Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов

Изобретение относится к области переработки углеводородов. Изобретение касается системы облагораживания непрерывного технологического потока, включающей тяжелую сырую нефть (ТСН), содержащую маршрут потока жидкости, выполненный с возможностью непрерывной доставки технологического потока по этому маршруту в направлении течения, при этом маршрут потока включает в себя реактор. Реактор принимает технологический поток вместе с водой при температуре на входе в пределах приблизительно 60-200°С. Реактор включает в себя одну или более расходомерных труб, имеющих совокупную длину, приблизительно в 30 раз превышающую их совокупный поперечный размер поперечного сечения, и постепенно нагревает технологический поток до температуры на выходе Т(max)1 в пределах приблизительно 260-400°С. Реактор поддерживает давление в технологическом потоке, достаточное для обеспечения однофазного течения при Т(max)1. Контроллер выборочно регулирует скорость технологического потока, проходящего через реактор, чтобы поддерживать общее время пребывания в пределах приблизительно от 1 до 25 мин. Регенерационная секция, расположенная на выходной части реактора по маршруту потока, включает в себя один или более сепараторов, выполненных с возможностью отделять воду, легкие углеводороды (ЛУ) и любые другие летучие компоненты, имеющие температуры кипения при атмосферном давлении ниже заданного максимального значения ТК(ЛУ1), при этом технологический поток сохраняет компоненты тяжелых углеводородов (ТУ), имеющие температуры кипения более высокие, чем ТК(ЛУ1) для образования технологического потока ТУ. Упомянутая скорость потока, упомянутые длины расходомерных труб и упомянутый подвод тепла выполнены с возможностью сведения к минимуму или предотвращения коксообразования. Изобретение также касается способа эффективного облагораживания тяжелой сырой нефти. Технический результат - уменьшение плотности и вязкости природного сырья с помощью превращения асфальтенов и других тяжелых компонентов в более легкие; масштабируемость, которая обеспечивает распределенную реализацию на устье скважины или возле нее с целью свести к минимуму или устранить необходимость применения разбавителей из удаленных источников. 2 н. и 54 з.п. ф-лы, 19 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Для настоящей заявки испрашивается приоритет по частично продолжающей заявке США серийный №14/218,619, озаглавленной «Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов», поданной 18.03.2014, для которой испрашивается приоритет согласно патентной заявке США серийный №14/064,317, озаглавленной «Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов», поданной 28.10.2013, и для которой испрашивается преимущество в соответствии с предварительной заявкой на патент США серийный №61/770,638, озаглавленной «Система и способ контроля и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битумов», поданной 28.02.2013, содержание которых полностью включено в настоящую заявку посредством ссылок.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данное изобретение относится к области переработки углеводородов, и в частности к системам и способам эффективного облагораживания тяжелой сырой нефти.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Общая информация о тяжелой сырой нефти

Средний вес или плотность сырых нефтей, добытых с нефтяных месторождений, во всем мире постепенно со временем увеличиваются, и предполагается, что эта тенденция может продлиться неопределенное время. Однако существование больших запасов тяжелой и сверхтяжелой нефти в некоторых странах означает, что вес добытой сырой нефти в отдельных регионах может увеличиваться гораздо быстрее. Особый интерес представляют гудроновые залежи нефтеносного пояса Ориноко в Венесуэле и битуминозные пески в провинции Альберта, Канада, которые по оценкам в настоящий момент суммарно в 2-3 раза превышают нефтяные запасы Саудовской Аравии. Плотность тяжелых сырых нефтей Саудовской Аравии, может составлять, как правило, 27-34°API, при этом середина этого диапазона - текущий мировой средний показатель. В то же время, месторождения в Венесуэле и Альберте, как правило, содержат тяжелые сырые нефти (ТСН) или сверхтяжелые сырые нефти (СТСН), соответствующие рассматриваемые значения плотности которых в целом не превышают 22,3°API или около 10°API, соответственно. (Чем ниже значение °API, тем больше плотность). Для месторождений, которые содержат более тяжелую сырую нефть, как в случае с некоторыми природными месторождениями битуминозной нефти в Альберте, иногда применяется термин «ультратяжелая сырая нефть» (УТСН). В большинстве случаев плотность природных немодифицированных сырых нефтей, добытых в Венесуэле и Альберте, составляет менее 15°API и даже менее 10°API. (Хотя используемая в данном документе классификационная схема для проведения различия между сырыми нефтями по критериям °API будет понятна специалистам в данной области техники, существуют другие условные обозначения и критерии, которые могут употреблять другие термины и диапазоны °API и/или включать в себя другие критерии, такие как вязкость и содержание серы. Поэтому определения, используемые в настоящем документе, приводятся исключительно в иллюстративных целях и не должны рассматриваться в качестве ограничительных).

