RU2282784C2 - Способ и устройство для обогащения тяжелой нефти - Google Patents

Способ и устройство для обогащения тяжелой нефти Download PDF

Info

Publication number
RU2282784C2
RU2282784C2 RU2003133736/04A RU2003133736A RU2282784C2 RU 2282784 C2 RU2282784 C2 RU 2282784C2 RU 2003133736/04 A RU2003133736/04 A RU 2003133736/04A RU 2003133736 A RU2003133736 A RU 2003133736A RU 2282784 C2 RU2282784 C2 RU 2282784C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
heavy oil
enrichment
reaction
oil
gas
Prior art date
Application number
RU2003133736/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2003133736A (ru
Inventor
Майкл Й. ВЕН (US)
Майкл Й. ВЕН
Эрик Д. НЕЛСОН (US)
Эрик Д. Нелсон
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of RU2003133736A publication Critical patent/RU2003133736A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2282784C2 publication Critical patent/RU2282784C2/ru

Links

Images

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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/22—Non-catalytic cracking in the presence of hydrogen
    • 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
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/26—Nozzle-type reactors, i.e. the distribution of the initial reactants within the reactor is effected by their introduction or injection through nozzles
    • 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
    • B01J4/00—Feed or outlet devices; Feed or outlet control devices
    • B01J4/001—Feed or outlet devices as such, e.g. feeding tubes
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • 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
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/00002—Chemical plants
    • B01J2219/00004—Scale aspects
    • B01J2219/00006—Large-scale industrial plants
    • 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
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/19—Details relating to the geometry of the reactor
    • B01J2219/194—Details relating to the geometry of the reactor round
    • B01J2219/1941—Details relating to the geometry of the reactor round circular or disk-shaped
    • B01J2219/1946—Details relating to the geometry of the reactor round circular or disk-shaped conical

