RU2600733C2 - Способ переработки тяжелой нефти и битума - Google Patents

Способ переработки тяжелой нефти и битума Download PDF

Info

Publication number
RU2600733C2
RU2600733C2 RU2011121987/04A RU2011121987A RU2600733C2 RU 2600733 C2 RU2600733 C2 RU 2600733C2 RU 2011121987/04 A RU2011121987/04 A RU 2011121987/04A RU 2011121987 A RU2011121987 A RU 2011121987A RU 2600733 C2 RU2600733 C2 RU 2600733C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydrogen
syngas
bitumen
rich
processing
Prior art date
Application number
RU2011121987/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011121987A (ru
Inventor
Стив Кресняк
Original Assignee
Стив Кресняк
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 Стив Кресняк filed Critical Стив Кресняк
Publication of RU2011121987A publication Critical patent/RU2011121987A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2600733C2 publication Critical patent/RU2600733C2/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
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • 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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/12—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one polymerisation or alkylation step
    • 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
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/382—Multi-step processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
    • C10K3/06—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by mixing with gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1082—Composition of support materials
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—Vacuum residues
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/42—Hydrogen of special source or of special composition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0959—Oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
    • C10J2300/1659—Conversion of synthesis gas to chemicals to liquid hydrocarbons

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу переработки тяжелой нефти или битума с получением синтетических углеводородных продуктов, включающему: (а) обеспечение источника исходного сырья, содержащего тяжелую нефть или битум, (б) обработку указанного исходного сырья с образованием одной или большего количества перегнанных фракций и неперегоняемой низшей фракции, (в) подачу указанной низшей фракции в контур получения сингаза для получения потока сингаза, обедненного водородом, за счет реакции некаталитического частичного окисления, при этом в упомянутом потоке сингаза, обедненного водородом, отношение Н2:СО составляет от приблизительно 0,5:1 до приблизительно 1:1, и взаимодействие указанного сингаза в реакторе Фишера-Тропша с синтезированием углеводородных продуктов, (г) добавление внешнего источника водорода к указанному обедненному водородом сингазу для оптимизации синтеза упомянутых синтетических углеводородных продуктов, по меньшей мере один из которых представляет собой синтетическое нефтяное сырье (варианты) и к способу переработки неперегнанной низшей фракции битума или тяжелой нефти с получением синтетических углеводородных продуктов. Техническим результатом настоящего изобретения является усовершенствование методологии переработки тяжелой нефти и битума для синтеза углеводородов со значительно увеличенным выходом продукции. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 7 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Предложены модификации способов переработки битума и тяжелой нефти для синтеза синтетического нефтяного сырья и другие эффективные способы производства ценных углеводородных субпродуктов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Переработка углеводородов необходима либо для их транспортировки, либо для повышения их продажной стоимости. Кроме того, нефтеперерабатывающие заводы не приспособлены для переработки тяжелой нефти, битума и т.д. и, таким образом, для обеспечения возможности переработки необходимо изменять вязкость, плотность и содержание примесей, таких как тяжелые металлы, сера и азот, присутствующие в таких тяжелых материалах. Переработка, в первую очередь, направлена на снижение вязкости и содержания серы, металлов и асфальтенов в битуме.
[0003] Одной из проблем, связанных с переработкой, является необходимость удаления или модифицирования асфальтенов и тяжелых фракций для получения ценного продукта. В обычных установках по переработке нефти эта проблема усугубляется за счет образования нефтяного кокса или мазута, что приводит к образованию нежелательных отходов. Эти отходы сложно перерабатывать с помощью традиционных способов, и их обычно удаляют, что снижает общий выход продукта.
[0004] Способ по Фишеру-Тропшу используют в течение нескольких десятилетий для получения углеводородов из угля, мазута, нефтяного кокса и биомассы. В течение нескольких последних лет большое внимание уделяют переработке альтернативных источников энергии. Представленные основными производителями синтетического топлива результаты, как в виде ряда запатентованных достижений, так и опубликованных заявок, находящихся в стадии рассмотрения, значительно расширили эту область техники.
[0005] Примеры недавних достижений в данной области техники включают признаки, указанные в патенте США №6958363, выданном на имя Espinoza, et al., Boyle et al., патенте США №7214720, патенте США №6696501, выданном 24 февраля 2004 г. на имя Schanke et al.
[0006] Что касается других усовершенствований в данной области техники, существует большое количество важных достижений не только в области газификации твердого углеродного сырья, но и, в числе прочего, методологии получения сингаза, использования водорода и угарного газа на предприятиях но переработке газа в жидкость, использования водорода в реакторах Фишера-Тропша и превращения биомассы в жидкое углеводородное транспортное топливо. Ниже приведен репрезентативный перечень других аналогичных ссылок. Он включает: Патенты США: №7776114; 6765025; 6512018; 6147126; 6133328; 7855235; 7846979; 6147126; 7004985; 6048449; 7208530; 6730285; 6872753, а также публикации заявок на патент США №№US 2010/0113624; US 2004/0181313; US 2010/0036181; US 2010/0216898; US 2008/0021122; US 2008/0115415 и US 2010/0000153.
[0007] Одно из преимуществ применения способа Фишера-Тропша (ФТ) для переработки битума заключается в том, что он облегчает превращение ранее образованного нефтяного кокса и мазута в ценное высококачественное синтетическое нефтяное сырье (СНС) со значительно повышенным содержанием парафинов. Выход СНС из битумного сырья составляет около или более 100%, что составляет 20% прибавку выхода по сравнению с некоторыми современными способами переработки. Другим преимуществом является отсутствие отходов нефтяного кокса и мазута, загрязняющих окружающую среду, что вносит вклад в утилизацию битума в целом.
[0008] Еще одним преимуществом применения ФТ-способа для переработки битума является получение бессернистого, богатого парафинами и цетаном синтетического нефтяного сырья (СНС). Полезные субпродукты ФТ-способа, например, парафиновая нафта и газообразные ФТ-продукты (такие как метан и сжиженный нефтяной газ (СНГ)), имеют особую ценность в рамках процесса переработки битума и функционирования установок на более ранних стадиях процесса. Газообразные ФТ-продукты, практически не содержащие соединений серы, можно использовать как топливо в установке для переработки или как сырье для получения водорода с целью компенсации потребления природного газа. ФТ-нафта, главным образом состоящая из парафинов, также может быть использована для получения водорода, но, кроме того, вследствие своей уникальной парафиновой природы она также может быть использована в качестве эффективного растворителя для деасфальтирования, который не может быть легко получен при функционировании современных установок по переработке.
[0009] Известно, что парафиновая ФТ-нафта, используемая в качестве растворителя в установках пенообработки нефтеносного песка, улучшает функционирование и эффективность удаления мелких хвостов и воды при сниженном соотношении разбавитель/битум (Р/Б) и относительно низком давлении паров. Это позволяет уменьшить размер и стоимость дорогостоящих сепараторов и отстойников, повысить эксплуатационные характеристики и производительность сепарации, и приводит к подаче практически сухой битумной пены (<0,5 основных осадков и воды) в установку для переработки, при этом снижая нагрузку на пруд для хвостов.
