RU2664102C2 - Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума - Google Patents

Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума Download PDF

Info

Publication number
RU2664102C2
RU2664102C2 RU2015143104A RU2015143104A RU2664102C2 RU 2664102 C2 RU2664102 C2 RU 2664102C2 RU 2015143104 A RU2015143104 A RU 2015143104A RU 2015143104 A RU2015143104 A RU 2015143104A RU 2664102 C2 RU2664102 C2 RU 2664102C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydrogen
fischer
oil
tropsch
stream
Prior art date
Application number
RU2015143104A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015143104A (ru
Inventor
Стив Кресняк
Original Assignee
Экспендер Энерджи Инк.
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 Экспендер Энерджи Инк. filed Critical Экспендер Энерджи Инк.
Publication of RU2015143104A publication Critical patent/RU2015143104A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2664102C2 publication Critical patent/RU2664102C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • C01B3/48—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 followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10C—WORKING-UP PITCH, ASPHALT, BITUMEN, TAR; PYROLIGNEOUS ACID
    • C10C3/00—Working-up pitch, asphalt, bitumen
    • C10C3/02—Working-up pitch, asphalt, bitumen by chemical means reaction
    • C10C3/04—Working-up pitch, asphalt, bitumen by chemical means reaction by blowing or oxidising, e.g. air, ozone
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10C—WORKING-UP PITCH, ASPHALT, BITUMEN, TAR; PYROLIGNEOUS ACID
    • C10C3/00—Working-up pitch, asphalt, bitumen
    • C10C3/06—Working-up pitch, asphalt, bitumen by distillation
    • 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
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
    • C10G1/045—Separation of insoluble 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
    • 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
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
    • 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
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/007—Visbreaking
    • 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
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • 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
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/32—Purifying combustible gases containing carbon monoxide with selectively adsorptive solids, e.g. active carbon
    • 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
    • C10K3/02—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 catalytic treatment
    • C10K3/04—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 catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
    • 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
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • 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
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
    • 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
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/063—Refinery 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
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt 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
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C01B2203/1058—Nickel 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
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1064—Platinum group 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
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1064—Platinum group metal catalysts
    • C01B2203/107—Platinum catalysts
    • 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
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • C10G2300/203—Naphthenic acids, TAN
    • 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
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/302—Viscosity
    • 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
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04—Diesel oil

Abstract

Изобретение относится к вариантам способа обогащения тяжелой нефти или битума с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти, к способу синтеза частично обогащенной синтетической неочищенной нефти, к способу превращения тяжелой нефти или битума в транспортабельную частично обогащенную синтетическую неочищенную нефть и вариантам частично обогащенной синтетической неочищенной нефти. Один из вариантов способа обогащения тяжелой нефти или битума включает: (a) обеспечение источника тяжелой нефти или битума в качестве исходного сырья; (b) обработку исходного сырья в установке атмосферной дистилляции (ADU) с получением первой перегнанной фракции и, необязательно, обработку первой неперегнанной атмосферной остаточной фракции в вакуумно-дистилляционной установке (VDU) с получением второй перегнанной фракции и второй неперегнанной остаточной фракции; (c) необязательно, обработку первой неперегнанной остаточной фракции или второй неперегнанной остаточной фракции в установке деасфальтизации растворителем с получением отделенной фракции и отделенной остаточной фракции; (d) подачу первой неперегнанной остаточной фракции или второй неперегнанной остаточной фракции или отделенной остаточной фракции в генерирующий синтез-газ контур с получением потока обедненного водородом синтез-газа посредством реакции частичного окисления, и взаимодействие указанного синтез-газа в реакторе Фишера-Тропша с получением синтезированных углеводородов, при этом углеводороды включают по меньшей мере одно из следующего: пары Фишера-Тропша, нафту Фишера-Тропша, легкую жидкость Фишера-Тропша, тяжелую жидкость Фишера-Тропша; (e) добавление внешнего источника водорода к обедненному водородом синтез-газу для повышения качества состава синтезированных углеводородов; (f) смешивание по меньшей мере части синтезированных углеводородов с одной или обеими перегнанными фракциями и/или отделенной фракцией с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти. Предлагаемое изобретение позволяет получить частично обогащенную синтетическую неочищенную нефть высокого качества. 7 н. и 30 з.п. ф-лы, 9 ил., 1 табл.