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу обогащения тяжелой нефти до легкой нефти и устройству для его осуществления и их вариантам. Способ осуществляют путем обработки тяжелой нефти водородсодержащим газом, имеющим температуру выше примерно 649°С, в течение менее 10 сек. Обработанную тяжелую нефть охлаждают смешиванием обработанной тяжелой нефти с необработанной тяжелой нефтью и стабилизируют охлажденную смесь обработанной тяжелой нефти и необработанной тяжелой нефти в течение 1-60 мин. Описан также способ обогащения тяжелой нефти, содержащий стадии: а) введения окисляющего агента и водородсодержащего топлива в реакторный сосуд; b) введения тяжелой нефти в реакторный сосуд; с) воспламенения окисляющего агента и водородсодержащего топлива в присутствии тяжелой нефти с инициированием преимущественно газофазной реакции обогащения; и d) охлаждения реакции обогащения и с) стабилизацию охлажденной смеси обработанной тяжелой нефти и необработанной тяжелой нефти в течение 1-60 мин с получением обогащенной нефтяной смеси. Описан инжекционный реактор обогащения тяжелой нефти, содержащий: а) реакторный сосуд; b) средства для введения тяжелой нефти, окисляющего агента и топлива в отдельных впускных потоках в реакторный сосуд; с) средства вблизи к впускному средству для воспламенения топлива с окисляющим агентом в присутствии тяжелой нефти с инициированием тем самым локализованной реакции обогащения тяжелой нефти; d) средства для впуска второго потока тяжелой нефти в реакторный сосуд для охлаждения реакции обогащения; е) средства для выведения обогащенной нефтяной смеси из реакторного сосуда. Описан также инжекционный реактор обогащения тяжелой нефти, содержащий: а) реакционную камеру; b) средства для введения тяжелой нефти, топлива и окисляющего агента в первый конец реакционной камеры в отдельных потоках; и с) средства для воспламенения топлива и окисляющего агента с инициированием тем самым реакции обогащения тяжелой нефти в реакционной камере. Изобретение позволяет получить легкую нефть высокого качества с минимальными затратами. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 4 табл., 6 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к обогащению тяжелой нефти до легкой нефти.
Предпосылки создания изобретения
Значительная часть мировых нефтяных запасов содержит битумы, которые иногда называются битуминозными песками, и сырые тяжелые нефти (совокупно "тяжелая нефть"). Тяжелая нефть является трудной для получения, а в случае получения является трудной для сбыта. Когда трубопроводы или танкеры используются в качестве транспортных средств, стоимость транспортирования тяжелой нефти значительно выше стоимости транспортирования легкой нефти. Поскольку тяжелая нефть разрабатывается с проведением очистки, более дорогостоящие способы требуются для получения продуктов, подходящих для коммерческого рынка. В результате экономическое значение тяжелой нефти ниже значения легкой нефти, и по этой причине значительный процент мировых запасов тяжелой нефти остается неиспользованным.
Для облегчения проблемы недоиспользования предложены многочисленные способы обогащения тяжелой нефти. Хотя термины "тяжелая нефть" и "обогащение" могут быть определены с использованием нескольких различных технических параметров, одним параметром, который часто используется для характеристики качества углеводородов, является API-плотность (плотность в градусах Американского нефтяного института). Тяжелая нефть характеризуется обычно низкой API-плотностью, например (но без ограничения) в интервале от API-5 до API-25. Легкая нефть имеет более высокие значения API-плотностей, например, в интервале от API-35 до API-50. Термин "обогащение" относится к способу повышения API-плотности нефти от относительно низкой API-плотности до относительно высокой API-плотности. Например (но без ограничения), нефть может быть обогащена от API-5 до API-15 или от API-30 до API-40. Обогащение является относительным термином и не ограничивается ни специальным начальным значением API-плотности или интервалом, ни специальным конечным значением API-плотности или интервалом. Наконец, фраза "реакция обогащения тяжелой нефти" относится вообще к химическим активностям, которые имеют место в способе обогащения тяжелой нефти.
Способы обогащения тяжелой нефти иногда включают стадии предварительной обработки, предназначенные для повышения эффективности реакции обогащения тяжелой нефти. Например, патент США № 4294686 рассматривает предварительную перегонку потока тяжелой нефти на фракцию легкой нефти и фракцию тяжелой нефти. Целью предварительной перегонки является избежание нежелательного крекинга и коксования фракции легкой нефти, что может иметь место, если данная фракция была включена во входящий поток в реактор обогащения. Получаемая фракция легкой нефти обычно находится в форме, подходящей либо для использования в производственном оборудовании в качестве топлива, либо для транспортирования на очистку. Однако предварительная перегонка увеличивает как стоимость, так и сложность общего способа обогащения и используется, только когда известно, что тяжелая нефть включает достаточный объем легких углеводородов.
Другие предложенные способы обогащения включают стадию предварительной обработки смешивания нефтяной присадки с тяжелой нефтью. Полученную смесь затем подают в обогащающий реактор. Например, патент США № 6059957 рассматривает создание эмульсии от смешивания тяжелой нефти и воды. Указанное описание также предусматривает необязательное включение в эмульсию стабилизирующего поверхностно-активного вещества. Патент США № 6004453 раскрывает получение суспензии от смешивания некаталитической присадки с тяжелой нефтью. Публикация Moll J.K. and Ng F.T.T., "A Novel Process for Upgrading Heavy Oil/Bitumen Emulsions Via In Situ Hydrogen", 16th World Petroleum Congress, Calgary, Canada, June 2000 рассматривает использование эмульсии водорастворимого диспергированного катализатора. Однако каждый из указанных трех способов имеет два общих недостатка. Во-первых, стадия смешивания увеличивает как стоимость, так и сложность общего способа обогащения. Во-вторых, добавки вызывают создание отходов в процессе реакций обогащения, которые затем должны быть соответственно переработаны и удалены. Указанные переработка и удаление также увеличивают стоимость и сложность.
Третья система способов обогащения тяжелой нефти включает стадию использования реакционной добавки в обогащающем реакторе для облегчения или улучшения эффективности реакции обогащения. Например, публикация Paez R., Luzardo L. and Guitian J., "Current and Future Upgrading Options for the Orinoco Heavy Crude Oils", 16th World Petroleum Congress, Calgary, Canada, June 2000 рассматривает использование кокса и железосодержащих катализаторов в способе обогащения. Описание WO 00/61705 рассматривает использование некаталитического дисперсного теплоносителя. Патент США № 5817229 рассматривает использование активированного угля при отсутствии добавочного водорода как для снижения содержания нежелательных минералов, так и для улучшения качества подаваемого сырья. Указанные способы имеют оба недостатка способов нефтяных присадок, указанных выше, а именно увеличенную стоимость и сложность и увеличенные требования переработки материала отходов.
В способе гидрогенизации из патента США № 5069775 водород и тяжелая нефть взаимодействуют в течение от пяти минут до четырех часов в предпочтительном реакционном температурном интервале 800-900°F (427-482°C). Патент США № 5269909 рассматривает способ, по которому газ, обогащенный метаном, взаимодействует с тяжелой нефтью в течение не менее тридцати минут в предпочтительном температурном интервале 380-420°C (716-788°F). В способе по патенту США № 5133941 водород и тяжелая нефть проходят через последовательно соединенные каналы в предпочтительном температурном интервале 700-900°F (371-482°C). Как будет понятно специалистам в данной области техники, недостатком указанных способов является то, что обычно большая продолжительность реакции вызывает значительное увеличение образования нежелательных материалов отходов, в частности природного асфальта, кокса и олефинов. Указанные материалы создают значительные требования удаления для перерабатывающего оборудования и, кроме того, приводят к снижению эффективности оборудования.
Описание WO 00/18854 рассматривает двухстадийный способ, в котором газообразный водород смешивают с тяжелой нефтью таким образом, что получают дисперсию на молекулярном уровне водорода в тяжелой нефти. Способ предусматривает первую реакцию обогащения, которая отделяет легкие углеводороды от тяжелой нефти, и продолжается второй реакцией обогащения во втором реакторе. Вторая реакция обогащения дополнительно обогащает тяжелую нефть посредством реакции гидрогенизации в предпочтительном температурном интервале 343-510°C (650-950°F). Способ включает дополнительную стадию обеспечения наружного подвода тепла к смеси водород-тяжелая нефть для дополнительного облегчения реакции во втором реакторе. Недостатки данного способа включают трудность достижения требуемого однородного смешивания водорода и тяжелой нефти, и стоимость, и сложность реализации способа, который требует две реакционные стадии.
Указанные и другие ранее предложенные способы обогащения имеют характерный недостаток, от которого давно страдает промышленность. С одной стороны, как хорошо известно специалистам в данной области техники, реакции обогащения предпочтительно проводят при наиболее возможной высокой реакционной температуре, так как способы обогащения являются более эффективными при высоких температурах. К сожалению, как также хорошо известно специалистам в данной области техники, высокие температуры реакции могут привести к значительному нежелательному расщеплению и коксованию молекул тяжелой нефти, если реакции не охлаждаются быстро. Ни один из указанных способов не имеет механизма быстрого охлаждения реакций, и поэтому они ограничиваются более низкими рабочими температурными интервалами. С другой стороны, однако, продолжительности реакций являются большими при более низких температурах, и также хорошо известно, что длительная реакция также приводит к нежелательному расщеплению и коксованию и, кроме того, к низкой эффективности способа благодаря излишнему времени для обогащения. Указанные способы поэтому ограничены компромиссным температурным интервалом, который находится между указанными ограничениями.