[0010] Одна из разработок в области переработки раскрыта в патенте США №7407571, выданном 5 августа 2008 г. на имя Rettger et.al. В этом источнике сообщается о способе получения бессернистного синтетического нефтяного сырья из тяжелого углеводородного сырья. Патентообладатели указывают, что тяжелые углеводороды обогащали, получая перегнанное сырье, которое включало сернистые продукты и субпродукты с высоким содержанием углерода. Субпродукты превращали в газ, получая сингаз и сернистые субпродукты. Способ, кроме того, включает гидропереработку сернистых продуктов наряду с газообразным водородом с получением газа и бессернистого сырья. Водород выделяли в регенерационной установке из синтетического топливного газа. Способ в целом весьма эффективен, однако он не обладает преимуществом в виде конверсии синтезированных потоков, подходящих для введения в установку гидропереработки для получения синтетического сырья, повторного использования отдельных потоков в установке для переработки, а также не содержит каких-либо конкретных указаний относительно возможности интеграции со способом Фишера-Тропша или возможных преимуществ применения парового риформинга метана и/или автотермического риформинга в технологической схеме процесса для достижения максимального выхода СНС и снижения зависимости от природного газа.
[0011] Iqbal et al. в патенте США №7381320, выданном 3 июня 2008 г., предложен способ переработки сырой нефти из подземного нефтеносного пласта. Порцию тяжелой нефти или битума подвергают деасфальтизации растворителем, получая фракцию асфальтенов и деасфальтированную нефть, называемую DAO - фракцией, не содержащей асфальтенов и с пониженным содержанием металлов. Асфальтеновая фракция, полученная при деасфальтизации растворителем, поступает в установку переработки асфальтенов, а фракция DAO поступает в составе подаваемого сырья вместе с ФКК-катализатором в реакционную зону установки флюид-каталитического крекинга (ФКК) для удаления части металлов из фракции DAO. Поток углеводородов, выделенных на этом этапе, характеризуется пониженным содержанием металлов. В документе не содержится каких-либо конкретных указаний относительно возможности интеграции со способом Фишера-Тропша.
[0012] В патенте США №7708877, выданном 4 мая 2010 г. на имя Farshid et al., предложен интегрированный способ переработки тяжелой нефти с одновременной конечной гидрообработкой, В данном способе предложена система реакторов для гидропереработки суспензий, обеспечивающую возможность циркуляции непрерывной смеси катализатора, сырой нефти и переработанной нефти по всему реактору без ограничений. Смесь частично разделяют между реакторами для удаления одной лишь переработанной нефти, при том, что сырая нефть в катализаторной суспензии продолжает поступать на переработку в следующий реактор, где часть сырой нефти перерабатывают до соединений с более низкой температурой кипения. Дополнительную гидрообработку осуществляют в дополнительных реакторах для полной переработки нефти. Затем так называемую полностью переработанная нефть подвергают конечной гидрообработке для практически полного удаления гетероатомов, таких как сера и азот.
[0013] Этот документ в первую очередь имеет отношение к гидропереработке тяжелых углеводородов и не подходит для переработки битума. Он также не содержит каких-либо указаний относительно использования способа Фишера-Тропша, применения рециркуляционных потоков, получения водорода или других ценных и эффективных операциях, имеющих важное значение для успешной переработки неочищенного битума.
[0014] Другие ссылки, имеющие отношение к данной области техники, включают Calderon et al. в патенте США №7413647, выданном 19 августа 2008 г., и заявку на патент США, опубликованную под №US 2009/0200209 13 августа 2009 г., на имя Sury et al.
[0015] Технология, разработанная и описанная в настоящем документе, дает большое количество преимуществ. Они реализуются разными способами, включая:
i) примерно 100% или более выход синтетического сырья из тяжелой нефти или битума без получения отходов - нефтяного кокса или мазута;
ii) повышенное качество синтетического нефтяного сырья (СНС), обессеренное легкое сырье с повышенным содержанием парафинов и пониженным содержанием ароматических соединений и компонентов тяжелого газойля в ассортименте продукции;
iii) для получения водорода для переработки требуется меньше природного газа, поскольку ФТ-нафта, газообразные ФТ-продукты и газообразные продукты гидропереработки можно повторно использовать для получения сингаза, богатого водородом;
iv) чистый водород для использования в установках гидропереработки (гидрокрекинга, изомеризации, гидрообработки) можно получить из сингаза, богатого водородом, с помощью мембран, абсорбции или установок для адсорбции при переменном давлении;
v) жидкости по Фишеру-Тропшу (ФТ) главным образом состоят из парафинов, что улучшает качество и повышает ценность ассортимента продукции CMC;
vi) ФТ-нафта редко бывает доступна в любом количестве в современных установках для переработки, и ее использование для деасфальтизации вакуумного остатка в установке деасфальтизации растворителем (SDR) и в установке пенообработки нефтеносного песка было бы весьма предпочтительно; и
vii) В газогенераторной (XTL) установке обработки сингаза доступен концентрированный СО2, что позволяет использовать установку для переработки в качестве дешевого источника CO2 в проектах по улавливанию и удалению углерода (CCS).
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0016] Одна из задач настоящего изобретения заключается в обеспечении усовершенствованной методологии переработки тяжелой нефти и битума для синтеза углеводородов со значительно увеличенным выходом продукции без получения субпродукте в-отходов, например нефтяного кокса или мазута.
[0017] Дополнительная задача одного из вариантов реализации настоящего изобретения заключается в обеспечении способа переработки битума для получения углеводородных субпродуктов, включающего;
i) обеспечение источника исходного сырья в виде битума или тяжелой нефти;
ii) обработку указанного исходного сырья с образованием неперегнанной низшей фракции;
iii) подачу указанной низшей фракции в контур получения сингаза для получения потока сингаза, обедненного водородом, за счет реакции некаталитического частичного окисления, и реакцию указанного сингаза в реакторе Фишера-Тропша с целью синтеза углеводородных субпродуктов;
iv) добавление источника водорода в указанный сингаз, обедненный водородом, для оптимизации синтеза углеводородов, по меньшей мере один из которых представляет собой синтетическое нефтяное сырье.
[0018] Настоящая технология уменьшает недостатки, присущие известным способам.
[0019] Синтетическое сырье является продуктом, получаемым на установке переработки битума/тяжелой нефти, используемой для переработки битума и тяжелой нефти из извлекаемых нефтеносных песков и производствам in situ. Оно также относится к нефти из битуминозных сланцев, продукту пиролиза битуминозных сланцев. Свойства синтетического сырья зависят от способов, использованных при переработке. Обычно оно характеризуется низким содержанием серы и плотностью около 30 градусов АНИ, подходящей для традиционного сырья для нефтепереработки. Его также называют «обогащенным сырьем»
[0020] Настоящее изобретение объединяет в ранее не использовавшейся комбинации ряд известных типовых операций с получением значительно улучшенного пути синтеза с высоким выходом высококачественных синтетических углеводородных продуктов. Интеграция способа Фишера-Тропша с генератором сингаза, богатого водородом, который использует ФТ-нафту и/или газообразные ФТ-продукты / газообразные продукты из установки для переработки в качестве первичного топлива в комбинации с природным газом, в паровом риформинг метана (SMR) и/или автотермический риформинг (ATR) приводит к получению высококачественного обессеренного синтетического нефтяного сырья, образующегося при отсутствии нефтяного кокса и мазута.