Description

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0001] Изобретение относится к модификациям способов обогащения битума и тяжелой нефти для синтеза синтетической неочищенной нефти и к другим операциям для эффективного получения ценных углеводородных побочных продуктов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Хорошо известно, что для некоторых форм углеводородов требуется обогащение либо для их транспортировки, либо для повышения продажной стоимости. Кроме того, нефтеперерабатывающие заводы не подходят для переработки тяжелой нефти, битума и т.п. и, таким образом, для проведения нефтепереработки следует изменить вязкость, плотность и содержание примесей, таких как тяжелые металлы, сера и азот, присутствующие в этих тяжелых материалах. Обогащение в основном направлено на уменьшение вязкости и содержания серы, металлов и асфальтена в битуме.
[0003] Одна из проблем, связанная с обогащением тяжелой нефти и битума, состоит в том, что для обеспечения рыночной ценности и выхода продукта асфальтены и тяжелые фракции должны быть удалены или модифицированы. Типичные установки для обогащения нефти обостряют указанную проблему из-за образования нефтяного кокса или остатка от перегонки, что приводит к образованию нежелательных отходов. Такие отходы, поскольку их невозможно легко подвергнуть превращению с помощью общепринятых способов, обычно удаляют из процесса, что уменьшает суммарный выход ценного углеводородного материала, образующегося в процессе обогащения.
[0004] Способ Фишера-Тропша нашел широкое применение при синтезе углеводородов и топлива. Указанный способ использовался в течение десятилетий и способствовал получению углеводородов из некоторых материалов, таких как уголь, остаток от перегонки нефти, нефтяной кокс и биомасса. В последние несколько лет большой интерес вызывает конверсия альтернативных энергетических ресурсов, учитывая растущие экологические проблемы в связи с загрязнением окружающей среды, снижение мировых запасов традиционного углеводородного топлива и растущую обеспокоенность по поводу управления прудами-хвостохранилищами вместе с повышением расходов на извлечение, обогащение и очистку тяжелых углеводородных ресурсов. Основные производители в области синтетических топлив значительно расширили уровень техники в данной технологической сфере за счет ряда запатентованных усовершенствований и находящихся на рассмотрении заявок в форме публикаций. В находящейся на одновременном рассмотрении заявке США №13/024925, принадлежащей Заявителю, описан протокол для синтеза топлива.
[0005] Примеры последних достижений, которые были сделаны в этой области техники, включают признаки, описанные Espinoza с соавт. в патенте США №6958363, выданном 25 октября 2005 года, Bayle с соавт. в патенте США №7214720, выданном 8 мая 2007 года, Schanke с соавт. в патенте США №6696501, выданном 24 февраля 2004 года.
[0006] В отношении другого успеха, который был достигнут в этой области техники, данный уровень техники изобилует значительными достижениями не только в сфере газификации твердых углеродных сырьевых материалов, но также, среди прочего, в методологии получения синтез-газа, контролирования водорода и моноксида углерода в установке XTL (для превращения газа, угля или биомассы в жидкое топливо), контролирования водорода в реакторах Фишера-Тропша и превращения исходного сырья на основе углерода в углеводородные жидкие легко транспортируемые топлива. Ниже приведен репрезентативный перечень других таких ссылок. Указанный перечень включает: патенты США №№77761 14; 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] Способ Фишера-Тропша (Ф-Т) имеет несколько значительных преимуществ при применении в процессе в установке для обогащения битума, при этом одно из преимуществ состоит в возможности превращения образовавшихся ранее нефтяного кокса и остатка от перегонки в ценную синтетическую неочищенную нефть (SCO) высокого качества с заметно повышенным содержанием парафинов. Дополнительное значительное преимущество состоит в том, что выход неочищенного битума с получением SCO составляет около или больше 100%, на 20% больше по сравнению выходом некоторых процессов в современных способах обогащения. Еще одно преимущество заключается в отсутствии отходов в виде нефтяного кокса и остатка после перегонки нефти, воздействующих на окружающую среду, что, таким образом, в целом улучшает утилизацию битумных ресурсов.
[0008] Дополнительное преимущество применения процесса Ф-Т в установке для обогащения битума состоит в том, что побочные продукты Ф-Т можно частично и полностью смешать с перегнанными или отделенными фракциями из сырьевого потока битума или тяжелой нефти с получением уникальной не содержащей кубовых остатков частично обогащенной синтетической неочищенной нефти (SCO), смешанной стратегически для эффективной транспортировки и дополнительной переработки на заводах первичной нефтепереработки. Общее преимущество состоит в значительном снижении выбросов технологических парниковых газов (GHG) и 100% превращении ресурса битума или тяжелой нефти без образования бесполезных побочных продуктов.
[0009] Дополнительное преимущество применения процесса Ф-Т в установке для обогащения битума состоит в том, что получают малосернистую синтетическую неочищенную нефть (SCO) с высоким содержанием парафинов и высоким цетановым числом. Более конкретно, полезные побочные продукты, образующиеся в процессе Ф-Т, такие как парафинистая нафта и пары Ф-Т (такие как метан и сжиженные нефтяные газы (LPG)), имеют особое значение в процессе, протекающем в процессе для обогащения битума, и в предшествующих типовых процессах. Пары Ф-Т, практически не содержащие соединения серы, можно использовать в качестве обогащения топлива или в качестве исходного сырья для производства водорода, что позволяет частично удовлетворить требования в отношении природного газа. Нафту Ф-Т, в основном парафинистую по природе, также можно использовать при производстве водорода, но кроме того, благодаря ее уникальной парафинистой природе, указанную нафту также можно использовать в качестве эффективного растворителя для деасфальтизации, труднодоступного при операциях в современных установках для обогащения.
[0010] Кроме того, было убедительно подтверждено документами, что применение парафинистой нафты Ф-Т в качестве растворителя в установках для обработки пены нефтеносных песков улучшает процесс и эффективность удаления мелкодисперсных хвостов и воды при пониженном отношении разбавителя к битуму (D/B) и сравнительно низком давлении пара. Это имеет значительные преимущества с точки зрения уменьшения размера и стоимости дорогостоящих сепараторов и отстойников и повышения их показателей разделения и характеристик производительности. Применение указанной нафты позволяет получить практически сухое сырье в виде битумной пены (<0,5 основного осадка и воды) для подачи в установку для обогащения при одновременном улучшении влияния на пруд-хвостохранилище.
[0011] Обсудив, таким образом, в целом целесообразность применения способа Фишера-Тропша для синтеза жидкостей Ф-Т из синтез-газа, было бы полезно рассмотреть уровень техники и, в частности, область техники, связанную с обогащением и газификацией тяжелого углеводородного сырья.
[0012] Одним из примеров в этой области уровня техники являются принципы, изложенные Rettger с соавт. в патенте США №7407571, выданном 5 августа года 2008. В указанной ссылке компания Ormat Industries Ltd. называется в качестве патентообладателя и описывается способ получения малосернистой синтетической неочищенной нефти из тяжелого углеводородного сырья. Как указывает патентообладатель, в предложенном способе тяжелые углеводороды обогащают для получения дистиллятного сырья, содержащего высокосернистые продукты и высокоуглеродистые побочные продукты. Побочные продукты с высоким содержанием углерода подвергают газификации в газификаторе с получением синтез-газа и высокосернистых побочных продуктов. Указанный способ дополнительно включает гидроочистку высокосернистых продуктов вместе с газообразным водородом с получением газа и малосернистой неочищенной нефти. Водород извлекают из синтетического топливного газа в установке для извлечения. При описании предложенного способа также указывают, что дополнительный газообразный водород обрабатывают и также получают обедненный водородом синтетический топливный газ. Дополнительный газообразный водород подают в установку гидроочистки и стадию газификации проводят в присутствии воздуха или кислорода. Газовую смесь подвергают скрубберной очистке с получением серосодержащей воды и чистой высокосернистой газовой смеси. Затем высокосернистую газовую смесь обрабатывают с помощью мембран с получением из синтетического топливного газа малосернистого синтетического топливного газа и обогащенной водородом газовой смеси. Общий процесс является вполне эффективным, однако он не пользуется преимуществом превращения синтезированных потоков, которые можно применять для введения в установку гидроочистки для производства синтетической неочищенной нефти, преимуществом рециркуляции уникальных потоков для применения в установке для обогащения, равно как и отсутствует какая-либо конкретная идея в отношении интегрирования процесса Фишера-Тропша или осознание преимущества указанного процесса при применении SMR и/или ATR в технологическом контуре для максимизации выходов SCO и снижения зависимости от природного газа.
[0013] Iqbal с соавторами предложил в патенте США №7381320, выданном 3 июня 2008 года, способ обогащения тяжелой нефти и битума. В общих чертах, предложенный способ позволяет обогатить неочищенную нефть из подземного пласта. Способ включает превращение асфальтенов в энергию пара, топливный газ или их комбинацию для применения при добыче тяжелой нефти или битума из пластового резервуара. Часть тяжелой нефти или битума подвергают деасфальтированию растворителем с получением асфальтеновой фракции и деасфальтизированной нефти, называемой в данной области техники DAO, в виде фракции, не содержащей асфальтенов и имеющей пониженное содержание металлов. Асфальтеновую фракцию, полученную при деасфальтизации растворителем, направляют в установку по переработке асфальтенов, а сырье, содержащее фракцию DAO, подают в реакционную зону установки каталитического флюид-крекинга (FCC), содержащую катализатор FCC, для улавливания части металлов из фракции DAO. Из указанной установки выходит углеводородный поток с пониженным содержанием металлов. Подобно способу, описанному в патенте США №7407571, предложенный процесс является полезным, однако он ограничивает превращение бесполезного в противном случае асфальтена производством твердого топлива или гранул или превращением в синтез-газ для получения топлива, водорода или электроэнергии. В частности, отсутствует описание интегрирования процесса Фишера-Тропша.
[0014] Farshid с соавт. в патенте США №7708877, выданном 4 мая 2010 года, описывает интегрированный процесс, протекающий в установке для обогащения тяжелой нефти, и совмещенный процесс гидроочистки. В указанном способе предложена система суспензионного реактора для гидропереработки, которая позволяет катализатору, не подвергнутой превращению нефти и нефти, подвергнутой превращению, циркулировать при непрерывном перемешивании по всему реактору без локализации смеси. Указанную смесь частично разделяют между реакторами для удаления только нефти, подвергнутой превращению, позволяя не подвергнутой превращению нефти в катализаторной суспензии продолжать перемещаться в следующий расположенный последовательно реактор, в котором часть не подвергнутой превращению нефти превращают продукт с более низкой температурой кипения. Для полного превращения нефти в дополнительных реакторах проводят дополнительную гидрообработку. Затем так называемую подвергнутую полному превращению нефть подвергают гидроочистке для почти полного удаления гетероатомов, таких как сера и азот.
[0015] Указанный документ в основном касается гидропереработки тяжелого углеводорода и не подходит для обогащения битума. Он также не в состоянии предложить какую-либо идею относительно применения способа Фишера-Тропша, применимости рециркулируемых потоков, генерирования водорода или других полезных и эффективных типовых процессов, важных для успешного обогащения неочищенного битума.
[0016] Calderon с соавт. предложил в патенте США №7413647, выданном 19 августа 2008 года, способ и аппарат для обогащения битуминозного материала. Указанный способ включает серию из четырех различных компонентов, а именно, установку фракционирования, каталитическую установку для обработки тяжелого газойля, регенератор катализатора/газификатор и модуль для очистки газа. В этом патенте указано, что при практической реализации предложенного способа битум в жидкой форме загружают установку фракционирования для первичного разделения фракций, при этом основная масса битума покидает кубовый остаток установки фракционирования в форме тяжелого газойля, который потом закачивают в каталитическую установку для обработки и распыляют на горячий катализатор для крекирования тяжелого газойля, высвобождая, таким образом, углеводороды в форме богатого водородом летучего вещества при одновременном осаждении углерода на катализаторе. Летучее вещество из устройства для обработки направляют в установку фракционирования, в которой способные конденсироваться фракции отделяют от богатого водородом газа, неспособного конденсироваться. Углеродсодержащий катализатор из устройства для обработки повторно используют в регенераторе/газификаторе и после регенерации катализатор горячим загружают в устройство для обработки.
[0017] Описанный способ не включает особенно полезный процесс Фишера-Тропша или не предлагает установку для проведения реакции Фишера-Тропша и, кроме того, такой способ ограничен применением катализатора, который, по-видимому, весьма подвержен повреждению серой, и в этом смысле отсутствует какое-либо реальное техническое обеспечение для обработки серы в битуме.