С точки зрения добычи и транспортировки сырой нефти, ТСН, СТСН и УТСН, вся группа которых далее в этом документе будет обозначаться как тяжелые сырые нефти (ТСН) включительно, без ограничения относительно точного состава или геологического или географического происхождения, составляют проблему, потому что одни и те же физико-химические характеристики, которые приводят к их повышенной плотности, также вызывают и соответствующее увеличение вязкости. Для примера, который ни ограничивается теорией, ни претендует на полноту или применимость ко всем сырым нефтям, асфальтены являются классом различных соединений, известных тем, что они влияют на плотность и вязкость напрямую и имеют концентрации в ТСН, которые обычно выше, чем в средних и легких сырых нефтях. Имея молекулярный вес, который в целом достаточно высок относительно других соединений в сырых нефтях, повышенная концентрация асфальтена обычно сопровождается повышением и плотности, и вязкости. Причиной этого может быть склонность асфальтенов к самоассоциации, или образованию плотных микроскопических частиц, составляющих плотное ядро агрегированных асфальтенов, окруженных слоями других компонентов сырой нефти. Независимо от механизмов, с помощью которых состав и микроструктура приводят к увеличению плотности и вязкости, для ТСН в целом не подходят способы транспортировки и хранения, обычно применяемые в отношении средних сырых нефтей (от 22,3 °API до 31,1 °API) и легких сырых нефтей (более 31,1 °API). Например, если требуется, чтобы минимальная плотность сырой нефти в градусах по шкале API составляла примерно 20°, чтобы обеспечить возможность ее транспортировки по трубопроводу, и если транспортировка вагоном-цистерной заранее исключена из соображений практической экономики и логистики, то для доставки на рынок сырой нефти, добытой из нефтяных песков в Альберте, необходимо ее каким-то образом облагородить, чтобы она отвечала требованиям нефтепровода по плотности и вязкости.

Технологии облагораживания тяжелых сырых нефтей

Коммерческие стратегии облагораживания, применяемые в настоящее время в Альберте, делятся на две категории. В первой категории коксование, гидрокрекинг и другие методы применяются к ТСН для химического превращения асфальтенов и других тяжелых компонентов в более легкие материалы, которые извлекаются с помощью дистилляции и смешиваются для получения синтетической сырой нефти, пригодной для транспортировки по трубопроводу. Различные процессы конверсии и регенерации относятся к типу процессов, которые задействованы в нефтепереработке, и вся методика в целом соответственно является капиталоемкой, добавляя к стоимости, согласно оценкам, 14 долларов США на баррель. Кроме того, экономические аспекты исключают стратегию реализации, при которой небольшие предприятия по облагораживанию могут быть расположены на многочисленных месторождениях или рядом с ними.