[0021] Было обнаружено, что при использовании установки парового риформинга метана (SMR) в качестве генератора сингаза, богатого водородом, при использовании ФТ-нафты или газообразных ФТ-продуктов/газообразных продуктов из установки для переработки в комбинации с природным газом можно достичь существенных результатов при смешении с обедненным водородом сингазом, полученным путем перевода неперегнанного битума или низшей фракции тяжелой нефти в газовую фазу.
Достигается значительное увеличение выхода продукции в диапазоне среднедистиллятных синтетических углеводородов. Общий вид реакции является следующим:
Природный газ + ФТ-нафта(об) + газообразные ФТ-продукты / газообразные продукты из установки для переработки + пар + тепло → СО+nH2+СО2
[0022] Как известно специалистам в данной области техники, паровой риформинг метана можно проводить в любых подходящих условиях для стимулирования конверсии исходного сырья; в качестве примера в вышеприведенном уравнении показан риформинг метана в водород Н2 и монооксид углерода СО, или в то, что называют сингазом, или, конкретно, сингазом, богатым водородом. Существенная выгода приводит к более чем 30% увеличению выхода среднедистиллятных синтетических углеводородов. Пар и природный газ добавляли для оптимизации желательного соотношения водород: монооксид углерода до приблизительного диапазона 3:1-6:1. К любой части контура получения сингаза SMR также можно добавить установку реакции конверсии водяного газа (WGS), адсорбции при переменном давлении (PSA) или мембранную установку для дополнительного обогащения потока, богатого водородом, и образования потока практически чистого водорода для применения при гидроперереботке. Обычно для получения тепловой энергии в топке SMR используют природный газ или любое другое подходящее топливо.
[0023] Установка парового риформинга может содержать любой подходящий катализатор, например один или несколько каталитически активных компонентов, таких как палладий, платина, родий, иридий, осмий, рутений, никель, хром, кобальт, церий, лантан или их смеси.
[0024] Кроме того, было обнаружено, что использование установки автотермического риформинга (ATR) в качестве единственного генератора сингаза, богатого водородом, либо в комбинации с SMR, либо в составе гибридной комбинации ATR/SMR, называемой XTR, дает существенную выгоду, приводящую к более чем 200% увеличению выхода среднедистиллятных синтетических ФТ-углеводородов. Сырьевые потоки для ATR или XTR состоят из ФТ-нафты, газообразных ФТ-продуктов, богатых HI газообразных продуктов из установки для переработки, СО2, О2 и природного газа.
[0025] Аналогичным образом, как хорошо известно специалистам в данной области техники, при автотермическом риформинге используют диоксид углерода и кислород или пар в реакций с легкими газообразными углеводородами, такими как природный газ, газообразные ФТ-продукты или газообразные продукты из установки для переработки, для получения сингаза. С учетом процедуры окисления, эта реакция экзотермическая. Если в установке автотермического риформинга используют диоксид углерода, на выходе получают соотношение водород:монооксид углерода 1:1, а если в установке автотермического риформинга используют пар, получают соотношение приблизительно 2,5:1, или, иногда, до 3,5:1.
[0026] В установке автотермического риформинга протекают следующие реакции:
2СН4+O2+CO2->3Н2+3СО+H2O+тепло.
Если используют пар, уравнение реакции выглядит следующим образом:
4СН4+O2+2H2O+тепло->10Н2+4СО.
[0027] Одно из более существенных преимуществ применения ATR заключается в возможности изменения соотношения водород: монооксид углерода. Согласно настоящей технологии, ATR также можно рассматривать в качестве генератора богатого водородом сингаза, как описано ранее. Было обнаружено, что добавление операции ATR в технологическую схему в комбинации с контуром получения богатого водородом сингаза, как показано в вышеприведенном примере, в качестве установки парового риформинга метана (SMR) оказывает значительный эффект на общий выход углеводородов согласно данному способу. Аналогично, к любой части контура получения сингаза ATR и комбинированного ATR/SMR или XTR также можно добавить установку конверсии водяного газа (WGS), адсорбции при переменном давлении (PSA) или мембранную установку для дополнительного обогащения потока, богатого водородом, и получения потока практически чистого водорода для применения при гидроперереботке. Обычно для получения тепловой энергии в топке ATR, SMR и XTR используют природный газ или любое другое подходящее топливо.
[0028] Настоящее изобретение объединяет в ранее не использовавшейся комбинации ряд известных типовых операций с целью интеграции способа Фишера-Тропша с использованием реакции конверсии водяного газа для обогащения сингаза, что приводит к получению ценного обессеренного синтетического нефтяного сырья при отсутствии нефтяного кокса и мазута.
[0029] С точки зрения дополнительных изменений вышеописанного способа, реакцию Фишера-Тропша можно дополнительно подвергать реакции конверсии водяного газа (WGS). Соответственно, еще одной задачей одного из вариантов реализации настоящего изобретения является обеспечение способа, при котором реактор конверсии водяного газа (WGS) заменен на генератор сингаза, богатого водородом (XTR), выбранный из группы, состоящей из установки парового риформинга метана (SMR), автотермического риформинга (ATR) или их комбинации.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0030] Фигура 1 представляет собой технологическую схему методологии, используемой в данной области техники при переработке извлекаемых и in situ тяжелой нефти и битума;
[0031] Фигура 2 представляет собой технологическую схему, аналогичную Фигуре 1, иллюстрирующую дополнительную методику, известную в данной области техники;
[0032] Фигура 3 представляет собой технологическую схему, иллюстрирующую дальнейшее изменение технологии, известной в данной области техники;
[0033] Фигура 4 представляет собой технологическую схему, иллюстрирующую дальнейшее изменение технологии, известной в данной области техники;
[0034] Фигура 5 представляет собой технологическую схему, иллюстрирующую вариант реализации настоящего изобретения;
[0035] Фигура 6 представляет собой технологическую схему, иллюстрирующую дополнительный вариант реализации настоящего изобретения; и
[0036] Фигура 7 представляет собой технологическую схему, иллюстрирующую еще один вариант реализации настоящего изобретения.
[0037] Аналогичные цифровые обозначения на фигурах означают аналогичные элементы.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
[0038] На Фигуре 1 показан способ согласно известному уровню техники, обозначенный как 10. Источник тяжелой нефти или битума 12 может содержать залежи битума, которые могут быть извлекаемыми или находиться в месте естественного залегания (in situ). Затем битум можно транспортировать к производственной установке 14, в которую можно вносить разбавитель или растворитель по линии подачи 16 из установки для переработки 18. Разбавитель или растворитель могут содержать любой подходящий материал, например, подходящие жидкие алканы. Результатом внесения разбавителя по линии 16 является подвижная смесь битума (разбавленный битум). После переработки разбавленного битума в установке для переработки 18 образованное таким образом синтетическое сырье 20 обрабатывали на нефтеперерабатывающей установке 22, где образовывались нефтепродукты, обозначенные как 24.
[0039] Производственная установка 14 в первую очередь удаляла из потока воду и твердые вещества. Растворитель 16 добавляли к необработанному битуму для обеспечения необходимых параметров подвижности и сепарации, в первую очередь обеспечивая снижение вязкости. В ситуации, когда битум получен из нефтеносного песка, к исходному материалу добавляли воду для получения суспензии для транспортировки к установкам экстракции и пенообработки и установке для переработки 18. Обезвоженный битум затем транспортировали по трубопроводу (не показан) в смеси с разбавителем к 18. Высушенный необработанный битум обрабатывали на этапе первичной и вторичной переработки, получая обессеренное или сернистое нефтяное сырье (СНС). СНС транспортировали в нефтеперерабатывающую установку 22 для дальнейшей переработки в нефтепродукт 24, как указано выше, примеры которого включали транспортное топливо, например, газолин, дизельное и авиационное горючее, смазочные масла и другие исходные материалы для нефтехимической конверсии.
