015-03-18 RU RU2016140701A patent/RU2687072C2/ru active
- 2015-03-18 CA CA2943078A patent/CA2943078C/en active Active
- 2015-03-18 WO PCT/US2015/021258 patent/WO2015143039A2/en active Application Filing
- 2015-03-18 EP EP15765080.5A patent/EP3119858B1/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2943078A1 (en) | 2015-09-24 |
| EP3119858B1 (en) | 2021-04-21 |
| WO2015143039A2 (en) | 2015-09-24 |
| WO2015143039A3 (en) | 2016-01-14 |
| RU2687072C2 (ru) | 2019-05-07 |
| EP3119858A2 (en) | 2017-01-25 |
| CA2943078C (en) | 2023-09-19 |
| RU2016140701A3 (ru) | 2018-10-09 |
| EP3119858A4 (en) | 2017-11-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7550642B2 (en) | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with enhanced distillate production | |
| CA2402290C (en) | Pyrolyzing crude oil and crude oil fractions containing pitch | |
| CN106459772B (zh) | 从原油中生产芳族化合物的方法 | |
| Gooty et al. | Fractional condensation of bio-oil vapors produced from birch bark pyrolysis | |
| CN101802137B (zh) | 用于冷却热解排放物的方法和设备 | |
| US7396449B2 (en) | Olefin production utilizing condensate feedstock | |
| TWI434922B (zh) | 利用部份汽化作用及裂解線圈之個別控制組自烴進料產生低碳數烯烴之改良方法 | |
| US20090166255A1 (en) | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with a partitioned vaporization unit | |
| EP2969180A2 (en) | Distillation reactor module | |
| TWI500754B (zh) | 蒸汽裂解烴類進料的方法與裝置 | |
| AU2001240689A1 (en) | Pyrolyzing crude oil and crude oil fractions containing pitch | |
| RU2015141946A (ru) | Система и способ управления и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битума | |
| US20150315494A1 (en) | Methods and systems for improving the properties of products of a heavy feed steam cracker | |
| CN106661461A (zh) | 用于烃蒸汽裂解炉除焦的方法和设备 | |
| CN103261373A (zh) | 用于从含氢卤酸的生物质水解产物中蒸发出卤化氢和水的方法和装置 | |
| RU2500453C1 (ru) | Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с большим содержанием тяжелых углеводородов и установка для его осуществления | |
| RU2016140701A (ru) | Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов | |
| BRPI0914058A2 (pt) | sistema para reciclar resíduo de pneus | |
| Karimzadeh et al. | Effect of solvent dearomatization and operating conditions in steam pyrolysis of a heavy feedstock | |
| JP2013540870A5 (ru) | ||
| RU2527953C1 (ru) | Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды | |
| RU2016112530A (ru) | Реакционный слой катализатора с раздельной подачей сырья в установке для гидроочистки | |
| CN105189710B (zh) | 油田升级(ofu)中的集成中央处理设施(cfp) | |
| US20170327750A1 (en) | Internal heat generating material coupled hydrocarbon cracking | |
| US20220062811A1 (en) | Condensate recovery unit |