WO 00/23540 рассматривает способ, в котором струя газа, содержащего по существу перегретый пар, активирует обогащение тяжелой нефти. Способ имеет ряд недостатков. Использование пара в качестве механизма гидрогенизации означает, что в реакциях обогащения генерируются как водородные, так и кислород-водородные радикалы. В результате мало водородных молекул являются доступными по сравнению со способами, в которых преимущественно используют водородсодержащие газы для насыщения углеродных радикалов, созданных в результате расщепления углеродной связи тяжелой нефти. Кроме того, требуется большой объем перегретого пара. Поскольку генерирование пара является эндотермическим, недостатком является то, что дорогостоящее, самоограничивающееся и по сути неэффективное топливо потребляется для генерирования пара, но энергия в указанном паре только пассивно используется для обеспечения термического впуска в обогащение тяжелой нефти. Таким образом, потери энергии имеют место как в генерировании пара, так и в пассивном обогащении. Это ограничивает эффективность способа обогащения.
Другим недостатком WO 00/23540 является то, что соединение кислород-водородных радикалов пара с углеродными радикалами тяжелой нефти создает выходящий продукт в форме эмульсии. Эмульсии являются менее желательным продуктом на нефтеочистительных заводах из-за необходимости обработки увеличенного объема добываемой воды, которую получают в процессе способа очистки. Эмульсии также дополнительно требуют послереакционную камеру выдержки для обеспечения стабилизации выходящих продуктов. Поскольку реакционные камеры не могут быстро охладить реакции обогащения или активно регулировать время стабилизации, эти недостатки приводят к созданию природного асфальта или других нежелательных материалов отходов.
Наконец, WO 00/23540 также ограничен использованием пара в качестве преимущественного источника гидрогенизации реакции обогащения. Пар вызывает побочные реакции, которые не могут быть полностью ингибированы, за исключением условий узкого интервала давления и температуры. За пределами этого интервала образуются нежелательные газы и сбросовые продукты и выходящий продукт обладает потерей стабильности. В результате температуры реакции ограничиваются температурой 500°C (932°F) или менее, другим ограничением эффективности.
Ясно, что существует потребность в способе, который может быть осуществлен без предварительной стадии перегонки и без использования нефтяных или реакционных добавок. Способ должен избегать нежелательного расщепления и коксования тяжелой нефти и минимизировать получение нежелательных материалов отходов. Выходящий продукт не должен быть эмульсией. Эффективность обогащения способа не должна требовать однородной дисперсии водорода или другого входящего газа в тяжелой нефти или требовать относительно длительных выдержек в процессе поступления газа в тяжелую нефть.
Кроме того, существует потребность в способе, который может быть осуществлен предпочтительно при высоких температурах, но более легко в результате малой продолжительности реакции и высоких эффективностей обогащения. Способ должен включать прямой механизм передачи подачи тепла к обогащаемой тяжелой нефти. Способ должен включать активный механизм быстрого охлаждения реакций обогащения. Настоящее изобретение удовлетворяет указанным требованиям.
Краткое описание изобретения
Данное изобретение относится в целом к обогащению жидких углеводородов. В частности, данное изобретение относится к способу обогащения углеводорода, в котором источник кислорода и углеводородсодержащая топливная смесь воспламеняются. Тепло, выделившееся при этом воспламенении, испаряет часть углеводорода и инициирует преимущественно газофазную реакцию обогащения.
Краткое описание чертежей
Характеристики настоящего изобретения станут более очевидными из последующего описания, в котором делается ссылка на прилагаемые к нему чертежи. Ссылочные номера, которые используются более чем на одном из чертежей, относятся к одинаковой функции на каждом чертеже.
На фиг.1 представлен в разрезе вариант инжекционного реактора, который может быть использован в способе настоящего изобретения.
На фиг.2 представлена схема, в целом показывающая один вариант способа обогащения тяжелой нефти настоящего изобретения.
На фиг.3 представлена более подробная схема способа обогащения тяжелой нефти, показанного на фиг.1, с увеличенным показом теплообменника и сепарационного оборудования.
Фиг.4 является аналогичной фиг.3, за исключением того, что рециркулируемую непрореагировавшую тяжелую нефть вводят во впуск инжекционного реактора способа настоящего изобретения.
На фиг.5 схематически представлен вариант реактора частичного окисления, который может быть использован в способе настоящего изобретения, с увеличенным показом теплообменника и сепарационного оборудования.
Фиг.6 является аналогичной фиг.5 с введением рециркулируемого остаточного газа в качестве питания в реактор частичного окисления.
Изменения и модификации отдельно описанных вариантов могут быть выполнены без отступления от объема изобретения, который ограничивается только объемом прилагаемой формулы изобретения.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к обогащению тяжелой нефти и часто называется способом «Частичного сырого обогащения» ("PCU"). PCU-способ может обогатить нефть в одну стадию без необходимости предварительной перегонки или нефтяной или реакционной добавок. Указанные преимущества увеличивают простоту и снижают стоимость PCU-способа по сравнению с ранее предложенными способами обогащения тяжелой нефти. PCU-способ быстро нагревает тяжелую нефть, в результате быстро разрушая углеродные связи в молекулах тяжелой нефти. Указанная характеристика сокращает время, требуемое для общего способа обогащения, и повышает эффективность всего оборудования обогащения. Реакции быстро охлаждаются непрореагировавшей, другими словами, необогащенной тяжелой нефтью. Данная технология активного охлаждения снижает как количество коксования, которое обычно имеет место, когда реакции обогащения не регулируются быстро, так и получение других нежелательных материалов отходов.
Реакция обогащения для PCU-способа инициируется впрыском сжатого воздуха и топливной смеси в реакторный сосуд. Чрезвычайно высокие температуры реакции происходят от воспламенения указанных газов воспламенителями в инжекторах. Указанные температуры являются результатом экзотермической реакции, которая высвобождает большое количество энергии для испарения и расщепления молекулярных связей в молекулах тяжелой нефти. Обогащение тяжелой нефти является результатом воздействия на молекулы тяжелой нефти энергии, высвобожденной экзотермической реакцией. Экзотермическое генерирование энергии является важным аспектом настоящего изобретения по сравнению с предшествующими способами, потому что увеличенное таким образом количество энергии становится доступным для разрушения молекулярных связей тяжелой нефти.
Энергия в PCU-способе является результатом реакции частичного окисления сжатым воздухом топливной смеси. Сжатый воздух действует как окисляющий агент, а топливная смесь в качестве источника водорода в реакции, которая создает синтетический газ, называемый сингазом. Создание сингаза позволяет экзотермически создать высокие температуры для реакции обогащения и сократить время реакции обогащения по сравнению с ранее предложенными способами обогащения. Сингаз также содержит реакционные газовые компоненты, которые облегчают реакцию обогащения и предпочтительно генерируют сверхподачу водородных радикалов для соединения с углеродными радикалами, созданными реакциями обогащения. Получение связи углеродных радикалов с водородом в большей степени, чем с другими нежелательными радикалами, - результат, который обычно имеет место от использования газов, которые преимущественно состоят из перегретого пара, снижает вероятность того, что выходящий продукт будет нежелательной эмульсией или что будут получены кокс, природный асфальт и нестабильные олефины.
Газообразные углеводороды, такие как природный газ, являются предпочтительными топливами для генерирования сингаза благодаря высокой концентрации водорода. Однако либо жидкие топлива, либо подачи тяжелой нефти могут быть использованы в генерировании сингаза. Кроме того, либо воздух, обогащенный воздух (например, воздух, обогащенный введенным кислородом), либо чистый кислород могут быть использованы в качестве источника кислорода. Реакционный сосуд, в котором имеет место крекинг и резкое охлаждение тяжелой нефти, может работать при давлениях ниже 700 фунт/кв.дюйм (4928 кПа) и более предпочтительно может работать при давлениях ниже 400 фунт/кв.дюйм (2859 кПа).
Реакции охлаждаются в том же реакторе с использованием непрореагировавшей тяжелой нефти, которая находится при более низкой температуре, чем обогащенная тяжелая нефть. Охлаждение имеет место сразу после обработки тяжелой нефти до сингаза. Регулирование реакционного давления и скорости подачи воздуха, топлива и непрореагировавшей тяжелой нефти обеспечивает способ регулирования скорости, с которой охлаждаются реакции.
PCU-способ облегчает синергизмы между топливом и интегрированием тепла и производственным оборудованием. Топливный газ, полученный PCU-способом, может быть использован для генерирования водяного пара высокого давления, который может быть использован, например, для облегчения получения тяжелой нефти или для предварительного нагрева питания реакторного сосуда. Альтернативно, топливный газ может быть подан к газовым турбинам для генерирования энергии для питания производственного оборудования.
На фиг.1 представлен вариант инжекционного реактора, который может быть использован в способе настоящего изобретения. На фиг.1 инжекционный реактор 14 состоит из наружных стенок 32, верхней стенки 41 и нижней стенки 45 с инжектором воспламенения 30, центрально установленным в инжекционном реакторе 14. Вариант на фиг.1 упрощен только в целях описания. Например, инжектор воспламенения 30 изображен в завышенном размере по сравнению с инжекционным реактором 14. Как будет понятно специалистам в данной области техники, один или более инжекторов воспламенения будут использованы в инжекционном реакторе 14 для получения в целом однородных реакций обогащения и реакционного охлаждения, и соотношения размеров инжектора воспламенения 30 по сравнению с инжекционным реактором 14 будут определяться заданной пропускной способностью оборудования обогащения.