[0018] Sury с соавт. предложил в заявке на патент США, публикация № US 2009/0200209, опубликованная 13 августа 2009 года, обогащение битума в процессе обработки парафинистой пены. Указанный способ включает добавление растворителя в эмульсию вспененного битума для стимулирования скорости осаждения по меньшей мере части асфальтенов и минеральных твердых веществ, присутствующих в эмульсии, и приводит к образованию смеси растворитель-битумная пена. К смеси растворитель-битумная пена добавляют капельки воды для увеличения скорости осаждения асфальтенов и минеральных твердых веществ. Основное внимание публикации главным образом сосредоточено на обсуждении пены. Значительный успех в обогащении битума отсутствует.
[0019] Из технологии, которая была разработана и описывается в настоящем документе можно извлечь множество преимуществ. Указанные преимущества реализованы целым рядом способов, включающих:
а) почти 100% или больше выход синтетической неочищенной нефти из тяжелой нефти или битума без бесполезного образования нефтяного кокса или остатка после перегонки нефти;
b) не содержащую кубовых остатков частично обогащенную синтетическую неочищенную нефть (SCO) получают стратегически для высокоэффективной транспортировки, в том числе перекачивания по трубопроводу, при этом устраняются свойства неочищенной нефти, ограничивающие количество тяжелой нефти и битума, которые можно обработать на традифионных нефтеперерабатывающих заводах;
c) максимальная утилизация углерода в тяжелой нефти и битуме с получением высококачественных синтетических топлив и неочищенной нефти при значительном снижении (более 50%) GHG, выбрасываемых из указанной установки;
d) ассортимент синтетической неочищенной нефти (SCO), полученный при частичном обогащении, представляет собой не содержащую кубовых остатков неочищенную нефть более высокого качества, содержащую больше парафинов и меньше ароматических соединений и компонентов тяжелого газойля, с низким содержанием металлов, более низким содержанием серы, характеризующуюся более низким числом TAN и значительно более низким содержанием коксового остатка по Конрадсону (CCR) в линейке продукции;
e) меньше природного газа необходимо для генерирования водорода, применяемого для обогащения, так как нафта Ф-Т, пары Ф-Т и пары, образующиеся при гидроочистке, можно повторно использовать для получения богатого водородом синтез-газа;
f) чистый водород можно получить из богатого водородом синтез-газа, используя мембранные установки, установки для адсорбции или установки для адсорбции с перепадом давления, для применения в установках гидроочистки (гидрокрекинга, изомеризации, гидрообработки);
g) жидкости Фишера-Тропша (ФТ) в основном являются парафинистыми по природе, что улучшает качество и ценность линейки продукции SCO;
h) нафта Ф-Т редко имеется в каком-либо количестве в современных установках для обогащения и было бы очень предпочтительно использовать ее для деасфальтизации вакуумных кубовых остатков в установке деасфальтизации растворителем (SDA) и в установке для обработки пены нефтеносных песков; и
i) концентрированный CO2 поступает из установки для обработки синтез-газа газификатора (XTL), что позволяет использовать установку для обогащения в качестве дешевого готового источника CO2 для улавливания углерода и осуществления проектов секвестрации (CCS).
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0020] Одной из задач настоящего изобретения является обеспечение улучшенной методологии обогащения тяжелой нефти и битума для синтезирования углеводородов с по существу повышенным выходом без образования побочных отходов, таких как нефтяной кокс или остаток от перегонки.
[0021] Дополнительной задачей одного из вариантов реализации настоящего изобретения является обеспечение способа частичного обогащения синтетической неочищенной нефти, который устраняет все трудности, связанные с обработкой разбавителя, транспортировкой и другим материально-техническим обеспечением согласно практикуемыми в настоящее время методам частичного обогащения или производству дилбита.
[0022] Дополнительной задачей одного из вариантов реализации настоящего изобретения является обеспечение способа обогащения тяжелой нефти или битума для получения углеводородных побочных продуктов. Способ включает:
a) обеспечение источника тяжелой нефти или битума в качестве исходного сырья;
b) обработку указанного исходного сырья с получением неперегнанной остаточной фракции;
c) подачу указанной остаточной фракции в генерирующий синтез-газ контур для получения потока обедненного водородом синтез-газа посредством реакции частичного окисления, и взаимодействие указанного синтез-газа в реакторе Ф-Т с синтезом углеводородных побочных продуктов;
d) удаление по меньшей мере части частично обогащенной синтетической неочищенной нефти для транспортировки в виде синтезированного углеводородного побочного продукта; и
e) добавление внешнего источника водорода к указанному обедненному водородом синтез-газу для оптимизации синтеза углеводородов, по меньшей мере один из которых представляет собой синтетическую неочищенную нефть.
[0023] Протокол частичного обогащения также имеет ряд преимуществ, каждое из которых характеризуется немедленной экономической выгодой и целесообразностью.
[0024] В общих чертах, предложенный способ частичного обогащения представляет собой процесс обогащения тяжелой нефти или битума с плотностью от 15 до 24 API или более предпочтительно 20 API. В частности, указанный способ предназначен для получения синтетической неочищенной нефти для перекачки по трубопроводам, в частности, с вязкостью менее 350 сантистоксов (0,00035 м2с-1) при 15°C и устранения необходимости подачи разбавителя из внешнего источника, обычно применяемого для понижения вязкости при транспортировке.
[0025] В настоящее время имеется недостаточное количество разбавителя для нефти, доступного для транспортировки всей тяжелой неочищенной нефти из Альберты. Альтернативой является извлечение и перевозка разбавителя обратно в Альберту для смешивания, что сопровождается значительными экономическими затратами. Частично обогащенный продукт специально дополнительно разработан таким образом, чтобы он соответствовал техническим характеристикам наиболее предпочтительного неочищенного сырья, требуемым на обычных нефтеперерабатывающих заводах, что позволяет приблизиться его премиальной цене к стоимости западно-техасской средней нефти (WTI) и нефти марки «брент». Более того, продукт обладает свойствами, позволяющими решить проблему загрязнения окружающей среды, связанную с утечками на трубопроводах и разливами нефти при наземной и морской транспортировке. Такие уникальные свойства включают:
a) продукт соответствует техническим требованиям к плотности, которая должна составлять 20 API, и имеет вязкость менее 350 сантистоксов (0,00035 м2с-1) при 15°C без добавления разбавителя из внешнего источника (от 30 до 50 об. %) и без требования обратной отправки разбавителя. Применение разбавителя из внешнего источника уменьшает пропускную способность трубопровода и увеличивает стоимость эксплуатации (энергия на перекачивание) на более чем 30%;
b) способ позволяет превратить 100% масс, сырья в виде битума или тяжелой нефти при снижении выбросов парниковых газов (GHG) на по меньшей мере 50%, более предпочтительно на от 70 до 80% без образования побочных отходов, таких как не подвергнутый превращению остаток от перегонки или коксовые продукты;
c) выход продукта составляет больше 108% об., что на 38% больше, чем выход при традиционном способе получения дилбита и на 26% больше, чем выход в других общепринятых способах обогащения;
d) продукт содержит на 30% меньше серы и представляет собой единственный не содержащий кубовых остатков продукт, из которого удалено более 80% коксового остатка по Конрадсону (CCR) и в основном удален весь кубовый материал с температурой кипения 950°F (510°C). Это предпочтительно позволяет уменьшить количество остатка после перегонки и коксовую нагрузку на обычные нефтеперерабатывающие установки, устраняет нежелательное загрязнение обычных нефтеперерабатывающих установок и позволяет удалить более 90% тяжелых металлов, что устраняет основные экономические расходы на нефтеперерабатывающую установку, такие как замена катализатора;
e) продукт совместим с другими неочищенными нефтями, так как указанный способ не включает крекинг перегнанных и отделенных потоков и исключает образование олефиновых соединений. Продукт является стабильным, так как асфальтеновые соединения не могут осаждаться, поскольку указанные соединения были по существу удалены. Это исключает ограничение при смешивании, обычно уменьшающее предельные количества при смешивании с другими неочищенными видами исходного сырья (обычно допускается менее 10% тяжелой нефти или битума в общем количестве неочищенного сырья);
f) продукт содержит минимальное количество легких летучих соединений, таких как сжиженный нефтяной газ, больше парафинистых компонентов относительно ароматических компонентов и содержит повышенное количество дистиллятного компонента, такого как дизельное топливо и керосин. В условиях разлива плотность продукта будет оставаться ниже удельной плотности, составляющей 1,0, обычно от 0,90 до 0,93, при этом указанный продукт всегда будет легче воды;
g) продукт содержит повышенное количество дистиллятного дизельного компонента, при этом указанный дистиллятный компонент намного улучшен за счет цетанового числа, составляющего больше 55, относительно типичных уровней цетанового числа, составляющих менее 35 в обычных дилбитовых продуктах; и
h) предложенный способ получения продукта позволяет значительно уменьшить содержание нафтеновой кислоты или общее кислотное число (обычно гораздо меньше 3, предпочтительно менее 1), так как нафтеновая кислота концентрируется в вакуумных кубовых остатках, которые разрушаются в процессе газификации.
[0026] Настоящая технология позволяет смягчить контроль, описанный в ссылках на уровень техники. Несмотря на тот факт, что уровень техники в форме патентных публикаций, выданных патентов и других академических публикаций признает применимость способа Ф-Т, парового риформинга метана, автотермального риформинга, обогащения углеводородов, получения синтетической нефти, рециркуляции потока и других способов, уровень техники, используемый в отдельности или в комбинации, испытывает недостаток в способе, обеспечивающем эффективное обогащение битума и тяжелой нефти при отсутствии образования остатка от перегонки и/или нефтяного кокса.
[0027] Синтетическая неочищенная нефть (SCO) представляет собой продукцию, выходящую из установки для обогащения битума/тяжелой нефти, которую используют для переработки битума и тяжелой нефти, полученных из извлекаемых нефтеносных песков и при извлечении из пласта. Этот термин также можно отнести к сланцевому маслу, продукции, получаемой при пиролизе нефтеносного сланца. Свойства синтетической неочищенной нефти зависят от способов, применяемых при частичном или полном обогащении. Типичная полностью обогащенная SCO не содержит серы и имеет плотность в градусах API примерно от 30 до 40, подходящую для традиционного сырья для нефтепереработки. Такая нефть также известна как «обогащенная нефть». Способы, описанные в настоящем документе, являются особенно эффективными для частичного обогащения, полного обогащения или полной нефтепереработки с получением бензина, топлива для реактивных двигателей и дизельного топлива. Удобно, что технологическая гибкость рассматриваемых процессов позволяет осуществить синтез топлива и частичное обогащение синтетической неочищенной нефти в рамках одного и того же протокола или частичного обогащения, что и весь процесс.
[0028] Настоящее изобретение объединяет в неизвестной ранее комбинации ряд известных типовых процессов с обеспечением гораздо лучшего пути синтеза для высокотехнологичного производства синтетических углеводородов с высоким выходом. Интеграция процесса Фишера-Тропша, и более конкретно объединение процесса Фишера-Тропша с генератором богатого водородом синтез-газа, в котором используют нафту Ф-Т и/или пары Ф-Т из установки для обогащения в качестве первичного топлива в комбинации с природным газом, в установке парового риформинга метана (SMR) и/или автотермальной установке для риформинга (ATR) позволяет получить превосходную малосернистую синтетическую неочищенную нефть, которую можно синтезировать в отсутствие нефтяного кокса и остатка от перегонки.
[0029] Было обнаружено, что при применении установки парового риформинга метана (SMR) в качестве генератора богатого водородом синтез-газа, в котором используют нефтезаводское топливо, нефтезаводской сжиженный нефтяной газ, сжиженный нефтяной газ Ф-Т, нафту Ф-Т и пары ФТ/пары из установки для обогащения в комбинации с природным газом, может обеспечить хорошие результаты при смешивании с обедненным водородом синтез-газом, полученным при газификации неперегнанного битума или тяжелых нефтяных кубовых остатков. Достигается значительное увеличение производства в диапазоне среднедистиллятных синтетических углеводородов. Протекает следующая общая реакция;
Природный газ + нафта Ф-Т (об.) + пары Ф-Т из установки для обогащения + пар + тепло→СО + nH2 + CO2.
[0030] Как хорошо известно специалистам в данной области техники, паровой риформинг метана может протекать в любых подходящих условиях, способствующих превращению сырьевых потоков, например, как показано в приведенном выше уравнении, в водород H2 и моноксид углерода CO, или в продукт, называемый синтез-газом или, в частности, синтез-газом, богатым водородом. Значительные преимущества привели к увеличению на более чем 30% содержания средне дистиллятного синтезированного углеводорода. Пар и природный газ добавляют для оптимизации требуемого отношения водорода к моноксиду углерода до примерного диапазона от 3:1 до 6:1. Установку для реакции конверсии водяного газа (WGS), установку адсорбции с перепадом давления (PSA) или мембранную установку можно также добавить в любую часть контура для получения синтез-газа способом SMR для дополнительного обогащения богатого водородом потока и генерирования почти чистого потока водорода для применения при гидроочистке. В целом, природный газ, пары Ф-Т, нефтезаводской газ или любое другое подходящее топливо используют для обеспечения тепловой энергии для SMR печи.