[0040] На Фигуре 2 показана технологическая схема способа переработки битума при использовании нефтеносного песка. Общий способ обозначен как 30, Система относится к способу производства битума из извлекаемых нефтеносных песков, где исходный извлекаемый нефтеносный песок 32 из разрабатываемого месторождения смешивали с водой 34 в установке подготовки руды 36 и затем транспортировали к установке первичной экстракции 38. В установке 38 отделяли большие объемы воды и крупных хвостов 40 и возвращали их в пруд для хвостов 42.
[0041] Частично обезвоженный битум 44 переносили в установку для пенообработки 46. На этом этапе для отделения оставшейся воды и измельченной глины, а также мелких хвостов в 48 добавляли растворитель, обычно нафту с высоким содержанием ароматических соединений (полученную из битума) или парафиновый растворитель (полученный из природного газоконденсата). Затем пену обрабатывали в установке регенерации растворителя 52 для повторного использования в установке
пенообработки. Для полной регенерации растворителя хвосты проходили через установку регенерации растворителя для хвостов 50. Мелкие хвосты переносили в пруд для хвостов 42. Чистую высушенную пену затем помещали в установку для переработки битума 54, показанную на Фигуре 2 пунктирной линией. Вообще говоря, установка для переработки битума 54 включает два основных процесса - первичную и вторичную переработку. Установка для первичной переработки обычно состоит из двух перерабатывающих методологий. Первая из них - коксование, где тяжелые фракции битума удаляют в виде нефтяного кокса. Выход синтетического нефтяного сырья составляет между приблизительно 80% и приблизительно 85% объема, а оставшуюся часть, в основном превращенную в нефтяной кокс, возвращают для хранения в место первоначального залегания. Кроме того, процесс коксования представляет собой жесткий метод обработки и приводит к высокому содержанию ароматических соединений в синтетическом нефтяном сырье. Второй способ - деструктивная гидрогенизация - включает использование суспензионнои каталитической системы гидропереработки с добавлением водорода для переработки битумной смеси и получения асфальтеновых отходов и продукта - синтетического нефтяного сырья. Выход синтетического нефтяного сырья обычно превышает 100% ввиду набухания продукта.
[0042] Поток углеводородных продуктов из установки для первичной переработки затем обрабатывают на установке для вторичной переработки, состоящей из установок гидрообработки, использующих водород для стабилизации продуктов синтетического сырья, в целом обозначенных как 56, и уменьшения примесей серы и азота. Природный газ используют в водородной установке для получения требуемого количества водорода для установки для переработки и одновременного получения электроэнергии для использования в установке для переработки. Общие процессы в установке для переработки битума обозначены пунктирными линиями и хорошо известны специалистам в данной области техники.
[0043] На Фигуре 3 показаны дополнительные способы частичной переработки, известные в данной области техники, и на этой технологической схеме изображена установка по производству битума in situ. Способ в целом обозначен как 60. На этой схеме тяжелую нефть или битум подвергали воздействию пара in situ для экстрагирования нефти. Сырой битум 62 обрабатывали на традиционной установке гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD) или стимулирования циклической закачкой пара (CSS) 64 для удаления воды 66. Разбавитель 68 обычно добавляли к сырому битуму 62 в установке 64 для получения водонефтяной фракции и дальнейшего обеспечения разбавленной смеси для транспорта по трубопроводу, «разбавленного битума», обозначенного как 70. Разбавленный битум можно транспортировать по трубопроводу (не показан) к отдаленным перерабатывающим установкам, где его смешивают с обычным сырьем в качестве исходного сырья. В более интегрированных конфигурациях возможно применение перегонки, деасфальтизации или легкого крекинга, обработки с целью получения тяжелого сернистого сырья, практически не содержащего низших фракций, для подачи в перерабатывающие установки. Этот способ приводит к получению потока асфальтена или вакуумного остатка, требующего утилизации. Частично обогащенный битум пригоден к транспортировке по трубопроводу. Разбавленный битум перерабатывают в установке для частичной переработки битума 72 с использованием способа, показанного внутри пунктирного прямоугольника. Транспортируемый битум обозначен на Фигуре 3 как 74.
[0044] Следует в полной мере понимать, что модификации способа, показанные на Фигурах 1-3, используемые на существующих предприятиях по производству тяжелой нефти и битума, либо приводят к получению отходов, например, нефтяного кокса или мазута, что ведет к существенным потерям, либо требуют значительных количеств водорода или разбавителя для переработки продукта до состояния, пригодного к использованию в качестве исходного сырья для нефтепереработки. Существующие способы не обеспечивают технологии, способной обеспечивать извлечение всех ценных компонентов битума или тяжелой нефти, и приводят к нагрузке на окружающую среду, связанной со сбором и утилизацией отходов.
[0045] На Фигуре 4 показана дальнейшая модификация усовершенствованного способа переработки битума согласно известному уровню техники, изложенного в патенте Канады №2439038 и патенте США №7407571, выданном на имя Reitger, et al., (Ormat industries Ltd.).
[0046] Общий способ обозначен как 80.
[0047] Разбавленный битум или пену 70 вносят в среду дистилляционной установки 82, неперегнанный тяжелый осадок транспортируют и вносят в установку деасфальтизации раствором (SDA) 84, а асфальтеновый осадок затем подают в газогенератор 86, входящий в состав газогенераторной установки Ormat 88. Деасфальтированный материал (DAO) переносят в установку гидропереработки 108 для переработки до синтетического нефтяного сырья. Как вариант, в технологической схеме можно использовать установку вакуумной перегонки 110, которая может вносить улавливаемый вакумный газойль в установку гидропереработки 108. Аналогично, в SDA 84 вносят вакуумный остаток для оптимизации конфигурации процесса.
[0048] Сернистый сингаз, полученный на газогенераторной установке, затем поступает в установку обработки сингаза 90 для удаления кислого газа. Кислый газ удаляют в 92 и обрабатывают на установке извлечения серы 94, выпускающей в качестве продуктов по меньшей мере жидкую серу 96 и CO2 98. Обработанный или «обессеренный» сингаз затем обрабатывают в процессе реакции конверсии водяного газа (WGS) (Фигура 4), обозначенном как реактор конверсии СО 100. Реактор 100 заполняют паром. Реакция конверсии водяного газа представляет собой попросту превращение СО в СО2 для получения сингаза, богатого водородом. Сингаз, богатый водородом, в дальнейшем можно обработать в обычной установке адсорбции при переменном давлении (PSA) или на мембранной установке, где концентрацию водорода доводят до более чем 99%, это происходит в установке 104. Водород 106, полученный в 104, затем является исходным сырьем для установки гидропереработки 108. В результате гидропереработки образуется синтетическое нефтяное сырье (СНС), обозначенное как 116, и топливный газ, обозначенный как 114.
[0049] Возвращаясь к установке 104, субпродуктом 104 является остаточный газ или сингаз с низким BTU, который используют в качестве горючего в паротепловых генераторах SAGD для возмещения потребности в природном газе как первичном топливе. Этот способ имеет преимущество при недостаточном снабжении природным газом и т.д.
[0050] На Фигуре 5 показан первый вариант реализации усовершенствованного технологического способа переработки битума, включающего технологию Фишера-Тропша и синтез водорода. Процесс в целом обозначен как 120 и имеет частичное преимущество в виде того, что обессеренный сингаз, богатый углеродом, не пропускают через реакцию конверсии водяного газа, обозначенную как 100 на Фигуре 4, но дополняют внешним водородом 138 для создания оптимального состава сингаза, при обычном соотношении водород:монооксид углерода от более чем 1,8:1 до 22:1 предпочтительно 2:1, подаваемого в реактор Фишера-Тропша для получения высококачественных парафиновых жидких ФТ-продуктов.