Поэтому производители полагаются на другую, более простую технологию, когда битум и тяжелая нефть смешиваются с более высококачественными и более легкими нефтепродуктами у устья скважины для получения разбавленного битума (дилбита), который легко транспортировать по трубопроводу. Однако есть несколько важных моментов, касающихся дилбита. Во-первых, разбавитель должен транспортироваться на месторождения железнодорожным транспортом или по трубопроводу с удаленных нефтеперегонных или газоперерабатывающих заводов, где он производится. Во-вторых, дилбит в трубопроводах обычно содержит приблизительно 20-40% разбавителя, что существенно снижает чистую пропускную способность трубопроводов по транспортировке неочищенной нефти. Объединив все эти факторы, можно сделать вывод, что чистая стоимость разбавителя с учетом стоимости самого материала и оборудования для его переработки, составляет дополнительно 10-16 долларов на баррель дилбита. Однако помимо факторов инфраструктуры и затрат есть и более широкая проблема, а именно, облагораживание нефти при помощи разбавителей может быть не очень практичным способом обеспечить будущий рост добычи канадских ТСН. При отсутствии альтернативного подхода Канада вынуждена будет импортировать разбавители во все более возрастающих объемах. В настоящее время прилагаются усилия по расширению инфраструктуры трубопроводов от Мексиканского залива в США до Альберты через Иллинойс для транспортировки «пентанов и более тяжелых углеводородов», конденсированных побочных продуктов производства сланцевого газа.

В известном уровне техники существует необходимость в разработке новой методики, которая потребует меньших капиталовложений, меньших эксплуатационных расходов, и которая объединит в себе лучшие характеристики двух основных технологий облагораживания, используемых в настоящее время: уменьшение плотности и вязкости природного сырья с помощью превращения асфальтенов и других тяжелых компонентов в более легкие; и масштабируемость, которая обеспечивает распределенную реализацию на устье скважины или возле нее с целью свести к минимуму или устранить необходимость применения разбавителей из удаленных источников.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно одному аспекту настоящего изобретения, предлагается система для облагораживания непрерывного технологического потока сырья, включая тяжелую сырую нефть (ТСН). Система включает в себя маршрут потока жидкости, выполненный с возможностью непрерывной подачи технологического потока жидкости ниже по течению. Маршрут потока включает в себя реактор, выполненный с возможностью принимать технологический поток вместе с водой при температуре на входе в диапазоне примерно 60°-200°С. Реактор включает в себя одну или более расходомерных труб, определяющих совокупный внутренний поперечный размер поперек течения жидкости ниже по потоку, при этом общая длина расходомерных труб по меньшей мере в 30 раз превышает совокупный внутренний поперечный размер. Реактор обеспечивает постепенное нагревание технологического потока для достижения температуры на выходе Т(max)1 в диапазоне примерно от 260° до 400°С. Реактор также способен поддерживать давление в технологическом потоке, достаточное для обеспечения однофазного течения при Т(max)1. Контроллер выполнен с возможностью выборочно регулировать скорость технологического потока, проходящего через реактор, чтобы поддерживать общее время пребывания в интервале приблизительно от 1 до 25 минут. Такая скорость потока, в совокупности с длиной расходомерных труб и площадью поперечного сечения, и постепенный подвод тепла, обеспечивают возможность свести к минимуму или предотвратить коксообразование.

В другом аспекте изобретения способ облагораживания непрерывного технологического потока сырья, включая тяжелую сырую нефть (ТСН), включает в себя подачу технологического потока в вышеупомянутую систему.

Свойства и преимущества, описанные в данной заявке, не являются исчерпывающими и, в частности, многие дополнительные свойства и преимущества будут очевидны специалисту в данной области техники из чертежей, описаний и формулы изобретения. Кроме того, необходимо отметить, что язык, используемый в описании, выбран принципиально, чтобы сделать описание понятным и объяснимым, без ограничения объема заявленного предмета изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Настоящее изобретение проиллюстрировано неограничивающими примерами и на фигурах сопровождающих чертежей, где аналогичные ссылки обозначают аналогичные элементы и где:

Фиг. 1 - структурная схема основного варианта осуществления гидротермальной системы облагораживания тяжелой сырой нефти (ТСН) согласно данному изобретению;

Фиг. 2 - структурная схема варианта осуществления по фиг. 1 с различными возможными признаками;