[0031] Установка для парового риформинга может содержать любой подходящий катализатор, например, один или более каталитически активных компонентов, таких как палладий, платина, родий, иридий, осмий, рутений, никель, хром, кобальт, церий, лантан или их смеси. Каталитически активный компонент можно разместить на керамической таблетке или тугоплавком оксиде металла. Специалистам в данной области техники будут очевидны и другие формы.
[0032] Кроме того, было обнаружено, что при применении автотермальной установки для риформинга (ATR) в качестве единственного генератора богатого водородом синтез-газа или в комбинации с SMR или в виде гибридной комбинации ATR/SMR, называемой XTR, значительные преимущества привели к увеличению на более чем 200% содержания среднедистиллятных синтетических углеводородов Ф-Т. Сырьевые потоки для ATR или XTR состоят из нафты Ф-Т, паров Ф-Т, богатых H2 паров из установки для обогащения, CO2, O2 и природного газа.
[0033] Подобным образом, как хорошо известно специалистам в данной области техники, при автотермальном риформинге применяют диоксид углерода и кислород или пар в реакции с легкими углеводородными газами, такими как природный газ, пары Ф-Т и пары из установки для обогащения, с получением синтез-газа. Из-за процедуры окисления этот процесс представляет собой экзотермическую реакцию. При применении в автотермальной установке для риформинга диоксида углерода полученное отношение водорода к моноксиду углерода составляет 1:1, и при применении в автотермальной установке для риформинга пара указанное полученное отношение составляет приблизительно 2.5:1, или, что необычно, вплоть до 3,5:1.
[0034] В автотермальной установке для риформинга протекают следующие реакции:
2CH4 + O2 + СO2→3H2 + 3СО + H2O + ТЕПЛО.
При применении пара уравнение реакции можно записать следующим образом:
4CH4 + O2 + 2H2O + ТЕПЛО→10Н2 + 4CO.
[0035] Одно из наиболее значимых преимуществ применения ATR реализовано в изменчивости отношения водорода к моноксиду углерода. Дополнительное преимущество применения ATR состоит в том, что для модернизации установки синтеза Ф-Т и снижения выбросов парниковых газов в целом от предприятия в реакцию можно добавить CO2 из внешнего источника для протекания реакции обратной конверсии с получением дополнительного количества моноксида углерода. В данной технологии ATR также можно рассматривать как генератор богатого водородом синтез-газа, как описано ранее. Было обнаружено, что добавление в контур операции ATR, отдельно или в комбинации с контуром генерирования богатого водородом синтез-газа, описанным в приведенном выше примере в виде установки парового риформинга метана (SMR), оказывает сильное влияние на производительность получения углеводородов в ходе указанного общего процесса. Подобным образом, установку для реакции конверсии водяного газа (WGS), установку адсорбции с перепадом давления (PSA) или мембранную установку также можно добавить в любую часть ATR и объединенной системы ATR/SMR или контура XTR для генерирования синтез-газа для дополнительного обогащения богатого водородом потока и генерирования почти чистого потока водорода для применения при гидроочистке.
[0036] Настоящее изобретение также объединяет, в неизвестной ранее комбинации, ряд известных типовых процессов для интегрирования процесса Фишера-Тропша при применении реакции конверсии водяного газа для обогащения синтеза-газа, что приводит к получению ценной малосернистой синтетической неочищенной нефти, которую можно синтезировать в отсутствие нефтяного кокса и остатка от перегонки.
[0037] Соответственно, дополнительная цель одного из вариантов реализации настоящего изобретения состоит в обеспечении способа обогащения тяжелой нефти или битума для получения углеводородных побочных продуктов, включающего:
а) обеспечение источника битума или тяжелой нефти в качестве исходного сырья, и перегонку указанного исходного сырья с получением отделенной части и неперегнанной остаточной фракции;
b) подачу указанной остаточной фракции в генерирующий синтез-газ контур для получения потока обедненного водородом синтез-газа посредством реакции частичного окисления;
c) обработку по меньшей мере части указанного потока обедненного водородом синтез-газа в реакции конверсии водяного газа (WGS) для генерирования оптимального синтез-газа Фишера-Тропша; и
d) обработку потока указанного оптимального синтез-газа Фишера-Тропша в установке Фишера-Тропша для синтеза углеводородных побочных продуктов, по меньшей мере один из которых смешивают с указанной неперегнанной остаточной фракцией или указанной отделенной частью с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти, плотность которой в градусах API составляет от 15 до 24.
[0038] В соответствии с дополнительной целью одного из вариантов реализации настоящего изобретения предложен способ синтеза углеводородов, включающий:
a) получение потока обедненного водородом синтез-газа в реакции частичного окисления;
b) каталитическое превращение указанного потока синтез-газа с образованием углеводородных побочных продуктов для получения частично обогащенной синтетической неочищенной нефти;
c) поддержание плотности в единицах API указанной частично обогащенной нефти в диапазоне от 15 до 24 без добавления разбавителя из внешнего источника; и
d) удаление по меньшей мере части указанной синтетической неочищенной частично обогащенной нефти для транспортировки.
ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ
[0039] Настоящее изобретение может применяться в нефтегазовой промышленности.
[0040] Соответственно другой задачей одного из вариантов реализации настоящего изобретения является обеспечение способа, в котором реактор для конверсии водяного газа (WGS) заменяют генератором богатого водородом синтез-газа (XTR), выбранным из группы, состоящей из установки парового риформинга метана (SMR), автотермальной установки для риформинга (ATR) или их комбинации.
[0041] Дополнительная задача одного из вариантов реализации настоящего изобретения состоит в обеспечении способа синтеза углеводородов, включающего стадии:
(а) получения богатого водородом потока с применением генератора синтез-газа;
(b) каталитического превращения указанного потока с получением углеводородов, содержащих по меньшей мере нафту и частично обогащенную синтетическую неочищенную нефть с показателем API от 15 до 24, подходящую для транспортировки;
(c) удаления указанной частично обогащенной синтетической неочищенной нефти;
(d) повторного применения по меньшей мере части указанной нафты в указанном генераторе синтез-газа с получением улучшенного богатого водородом потока; и
(e) рециркулирования указанного улучшенного богатого водородом потока, полученного на стадии (d), для превращения на стадии (b) для улучшения синтеза углеводородов.
[0042] Согласно дополнительному аспекту одного из вариантов реализации настоящего изобретения предложен способ превращения тяжелой нефти или битума в транспортабельную синтетическую неочищенную нефть, включающий:
(a) обработку указанной тяжелой нефти или битума в установке атмосферной дистилляции/рекуперации разбавителя с получением первого потока, содержащего по меньшей мере прямогонную нафту, легкий газойль и сжиженный нефтяной газ (LPG);
(b) прохождение второго потока атмосферных кубовых остатков, полученного на стадии а), в установку деасфальтизации растворителем с получением потока деасфальтизированной нефти и потока остаточного асфальтена;
c) прохождение указанного потока остаточного асфальтена из установки деасфальтизации в контур для получения дизельного топлива, содержащий генератор синтез-газа и реактор Фишера-Тропша для превращения указанной части в по меньшей мере синтетическое дизельное топливо; и
d) смешивание указанного первого потока, потока деасфальтизированной нефти и указанного синтетического дизельного топлива с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти.
[0043] Согласно другой задаче одного из вариантов реализации настоящего изобретения предложен способ превращения тяжелой нефти или битума в транспортабельную частично обогащенную синтетическую неочищенную нефть, включающий:
a) обработку указанной тяжелой нефти или битума с помощью типовых процессов для получения обработанного потока и неперегнанного потока;
b) получение синтез-газа из указанного неперегнанного потока и взаимодействие синтез-газа в реакторе Фишера-Тропша с синтезом углеводородных побочных продуктов; и
с) смешивание по меньшей мере части указанных побочных продуктов с указанным обработанным потоком с получением транспортабельной синтетической неочищенной нефти с плотностью в градусах API от 15 до 24 и цетановым числом дизельной фракции не менее 40.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0044] При ссылке на чертежи в настоящем документе, которые, в целом, описывают настоящее изобретение, ссылка здесь будет сделана на прилагаемые чертежи, иллюстрирующие предпочтительные варианты реализации.
[0045] на фиг. 1 изображена технологическая схема способов, применяемых в уровне техники для переработки извлекаемых тяжелой нефти и битума и тяжелых нефти и битума в пласте;
[0046] на фиг. 2 - технологическая схема, аналогичная схеме, представленной на фиг. 1, иллюстрирующая дополнительный способ, известный в данной области техники;
[0047] на фиг. 3 - технологическая схема, иллюстрирующая дополнительный вариант технологии уровня техники;
[0048] на фиг. 4 - технологическая схема, иллюстрирующая дополнительный вариант технологии уровня техники;
[0049] на фиг. 5 - технологическая схема, иллюстрирующая вариант реализации настоящего изобретения;
[0050] на фиг. 6 - технологическая схема, иллюстрирующая дополнительный вариант реализации настоящего изобретения;
[0051] на фиг. 7 - технологическая схема, иллюстрирующая еще один вариант реализации настоящего изобретения;
[0052] на фиг. 8 - технологическая схема, иллюстрирующая один из вариантов реализации способа частичного обогащения для получения частично обогащенной синтетической неочищенной нефти; и
[0053] на фиг. 9 - графическое изображение состава смеси для типичных проб неочищенной нефти.
[0054] Одинаковые цифры, используемые на чертежах, обозначают одинаковые элементы.
НАИЛУЧШИЙ СПОСОБ РЕАЛИЗАЦИИ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0055] На фиг. 1 показана технологическая схема первого варианта реализации битумного производства на основе уровня техники. Общий процесс обозначен цифрой 10. В указанном процессе источник 12 тяжелой нефти или битума может включать резервуар битума, который можно извлечь in-situ или который находится в пласте. В общих чертах, затем битум можно транспортировать в производственную установку 14 для обработки тяжелой нефти или битума, в которую через линию 16 можно ввести разбавитель или растворитель из установки 18 для обогащения тяжелой нефти или битума. Разбавитель или растворитель может содержать любой подходящий материал, хорошо известный специалистам в данной области техники, такой как, например, подходящие жидкие алканы. После введения разбавителя в производственную установку 14 через линию 16 образуется поддающаяся транспортировке битумная смесь (дилбит). После переработки дилбита или разбавленной битумной смеси в установке 18 для обогащения, полученную таким образом синтетическую неочищенную нефть, в целом обозначенную цифрой 20, обрабатывают на нефтеперерабатывающем заводе 22, где далее получают продукты нефтепереработки, в целом обозначенные цифрой 24.
[0056] В производственной установке 14 в основном происходит удаление воды и твердых веществ из потока. К неочищенному битуму добавляют разбавитель или растворитель 16 для обеспечения необходимых параметров подвижности и разделения, обеспечивая, главным образом, понижение вязкости. В ситуации, когда битум представляет собой битум, полученный из нефтеносного песка, к сырьевому материалу добавляют воду с получением суспензии для транспортировки в установку для экстракции и обработки пены и установку 18 для обогащения, как дополнительно описано на фиг. 2. Затем обезвоженный битум транспортируют по трубопроводу (не показано) в виде разбавленной смеси или дилбита в установку 18 для обогащения. Сухой неочищенный битум подвергают первичной и вторичной обработке с получением малосернистой или высокосернистой неочищенной нефти (SCO). SCO транспортируют на нефтеперерабатывающий завод 22 для дополнительной переработки с получением продукта 24 нефтепереработки, как указано выше, примеры которого включают транспортное топливо, такое как бензин, дизельное топливо и авиационные виды топлива, смазочные масла и другие виды сырья для нефтехимического превращения.
[0057] На фиг. 2 приведена технологическая схема операции по обработке нефтеносных песков для обогащения битума. Общий процесс, приведенный на указанной технологической схеме, обозначен цифрой 30. В отличие от показанного варианта реализации изобретения, указанная система относится к способу получения битума из извлекаемых нефтеносных песков, в котором содержащую нефтеносные пески сырую руду, добытую из месторождения, в общем обозначенную цифрой 32, смешивают с водой 34 в установке 36 для рудоподготовки и далее гидротранспортируют в установку для первичной экстракции, обозначенную цифрой 38. В указанной установке 38 для экстракции, большую часть воды 34 и крупнодисперсные хвосты 40 отделяют и возвращают в пруд-хвостохранилище 42.