[0051] Использование реактора Фишера-Тропша вместе с устранением образования отходов нефтяного кокса/мазута и последующим добавлением источника водорода для максимизации степени превращения газообразного углерода делает настоящий способ экономичным, удобным и высокоэффективным.
[0052] В показанном варианте реализации газогенераторную установку Ormat 88 заменяли последовательностью операций (операций XTL), показанных пунктирной линией 122. В газогенераторе 86 происходило превращение неперегнанных тяжелых нефтяных осадков, обычно с помощью кислорода (02) 124, с получением обедненного водородом или богатого углеродом сингаза 88, имеющего соотношение водород:диоксид углерода в диапазоне от 0,5:1 до 1,5:1, более конкретно приблизительно 1:1, пример которого приведен в Таблице 1.
[0053] Таблица 1. Типичный состав сингаза, обедненного водородом, полученного в газогенераторе XTL
Тип исходного сырья Тяжелое
дизельное		 Вакуумный
остаток		 Асфальтен
Состав сингаза (мол. %)
Диоксид углерода (СО2) 2,75% 2,30% 5,0%
Монооксид углерода (СО) 49,52% 52,27% 50,4%
Водород (Н2) 46,40% 43,80% 42,9%
Метан (СН4) 0,30% 0,30% 0,3%
Азот (+аргон) (N2) 0,23% 0,25% 0,4%
Сероводород (H2S) 0,78% 1,08% 1,0%
[0054] Общий субпродукт, содержащий тяжелые металлы и золу, сбрасывали в виде шлака, обозначенного как 126. Сингаз 88 затем подавали в установку 90 для удаления кислых газов 92 для получения обессеренного обедненного водородом сингаза 91. Для гарантии того, что обессеренный сингаз не содержит примесей, таких как соединения серы, которые обладают значительным неблагоприятным действием на катализатор Фишера-Тропша, обычно применяют дополнительные технологии очистки, адсорбции и промывки (не показаны), известные специалистам в данной области техники. Затем кислый газ перерабатывают в установке извлечения серы 92, получая элементарную серу 96 и диоксид углерода (СО2), как в случае способа, изображенного на Фигуре 4. Обессеренный обедненный водородом сингаз 91 затем подают в реактор Фишера-Тропша, обозначенный как 128. В качестве вероятного варианта, углеводородные субпродукты, образующиеся после реакции в реакторе Фишера-Тропша 128, включают газообразные продукты по Фишеру-Тропшу 184 (СО+Н2+С1+С2+СЗ+С4), нафту 130, легкие жидкости по Фишеру-Тропшу 132 (LFTL) и тяжелые жидкости по Фишеру-Тропшу (HFTL) 134, в целом называемые ФТ-парафином.
[0055] Для повышения общей эффективности способа установку 122, в частности, перед установкой переработки сингаза 90 и/или реактором Фишера-Тропша 128, можно дополнить внешним источником водорода 136 и 138, соответственно. Кроме того, по меньшей мере некоторую часть паров из реактора Фишера-Тропша можно повторно внести до установки переработки сингаза 90, что обозначено как 140, и/или использовать в качестве топлива 114 в установке для переработки. Жидкости 130,132 и 134 вносили в установку гидропереработки 108. Схему также можно дополнить внесением нафты прямой перегонки 144 из установки для перегонки при атмосферном давлении 82, легкого вакуумного газойля (LVGO) 142 из установки вакуумной перегонки 110 и, возможно, деасфальтированной нефти 112 (DAO) из установки SDA 84. Комбинированные потоки можно подвергать ряду способов гидропереработки 108, например, гидрокрекингу, термическому крекингу, изомеризации, гидрообработке и фракционированию, для получения по меньшей мере синтетического нефтяного сырья 116. В качестве дополнительных вариантов, любую часть нафты Фишера-Тропша 130, особенно парафиновую нафту, обозначенную как 156, можно повторно внести в установку деасфальтизации 84 в 152 или распределить в качестве подпитки растворителя 156 для внесения в установку пенообработки нефтеносного песка (не показана, но в целом обозначена как 158).
[0056] Кроме того, в установку 108 и установку гидрообработки 160 в 166 и 164 можно внести дополнительный водород. Подачу водорода можно осуществить из источника водорода, упомянутого ранее в настоящем документе. Продукты из установки фракционирования, установки гидрообработки 160, установки гидропереработки 108 и установки Фишера-Тропша 128, обозначенные как 170, 172 и 174, соответственно, вносили в топливный газ 114. Затем часть 172 и 170, богатую водородом, можно смешать с сингазом, обедненным водородом, в 88 или 91 для переработки этого потока для оптимальной производительности установки Фишера-Тропша.
[0057] На Фигуре 6 показана еще одна модификация методологии, обозначенная как 180.
[0058] Основные изменения на Фигуре 6 по сравнению с Фигурой 5 включают модификацию XTL, установки 122, и введение генератора сингаза, богатого водородом, и повторного использования сингаза, богатого водородом, в установке Фишера-Тропша 128.
[0059] Установку 122 модифицировали для добавления генератора сингаза, богатого водородом, обозначенного как 182. Генератор 182 обычно состоит из установки парового риформинга метана (SMR) (не показана) или автотермического риформинга (ATR) (не показана) и их комбинаций. Природный газ 188, пары Фишера-Тропша 184, топливный газ, богатый водородом 174, и т.д. из установки гидропереработки 108 и установки фракционирования 160 и нафту по Фишеру-Тропшу 186 можно подавать по отдельности или в комбинации в установку 122 для получения сингаза, богатого водородом 190, в котором соотношение между водородом и монооксидом углерода находится в диапазоне от 2:5 до 6:1. Это представляет собой важный аспект настоящего изобретения, работающий совместно с реактором Фишера-Тропша 128 и обеспечивающий эффективные результаты, полученные в ходе практического осуществления технологии, обсуждаемой в настоящем документе по отношению к Фигурам 5-6. Природный газ 188 можно использовать в качестве первичного исходного сырья для генератора 182, а потоки 174, 130 и 184 можно использовать для максимизации функционирования установки для переработки. Как вариант, если рынок природного газа менее благоприятен, потоки 174, 130 и 184 можно полностью использовать для возмещения потребности в природном газе. Сингаз, богатый водородом 190, можно вносить перед установкой переработки сингаза 90 в 190, если необходима переработка, или, как вариант, любую часть сингаза, богатого водородом 190, можно направить непосредственно в установку Фишера-Тропша 128.
[0060] Таким образом, сингаз, богатый водородом 190, смешивали с сингазом, богатым углеродом, для получения сингаза, оптимального для способа Фишера-Тропша, в котором соотношение водорода и монооксида углерода составляло предпочтительно 2:1. Подача смешанных потоков в установку 122 снижает количество природного газа, необходимое для достижения подаваемого потока, оптимального для способа Фишера-Тропша, таким образом обеспечивая коммерческое преимущество по сравнению с установками для переработки, зависящими от природного газа, а также преимущество перед современными дешевыми источниками природного газа.
[0061] Кроме того, часть сингаза, богатого водородом 190, можно внести в водородную установку 192, где получают поток очищенного водорода 164 для использования в установках гидропереработки 108 и 170. Водородная установка 192 может быть основана на технологии адсорбции при переменном давлении (PSA), мембранной или абсорбционной технологии, известных специалистам в данной области техники.
[0062] На Фигуре 7 установку 122 подвергали дальнейшей модификации, установку 192 и генератор 182 заменили установкой для конверсии водяного газа (WGS). Процесс в целом обозначен как 200. Установка конверсии водяного газа обозначена как 202 и расположена между установкой переработки сингаза 90 и установкой Фишера-Тропша 128. Как известно, реактор конверсии водяного газа применяют для переработки необработанного сингаза, что, в свою очередь, приводит к оптимизации соотношения водород:монооксид углерода в сингазе для способа Фишера-Тропша. Подачу пара в установку для проведения реакции WGS 202 можно осуществить из газогенератора 86, что показано как 204. Кроме того, богатый водородом газ 171 и 173 из установок гидропереработки можно объединить с газообразными ФТ-продуктами 140 для обогащения подаваемого ФТ-сингаза.