Вариант инжектора воспламенения 30 на фиг.1 является подобным смесительному соплу эдукторного типа, предпочтительно выполненному из жаростойких сплавов, которое оборудовано центрально расположенным воспламенителем 42. Инжектор воспламенения 30 содержит инжекторную стенку 34 и инжекторное основание 36. Инжекторное основание 36 соединено с инжекторной стенкой 34 инжекторными стойками 38. В данном варианте инжекторное основание 36 соединено с нижней стенкой 45 инжекционного реактора 14 резьбой. Понятно, что способ настоящего изобретения не ограничен использованием резьбового соединения ни для соединения инжектора воспламенения 30 с основанием инжекционного реактора 14, ни для расположения впусков 47 и выпуска 49, которые обеспечивают втекание и вытекание вверху и внизу инжекционного реактора 14 соответственно и где конфигурация на фиг.1 выбрана только в качестве примера. Инжекторный патрубок 40 расположен по центру в инжекторном основании 36. Воспламенитель 42 в свою очередь расположен по центру в инжекторном патрубке 40.
Нагретый сжатый воздух 12 подается в реакционную камеру 44 через кольцевой канал впуска воздуха 39, созданный между инжекторным патрубком 40 и воспламенителем 42. Воспламенителем 42 может быть любой воспламенитель с горячей поверхностью или искровой воспламенитель, который обеспечивает надежное воспламенение газов. Нагретая топливная смесь 9 подается в реакционную камеру 44 через кольцевой канал впуска топлива 37, созданный между инжекторным основанием 36 и инжекторным патрубком 40. Тяжелая нефть поступает в реакционную камеру 44 через впускные прорези 35, которые являются проемами между инжекторными стойками 38, которые обеспечивают протекание из наружного кольцевого канала 33 между наружной стенкой 32 и инжектором воспламенения 30 в реакционную камеру 44.
Наконечник 43 воспламенителя 42 воспламеняет нагретый сжатый воздух 12 и нагретую топливную смесь 9 с созданием высокотемпературного сингаза в нижней части реакционной камеры 44, смежной со стойками 38. Нагретая тяжелая нефть 2 течет в инжекционный реактор 14 через впуски 47 в нижней стенке 45 и поступает в реакционную камеру 44 через впускные прорези 35 инжектора воспламенения 30 и при контакте с высокотемпературным сингазом быстро подвергается реакции обогащения тяжелой нефти в реакционной камере 44. Течение нагретой тяжелой нефти 2 через впускные прорези 35 происходит в результате воздействия эдукционной силы, созданной импульсом массы, созданным при воспламенении газов, которое генерирует сингаз. Быстрая реакция обогащения тяжелой нефти является результатом преимущественно испарения части нагретой тяжелой нефти 2, когда воспламеняются нагретый сжатый воздух 12 и нагретая топливная смесь 9, реакция обогащения тяжелой нефти также будет иметь место в любой неиспарившейся тяжелой нефти в реакционной камере 44. Как испарившаяся, так и любая неиспарившаяся обогащенная тяжелая нефть вытекает из реакционной камеры 44 в смесительную камеру 46, которой является открытая поверхность в инжекционном реакторе 14 ниже верхней стенки 41, но выше инжектора воспламенения 30. Для предотвращения нежелательных вторичных реакций реакция обогащения тяжелой нефти быстро охлаждается смешиванием выходящего потока из реакционной камеры 44 с вводимой нагретой тяжелой нефтью 2 в смесительной камере 46. Вводимая нагретая тяжелая нефть 2 течет через реакторный кольцевой канал 33 в смесительную камеру 46. Полученная смесь обогащенной нефти 3 вытекает из верхней стенки 41 инжекционного реактора 14 через выпуск 49 при сбросе давления после времени пребывания в смесительной камере 46, предпочтительно 1-60 мин и более предпочтительно 2-20 мин, что дополнительно стабилизирует смесь обогащенной нефти 3. Инжекционный реактор 14 может работать при средних давлениях обычно ниже 700 фунт/кв.дюйм (4928 кПа) и предпочтительно ниже 400 фунт/кв.дюйм (2859 кПа).
Сингаз, образовавшийся в реакционной камере 44, обычно имеет температуру выше 1200°F (649°C), предпочтительно в интервале 1200-3000°F (649-1649°C) и более предпочтительно в интервале 1400-2400°F (760-1316°C), для быстрого обогащения нагретой тяжелой нефти. Природный газ является предпочтительным топливом для генерирования сингаза благодаря высокому содержанию водорода. Термин природный газ относится обычно к газообразным углеводородным смесям, например, содержащим такие компоненты, как метан, этан и пропан. Природный газ может также содержать серу и следы различных металлов. Однако любой источник водородсодержащего топлива, такой как сжиженный попутный газ или лигроин, может быть использован в качестве топлива для генерирования сингаза. Альтернативно, тяжелое сырье, такое как сама сырая тяжелая нефть, остаточные нефтяные масла и коксы могут быть использованы для генерирования сингаза для обогащения.
Время реакции в реакционной камере 44 составляет предпочтительно десять секунд или менее и более предпочтительно менее 2 сек, для ограничения вторичных реакций расщепления. Скорости нагретой топливной смеси 9 и нагретого сжатого воздуха 12 в реакционной камере 44 должны быть предпочтительно относительно высокими для предотвращения повреждения инжектора воспламенения 30 от реакции воспламенения, которая создает сингаз. Минимальная скорость 10 фут/с (3 м/с) является предпочтительной, хотя в зависимости от сплава, из которого изготовлен инжектор воспламенения 30, могут быть использованы меньшие скорости. В зависимости от используемых скоростей реакционная зона реакции обогащения тяжелой нефти может распространяться за пределы реакционной камеры 44 и возможно в камеру 46.
Предпочтительным инжектором воспламенения является впрыскивающее сопло эдукторного типа, как изображено на фиг.1, которое имеет конусообразную камеру для облегчения как воспламенения нагретого сжатого воздуха 12 и нагретой топливной смеси 9, так и расщепления молекулярных связей тяжелой нефти. В конструкции, изображенной на фиг.1, с центрально расположенным воспламенителем, установленным во впрыскивающем сопле, предполагается, что реакция частичного окисления главным образом имеет место в центре реакционной камеры 44 с частью нагретой тяжелой нефти 2, текущей вдоль внутренней поверхности инжекторной стенки 34, тем самым служащей в качестве защитной пленки для внутренней поверхности инжекторной стенки 34.
Должно быть понятно, что инжектор 30 и воспламенитель 42 не должны ограничиваться конфигурацией варианта, изображенного на фиг.1. Хотя инжектор концентрического кольцевого типа является предпочтительным для достижения мгновенного воспламенения смеси воздуха и топлива, для избежания проскока пламени может быть использован любой впрыскивающий воспламенитель, который способен генерировать сингаз без повреждения инжектора. Кроме того, вместо введения нагретого сжатого воздуха 12 и нагретой топливной смеси 9 через концентрические кольцевые каналы в инжекторном основании 36 могут быть использованы отдельные впускные линии для впуска нагретого сжатого воздуха 12 и нагретой топливной смеси 9 в реакционную камеру 44. Аналогично, нагретая тяжелая нефть 2 может быть введена через отдельную неконцентрическую впускную линию. В зависимости от конфигурации и длины инжекторной стенки 34 нагретая тяжелая нефть 2 может быть введена в верхнюю часть реакционной камеры 44 через прорези вверху инжекторной стенки 34, тем самым дополнительно облегчая охлаждение реакции. Каждый из примеров в данном абзаце не показан на фиг.1, но специалисту в данной области техники будет понятно, что будут также идентифицированы другие примеры осуществления подходящих инжекторов воспламенения на основе описания данной заявки.
На фиг.2 упрощенно схематически представлен один вариант использования инжекционного реактора 14 в способе настоящего изобретения. Тяжелую сырую нефть 1 из любого источника предварительно нагревают в теплообменнике 13 с получением нагретой тяжелой нефти 2, которую подают в инжекционный реактор 14. Температура нагретой тяжелой нефти 2 является предпочтительно достаточно низкой для минимизации термического расщепления молекул нефти и для большей части тяжелой нефти находится в интервале от 300 до 800°F (149-427°C) и более предпочтительно от 400 до 600°F (204-316°C).
Воздух 10 сжимают в воздушном компрессоре 15. Сжатый воздух нагревают в печи 17 до температуры предпочтительно между 500 и 1500°F (260-816°C) и более предпочтительно между 500 и 1200°F (260-649°C). Нагретый сжатый воздух 12 затем подают в инжекционный реактор 14. Как отмечено выше, могут быть использованы другие источники молекул кислорода. Должно быть понятно, что предварительное нагревание сырой тяжелой нефти 1 или сжатого воздуха 11 не являются необходимыми для настоящего изобретения, но являются предпочтительными для повышения эффективности реакции обогащения. Пар 7 создается нагреванием бойлерной воды 6 в печи 17. Природный газ 5 смешивают с паром в смесителе 16 и нагревают в печи 17 до температуры предпочтительно между 500 и 1200°F (260-649°C). Нагретую топливную смесь 9, которая получается, подают в инжекционный реактор 14.
Как описано выше по отношению к фиг.1, воспламенение нагретого сжатого воздуха 12 и нагретой топливной смеси 9 в присутствии нагретой тяжелой нефти 2 инициирует реакцию обогащения. Является предпочтительным, если многочисленные инжекторы воспламенения 30 равномерно распределены в инжекционном реакторе 14 для обеспечения максимальной производительности и эффективности обогащающего оборудования. Точное число инжекторов воспламенения 30 зависит от размера инжекционного реактора 14 и желательного пропускного объема обогащающего оборудования. Также, как описано выше, продуктом инжекционного реактора является обогащенная нефтяная смесь 3.
Небольшое количество твердых материалов, предпочтительно менее 5 мас.%, может быть, необязательно, смешано (не показано на чертежах) с нагретой тяжелой нефтью 2 перед ее впуском в инжекционный реактор 14 с контролем возможных отложений в инжекционном реакторе 14. Указанные твердые материалы могут быть инертными, такие как песок, или реакционноспособными, такие как уголь.