[0058] Частично обезвоженный битум, в общем, обозначенный цифрой 44, перемещают в установку 46 для обработки пены. Именно там растворитель, обычно нафту с высоким содержание ароматических соединений (полученную из битума) или парафиновый растворитель (полученный из природных газоконденсатных жидкостей), добавляют через 48 для отделения оставшейся воды и обработанной глины, а также мелкодисперсных хвостов. Затем пену обрабатывают в установке 52 для рекуперации растворителя, в которой большую часть растворителя извлекают для повторного использования в установке для обработки пены. Отделенные мелкодисперсные хвосты проходят через установку 50 для рекуперации растворителя из хвостов для конечного извлечения растворителя. Мелкодисперсные хвосты перемещают в пруд-хвостохранилище 42. Затем чистую сухую пену вводят в установку для обогащения битума, в общем, обозначенную цифрой 54 и показанную на фиг. 2 пунктирной линией. В общих чертах, в установке 54 для обогащения битума осуществляют два общих процесса, первичное и вторичное обогащение. Как правило, первичная установка для обогащения основана на двух методологиях переработки. Первый процесс, а именно, удаление углерода или коксование, при котором тяжелую фракцию битума удаляют в виде нефтяного кокса. В общем, выход синтетической неочищенной нефти составляет от примерно 80 до примерно 85% по объему, и оставшуюся часть, подвергнутую превращению, главным образом, нефтяной кокс, возвращают для хранения в шахту. Далее процесс коксования представляет собой процесс серьезной переработки, который приводит к более высокому содержанию ароматических соединений в синтетической неочищенной нефти. Во втором процессе, а именно, добавлении водорода, применяют основанную на суспензии систему каталитической гидроочистки с добавлением водорода для обработки битумной смеси и получением асфальтеновых отходов и продукта, представляющего собой синтетическую неочищенную нефть. Выход синтетической неочищенной нефти обычно превышает 100% вследствие разбухания продукта.
[0059] Потоки углеводородного продукта, полученные при первичном обогащении, дополнительно обрабатывают в установке для вторичного обогащения, состоящей из установок для гидрообработки, в которых применяют водород для стабилизации продуктов, представляющих собой синтетическую неочищенную нефть, в общем обозначенных цифрой 56, и уменьшения содержания примесей серы и азота. Природный газ используют в водородной установке для генерирования водорода, необходимого для установки для обогащения и совместного производства электрической энергии для работы указанной установки для обогащения. Все операции в установке для обогащения битума расположены внутри пунктирных линий и хорошо известны специалистам в данной области техники.
[0060] На фиг. 3 показан дополнительный способ частичного обогащения, применяемый в уровне техники, в такой компоновке технологическая схема описывает установку для получения битума в пласте. Общий процесс обозначен цифрой 60. При такой компоновке тяжелую нефть или битум в пласте подвергают воздействию пара для выделения нефти. Неочищенный битум 62 обрабатывают в обычной установке 64 SAGD (парогравитационного воздействия) или CSS (циклической паростимуляции) для удаления воды 66. К неочищенному битуму 62 в установке 64 обычно добавляют разбавитель 68 для отделения воды от нефти, а также для получения разбавленной смеси для транспортировки по трубопроводу, чаще называемой в данной области техники «дилбитом», обозначенным цифрой 70. Дилбит можно транспортировать в трубопроводе (не показано) на большие расстояния к отдаленным нефтеперерабатывающим заводам, на которых его смешивают с обычной неочищенной нефтью в качестве исходного сырья. В более интегрированных конфигурациях можно использовать перегонку, деасфальтизацию или висбрекинг, переработку для получения высокосернистой тяжелой неочищенной нефти, почти не содержащей кубовых остатков, для подачи в нефтеперерабатывающие установки. При такой операции образуется поток асфальтена или вакуумного остатка, требующий ликвидации. Полученный частично обогащенный битум подходит для транспортировки по трубопроводу при плотности сырьевых потоков тяжелой нефти больше 15 API. В случае сырьевых потоков тяжелой нефти и битума с плотностью менее 15 API, все же необходимо использовать некоторое количество разбавителя для соответствия техническим требованиям транспортировки сырой нефти по трубопроводам. Дилбит перерабатывают в установке для частичного обогащения битума, обозначенной цифрой 72, с применением операций, показанных внутри прямоугольника из пунктирных линий. На фиг. 3 транспортабельный битум обозначен цифрой 74.
[0061] Как будет понятно специалистам в данной области техники, варианты процессов, показанные на фиг. 1-3, реализуемые на существующих промышленных предприятиях по обработке битума и тяжелой нефти, либо создают отходы, такие как нефтяной кокс или остаток от перегонки, что приводит к значительным потерям, либо дополнительно требуют значительных количеств водорода или разбавителя для обогащения продукта для применения его в качестве сырья для нефтепереработки. По существу, существующие способы не обеспечивают технологию, способную использовать всю внутреннюю ценность битума или тяжелой нефти, и приводят к загрязнению окружающей среды, связанному с ликвидацией и обращением с нежелательными отходами.
[0062] На фиг. 4 показан дополнительный вариант улучшенного способа обогащения битума в уровне техники. Указанный способ является объектом изобретения канадского патента №2439038 и его американского аналога, патента США №7407571, выданного Rettger с соавторами (Ormat Industries Ltd.).
[0063] Общий процесс обозначен цифрой 80.
[0064] Дилбит или пену 70 вводят в атмосферу перегонкой установки 82, при этом неперегнанные тяжелые кубовые остатки транспортируют и вводят в установку 84 деасфальтизации растворителем (SDA), а затем асфальтеновые кубовые остатки загружают в газификатор 86, который расположен внутри установки газификации компании Ormat, в целом обозначенной цифрой 88. Деасфальтизированный материал, обычно обозначенный как DAO, перемещают в установку 108 гидроочистки для обогащения и получения синтетической неочищенной нефти. По желанию, установка 110 вакуумной перегонки может располагаться в контуре, который может направлять уловленный вакуумный газойль для введения в установку гидроочистки 108. Подобным образом, вакуумные кубовые остатки вводят в SDA 84 для оптимизации технологической конфигурации.
[0065] Затем высокосернистый синтез-газ, генерируемый установкой газификации, направляют в установку 90 для обработки синтез-газа для удаления кислого газа. Кислый газ удаляют через 92 и обрабатывают в установке 94 по производству/извлечению серы с получением по меньшей мере таких продуктов, как жидкая сера 96 и CO2 98. Далее обработанный или «малосернистый» синтез-газ перерабатывают в процессе реакции конверсии водяного газа (WGS), который показан на фиг. 4 и относится к реактору 100 конверсии CO. В реактор 100 добавляют пар 102. Реакция конверсии водяного газа просто представляет собой конверсию из CO в CO2 с получением богатого водородом синтез-газа. Затем богатый водородом синтез-газ можно дополнительно обработать в типичной установке короткоцикловой абсорбции (PSA) или мембранной установке, в которой водород концентрируют до более 99 процентов. Такое концентрирование происходит в установке 104. В этом случае водород, генерируемый в установке 104 и обозначенный цифрой 106, представляет собой исходное сырье для установки гидроочистки 108. После проведения гидроочистки полученный продукт представляет собой синтетическую неочищенную нефть (SCO), обозначенную цифрой 116, и топливный газ, обозначенный цифрой 114.
[0066] Рассмотрим вкратце установку 104 для выделения водорода, побочный продукт, образующийся в указанной установке 104, представляет собой хвостовой газ или низкокалорийный синтез-газ, который используют в тепловых парогенераторах для SAGD (гравитационного дренирования при закачке пара) в качестве топлива, чтобы скомпенсировать потребность в природном газе как первичном топливе. Преимущество указанного способа состоит в том, что, если природного газа не хватает или имеет место значительное традиционное колебание цен, процесс в улучшенной в установке для обогащения менее зависим от природного газа и может опираться на синтезированное топливо для обеспечения преимуществ процесса в целом.
[0067] На фиг. 5 показан первый вариант реализации улучшенного способа обогащения битума в контуре, включающий технологию Фишера-Тропша и синтез водорода. Указанный вариант реализации общего процесса обозначен цифрой 120. Общий процесс является особенно полезным в отношении процессов, ранее предложенных в известном уровне техники, в которых малосернистый богатый углеродом синтез-газ не пропускают через реакцию конверсии водяного газа, обозначенную цифрой 100 на фиг. 4, а пополняют водородом 138 из внешнего источника для получения оптимального состава синтез-газа, при котором отношение водорода к моноксиду углерода обычно составляет больше от 1,8:1 до 2,2:1 и предпочтительно 2:1 при применении в качестве сырья для загрузки в реактор Фишера-Тропша для производства высококачественных парафинистых жидкостей Фишера-Тропша.
[0068] Именно путем признания применимости реактора Фишера-Тропша вместе с избеганием образования отходов в виде нефтяного кокса/остатка после перегонки нефти и последующим добавлением источника водорода для максимизирования превращения газифицированного углерода, предложенная промежуточная технология переходит в область, которая является экономичной, удобной и высокоэффективной с учетом выходов при генерировании синтетической неочищенной нефти (SCO).
[0069] Как очевидно, имеется ряд типовых процессов, которые являются общими с процессами в уровне техники, а именно, атмосферная перегонка, вакуумная перегонка, деасфальтизация растворителем, гидроочистка, газификация и обработка синтез-газа.
[0070] Согласно показанному варианту реализации изобретения газификацию Ormat, обычно обозначаемую как установка 88 и описанную со ссылкой на фиг. 4, заменяют на дополнительную последовательность операций (операции XTL), показанную пунктирными линиями и обозначенную цифрой 122. Согласно такому варианту реализации изобретения в газификаторе 86 неперегнанные тяжелые нефтяные остатки подвергаются превращению обычно с участием кислорода (O2) 124 с получениема обедненного водородом или богатого углеродом синтез-газа 88, отношение водорода к диоксиду углерода которого составляет от 0,5:1 до 1,5:1, более конкретно примерно 1:1, например, как показано в таблице 1.
Figure 00000001
[0071] Обычный побочный продукт, содержащий тяжелые металлы и золу, полученный в результате газификации, выгружают в виде шлака, обозначенного цифрой 126. Затем обедненный водородом синтез-газ 88 направляют в установку 90 для обработки синтез-газа для удаления кислых газов 92 с получением малосернистого обедненного водородом синтез-газа 91. Технологии дополнительной скрубберной очистки, адсорбции и промывки (не показано), хорошо известные специалистам в данной области техники, обычно применяют для обеспечения отсутствия в малосернистом синтез-газе загрязняющих веществ, таких как соединения серы, которые будут оказывать сильное отрицательное влияние на катализатор Фишера-Тропша. Далее кислый газ обрабатывают в установке 94 по производству/извлечению серы с получением элементарной серы 96 и диоксида углерода (CO2), как и происходило в процессе, показанном на фиг. 4. Затем малосернистый обедненный водородом синтез-газ 91 направляют в реакционную установку Фишера-Тропша, обозначенную цифрой 128. В качестве одной из возможностей, углеводородные продукты, которые образуются далее в реакции внутри реактора 128 Фишера-Тропша, включают пары Фишера-Тропша 184 (CO+H2+C1+C2+С3+C4), нафту 130, легкие жидкости Фишера-Тропша (LFTL) 132 и тяжелые жидкости Фишера-Тропша (HFTL) 134 или продукты, общеизвестные как парафины Ф-Т.
[0072] Для регулирования или повышения эффективности общего процесса, установку 122 XTL и, в частности, перед установкой 90 для обработки синтез-газа и/или реактором 128 Фишера-Тропша, можно дополнить внешним источником водорода, обозначенным цифрами 136 и 138, соответственно. Кроме того, по меньшей мере некоторое количество пара из реактора Фишера-Тропша можно повторно ввести перед установкой 90 для обработки синтез-газа, как показано цифрой 140, и/или использовать в установке для обогащения топливо 114. Жидкости 130, 132 и 134 вводят в установку 108 гидроочистки. В указанную установку можно также добавить прямогонную дистиллятную нафту 144, которую можно ввести из операции 82 атмосферной перегонки, легкий вакуумный газойль (LVGO) 142 из операции 110 вакуумной перегонки и необязательно деасфальтизированную нефть 112 (DAO) из установки SDA 84.
Различные виды обработки 108 путем гидроочистки, например, гидрокрекинг, термический крекинг, изомеризация, гидрообработка и фракционирование, можно применять для обработки объединенных потоков, по отдельности или в требуемых комбинациях, хорошо известных специалистам в данной области техники, с получением по меньшей мере продукта 116, представляющего собой синтетическую неочищенную нефть. В качестве дополнительных вариантов, любую часть нафты Фишера-Тропша 130, особенно парафинистую нафту, обозначенную цифрой 150, можно повторно ввести в установку 84 деасфальтизации через 152 или дополнительно распределить в качестве подпиточного растворителя 156 для введения в установку для обработки пены нефтеносных песков (не показано, но, в общем, обозначено цифрой 158).
[0073] Кроме того, дополнительный водород можно ввести в установку 108 гидроочистки и установку 160 гидрообработки через 166 и 164. Подачу водорода можно осуществить из источника водорода, ранее упомянутого в настоящем документе. Из каждой из установок, включающих установку фракционирования, установку гидрообработки 160, установку гидроочистки 108 и установку Фишера-Тропша 128, продукт, полученный в каждой из указанных операций, обозначенный цифрами 170 или 172, 174, соответственно, вводят в топливный газ 114. Кроме того, часть продуктов 172 и 170, богатых водородом, можно объединить с обедненным водородом синтез-газом через 88 или 91 для обогащения указанного потока и достижения оптимальных рабочих характеристик установки Фишера-Тропша.
[0074] Показанная на фиг. 6 технологическая схема представляет собой еще один вариант методологии, предложенной в настоящем изобретении. Общий процесс согласно такому варианту реализации изобретения обозначен цифрой 180. Похожие типовые процессы, используемые в вариантах реализации, приведенных на фиг. 4 и 5, применимы и к фиг. 6.