Claims (21)

1. Способ переработки тяжелой нефти или битума с получением синтетических углеводородных продуктов, включающий
(а) обеспечение источника исходного сырья, содержащего тяжелую нефть или битум,
(б) обработку указанного исходного сырья с образованием одной или большего количества перегнанных фракций и неперегоняемой низшей фракции,
(в) подачу указанной низшей фракции в контур получения сингаза для получения потока сингаза, обедненного водородом, за счет реакции некаталитического частичного окисления, при этом в упомянутом потоке сингаза, обедненного водородом, отношение Н2:СО составляет от приблизительно 0,5:1 до приблизительно 1:1, и взаимодействие указанного сингаза в реакторе Фишера-Тропша с синтезированием углеводородных продуктов,
(г) добавление внешнего источника водорода к указанному обедненному водородом сингазу для оптимизации синтеза упомянутых синтетических углеводородных продуктов, по меньшей мере один из которых представляет собой синтетическое нефтяное сырье.
2. Способ по п. 1, где указанный источник водорода содержит поток сингаза, богатого водородом, полученный в генераторе богатого водородом сингаза.
3. Способ по п. 2, где указанный генератор богатого водородом сингаза выбирают из группы, состоящей из установки парового риформинга метана (SMR), установки автотермического риформинга (ATR) и их комбинаций.
4. Способ по любому из пп. 2 или 3, где в указанном генераторе богатого водородом сингаза используют богатое водородом исходное сырье с получением указанного потока богатого водородом сингаза.
5. Способ по п. 4, где указанное богатое водородом исходное сырье выбирают из группы, состоящей из природного газа, ФТ-паров, ФТ-нафты, паров из установки гидропереработки и их комбинаций.
6. Способ по любому из пп. 2-5, дополнительно включающий очистку по меньшей мере части указанного богатого водородом сингаза.
7. Способ по п. 6, где очистку указанного богатого водородом сингаза осуществляют с помощью адсорбции при переменном давлении, мембран или жидкостной абсорбции.
8. Способ переработки тяжелой нефти или битума с получением синтетических углеводородных продуктов, включающий
(а) обеспечение исходного сырья, содержащего битум или тяжелую нефть, обработку указанного исходного сырья с образованием одной или большего количества перегнанных фракций и неперегнанной низшей фракции,
(б) подачу низшей фракции в контур получения сингаза для получения потока сингаза, обедненного водородом, за счет реакции не каталитического частичного окисления, при этом в упомянутом потоке сингаза, обедненного водородом, отношение Н2:СО составляет от приблизительно 0,5:1 до приблизительно 1:1,
(в) обработку указанного потока обедненного водородом сингаза по реакции конверсии водяного газа (WGS) с получением оптимальной композиции сингаза, в которой отношение Н2:СО составляет от приблизительно 1,8:1 до приблизительно 2,2:1, и
(г) обработку указанной оптимальной композиции сингаза в установке Фишера-Тропша с получением синтетических углеводородных продуктов, по меньшей мере один из которых представляет собой синтетическое нефтяное сырье.
9. Способ по п. 8, дополнительно включающий очистку по меньшей мере части указанного богатого водородом сингаза.
10. Способ по п. 9, где очистку указанного богатого водородом сингаза осуществляют с помощью адсорбции при переменном давлении, мембран или жидкостной абсорбции.
11. Способ переработки неперегнанной низшей фракции битума или тяжелой нефти с получением синтетических углеводородных продуктов, включающий
(а) обеспечение наличия неперегнанной низшей фракции битума или тяжелой нефти,
(б) получение обедненного водородом сингаза путем реакции некаталитического частичного окисления указанной неперегнанной низшей фракции, при этом в упомянутом потоке сингаза, обедненного водородом, отношение Н2:СО составляет от приблизительно 0,5:1 до приблизительно 1:1,
(в) добавление внешнего источника водорода к указанному обедненному водородом сингазу для получения оптимальной композиции сингаза, в которой отношение Н2:СО составляет от приблизительно 1,8:1 до приблизительно 2,2:1, и
(г) приведение упомянутой оптимальной композиции сингаза в реакцию Фишера-Тропша для синтеза упомянутых углеводородных продуктов, по меньшей мере один из которых представляет собой синтетическое нефтяное сырье.
12. Способ по п. 11, где указанный источник водорода содержит поток богатого водородом сингаза, полученный в генераторе богатого водородом сингаза.
13. Способ по п. 12, в котором упомянутый генератор богатого водородом сингаза выбирают из группы, состоящей из установки парового риформинга метана, установки автотермального риформинга и их комбинации.
14. Способ по любому из пп. 12 или 13, в котором в упомянутом генераторе богатого водородом сингаза для генерирования упомянутого потока богатого водородом сингаза используют богатое водородом исходное сырье.
15. Способ по п. 14, в котором упомянутое богатое водородом сырье выбирают из группы, состоящей из природного газа, ФТ-паров, ФТ-нафты, паров из установки гидропереработки и их комбинаций.
16. Способ по любому из пп. 12-15, дополнительно включающий стадию очистки по меньшей мере части упомянутого богатого водородом сингаза.
17. Способ по п. 16, в котором упомянутую стадию очистки богатого водородом сингаза осуществляют адсорбцией при переменном давлении, мембранной абсорбцией или жидкостной абсорбцией.
18. Способ по любому из пп. 1 или 11, дополнительно содержащий стадию приведения по меньшей мере части упомянутого потока обедненного водородом сингаза в реакцию конверсии водяного газа.
19. Способ по любому из пп. 2 или 12, дополнительно содержащий стадию приведения по меньшей мере части упомянутого потока обедненного водородом сингаза в реакцию конверсии водяного газа.
20. Способ по любому из пп. 1, 8 или 11, в котором упомянутая неперегнанная низшая фракция содержит вакуумный остаток и (или) асфальтен.
21. Способ по любому из пп. 1, 8 или 11, в котором упомянутую одну или более неперегнанных низших фракций получают, подвергая битум или тяжелую нефть переработке в установке для перегонки при атмосферном давлении.
RU2011121987/04A 2011-04-20 2011-06-01 Способ переработки тяжелой нефти и битума RU2600733C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/091,025 2011-04-20
US13/091,025 US9169443B2 (en) 2011-04-20 2011-04-20 Process for heavy oil and bitumen upgrading