В данном варианте обогащенную нефтяную смесь 3 используют в качестве источника тепла для теплообменника 13. Охлажденную обогащенную нефтяную смесь 4 затем подают в традиционный сепаратор 18, который дает сырой продукт 21, попутный газ 19, серный продукт 20 и сбросовую воду 2.
Для полной оценки преимуществ настоящего изобретения используется сравнение PCU-способа с ранее предложенными способами обогащения тяжелой нефти. Ряд ранее предложенных способов обогащения тяжелой нефти относится к жидкофазной реакции обогащения тяжелой нефти, в которой молекулярные связи в жидкофазной тяжелой нефти разрушаются и полученные углеродные радикалы соединяются с доступными водородными радикалами с созданием стабилизированной обогащенной тяжелой нефти.
Напротив, PCU-способ сфокусирован на газофазной реакции обогащения тяжелой нефти. В частности, тепло, высвобожденное в процессе образования сингаза, испаряет часть тяжелой нефти, в результате позволяя иметь место газофазной реакции обогащения тяжелой нефти. Указанное испарение и газофазная реакция происходят намного быстрее, чем жидкофазная реакция, с водородом в сингазе, одновременно способным к соединению с углеродными атомами тяжелой нефти. Хотя способ может быть осуществлен при высоких давлениях, высокие давления не являются необходимыми для облегчения протекания указанной газофазной реакции, что позволяет использование низких давлений при необходимости. Кроме того, водород и углерод соединяются более легко в газовой фазе, что дополнительно уменьшает время реакции обогащения и повышает эффективность способа обогащения.
Поскольку газофазная реакция обогащения PCU-способа протекает быстро, способ быстрого охлаждения обогащенной тяжелой нефти является также необходимым. Благодаря тому что разность температур между испаренной обогащенной тяжелой нефтью и необогащенной тяжелой нефтью является большой, вводимая необогащенная тяжелая нефть быстро охлаждает реакцию обогащения и поэтому предотвращает образование нежелательных отходов. Разность температур является намного меньше в жидкофазных способах, и поэтому реакции в указанных способах не могут охлаждаться так быстро, и невозможно избежать нежелательных отходов в той же степени, как в PCU-способе.
Настоящее изобретение использует доступные в настоящее время компоненты для облегчения изготовления надежного оборудования для обогащения тяжелой нефти. Например, инжектор воспламенения 30 должен позволять воздуху и топливу течь в реакционную камеру 44. Указанное требование может быть удовлетворено соплами, которые давно используются для циркуляции и смешивания жидкостей в закрытых и открытых емкостях. Одним примером сопел, которые могут быть модифицированы, чтобы отвечать требованиям к инжектору воспламенения 30, является продукция торговой марки TurboMix фирмы BETE Fog Nozzle, Inc. of Greenfield, MA. Аналогично, воспламенитель 42 может быть на основе воспламенителей с горячей поверхностью, которые давно используются в газовых устройствах. Например, линия продукции MINI-IGNITER фирмы Saint-Goban/Advanced Ceramics-Norton Igniter Products of Milford, MA может быть модифицирована, чтобы отвечать требованиям PCU-способа. Преимущества воспламенителей с горячей поверхностью по сравнению с искровыми воспламенителями включают низкие требования к пусковой энергии и более безопасную работу. Способность изобретения заявителей быть построенным на доступных в настоящее время технологиях и деталях (в каждом случае из различных и несвязанных ранее областей коммерции) является уникальной характеристикой PCU-способа и важным преимуществом по отношению к ранее предложенным способам обогащения тяжелой нефти.
В определении отличия PCU-способа от ранее рассмотренных способов заявители не связаны никакой отдельной физической, химической или механической теорией работы. Заявители используют указанные теории в попытке объяснить, как и почему считается, что изобретение работает. Указанные теории служат только информационным целям и не должны истолковываться как ограничение никаким образом истинной сути и объема настоящего изобретения.
Второй вариант PCU-способа показан на фиг.3. Данный вариант предусматривает пример эффективности обогащения в результате осуществления PCU-способа. На фиг.3 работа теплообменника 13, инжекционного реактора 14, воздушного компрессора 15, смесителя 16 и печи 17 является такой, как описано выше.
В данной конструкции обогащенная нефтяная смесь 3 подвергается во втором теплообменнике 50 дополнительному охлаждению перед впуском в качестве охлажденной обогащенной тяжелой нефти 4 в газожидкостной сепаратор 51. Эффективность данного осуществления состоит в том, что бойлерная вода 6 может быть использована в качестве охлаждающей среды для теплообменника 50 с нагретой бойлерной водой 23, затем поступающей в печь 17. Результатом является второй источник воды для печи 17 для генерирования пара 7 или, альтернативно, для образования отдельной подачи пара высокого давления 24 для таких применений, как улучшенная очистка нефти.
Газы, отделившиеся в газожидкостном сепараторе 51, пропускают через расширительное устройство, такое как клапан Джоуля-Томсона, 53 и смеситель 54 перед подачей в качестве газа 67 в газообрабатывающую установку 57. Продуктом газообрабатывающей установки 57 является топливный газ 19 и серный продукт 20. В данном варианте серным продуктом 20 наиболее вероятно является водородсульфидный газ, как будет понятно специалистам в данной области техники. В результате сырой продукт 21 будет иметь более низкое содержание серы, чем тяжелая нефть 1. Другая эффективность данного варианта состоит в том, что топливный газ 19 может быть использован в качестве источника энергии для печи 17 и, или в альтернативе, в качестве источника энергии для турбины 60 для генерирования энергии 61.
Жидкости, отделившиеся в газожидкостном сепараторе 51, пропускают через расширительное устройство 52 для получения жидкого продукта 66, который направляют в сепаратор жидкостей 55. Сбросовую воду 22, если образуется, получают после сепаратора жидкостей 55. Любой предварительно неотсепарированный побочный газ 74 направляют в смеситель 59, где его смешивают с газом, выходящим из десорбционной колонны 58. Данную смесь сжимают в компрессоре отходящего газа 56 и подают в смеситель 54. Углеводородные жидкости 65 из сепаратора 55 направляют в десорбционную колонну 58 для образования сырого продукта 21.
Было проведено технологическое моделирование PCU-способа. Многочисленные программы технологического моделирования являются коммерчески доступными; одним примером является программа HYSYS™, версия 2.2, продукция фирмы Hyprotech Ltd., филиал AEA Technology plc. Другие такие программы известны специалистам в данной области техники. В табл.1 представлены типичные рабочие температуры, давления и скорости потока на различных стадиях PCU-способа, и имеются перекрестные ссылки на ссылочные номера на фиг.3. Для простоты в результатах технологического моделирования, показанных в табл.1, использована расчетная смесь тяжелых парафинов и серосодержащих парафиновых соединений для представления тяжелой нефти 1. В частности, смесь 50% н-С30Н62 и 50% н-С30Н61SH была принята для представления тяжелой нефти. Моделирование допускает, что 40% часть поступающего потока тяжелой нефти взаимодействует с сингазом для полного превращения в расщепленные продукты по следующим двум реакциям:
н-С30Н61SH+H2 → н-С30Н62+H2S
н-С30Н62+х H2 → Расщепленные продукты
Предположительно, расщепленные продукты являются смесью соединений, имеющих индивидуальные углеродные последовательности с длиной молекул в интервале от 1 до 22 углеродов. Предполагаемая химия расщепления дает 6,6% газов с 1-4 углеродными молекулами, и общее потребление водорода составляет 268 стандартных фут3/баррель. Испытания на чувствительность проводят для смесей, имеющих предполагаемые углеродные последовательности в интервале длин молекул от 1 до 28 углеродов с выходом расщепляющего газа 4,7% и общим потреблением водорода 230 стандартных фут3/баррель, без заметного отличия от результатов, обобщенных ниже.
Моделирование допускает, что 10% окиси углерода с сингазом взаимодействует с водой с образованием дополнительных молекул водорода для соединения с радикалами тяжелой нефти. Моделирование допускает, что непрореагировавшие 60% подаваемого потока тяжелой нефти используются для охлаждения реакции обогащения.
Результаты моделирования в табл.1 показывают преимущества PCU-способа. Отношение 0,6 пара 7 к природному газу 5 является ниже, чем требуется в ранее рассмотренных способах обогащения тяжелой нефти. В результате способ дает низкий объем сбросовой воды 22. Кроме того, не происходит снижения выхода сырого продукта 21, что, однако, является типичным для многих способов обогащения тяжелой нефти. Сырой продукт 21, который состоит из смеси на основе 61,8 мол.% расщепленных компонентов тяжелой нефти и 38,2 мол.%. нерасщепленной тяжелой нефти, является обогащенным на 6,8 API по сравнению с тяжелой нефтью 1.
Таблица 1
Результаты моделирования варианта PCU-способа с фиг.3
Ссылки способа Объем потока Объем потока, кгмоль/ч Температура, °F Температура, °С Давление, фунт/кв.дюйм Давление, кПа API-плотность нефти
Тяжелая нефть 1 40000 баррель/день 528,4 199,5 93,1 169 1165 32,8
Подача природного газа 5 в смеситель 16 9,1 стандартный мфут3/день 453,6 80 26,7 178,5 1231  
Пар 7 10810 фунт/час 272,2 372,8 189,3 178,5 1231  
Нагретая бойлерная вода 23 551000 фунт/час 13870 357,2 180,7 1520 10480  
Нагретый сжатый воздух 12 96400 фунт/час 1518 1050 565,6 177 1220  
Нагретая топливная смесь 9 27830 фунт/час 725,8 1050 565,6 177 1220  
Сингаз, генерированный в инжекционном реакторе 14 124230 фунт/час 2768 2237 1225 167 1151  
Нагретая тяжелая нефть 2с 40000 баррель/день 528,4 500 260 167 1151  
Обогащенная тяжелая нефть 3 635400 фунт/час 3295 752,8 400,2 160 1103  
Охлажденная обогащенная тяжелая нефть 4 635400 фунт/час 3295 120 48,9 112,5 776  
Жидкий продукт 66 507600 фунт/час 1255 118,9 48,3 14,8 102  
Сернистый сырой продукт 65 40840 баррель/день 846,1 118,9 48,3 14,8 102  
Подача природного газа 5 в десорбционную колонну 58 910 стандартный кфут3/день 45,4 69,2 20,7 15,8 109  
Газ 67 135600 фунт/час 2147 110 43,3 45 310  
Сбросовая вода 22 991 баррель/день 363,6 118,9 48,3 14,8 102  
Выходящий газ из печи 17 279 стандартный мфут3/день 13880 505,8 263,2 14,8 102  