[0075] Основные изменения в отношении фиг. 5 относительно фиг. 6 включают модификацию XTL, установки 122, и включение генерирования богатого водородом синтез-газа и рециркулирования богатого водородом синтез-газа, полученного в установке 128 Фишера-Тропша.
[0076] Более подробно, XTL, установку 122 модифицируют путем включения генератора богатого водородом синтез-газа, обозначенного цифрой 182. Генератор 182 богатого водородом синтез-газа обычно состоит из установки парового риформинга метана (SMR) (не показано) или автотермальной установки для риформинга (ATR) (не показано) и их комбинаций. Природный газ 188, пары Фишера-Тропша 184, богатый водородом топливный газ 174 и т.п. из установки гидроочистки 108 и установки 160 фракционирования и нафту Фишера-Тропша 186 можно подавать, по отдельности или в комбинации, в установку 122 для генерирования богатого водородом синтез-газа 190, в котором отношение водорода к моноксиду углерода составляет от 2:5 до 6:1. Это является важным аспектом настоящего изобретения и работает в отношении установки Фишера-Тропша 128, обеспечивая эффективные результаты, реализуемые путем практического осуществления технологии, описанной в настоящем документе со ссылками на фиг. 5-6. Природный газ 188, зависящий от текущей ситуации на рынке в любом месте или в любое время, можно использовать в качестве первичного исходного сырья в генераторе 182 богатого водородом синтез-газа, и пары 174, 130 и 184 можно использовать для обеспечения максимальной эффективности работы установки для обогащения. Альтернативно, если рынок природного газа является менее выгодным, потоки 174, 130 и 184 можно целиком использовать для компенсации потребности в природном газе. Богатый водородом синтез-газ 190 можно ввести перед установкой 90 для обработки синтез-газа через 190, если такая обработка необходима, или альтернативно, любую часть богатого водородом синтез-газа 190 можно направить непосредственно в установку Фишера-Тропша 128.
[0077] Таким образом, богатый водородом синтез-газ 190 объединяют с богатым углеродом синтез-газом с получением оптимального синтез-газа Фишера-Тропша, в котором отношение водорода к моноксиду углерода предпочтительно составляет 2:1. Объединенные сырьевые потоки, поступающие в установку 122, позволяют уменьшить количество природного газа, необходимого для достижения оптимального сырьевого потока Фишера-Тропша, обеспечивая, тем самым, коммерческое преимущество указанных установок для обогащения, зависящих от природного газа, но также позволяют воспользоваться преимуществом текущей низкозатратной поставки природного газа.
[0078] Кроме того, часть богатого водородом синтез-газа 190 можно ввести в водородную установку 192, в которой образуется поток очищенного водорода 164 для применения в установках гидроочистки 108 и 170. Водородная установка 192 может включать технологию адсорбции с перепадом давления (PSA), мембранную технологи или технологию адсорбции, хорошо известные специалистам в данной области техники.
[0079] На фиг. 7 технологическая схема иллюстрирует дополнительный вариант общей концепции, предложенной в настоящем изобретении, и, в этом способе установка XTL 122 подвергается дальнейшей модификации, при которой водородную установку 192 и генератор богатого водородом синтез-газа 182, характерные для варианта реализации изобретения, показанного на фиг. 6, заменяют типовым процессом в виде реакции конверсии водяного газа (WGS). Общий процесс, показанный на фиг. 7, обозначен цифрой 200. Установка для конверсии водяного газа обозначена цифрой 202 и расположена между установкой 90 для обработки синтез-газа и установкой 128 Фишера-Тропша. Как известно в данной области техники и, в частности, специалистам в данной области техники, реактор для конверсии водяного газа можно применять для обогащения неочищенного синтез-газа, что, в свою очередь, приводит к оптимизации отношения водорода к моноксиду углерода в синтез-газе Фишера-Тропша. Пар в реакционную установку 202 WGS можно подавать из газификатора 86, показанного как 204. Кроме того, богатый водородом газ 171 и 173 из установок гидроочистки можно объединить с парами Ф-Т 140 для обогащения синтез-газа Ф-Т, применяемого в качестве сырья.
[0080] Показанная на фиг. 8 технологическая схема представляет один из возможных путей частичного обогащения. На указанном чертеже процесс частичного обогащения разработан для системы питания, вмещающей 100000 баррелей битума. Специалисты в данной области техники легко поймут, что на схеме показан ряд типовых процессов, которые являются общими с последовательностью операций для полного обогащения, описанной со ссылками на предыдущие чертежи. Общий процесс обозначен цифрой 220. В указанном контуре гидроочистка, обычно связанная с обработкой, направленной на полное обогащение, ликвидирована и используются только основные стадии, которые, как определено экспериментально, приводят к получению транспортабельной синтетической нефти при отсутствии значительных требований к разбавителю.
[0081] Как можно видеть, исходное сырье в данном примере представляет собой битум в количестве 100000 баррелей в сутки (BPD) с плотность 8,5 API и содержанием серы 4,5% по массе. Указанное сырье можно ввести в установку атмосферной перегонки (ADU)/установку рекуперации разбавителя (DRU) 82 вместе с дилбитом 70. Атмосферные кубовые остатки с объемом в данном примере 85092 BPD с плотностью 6 API и содержанием серы 4,6% по массе, содержащие 340 частей на миллион (ppm) никеля и ванадия, вводили в установку 84 деасфальтизации растворителем (SDA) и получили деасфальтизированную нефть (DAO) 112, генерируемую в количестве 75520 BPD при плотности 12 API и содержании серы 4,0% по массе с 100 ррш никеля и ванадия. Основываясь на одном из расчетных режимов, обработка в установке SDA 84 приводила к повышению объема DAO на 85%.
[0082] Асфальтены из установки SDA 84 можно использовать в операциях XTL, описанных ранее при обсуждении фиг. 5, вместе с технологическим кислородом 124 и природным газом 222. В данном примере асфальтены использовали в количестве 12572 BPD, имели плотность 15 API и содержали 5% по массе серы и 895 ppm никеля и ванадия. Нафту Фишера-Тропша 224, образующуюся в результате операций XTL, получили в объеме 2346 BPD при плотности 72 API, а дизельное топливо Фишера-Тропша 226 получили в количестве 18842 BPD при плотности 53 API.
[0083] Продукт в виде прямогонной нафты, легкого газойля и легких нефтяных газов (LPG) 144 из установки 82 ADU/DRU получили в объеме 16878 BPD при плотности 44 API.
[0084] В качестве еще одного примера, прямогонную нафту, легкий газойль и легкие нефтяные газы 144, DAO, нафту Фишера-Тропша 224 и дизельное топливо Фишера-Тропша 226 смешивали с получением высокосернистой не содержащей кубовых остатков частично обогащенной синтетической неочищенной нефти (SCO) 230, соответствующей требованиям транспортирования по трубопроводу, в объеме 109326 BPD, с плотностью 21 API и вязкостью не более 350 сантистоксов (0,00035 м2с-1) при 10°C. Объемный выход в данном примере составил 109%, выход по массе 100% при содержании серы 3,3% и содержании никеля и ванадия менее 70 ppm и CCR менее 6% масс. Наиболее привлекательным является тот факт, что удельная плотность составляет менее 1 и, в данном примере, 0,93, что устраняет, таким образом, опасность загрязнения окружающей среды, которое имеет место при применении обычных методов, в которых указанная плотность превышает удельную плотность воды.
[0085] В данном примере, SCO 230 содержала в расчете на объем 9,8% нафты, 24,9% дистиллята, 31,5% вакуумного газойля и 33,8% остатков вакуумной перегонки.
[0086] В качестве дополнительного примера, 100000 BPD битумного сырья можно подвергнуть максимальной оптимизации путем подходящих корректировок. Атмосферные кубовые остатки из установки SDA 84 с объемом согласно настоящему примеру 85092 BPD с плотностью 6 API и содержанием серы 4,6% по массе, содержащие 340 частей на миллион (ppm) никеля и ванадия, вводили в установку 84 деасфальтизации растворителем (SDA) и получили деасфальтизированную нефть (DAO) 112 в количестве 64860 BPD с плотностью 14 API и содержанием серы 3,6% по массе с 50 ppm никеля и ванадия. Обработка в установке SDA 84 привела к повышению объема DAO на 76%.
[0087] Асфальтены из установки SDA 84 можно использовать в операциях XTL, описанных ранее при обсуждении фиг. 5, вместе с технологическим кислородом 124 и природным газом 222. В данном примере асфальтены использовали в количестве 20232 BPD, имели плотность -10 API и содержали 6% по массе серы и 830 ppm никеля и ванадия. Нафту Фишера-Тропша 224, образующуюся в результате операций XTL, получили в объеме 3715 BPD при плотности 72 API, а дизельное топливо Фишера-Тропша 226 получили в количестве 30322 BPD при плотности 53 API.
[0088] Продукт в виде прямогонной нафты, легкого газойля и легких нефтяных газов (LPG) 144 из установки 82 ADU/DRU получают в объеме 16878 BPD при плотности 44 API.
[0089] Прямогонную нафту, легкий газойль и легкие нефтяные газы 144, DAO, нафту Фишера-Тропша 224 и дизельное топливо Фишера-Тропша 226 смешивали с получением высокосернистой не содержащей кубовых остатков частично обогащенной синтетической неочищенной нефти (SCO) 230, соответствующей требованиям транспортирования по трубопроводу, в объеме 114575 BPD, с плотностью 24 API и вязкостью не более 300 сантистоксов при 10°C. Объемный выход в данном примере составил 115%, выход по массе 100% при содержании серы 2,5% и содержании никеля и ванадия не более 30 ppm и уровне CCR менее 4% масс. В данном примере удельная плотность составляла 0,91; SCO 230 содержала в расчете на объем 10,6% нафты, 33,8% дистиллята, 31,5% вакуумного газойля и 24,1% остатков вакуумной перегонки.
[0090] Специалистам в данной области техники будет понятно, что способы, описанные в настоящем документе, обеспечивают различные возможности для частичного обогащения или полного обогащения благодаря тому факту, что конфигурацию типовых процессов можно менять для достижения требуемого результата. Например, остаточную фракцию, которую направляют в генерирующий синтез-газ контур, описанный в настоящем документе ранее, можно использовать для получения обедненного водородом газового потока посредством реакции частичного окисления. Указанная реакция может быть каталитической или некаталитической. Затем такой продукт реакции можно обработать в реакторе Фишера-Тропша с синтезом углеводородных побочных продуктов, при этом по меньшей мере часть частично обогащенной синтетической неочищенной нефти можно удалить для распределения по трубопроводам.
[0091] Частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть может необязательно включать подаваемый из внешнего источника разбавитель. Под подачей от внешнего источника подразумевают разбавитель, который получают из источника, расположенного за пределами указанного контура.
[0092] С точки зрения плотности в градусах API, она может довольно сильно зависеть от предполагаемого применения или режима транспортировки синтетической неочищенной нефти. Например, плотность в градусах API при частичном обогащении может меняться от 15 до 24 API. Удобно, что частично обогащенная синтетическая нефть полностью превращается в по меньшей мере один из продуктов, выбранных из полностью обогащенной синтетической неочищенной нефти, бензина, топлива для реактивных двигателей и дизельного топлива, при этом обогащение проводят в отсутствие кокса, не подвергнутого превращению остатка от перегонки и побочных отходов. Было обнаружено, что согласно протоколу, предложенному в настоящем документе, обогащенную синтетическую неочищенную нефть можно получить таким образом, чтобы она по существу не содержала кубового материала с температурой кипения при окончательной перегонке 950°F (510°C) или больше.
[0093] Удельная плотность синтетической неочищенной нефти предпочтительно составляет менее 1, что особенно полезно с точки зрения охраны окружающей среды в случае разлива или сброса синтетической неочищенной нефти в водный объект. Общее кислотное число синтетической неочищенной нефти, полученной согласно процедуре частичного обогащения, составляет менее 3, более предпочтительно менее 1.
[0094] На фиг. 9 показан количественный состав типичных неочищенных нефтей по сравнению с частично обогащенной SCO, описанной выше, относительно SCO, синтезированной согласно методам частичного обогащения, описанным в настоящем документе.
[0095] Смешивание может включать по меньшей мере часть перегнанной или отделенной фракции с частично обогащенной неочищенной нефтью, как описано ранее в настоящем документе. Перегнанные или отделенные фракции могут содержать любую часть прямогонного дистиллята (AGO), нафты, вакуумного газойля (VGO) или деасфальтизированной нефти (DAO). Как описано ранее указанные фракции можно, необязательно, подвергнуть дополнительной гидроочистке, по отдельности или в комбинации. Операции гидроочистки известны специалистам в данной области техники и могут включать, к примеру и без ограничения, гидрокрекинг, висбрекинг, термокрекинг, гидрообработку, изомеризацию, фракционирование или любую их комбинацию или другие подходящие варианты, которые позволяют обеспечить результат гидроочистки в пределах компетенции специалиста в данной области техники.
[0096] Одно из явных преимуществ переменных операций, которые были рассмотрены в описании изобретения и применяются для синтеза углеводородов, углеводородных побочных продуктов и т.п., состоит в том, что в случае получения частично обогащенной синтетической неочищенной нефти ее транспортировка легко осуществима с помощью трубопроводов, железнодорожного, морского, автомобильного транспорта, а также любых и всех комбинаций перечисленных видов транспорта.
[0097] Частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть, которую можно синтезировать с применением протокола, описанного в настоящем документе, позволяет получить продукт, содержащий дизельную фракцию с цетановым числом больше 40, более предпочтительно больше 55. Степень превращения битумного исходного сырья в частично обогащенную неочищенную нефть составляет по меньшей мере 100 об. % при типичном выходе больше 100% об.