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011121987A RU2011121987A (ru) 2012-12-10
RU2600733C2 true RU2600733C2 (ru) 2016-10-27

Family

ID=44872647

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011121987/04A RU2600733C2 (ru) 2011-04-20 2011-06-01 Способ переработки тяжелой нефти и битума

Country Status (13)

Country Link
US (1) US9169443B2 (ru)
EP (1) EP2514801A1 (ru)
JP (1) JP6159316B2 (ru)
KR (1) KR101754692B1 (ru)
CN (2) CN108130117B (ru)
AU (1) AU2011365983B2 (ru)
BR (1) BR112013027115B1 (ru)
MX (1) MX2011006572A (ru)
MY (1) MY172497A (ru)
RU (1) RU2600733C2 (ru)
SG (1) SG194541A1 (ru)
WO (1) WO2012142690A1 (ru)
ZA (1) ZA201104005B (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20140097123A1 (en) * 2012-10-09 2014-04-10 George ARMISTEAD Integrated hydroprocessing
US9290422B2 (en) * 2012-11-27 2016-03-22 Praxair Technology, Inc. Hybrid plant for liquid fuel production
US8815083B2 (en) * 2012-11-29 2014-08-26 Merichem Company Treating sulfur containing hydrocarbons recovered from hydrocarbonaceous deposits
US9266730B2 (en) * 2013-03-13 2016-02-23 Expander Energy Inc. Partial upgrading process for heavy oil and bitumen
CA2818322C (en) * 2013-05-24 2015-03-10 Expander Energy Inc. Refinery process for heavy oil and bitumen
US9145525B2 (en) 2013-06-26 2015-09-29 Praxair Technology, Inc. Acid gas management in liquid fuel production process
CA2849850A1 (en) 2014-04-23 2015-10-23 Lakes Environmental Research Inc. System and method for processing oil sands
US9815692B2 (en) * 2014-07-28 2017-11-14 Fluor Technologies Corporation Configurations and method of integrating a gas to liquids (GTL) plant in a refinery
US9695369B2 (en) * 2014-11-21 2017-07-04 Lummus Technology Inc. Process to upgrade partially converted vacuum residua
CN105176577B (zh) * 2015-08-19 2016-11-30 中石化炼化工程（集团）股份有限公司 一种重质烃加甲烷的方法
CA2941568A1 (en) 2015-08-31 2017-02-28 University Of New Brunswick Process for upgrading heavy hydrocarbon liquids
EP3420051B1 (en) * 2016-02-25 2022-03-30 SABIC Global Technologies B.V. An integrated process for increasing olefin production by recycling and processing heavy cracker residue
RU2616607C1 (ru) * 2016-06-21 2017-04-18 Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") Способ получения синтетической нефти
EP3938338A1 (en) * 2019-03-15 2022-01-19 Lummus Technology LLC Configuration for olefins and aromatics production
CA3139525A1 (en) * 2019-05-07 2020-11-12 Kore Infrastructure, Llc Production of renewable fuel for steam generation for heavy oil extraction
CN115243997B (zh) * 2020-03-13 2024-07-05 托普索公司 以减少的co2足迹和改善的氢集成生产烃的方法和设备
US11286429B2 (en) 2020-06-25 2022-03-29 Saudi Arabian Oil Company Process for heavy oil upgrading utilizing hydrogen and water

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6306917B1 (en) * 1998-12-16 2001-10-23 Rentech, Inc. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
US20090012188A1 (en) * 2006-08-08 2009-01-08 Alexandre Rojey Process for the production of synthesis gas with conversion of CO2 into hydrogen
RU2364616C1 (ru) * 2008-02-12 2009-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ переработки тяжелой нефти и/или природного битума
RU2008141287A (ru) * 2006-03-30 2010-04-27 Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. (Jp) Система синтеза жидкого топлива
US20100113624A1 (en) * 2005-07-20 2010-05-06 Arold Marcel Albert Routier Preparation of syngas

Family Cites Families (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2574469A (en) 1950-03-21 1951-11-13 Russell G Dressler Method of utilizing aqueous-organic chemical wastes from the fischertropsch process
US3351563A (en) 1963-06-05 1967-11-07 Chemical Construction Corp Production of hydrogen-rich synthesis gas
US3941820A (en) 1975-01-09 1976-03-02 Continental Oil Company Predominantly aliphatic hydrocarbon materials from carbonaceous solids
NL7805494A (nl) 1978-05-22 1979-11-26 Shell Int Research Kwaliteitsverbetering van fischer-tropsch produkten.
US4217112A (en) 1978-12-29 1980-08-12 Hydrocarbon Research, Inc. Production of fuel gas by liquid phase hydrogenation of coal
US4592827A (en) 1983-01-28 1986-06-03 Intevep, S.A. Hydroconversion of heavy crudes with high metal and asphaltene content in the presence of soluble metallic compounds and water
US5378348A (en) 1993-07-22 1995-01-03 Exxon Research And Engineering Company Distillate fuel production from Fischer-Tropsch wax
US5494653A (en) 1993-08-27 1996-02-27 Battelle Memorial Institute Method for hot gas conditioning
US6048449A (en) 1997-04-17 2000-04-11 Uop Llc Process for reforming NAPHTHA feedstock using selective multimetallic-multigradient reforming catalyst
WO1999023192A1 (en) 1997-10-30 1999-05-14 Exxon Chemical Patents Inc. Process for naphtha reforming
US6147126A (en) 1998-02-10 2000-11-14 Exxon Research And Engineering Company Gas conversion using hydrogen from syngas gas and hydroconversion tail gas
US6043288A (en) 1998-02-13 2000-03-28 Exxon Research And Engineering Co. Gas conversion using synthesis gas produced hydrogen for catalyst rejuvenation and hydrocarbon conversion
NL1009038C2 (nl) * 1998-04-29 1999-11-01 Stichting Energie Werkwijze en inrichting voor het vormen van synthesegas.
EP1114126B1 (en) 1998-07-29 2004-09-22 Texaco Development Corporation Integration of solvent deasphalting and gasification
US6274003B1 (en) 1998-09-03 2001-08-14 Ormat Industries Ltd. Apparatus for upgrading hydrocarbon feeds containing sulfur, metals, and asphaltenes
GB9819645D0 (en) 1998-09-10 1998-11-04 Bp Chem Int Ltd Process
AU769078B2 (en) 1999-04-06 2004-01-15 Sasol Technology (Pty) Ltd. Process for producing synthetic naphtha fuel and synthetic naphtha fuel produced by that process
NO311081B1 (no) 1999-12-09 2001-10-08 Norske Stats Oljeselskap Optimalisert FT-syntese ved reformering og resirkulering av tail-gass fra FT-syntesen
US20010051662A1 (en) 2000-02-15 2001-12-13 Arcuri Kym B. System and method for preparing a synthesis gas stream and converting hydrocarbons
US6133328A (en) 2000-02-22 2000-10-17 Lightner; Gene E. Production of syngas from a biomass
US6512018B2 (en) 2000-03-28 2003-01-28 Syntroleum Corporation Hydrocarbon conversion process using a plurality of synthesis gas sources
EP1188713A3 (en) 2000-09-18 2003-06-25 Haldor Topsoe A/S Production of hydrogen and carbon monoxide containing synthesis gas by partial oxidation
US6531516B2 (en) 2001-03-27 2003-03-11 Exxonmobil Research & Engineering Co. Integrated bitumen production and gas conversion
US6540023B2 (en) 2001-03-27 2003-04-01 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for producing a diesel fuel stock from bitumen and synthesis gas
US7004985B2 (en) 2001-09-05 2006-02-28 Texaco, Inc. Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas
US6596780B2 (en) 2001-10-23 2003-07-22 Texaco Inc. Making fischer-tropsch liquids and power
US6702936B2 (en) 2001-12-26 2004-03-09 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for upgrading and gasifying heavy hydrocarbon feeds
US7407571B2 (en) 2001-12-26 2008-08-05 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for upgrading and gasifying heavy hydrocarbon feeds
US6765025B2 (en) 2002-01-17 2004-07-20 Dalian Institute Of Chemical Physics, Chinese Academy Of Science Process for direct synthesis of diesel distillates with high quality from synthesis gas through Fischer-Tropsch synthesis
US6863802B2 (en) 2002-01-31 2005-03-08 Chevron U.S.A. Upgrading fischer-Tropsch and petroleum-derived naphthas and distillates
US20080021119A1 (en) 2006-07-18 2008-01-24 Norbeck Joseph M Operation of a steam methane reformer by direct feeding of steam rich producer gas from steam hydro-gasification
WO2003066517A1 (en) 2002-02-05 2003-08-14 The Regents Of The University Of California Production of synthetic transportation fuels from carbonaceous materials using self-sustained hydro-gasification
US7033486B2 (en) 2002-04-01 2006-04-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Residuum conversion process
US6693138B2 (en) 2002-04-09 2004-02-17 Chevron U.S.A. Inc. Reduction of carbon dioxide emissions from Fischer-Tropsch GTL facility by aromatics production
US6709573B2 (en) 2002-07-12 2004-03-23 Anthon L. Smith Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids
US6872753B2 (en) 2002-11-25 2005-03-29 Conocophillips Company Managing hydrogen and carbon monoxide in a gas to liquid plant to control the H2/CO ratio in the Fischer-Tropsch reactor feed
AU2002351515A1 (en) 2002-12-13 2004-07-09 Petrosa (The Petroleum Oil & Gas Corporation Of Sa (Pty) Ltd A method for oil recovery from an oil field
US6946493B2 (en) 2003-03-15 2005-09-20 Conocophillips Company Managing hydrogen in a gas to liquid plant
US6958363B2 (en) 2003-03-15 2005-10-25 Conocophillips Company Hydrogen use in a GTL plant
US7168265B2 (en) 2003-03-27 2007-01-30 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
NO20033230D0 (no) 2003-07-16 2003-07-16 Statoil Asa Fremgangsmåte for utvinning og oppgradering av olje
FR2861402B1 (fr) 2003-10-24 2008-09-12 Inst Francais Du Petrole Production de carburants liquides par un enchainement de procedes de traitement d'une charge hydrocarbonee
US7087653B2 (en) 2003-12-23 2006-08-08 World Gtl, Inc. Modification of a methanol plant for converting natural gas to liquid hydrocarbons
US6929087B1 (en) 2004-07-01 2005-08-16 R. H. Sheppard Co., Inc. Hydraulic power steering system utilizing fuel as a working fluid
US7381320B2 (en) 2004-08-30 2008-06-03 Kellogg Brown & Root Llc Heavy oil and bitumen upgrading
JP2008529218A (ja) 2005-01-25 2008-07-31 ヌベラ フュエル セルズ インコーポレイテッド 燃料電池発電プラント
US7413647B2 (en) 2005-03-07 2008-08-19 Albert Calderon Method and apparatus for upgrading bituminous material
US7749378B2 (en) 2005-06-21 2010-07-06 Kellogg Brown & Root Llc Bitumen production-upgrade with common or different solvents
WO2007009951A1 (en) 2005-07-20 2007-01-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Integrated process for producing hydrocarbons
AU2006271760B2 (en) 2005-07-20 2009-06-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Multi stage Fischer-Tropsch process
DE102005035921B4 (de) 2005-07-28 2008-07-10 Choren Industries Gmbh Verfahren zur endothermen Vergasung von Kohlenstoff
RU2414445C2 (ru) 2005-12-09 2011-03-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ пуска процесса получения углеводородов из синтез-газа
US7879919B2 (en) 2005-12-15 2011-02-01 Sasol Technology (Proprietary) Limited Production of hydrocarbons from natural gas
US7708877B2 (en) 2005-12-16 2010-05-04 Chevron Usa Inc. Integrated heavy oil upgrading process and in-line hydrofinishing process
EP1991639B1 (en) 2006-03-07 2015-04-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a fischer-tropsch synthesis product
US8444725B2 (en) 2006-09-11 2013-05-21 Purdue Research Foundation System and process for producing synthetic liquid hydrocarbon
EP2125995B1 (en) 2006-09-18 2017-07-05 Jeffrey P. Newton Production of lower molecular weight hydrocarbons
US7566394B2 (en) 2006-10-20 2009-07-28 Saudi Arabian Oil Company Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent
US8444897B2 (en) 2006-10-30 2013-05-21 University Of Utah Research Foundation Blending plastic and cellulose waste products for alternative uses
GB2444055B (en) 2006-11-23 2011-11-23 Gtl F1 Ag Gas to liquids plant with consecutive Fischer-Tropsch reactors and hydrogen make-up
JP2010529286A (ja) 2007-06-11 2010-08-26 エイチエスエム システムズ，インコーポレーテッド 超臨界流体を使用するビチューメンの品質向上
NO330096B1 (no) 2007-06-27 2011-02-21 Erik Tonseth Fremgangsmate og innretning for produksjon av biodrivstoff fra avfall og/eller biomasse.
AU2007356234B2 (en) * 2007-07-10 2011-06-16 Chiyoda Corporation Synthesis Gas Production Method in a Process for Producing Kerosene and Gas Oil from Natural Gas
CA2780141A1 (en) 2007-09-28 2009-04-02 Osum Oil Sands Corp. Method of upgrading bitumen and heavy oil
US8357291B2 (en) 2008-02-11 2013-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Upgrading bitumen in a paraffinic froth treatment process
CN102026911B (zh) 2008-03-12 2013-10-23 沙索技术有限公司 烃类合成
US8209192B2 (en) 2008-05-20 2012-06-26 Osum Oil Sands Corp. Method of managing carbon reduction for hydrocarbon producers
US20100000153A1 (en) 2008-07-07 2010-01-07 Kyrogen Usa, Llc Remote micro-scale gtl products for uses in oil- and gas-field and pipeline applications
US8624069B2 (en) 2008-08-08 2014-01-07 Afognak Native Corporation Conversion of biomass feedstocks into hydrocarbon liquid transportation fuels
CN101864324B (zh) 2009-04-17 2013-11-06 中国石油化工股份有限公司 一种合成液体烃的方法
CA2731376C (en) 2011-02-11 2012-10-09 Steve Kresnyak Enhancement of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation
CA2737872C (en) 2011-04-20 2014-09-30 Steve Kresnyak Process for heavy oil and bitumen upgrading
US9156691B2 (en) 2011-04-20 2015-10-13 Expander Energy Inc. Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process
CA2809503C (en) 2013-03-13 2015-05-05 Expander Energy Inc. Partial upgrading process for heavy oil and bitumen
CA2818322C (en) 2013-05-24 2015-03-10 Expander Energy Inc. Refinery process for heavy oil and bitumen