Сырой продукт 21 40620 баррель/день 829,3 117,4 47,4 15,8 109 39,6
На фиг.4 представлен вариант PCU-способа, подобный варианту на фиг.3, за исключением того, что дистилляционная колонна 62 заменяет десорбционную колонну 58 и часть непрореагировавшей тяжелой нефти 25 рециркулирует обратно в инжекционный реактор 14 при смешивании с тяжелой нефтью 1 в смесителе 63. При моделировании данного варианта рециклируют 20% непрореагировавшей тяжелой нефти из дистилляционной колонны 62, хотя вариант не ограничен рециркулированием любого отдельного процентного содержания непрореагировавшей тяжелой нефти из дистилляционной колонны. Смешанную тяжелую нефть 26 нагревают в теплообменнике 13 перед впуском в инжекционный реактор 14. Моделирование снова допускает, что 40% нагретой тяжелой нефти 2 взаимодействует с сингазом, а остальные 60% являются охлаждающим материалом. Результаты моделирования данного варианта представлены в табл.2. Следует отметить, что сырой продукт 21 имеет значительно большую API-плотность, чем в варианте на фиг.3. В данном варианте сырой продукт 21 содержит 66,9 мол.% расщепленных компонентов тяжелой нефти.
Таблица 2
Результаты моделирования варианта PCU-способа рециркулированной тяжелой нефти на фиг.4
Ссылки способа Объем потока Объем потока, кгмоль/ч Температура, °F Температура, °С Давление, фунт/кв.дюйм Давление, кПа API-плотность нефти
Тяжелая нефть 1 40000 баррель/день 528,4 199,5 93,1 169 1165 32,8
Рециркулированная тяжелая нефть 25 5454 баррель/день 72,0 200 93,3 169 1165  
Подача природного газа 5 в смеситель 16 10,4 стандартный мфут3/день 517,1 80 26,7 178,5 1231  
Пар 7 12320 фунт/час 310,3 372,8 189,3 178,5 1231  
Нагретая бойлерная вода 23 626500 фунт/час 15770 357,7 180,9 1520 10480  
Нагретый сжатый воздух 12 109900 фунт/час 1730 1050 565,6 177 1220  
Нагретая топливная смесь 9 31730 фунт/час 827,4 1050 565,6 177 1220  
Сингаз, генерированный в инжекционном реакторе 14 141630 фунт/час 3155 2237 1225 167 1151  
Нагретая тяжелая нефть 2 40000 баррель/день 528,4 500 260 167 1,151  
Обогащенная тяжелая нефть 3 722500 фунт/час 3754 752,9 400,5 160 1,103  
Охлажденная обогащенная тяжелая нефть 4 722500 фунт/час 3754 120 48,9 112,5 776  
Жидкий продукт 66 576800 фунт/час 1427 118,9 48,3 14,8 102  
Сернистый сырой продукт 65 556100 фунт/час 961,4 118,9 48,3 14,8 102  
Подача природного газа 5 в десорбционную колонну 58 1,0 стандартный мфут3/день 49,9 69,2 20,7 15,8 109  
Газ 67 154400 фунт/час 2447 110 43,3 45 310  
Сбросовая вода 22 1130 баррель/день 414,5 118,9 48,3 14,8 102  
Выходящий газ из печи 17 310 стандартный мфут3/день 15580 506,3 263,5 14,8 102  
Сырой продукт 21 40710 баррель/день 870,7 118 47,8 15,8 109 56,6
Другой вариант представлен на фиг.5. В данном варианте инжекционный реактор 14 заменен реактором частичного окисления ((РОХ)(ЧО)) 75 и реактором обогащения 66. Частичное окисление относится к способу ограничения количества кислорода, которое является доступным для взаимодействия с топливной смесью так, чтобы обеспечить, чтобы преобладающими выходящими продуктами являлись водород и окись углерода, а не двуокись углерода и вода. ЧО-реакторы являются хорошо известными в области превращения газа в жидкости, а также в других областях, и данный вариант предусматривает пример осуществления PCU-способа с использованием хорошо понятных коммерчески доступных компонентов. Нагретую топливную смесь 9 и нагретый сжатый воздух 12 подают в реактор частичного окисления 75 для генерирования сингаза 76. Горячий сингаз 76 пропускают через систему впрыскивающих сопел (не показано), расположенных в реакторе обогащения 66. В данном варианте используется высокое отношение пара к природному газу в нагретой топливной смеси 9 для поддержания сингаза 76 при приблизительной температуре 1400°F (760°C). Это предотвращает высокотемпературное разрушение линии потока и сопел, используемых для транспортирования сингаза 76 в реактор обогащения 66. Указанная приблизительная температура не является ограничением данного варианта, но скорее является функцией жаростойкости материалов, используемых для изготовления компонентов обогащающего оборудования. Моделирование данного варианта снова допускает, что 40% нагретой тяжелой нефти 2 взаимодействует с сингазом, а остальные 60% являются охлаждающим материалом. Сырой продукт 21 содержит 60,7 мол.% расщепленной тяжелой нефти и имеет улучшение API-плотности 8,4.
Таблица 3
Результаты моделирования варианта PCU-способа с ЧО-реактором на фиг.5
Ссылки способа Объем потока Объем потока, кгмоль/ч Температура, °F Температура, °С Давление, фунт/кв.дюйм Давление, кПа API-плотность нефти
Тяжелая нефть 1 40000 баррель/день 528,4 199,5 93,1 169 1165 32,8
Подача природного газа 5 в смеситель 16 20,0 стандартный мфут3/день 997,9 80 26,7 178,5 1231  
Пар 7 150600 фунт/час 3792 372,8 189,3 178,5 1231  
Нагретая бойлерная вода 23 930000 фунт/час 23420 450,1 232,3 1520 10480  
Нагретый сжатый воздух 12 154200 фунт/час 2429 800 426,7 177 1220  
Нагретая топливная смесь 9 188050 фунт/час 4790 800 426,7 177 1220  
Сингаз 76 342250 фунт/час 8223 1401 760,8 167 1151  
Нагретая тяжелая нефть 2 40000 баррель/день 528,4 500 260 167 1151  
Обогащенная тяжелая нефть 3 853500 фунт/час 8751 792,5 422,5 160 1103  
Охлажденная обогащенная тяжелая нефть 4 853500 фунт/час 4356 119,7 48,7 14,8 102  
Жидкий продукт 66 626400 фунт/час 4356 119,7 48,7 14,8 102  
Сырой сернистый продукт 65 484500 фунт/час 818,1 119,7 48,7 14,8 102  
Подача природного газа 5 в десорбционную колонну 58 910 стандартный кфут3/день 45,4 69,2 20,7 15,8 109  
Газ 67 233400 фунт/час 4490 110 43,3 45 310  
Сбросовая вода 22 9538 баррель/день 3499 119,7 48,7 14,8 102  
Выходящий газ из печи 17 520,0 стандартный мфут3/день 25900 507 263,9 14,8 102  
Сырой продукт 21 40170 баррель/день 806,4 119,5 48,6 15,8 109 API=41,2
Вариант, представленный на фиг.6, является подобным варианту на фиг.5, за исключением того, что часть топливного газа 19 рециркулирует в реактор обогащения 14. Поскольку топливный газ 19 содержит реакционноспособные газы, водород и окись углерода, данный вариант имеет сниженную потребность в природном газе 5 в топливной смеси 9. После того как топливный газ 19 сжимается в компрессоре 71, пар смешивают в смесителе 70 с топливным газом 19, чтобы уменьшить истирающую коррозию металла в печи 77. Смесь 72 нагревают в печи 77 до температуры предпочтительно в интервале 1000-1500°F (538-816°C) и более предпочтительно в интервале 1200-1400°F (649-760°C) и смешивают с сингазом в смесителе 69. В данном варианте любое количество, но предпочтительно от 0 до 70%, топливного газа 19 может рециркулировать в смеситель 70. Моделирование снова допускает, что 40% нагретой тяжелой нефти 2 взаимодействует с сингазом, а остальные 60% являются охлаждающим материалом.
В табл.4 показано, что использование природного газа 5 снижается на 45% благодаря рециркуляции в моделировании 50% топливного газа 19. Это в свою очередь снижает требуемый объем нагретого сжатого воздуха 12 и пара 7. Данные снижения в свою очередь дают преимущества снижения выделений выходящего газа из печи 17 и снижения объема сбросовой воды 22. Сырой продукт 21 содержит 61,9 мол.% расщепленных компонентов тяжелой нефти. Альтернативная технологическая схема на основе данного варианта позволяет отводить рецикловый топливный газ в газообрабатывающую установку. Данная альтернатива имеет преимущество меньшей газообрабатывающей установки и приводит к тому, что реакционноспособные сульфид водорода и водородные радикалы в непрореагировавшем топливном газе способствуют реакциям обогащения.
Таблица 4
Результаты моделирования варианта PCU-способа с ЧО-реактором и рециркулированием газа на фиг.6
Ссылки способа Объем потока Объем потока, кгмоль/ч Температура, °F Температура, °С Давление, фунт/кв.дюйм Давление, кПа API-плотность нефти
Тяжелая нефть 1 40000 баррель/день 528,4 199,5 93,1 169 1165 32,8
Подача природного газа 5 в смеситель 16 10,5 стандартный мфут3/день 521,6 80 26,7 178,5 1231  
Пар 7 78730 фунт/час 1982 372,8 189,3 178,5 1231  
Нагретая бойлерная вода 23 579000 фунт/час 14580 596,3 313,5 1520 10480  
Нагретый сжатый воздух 12 80630 фунт/час 1270 800 426,7 177 1220  
Нагретая топливная смесь 9 98300 фунт/час 2504 800 426,7 177 1220  
Сингаз 76 178900 фунт/час 4299 1401 760,8 167 1151  
Рецикловый отходящий газ 174300 баррель/день 3383 1401 760,8 167 1151  
Нагретая тяжелая нефть 2 40000 баррель/день 528,4 500 260 167 1151  
Обогащенная тяжелая нефть 3 864400 фунт/час 8209 797,6 425,3 160 1103  
Охлажденная обогащенная тяжелая нефть 4 864400 фунт/час 8209 120 48,9 112,5 776  
Жидкий продукт 66 617100 фунт/час 3990 119,1 48,4 14,8 102  
Сырой сернистый продукт 65 490100 фунт/час 849,8 119,1 48,4 14,8 102  
Подача природного газа 5 в десорбционную колонну 58 910 стандартный кфут3/день 45,4 69 20,7 16 109  
Газ 67 255700 фунт/час 4333 110 43,3 45 310  
Сбросовая вода 22 8417 баррель/день 3088 119,1 48,4 14,8 102  
Выходящий газ из печи 17 297 стандартный мфут3/день 14780 504,5 262,5 14,8 102  
Сырой продукт 21 40680 баррель/день 832,5 117,5 47,5 14,8 109 41,9
Должно быть понятно, что вышеприведенное является только подробным описанием отдельных вариантов данного изобретения. Могут быть использованы другие варианты, и многочисленные изменения в рассмотренные варианты могут быть внесены в соответствии с рассмотрением здесь без отступления от сути или объема настоящего изобретения. Например, каждый из вышеуказанных вариантов включает использование единственного инжекционного реактора или реактора обогащения. PCU-способ этим не ограничивается. В частности, рассматриваются варианты PCU-способа, в котором один инжекционный реактор или реактор обогащения развертывается в последовательности в ряд, что приводит к высокой эффективности обогащения. PCU-способ также может быть использован в вариантах, в которых более одного инжекционного реактора или реактора обогащения развертываются параллельно, так что может быть достигнута более высокая объемная производительность обогащения тяжелой нефти. Каждый из указанных вариантов входит в объем настоящего изобретения. Предшествующее описание поэтому не означает ограничения объема изобретения. Вернее, объем изобретения должен определяться только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.