Claims (57)

1. Способ обогащения тяжелой нефти или битума с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти, включающий
(a) обеспечение источника тяжелой нефти или битума в качестве исходного сырья,
(b) обработку указанного исходного сырья в установке атмосферной дистилляции (ADU) с получением первой перегнанной фракции и, необязательно, обработку указаной первой неперегнанной атмосферной остаточной фракции в вакуумно-дистилляционной установке (VDU) с получением второй перегнанной фракции и второй неперегнанной остаточной фракции,
(c) необязательно, обработку указанных первых неперегнанных остаточных фракции или указанной второй неперегнанной остаточной фракции в установке деасфальтизации растворителем с получением отделенной фракции и отделенной остаточной фракции,
(d) подачу указанной первой неперегнанной остаточной фракции или указанной второй неперегнанной остаточной фракции, или указанной отделенной остаточной фракции в генерирующий синтез-газ контур с получением потока обедненного водородом синтез-газа посредством реакции частичного окисления, и взаимодействие указанного синтез-газа в реакторе Фишера-Тропша с получением синтезированных углеводородов, при этом указанные углеводороды включают по меньшей мере одно из следующего: пары Фишера-Тропша, нафту Фишера-Тропша, легкую жидкость Фишера-Тропша, тяжелую жидкость Фишера-Тропша,
(e) добавление внешнего источника водорода к указанному обедненному водородом синтез-газу для повышения качества состава указанных синтезированных углеводородов,
(f) смешивание по меньшей мере части указанных синтезированных углеводородов с указанной одной или обеими перегнанными фракциями и/или указанной отделенной фракцией с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть необязательно содержит разбавитель из внешнего источника.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть по существу не содержит кубового материала с температурой кипения при окончательной перегонке 950°F (510°С) или больше.
4. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что указанный источник водорода включает поток богатого водородом синтез-газа, полученный из генератора богатого водородом синтез-газа, выбранного из группы, состоящей из установки парового риформинга метана (SMR), автотермальной установки для риформинга (ATR) и их комбинаций.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в указанном генераторе богатого водородом синтез-газа применяют богатое водородом сырье для получения указанного потока богатого водородом синтез-газа.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что указанное богатое водородом сырье выбрано из группы, состоящей из природного газа, нефтезаводского топливного газа, сжиженного нефтяного газа, паров Фишера-Тропша, нафты Фишера-Тропша, паров от установки гидроочистки и их комбинаций.
7. Способ по п. 4, дополнительно включающий очистку по меньшей мере части указанного богатого водородом синтез-газа.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что очистку указанного богатого водородом синтез-газа выполняют с применением адсорбции с перепадом давления, мембраной абсорбции или абсорбции жидкостью.
9. Способ по любому из пп. 1-8, дополнительно включающий стадию переработки указанных синтезированных углеводородов в установке гидроочистки.
10. Способ по любому из пп. 1-9, отличающийся тем, что указанные перегнанные или отделенные фракции необязательно дополнительно подвергаются, по отдельности или в комбинации по меньшей мере одной операции, выбранной из группы, состоящей из гидроочистки, изомеризации, фракционирования и их комбинаций.
11. Способ по любому из пп. 1-10, включающий стадию пополнения процесса за счет дополнительного источника водорода, при этом указанный дополнительный источник водорода включает газ из установки гидроочистки.
12. Способ по любому из пп. 1-10, включающий стадию пополнения процесса за счет дополнительного источника водорода, при этом указанный дополнительный источник водорода включает богатый водородом газ из установки гидрокрекинга, установки термического крекинга, установки гидрообработки, установки изомеризации, установки фракционирования и их комбинаций.
13. Способ обогащения тяжелой нефти или битума с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти, включающий
(a) обеспечение источника битума или тяжелой нефти в качестве исходного сырья и перегонку указанного исходного сырья в установке атмосферной дистилляции (ADU) с получением первой перегнанной фракции и первой неперегнанной атмосферной остаточной фракции и, необязательно, обработку указанной первой неперегнанной атмосферной остаточной фракции в вакуумно-дистилляционной установке (VDU) с получением второй перегнанной фракции и второй неперегнанной остаточной фракции,
(b) необязательно, обработку указанных первых неперегнанных остаточных фракций или второй неперегнанной остаточной фракции в установке деасфальтизации растворителем с получением отделенной фракции и отделенной остаточной фракции,
(c) подачу указанной первой неперегнанной остаточной фракции или указанной второй неперегнанной остаточной фракции, или указанной отделенной остаточной фракции в генерирующий синтез-газ контур с получением потока обедненного водородом синтез-газа посредством реакции частичного окисления,
(d) обработку по меньшей мере части указанного потока обедненного водородом синтез-газа в реакции конверсии водяного газа (WGS) для получения оптимального синтез-газа Фишера-Тропша,
(e) обработку потока указанного оптимального синтез-газа Фишера-Тропша в установке Фишера-Тропша с получением синтезированных углеводородов, при этом указанные синтезированные углеводороды включают по меньшей мере одно из следующего: пары Фишера-Тропша, нафту Фишера-Тропша, легкую жидкость Фишера-Тропша, тяжелую жидкость Фишера-Тропша, и
(f) смешивание по меньшей мере части указанных синтезированных углеводородов с указанной одной или обеими перегнанными фракциями и/или указанной отделенной фракцией с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти.
14. Способ по по п. 13, отличающийся тем, что указанная частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть необязательно содержит разбавитель из внешнего источника.
15. Способ по любому из пп. 13 или 14, отличающийся тем, что указанная частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть по существу не содержит кубового материала с температурой кипения при окончательной перегонке 950°F (510°С) или больше.
16. Способ по любому из пп. 13-15, отличающийся тем, что указанный оптимальный синтез-газ Фишера-Тропша содержит богатый водородом синтез-газ, при этом указанный способ необязательно включает очистку по меньшей мере части указанного богатого водородом синтез-газа.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что очистку указанного богатого водородом синтез-газа выполняют с применением адсорбции с перепадом давления, мембраной абсорбции или абсорбции жидкостью.
18. Способ по любому из пп. 13-17, дополнительно включающий стадию переработки указанных синтезированных углеводородов в установке гидроочистки.
19. Способ по любому из пп. 13-18, дополнительно включающий стадию обработки указанных синтезированных углеводородов с помощью по меньшей мере одной операции, выбранной из группы, состоящей из фракционирования, гидрокрекинга, термического крекинга, гидрообработки, изомеризации и их комбинаций.
20. Способ по любому из пп. 13-19, дополнительно включающий стадию пополнения процесса за счет дополнительного источника водорода.
21. Способ синтеза частично обогащенной синтетической неочищенной нефти, включающий
(а) получение потока обедненного водородом синтез-газа в реакции частичного окисления,
(b) каталитическое превращение указанного потока синтез-газа с получением синтезированных углеводородов, при этом указанные углеводороды включают по меньшей мере одно из следующего: пары Фишера-Тропша, нафту Фишера-Тропша, легкую жидкость Фишера-Тропша, тяжелую жидкость Фишера-Тропша,
(c) смешивание части указанных синтезированных углеводородов с перегнанными фракциями, содержащими дистиллят прямой перегонки, перегнанную фракцию, содержащую вакуумный газойль и/или деасфальтизированной фракцией, полученными из источника исходного сырья, представляющего собой тяжелую нефть или битум, с получением указанной частично обогащенной синтетической неочищенной нефти,
(с) при этом указанная частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть имеет плотность в единицах API в диапазоне от 15 до 24 без добавления разбавителя из внешнего источника.
22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что указанная частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть предназначена для транспортировки с помощью трубопроводного, железнодорожного, морского, грузового транспорта и их комбинаций.
23. Способ по п. 22, отличающийся тем, что указанный диапазон плотности в единицах API поддерживают путем добавления по меньшей мере одного из продуктов, выбранных из дистиллята прямой перегонки, нафты, легкого газойля, сжиженной нефти, деасфальтизированной нефти, нафты Фишера-Тропша, дизельного топлива Фишера-Тропша и их комбинаций.
24. Способ по п. 23, отличающийся тем, что дистиллят прямой перегонки, нафту, легкий газойль, сжиженную нефть и деасфальтизированную нефть дополнительно подвергают воздействию, по отдельности или в комбинации, по меньшей мере одной операции, выбранной из группы, состоящей из гидрообработки, фракционирования, изомеризации и их комбинаций, перед указанным добавлением для поддержания диапазона плотности в единицах API.
25. Способ по п. 24, дополнительно включающий стадию выделения по меньшей мере части нафты из указанных синтезированных углеводородов.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что указанную нафту повторно используют в водородном генераторе для получения потока, богатого водородом.
27. Способ по п. 26, дополнительно включающий объединение указанного богатого водородом потока с потоком, обедненным водородом, полученным на стадии а), для улучшения превращения указанного потока синтез-газа в указанные синтезированные углеводороды.
28. Частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть, полученная способом по п. 1, отличающаяся тем, что указанная подвергнутая частичному превращению синтетическая неочищенная нефть по существу не содержит кубового материала с температурой кипения при окончательной перегонке 950°F (510°С) или больше.
29. Частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть, полученная способом по п. 13, отличающаяся тем, что указанная подвергнутая частичному превращению синтетическая неочищенная нефть по существу не содержит кубового материала с температурой кипения при окончательной перегонке 950°F (510°С) или больше.
30. Частично обогащенная синтетическая неочищенная нефть, полученная способом по п. 21, отличающаяся тем, что указанная подвергнутая частичному превращению синтетическая неочищенная нефть по существу не содержит кубового материала с температурой кипения при окончательной перегонке 950°F (510°С) или больше.
31. Способ превращения тяжелой нефти или битума в транспортабельную частично обогащенную синтетическую неочищенную нефть, включающий
(a) обработку указанной тяжелой нефти или битума в установке атмосферной дистилляции/рекуперации разбавителя с получением первого потока, содержащего по меньшей мере прямогонную нафту, легкий газойль и сжиженный нефтяной газ (LPG), и второго потока атмосферных кубовых остатков,
(b) прохождение указанного второго потока атмосферных кубовых остатков в установку деасфальтизации растворителем с получением потока деасфальтизированной нефти и потока остаточного асфальтена,
(c) прохождение указанного потока остаточного асфальтена из установки деасфальтизации в контур для получения дизельного топлива, содержащий генератор синтез-газа и реактор Фишера-Тропша для превращения указанного потока в по меньшей мере синтетическое дизельное топливо, и
(d) смешивание указанного первого потока, потока деасфальтизированной нефти и указанного синтетического дизельного топлива с получением указанной транспортабельной частично обогащенной синтетической неочищенной нефти.
32. Способ по п. 31, дополнительно включающий стадию прохождения указанного второго потока атмосферных кубовых остатков в установку вакуумной перегонки с получением потока вакуумного газойля и потока вакуумных кубовых остатков, подачу потока вакуумных кубовых остатков в установку деасфальтизации растворителем на стадии (b) и смешивание потока вакуумного газойля согласно стадии (d) с получением частично обогащенной синтетической неочищенной нефти.
33. Способ по п. 32, отличающийся тем, что продукт, полученный на стадии с), дополнительно содержит синтетическую нафту.
34. Способ по п. 34, отличающийся тем, что стадия d) дополнительно включает смешивание указанной синтетической нафты с указанным первым потоком, потоком деасфальтизированной нефти и указанным синтетическим дизельным топливом.
35. Способ по п. 31, отличающийся тем, что указанная синтетическая неочищенная нефть по существу не содержит тяжелых кубовых остатков с температурой кипения при окончательной перегонке 950°F (510°С) или больше.
36. Способ по п. 33, отличающийся тем, что по меньшей мере часть указанной нафты рециркулируют в указанную установку деасфальтизации растворителем для подпитки растворителя.
37. Способ по п. 31, дополнительно включающий стадию подачи природного газа в указанный контур для получения дизельного топлива.
RU2015143104A 2013-03-13 2013-03-14 Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума RU2664102C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/801,538 2013-03-13
US13/801,538 US9266730B2 (en) 2013-03-13 2013-03-13 Partial upgrading process for heavy oil and bitumen
PCT/CA2013/000228 WO2014138835A1 (en) 2013-03-13 2013-03-14 Partial upgrading process for heavy oil and bitumen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015143104A RU2015143104A (ru) 2017-04-18
RU2664102C2 true RU2664102C2 (ru) 2018-08-15