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6306917B1 (en) * 1998-12-16 2001-10-23 Rentech, Inc. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
US20100113624A1 (en) * 2005-07-20 2010-05-06 Arold Marcel Albert Routier Preparation of syngas
RU2008141287A (ru) * 2006-03-30 2010-04-27 Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. (Jp) Система синтеза жидкого топлива
US20090012188A1 (en) * 2006-08-08 2009-01-08 Alexandre Rojey Process for the production of synthesis gas with conversion of CO2 into hydrogen
RU2364616C1 (ru) * 2008-02-12 2009-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ переработки тяжелой нефти и/или природного битума

Also Published As

Publication number Publication date
WO2012142690A1 (en) 2012-10-26
KR101754692B1 (ko) 2017-07-06
KR20140048876A (ko) 2014-04-24
JP6159316B2 (ja) 2017-07-05
EP2514801A1 (en) 2012-10-24
ZA201104005B (en) 2012-02-29
SG194541A1 (en) 2013-12-30
MX2011006572A (es) 2012-10-29
US9169443B2 (en) 2015-10-27
JP2014515779A (ja) 2014-07-03
US20120270957A1 (en) 2012-10-25
BR112013027115A2 (pt) 2017-01-10
AU2011365983B2 (en) 2017-11-16
CN102746869A (zh) 2012-10-24
CN108130117B (zh) 2021-06-29
AU2011365983A1 (en) 2013-11-07
CN108130117A (zh) 2018-06-08
RU2011121987A (ru) 2012-12-10
BR112013027115B1 (pt) 2020-02-04
MY172497A (en) 2019-11-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2600733C2 (ru) Способ переработки тяжелой нефти и битума
RU2664102C2 (ru) Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума
US9732281B2 (en) Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process
RU2658829C2 (ru) Способ очистки тяжелой нефти и битума
NO20110571A1 (no) Forbedring av Fischer-Tropsch-prosess for hydrokarbondrivstoffblanding
US20090056225A1 (en) Process for Introducing Biomass Into a Conventional Refinery
CA2809503C (en) Partial upgrading process for heavy oil and bitumen
CA2737872C (en) Process for heavy oil and bitumen upgrading
RU2665691C2 (ru) Усовершенствованный способ фишера-тропша для составления углеводородного топлива с применением условий gtl
US8641991B2 (en) Hybrid refinery for co-processing biomass with conventional refinery streams
CA2868879C (en) Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process