Claims (12)

1. Способ обогащения тяжелой нефти, в котором, по меньшей мере, часть тяжелой нефти обрабатывают водородсодержащим газом, имеющим температуру выше примерно 649°С, в течение менее 10 с, обработанную тяжелую нефть охлаждают смешиванием обработанной тяжелой нефти с необработанной тяжелой нефтью и стабилизируют охлажденную смесь обработанной тяжелой нефти и необработанной тяжелой нефти в течение 1-60 мин с получением обогащенной нефтяной смеси.
2. Способ по п.1, в котором газ является экзотермическим продуктом воспламенения окисляющего агента и водородсодержащего топлива.
3. Способ по п.1, в котором обработка включает испарение части тяжелой нефти.
4. Способ по п.1, в котором обработка включает преимущественно газофазную реакцию обогащения тяжелой нефти.
5. Способ по п.1, в котором указанная необработанная тяжелая нефть, используемая на указанной стадии охлаждения, находится при температуре 149-427°С.
6. Способ по п.2, в котором водородсодержащим топливом является смесь природного газа и пара.
7. Способ по п.2, в котором окисляющим агентом является сжатый воздух.
8. Способ обогащения тяжелой нефти, содержащий стадии
a) введения окисляющего агента и водородсодержащего топлива в реакторный сосуд;
b) введения тяжелой нефти в реакторный сосуд;
c) воспламенения окисляющего агента и водородсодержащего топлива в присутствии тяжелой нефти с инициированием преимущественно газофазной реакции обогащения; и
d) охлаждения реакции обогащения.
e) стабилизацию охлажденной смеси обработанной тяжелой нефти и необработанной тяжелой нефти в течение 1-60 мин с получением обогащенной нефтяной смеси.
9. Способ по п.8, в котором необогащенную тяжелую нефть используют для охлаждения реакции обогащения.
10. Инжекционный реактор обогащения тяжелой нефти, содержащий
a) реакторный сосуд;
b) средства для введения тяжелой нефти, окисляющего агента и топлива в отдельных впускных потоках в реакторный сосуд;
c) средства вблизи к впускному средству для воспламенения топлива с окисляющим агентом в присутствии тяжелой нефти с инициированием тем самым локализованной реакции обогащения тяжелой нефти;
d) средства для впуска второго потока тяжелой нефти в реакторный сосуд для охлаждения реакции обогащения; и
e) средства для выведения обогащенной нефтяной смеси из реакторного сосуда.
11. Инжекционный реактор обогащения тяжелой нефти, содержащий
a) реакционную камеру;
b) средства для введения тяжелой нефти, топлива и окисляющего агента в первый конец реакционной камеры в отдельных потоках; и
c) средства для воспламенения топлива и окисляющего агента с инициированием тем самым реакции обогащения тяжелой нефти в реакционной камере.
12. Устройство по п.11, дополнительно содержащее средства для введения охлаждающей реакцию тяжелой нефти в инжектор вблизи к месту реакции обогащения.
RU2003133736/04A 2001-04-20 2002-04-18 Способ и устройство для обогащения тяжелой нефти RU2282784C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US28521201P 2001-04-20 2001-04-20
US60/285,212 2001-04-20