Family

ID=51522702

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015143104A RU2664102C2 (ru) 2013-03-13 2013-03-14 Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9266730B2 (ru)
EP (2) EP2970797A4 (ru)
CN (1) CN105339469A (ru)
BR (1) BR112015023259B1 (ru)
RU (1) RU2664102C2 (ru)
WO (1) WO2014138835A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2818322C (en) * 2013-05-24 2015-03-10 Expander Energy Inc. Refinery process for heavy oil and bitumen
CA2959426A1 (en) * 2014-10-22 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Horizontal-flow oil sands separator for an aqueous extraction process
CN115216334A (zh) 2015-05-12 2022-10-21 埃尔根公司 高性能加工油
EP4092097A1 (en) * 2015-05-12 2022-11-23 Ergon, Inc. High performance process oil based on distilled aromatic extracts
CA2941568A1 (en) 2015-08-31 2017-02-28 University Of New Brunswick Process for upgrading heavy hydrocarbon liquids
US10322986B2 (en) * 2015-11-17 2019-06-18 Janus Technology Solutions, LLC Removal of carbonyls from liquid phase hydrocarbon streams
ES2912133T3 (es) * 2016-02-25 2022-05-24 Sabic Global Technologies Bv Proceso integrado para aumentar la producción de olefinas mediante el reciclaje y el tratamiento de residuos de craqueo pesado
CA3016908A1 (en) 2018-09-07 2020-03-07 Suncor Energy Inc. Non-aqueous extraction of bitumen from oil sands
WO2020190777A1 (en) * 2019-03-15 2020-09-24 Lummus Technology Llc Process for mixing dilution steam with liquid hydrocarbons before steam cracking
CA3051955A1 (en) 2019-08-14 2021-02-14 Suncor Energy Inc. Non-aqueous extraction and separation of bitumen from oil sands ore using paraffinic solvent and deasphalted bitumen
US11130920B1 (en) 2020-04-04 2021-09-28 Saudi Arabian Oil Company Integrated process and system for treatment of hydrocarbon feedstocks using stripping solvent
US11939541B2 (en) 2022-07-15 2024-03-26 Saudi Arabian Oil Company Methods for processing a hydrocarbon oil feed stream utilizing a delayed coker, steam enhanced catalytic cracker, and an aromatics complex
US11851622B1 (en) 2022-07-15 2023-12-26 Saudi Arabian Oil Company Methods for processing a hydrocarbon oil feed stream utilizing a gasification unit and steam enhanced catalytic cracker

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6241874B1 (en) * 1998-07-29 2001-06-05 Texaco Inc. Integration of solvent deasphalting and gasification
US20020120017A1 (en) * 1998-12-16 2002-08-29 Bohn Mark S. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
RU2282784C2 (ru) * 2001-04-20 2006-08-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ и устройство для обогащения тяжелой нефти
CA2737872A1 (en) * 2011-04-20 2012-05-08 Steve Kresnyak Process for heavy oil and bitumen upgrading
CA2776369A1 (en) * 2012-05-09 2012-07-17 Steve Kresnyak Enhancement of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a gtl environment

Family Cites Families (76)

* 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
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
ES2219103T3 (es) 1999-04-06 2004-11-16 Sasol Technology (Pty) Ltd Procedimiento para la produccion de carburante sintetico de nafta.
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
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
US6531516B2 (en) 2001-03-27 2003-03-11 Exxonmobil Research & Engineering Co. Integrated bitumen production and gas conversion
US20040104147A1 (en) * 2001-04-20 2004-06-03 Wen Michael Y. Heavy oil upgrade method and apparatus
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
US7407571B2 (en) 2001-12-26 2008-08-05 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for upgrading and gasifying heavy hydrocarbon feeds
US6702936B2 (en) 2001-12-26 2004-03-09 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
HUP0500320A3 (en) 2002-02-05 2008-09-29 Univ 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
MXPA05006314A (es) 2002-12-13 2006-02-08 Statoil Asa Un metodo para la recuperacion de petroleo proveniente de un yacimiento petrolifero.
US6958363B2 (en) 2003-03-15 2005-10-25 Conocophillips Company Hydrogen use in a GTL plant
US6946493B2 (en) 2003-03-15 2005-09-20 Conocophillips Company Managing hydrogen in a gas to liquid 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
EP1904422A1 (en) 2005-07-20 2008-04-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Integrated process for producing hydrocarbons
EP1904605A1 (en) 2005-07-20 2008-04-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Multi stage fischer-tropsch process
US7863341B2 (en) 2005-07-20 2011-01-04 Shell Oil Company Preparation of syngas
DE102005035921B4 (de) 2005-07-28 2008-07-10 Choren Industries Gmbh Verfahren zur endothermen Vergasung von Kohlenstoff
BRPI0619490B1 (pt) 2005-12-09 2016-05-24 Shell Int Research método para iniciar um processo em estado estacionário e processo para produzir hidrocarbonetos a partir de gás de síntese
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
AU2007222475B2 (en) 2006-03-07 2010-07-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a Fischer-Tropsch synthesis product
FR2904832B1 (fr) 2006-08-08 2012-10-19 Inst Francais Du Petrole Procede de production de gaz de synthese avec conversion de co2 a l'hydrogene
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
WO2008055149A2 (en) 2006-10-30 2008-05-08 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
WO2008154576A1 (en) 2007-06-11 2008-12-18 Hsm Systems, Inc. Bitumen upgrading using supercritical fluids
NO330096B1 (no) 2007-06-27 2011-02-21 Erik Tonseth Fremgangsmate og innretning for produksjon av biodrivstoff fra avfall og/eller biomasse.
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
RU2364616C1 (ru) 2008-02-12 2009-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ переработки тяжелой нефти и/или природного битума
AU2009223177B2 (en) 2008-03-12 2013-10-03 Sasol Technology (Proprietary) Limited Hydrocarbon synthesis
CA2718885C (en) 2008-05-20 2014-05-06 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
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
US9169443B2 (en) * 2011-04-20 2015-10-27 Expander Energy Inc. Process for heavy oil and bitumen upgrading
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
US6241874B1 (en) * 1998-07-29 2001-06-05 Texaco Inc. Integration of solvent deasphalting and gasification
US20020120017A1 (en) * 1998-12-16 2002-08-29 Bohn Mark S. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
RU2282784C2 (ru) * 2001-04-20 2006-08-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ и устройство для обогащения тяжелой нефти
CA2737872A1 (en) * 2011-04-20 2012-05-08 Steve Kresnyak Process for heavy oil and bitumen upgrading
CA2776369A1 (en) * 2012-05-09 2012-07-17 Steve Kresnyak Enhancement of fischer-tropsch process for hydrocarbon fuel formulation in a gtl environment

Also Published As

Publication number Publication date
US9266730B2 (en) 2016-02-23
BR112015023259B1 (pt) 2021-03-30
EP2970797A4 (en) 2016-11-23
WO2014138835A1 (en) 2014-09-18
EP2970797A1 (en) 2016-01-20
CN105339469A (zh) 2016-02-17
US20140262937A1 (en) 2014-09-18
BR112015023259A2 (pt) 2017-07-18
EP3578623A1 (en) 2019-12-11
RU2015143104A (ru) 2017-04-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2664102C2 (ru) Способ частичного обогащения тяжелой нефти и битума
RU2600733C2 (ru) Способ переработки тяжелой нефти и битума
RU2658829C2 (ru) Способ очистки тяжелой нефти и битума
CA2809503C (en) Partial upgrading process for heavy oil and bitumen
US9156691B2 (en) Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process
CA2737872C (en) Process for heavy oil and bitumen upgrading
RU2665691C2 (ru) Усовершенствованный способ фишера-тропша для составления углеводородного топлива с применением условий gtl
CA2868879C (en) Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process
KRESNYAK Patent 2818322 Summary