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2003133736A RU2003133736A (ru) 2005-03-20
RU2282784C2 true RU2282784C2 (ru) 2006-08-27

Family

ID=23093254

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003133736/04A RU2282784C2 (ru) 2001-04-20 2002-04-18 Способ и устройство для обогащения тяжелой нефти

Country Status (4)

Country Link
US (1) US6852215B2 (ru)
CA (1) CA2440452A1 (ru)
RU (1) RU2282784C2 (ru)
WO (1) WO2002086024A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2481389C2 (ru) * 2007-02-06 2013-05-10 ЭСТРАДА Марсело АКОСТА Процесс изменения вязкости сырой нефти
RU2664102C2 (ru) * 2013-03-13 2018-08-15 Экспендер Энерджи Инк. Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040104147A1 (en) * 2001-04-20 2004-06-03 Wen Michael Y. Heavy oil upgrade method and apparatus
US7745369B2 (en) * 2003-12-19 2010-06-29 Shell Oil Company Method and catalyst for producing a crude product with minimal hydrogen uptake
US20050167328A1 (en) * 2003-12-19 2005-08-04 Bhan Opinder K. Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
US20070000808A1 (en) * 2003-12-19 2007-01-04 Bhan Opinder K Method and catalyst for producing a crude product having selected properties
US20050133405A1 (en) * 2003-12-19 2005-06-23 Wellington Scott L. Systems and methods of producing a crude product
US20060289340A1 (en) * 2003-12-19 2006-12-28 Brownscombe Thomas F Methods for producing a total product in the presence of sulfur
US20070000810A1 (en) * 2003-12-19 2007-01-04 Bhan Opinder K Method for producing a crude product with reduced tan
US20070012595A1 (en) * 2003-12-19 2007-01-18 Brownscombe Thomas F Methods for producing a total product in the presence of sulfur
TW200602591A (en) * 2004-07-08 2006-01-16 hong-yang Chen Gas supply device by gasifying burnable liquid
JP4555010B2 (ja) * 2004-07-15 2010-09-29 株式会社日立製作所 改質燃料焚きガスタービン及びその運転方法
TWI415930B (zh) * 2005-04-06 2013-11-21 Shell Int Research 減少液態含烴原料總酸值（ｔａｎ）的方法
RU2007141712A (ru) * 2005-04-11 2009-05-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Способ получения полупродукта с пониженным содержанием азота и катализатор для его осуществления
CA2604015C (en) * 2005-04-11 2014-02-18 Shell International Research Maatschappij B.V. Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
CA2604009A1 (en) * 2005-04-11 2006-10-19 Opinder Kishan Bhan Method and catalyst for producing a crude product having a reduced nitrogen content
WO2006110660A1 (en) 2005-04-11 2006-10-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and catalyst for producing a crude product having a reduced mcr content
US20070295645A1 (en) * 2006-06-22 2007-12-27 Brownscombe Thomas F Methods for producing a crude product from selected feed
CA2655576A1 (en) * 2006-06-22 2007-12-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods for producing a total product with selective hydrocarbon production
CA2655600A1 (en) * 2006-06-22 2007-12-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for producing a crude product with a long-life catalyst
US20080087578A1 (en) * 2006-10-06 2008-04-17 Bhan Opinder K Methods for producing a crude product and compositions thereof
US7632394B2 (en) * 2007-05-29 2009-12-15 Westinghouse Plasma Corporation System and process for upgrading heavy hydrocarbons
JP4835581B2 (ja) * 2007-11-14 2011-12-14 株式会社Ｉｈｉ 循環流動層改質装置
US8858783B2 (en) * 2009-09-22 2014-10-14 Neo-Petro, Llc Hydrocarbon synthesizer
US8517097B2 (en) * 2009-11-18 2013-08-27 Chevron U.S.A. Inc. System and method for transporting fluids in a pipeline
GB201200155D0 (en) 2012-01-06 2012-02-15 Statoil Asa Process
CN102965138A (zh) * 2012-11-16 2013-03-13 中国石油大学(华东) 重油双反应管半焦循环床热解气化耦合工艺
US10011784B2 (en) 2015-12-18 2018-07-03 Praxair Technology, Inc. Integrated method for bitumen partial upgrading
US10125324B2 (en) 2015-12-18 2018-11-13 Praxair Technology, Inc. Integrated system for bitumen partial upgrading
EA202092430A1 (ru) 2018-04-20 2021-04-07 ЗЭ ТЕКСЭС А энд М ЮНИВЕРСИТИ СИСТЕМ Способ частичного облагораживания тяжелой нефти
CN110529734A (zh) * 2019-08-02 2019-12-03 西安长庆科技工程有限责任公司 一种火筒式加热分离缓冲增压集成装置及方法

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1991750A (en) * 1932-01-14 1935-02-19 William O Keeling Process for the pyrolytic treatment of hydrocarbons and carboniferous material
US4118925A (en) 1977-02-24 1978-10-10 Carmel Energy, Inc. Combustion chamber and thermal vapor stream producing apparatus and method
US4298457A (en) 1978-09-11 1981-11-03 University Of Utah Hydropyrolysis process for upgrading heavy oils and solids into light liquid products
US4234407A (en) * 1979-02-26 1980-11-18 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Reactor and method for hydrocracking carbonaceous material
US4294686A (en) 1980-03-11 1981-10-13 Gulf Canada Limited Process for upgrading heavy hydrocarbonaceous oils
US4415431A (en) * 1982-07-14 1983-11-15 Cities Service Company Integrated oxygasification and hydropyrolysis process for producing liquid and gaseous hydrocarbons
US4931171A (en) 1982-08-03 1990-06-05 Phillips Petroleum Company Pyrolysis of carbonaceous materials
US5133941A (en) 1988-08-19 1992-07-28 Phillips Petroleum Company Apparatus for hydrogenating hydrocarbons
US5069775A (en) * 1990-05-07 1991-12-03 Atlantic Richfield Company Heavy crude upgrading using remote natural gas
US5269909A (en) * 1991-10-29 1993-12-14 Intevep, S.A. Process for treating heavy crude oil
US5922090A (en) 1994-03-10 1999-07-13 Ebara Corporation Method and apparatus for treating wastes by gasification
US5817229A (en) 1995-11-06 1998-10-06 Texaco Inc Catalytic hydrocarbon upgrading process requiring no external hydrogen supply
US5755955A (en) 1995-12-21 1998-05-26 Petro-Canada Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with conversion facilitated by control of polar aromatics
US6059957A (en) 1996-09-16 2000-05-09 Texaco Inc. Methods for adding value to heavy oil
US5883138A (en) 1997-04-25 1999-03-16 Exxon Research And Engineering Company Rapid injection catalytic partial oxidation process and apparatus for producing synthesis gas (law 562)
US5935489A (en) 1997-04-25 1999-08-10 Exxon Research And Engineering Co. Distributed injection process and apparatus for producing synthesis gas
US5980596A (en) 1997-04-25 1999-11-09 Exxon Research And Engineering Co. Multi-injector autothermal reforming process and apparatus for producing synthesis gas (law 565).
US5886056A (en) 1997-04-25 1999-03-23 Exxon Research And Engineering Company Rapid injection process and apparatus for producing synthesis gas (law 560)
US6267912B1 (en) 1997-04-25 2001-07-31 Exxon Research And Engineering Co. Distributed injection catalytic partial oxidation process and apparatus for producing synthesis gas
US5980782A (en) 1997-04-25 1999-11-09 Exxon Research And Engineering Co. Face-mixing fluid bed process and apparatus for producing synthesis gas
US6016868A (en) 1998-06-24 2000-01-25 World Energy Systems, Incorporated Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking
US6016867A (en) * 1998-06-24 2000-01-25 World Energy Systems, Incorporated Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking
CA2249051A1 (en) 1998-09-29 2000-03-29 Canadian Environmental Equipment & Engineering Technologies Inc. Process for upgrading crude oil using low pressure hydrogen
ID29093A (id) 1998-10-16 2001-07-26 Lanisco Holdings Ltd Konversi mendalam yang menggabungkan demetalisasi dan konversi minyak mentah, residu atau minyak berat menjadi cairan ringan dengan senyawa-senyawa oksigenat murni atau tak murni
AU3798300A (en) 1999-04-07 2000-11-14 Ensyn Group, Inc. Rapid thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2481389C2 (ru) * 2007-02-06 2013-05-10 ЭСТРАДА Марсело АКОСТА Процесс изменения вязкости сырой нефти
RU2664102C2 (ru) * 2013-03-13 2018-08-15 Экспендер Энерджи Инк. Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума

Also Published As

Publication number Publication date
US6852215B2 (en) 2005-02-08
CA2440452A1 (en) 2002-10-31
US20030024854A1 (en) 2003-02-06
RU2003133736A (ru) 2005-03-20
WO2002086024A1 (en) 2002-10-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2282784C2 (ru) Способ и устройство для обогащения тяжелой нефти
US4488866A (en) Method and apparatus for burning high nitrogen-high sulfur fuels
JPS601138A (ja) 炭化水素からオレフイン、および芳香族炭化水素を選択的に製造するための熱分解法
JPH0421717B2 (ru)
JPS59159887A (ja) 炭化水素からオレフインを製造するための熱分解法
JPS60219292A (ja) 石油化学製品の選択的製造法
US9771525B2 (en) Method and apparatus for upgrading heavy oil
US20150165414A1 (en) Methods and reactors for producing acetylene
JPS6011585A (ja) 炭化水素から石油化学製品を製造するための熱分解法
JP2002147720A (ja) 部分酸化法用予備混合バーナブロック
US4166830A (en) Diacritic cracking of hydrocarbon feeds for selective production of ethylene and synthesis gas
JPS59152992A (ja) 炭化水素からオレフインを製造するための熱分解法
US20150361010A1 (en) Apparatus and process for the conversion of methane into acetylene
KR102650849B1 (ko) 고온 산소 버너와 자열 개질기의 통합
US10508245B2 (en) Integrated system for bitumen partial upgrading
US20040104147A1 (en) Heavy oil upgrade method and apparatus
RU2340654C2 (ru) Способ и реактор для облагораживания тяжелой нефти и полученный с помощью них продукт
US20150165411A1 (en) Methods and reactors for producing acetylene
US2475093A (en) Process for multistage conversion of hydrocarbons
WO2005073346A1 (en) Process and installation for high temperature processing of heavy petroleum residues
US20180282641A1 (en) Integrated method for bitumen partial upgrading
RU2497930C1 (ru) Способ пиролиза углеводородного сырья
US7250449B2 (en) High temperature hydrocarbon cracking
JPS59168091A (ja) 炭化水素からオレフインと合成ガスを製造するための熱分解法
TW202342706A (zh) 用於烯烴生產之低二氧化碳排放及氫氣輸入裂解加熱器

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20090419