Фиг. 3 - структурная схема варианта осуществления по фиг. 2 с дальнейшими возможными признаками;

Фиг. 4 - структурная схема варианта осуществления по фиг. 3 с дополнительными возможными признаками;

Фиг. 5 - структурная схема варианта осуществления по фиг. 4 с дополнительным возможным признаком;

Фиг. 6А - структурная схема варианта осуществления по фиг. 3 с дополнительным возможным признаком;

Фиг. 6В - вид, аналогичный фиг. 6А, с другими возможными признаками;

Фиг. 7 - схематический поперечный разрез реактора, пригодного для использования в одном или более вариантах осуществления по фиг. 1-6В, с графически представленными температурами;

Фиг. 8 - вид, аналогичный фиг. 7, альтернативного реактора;

Фиг. 9 - структурная схема другой части альтернативного реактора, используемой в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;

Фиг. 10 - структурная схема других частей реактора, используемых в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;

Фиг. 11 - структурная схема других частей реактора, используемых в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;

Фиг. 12 - структурная схема альтернативного варианта осуществления гидротермальной системы облагораживания тяжелой сырой нефти (ТСН) настоящего изобретения;

Фиг. 13 - структурная схема еще одного альтернативного варианта осуществления гидротермической системы облагораживания тяжелой сырой нефти (ТСН) настоящего изобретения;

Фиг. 14 - структурная схема другого варианта осуществления гидротермической системы облагораживания тяжелой сырой нефти (ТСН) настоящего изобретения;

Фиг. 15 - структурная схема другого варианта осуществления гидротермической системы облагораживания тяжелой сырой нефти (ТСН) настоящего изобретения;

Фиг. 16 - графическое представление аспектов вариантов осуществления фиг. 12-15;

Фиг. 17 - графическое представление дополнительных аспектов настоящего изобретения;

Фиг. 18 - графическое представление дополнительных аспектов настоящего изобретения; и

Фиг. 19 - графическое представление дальнейших аспектов настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В последующем подробном описании представлены ссылки на сопровождающие чертежи, которые представляют его часть, и на которых иллюстративно показаны частные случаи вариантов осуществления, в которых может быть реализовано изобретение. Данные варианты осуществления описываются достаточно подробно, чтобы позволить специалистам в данной области техники реализовать изобретение, и следует понимать, что другие варианты осуществления также могут быть использованы. Также следует понимать, что можно осуществлять структурные, технологические и системные изменения, не изменяя сути и объема данного изобретения. Кроме того, хорошо известные структуры, схемы и приемы не показаны подробно, чтобы не затруднять понимание данного описания. Поэтому последующее подробное описание не должно пониматься в ограничивающем смысле, и объем данного изобретения определяется только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.

Как далее подробно раскрывается, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к облагораживанию непрерывного потока, включающего в себя тяжелую сырую нефть, сверхтяжелую нефть, ультратяжелую нефть, битумы и т.п. без ограничения в отношении точного состава или геологического и географического происхождения, которые далее в настоящей заявке называются включительно тяжелыми сырыми нефтями или просто ТСН. На самом деле, используемый здесь термин «тяжелая сырая нефть» и/или «ТСН» относится главным образом к любой сырой нефти или сырью, содержащему углеводороды, со значениями плотности около 22,3 °API или ниже, при этом более низкие значения °API соответствуют более высоким значениям плотности. На фиг. 1 в одном примере представлена система 20 для гидротермического процесса облагораживания технологического потока (реакционной смеси) 22 (ТСН и вода) в части (секции) 24 реактора, выполненной с возможностью постепенного нагрева технологического потока 22 в зависимости от координаты (КР) 26 реакции. КР 26 может рассчитываться как (а) относительное расстояние между входом 28 и выходом 30, пересекаемое технологическим потоком 22 внутри секции 24 реактора, или (b) время, прошедшее после того, как реакционная смесь 22 попадает в секцию реактора на входе 28, скорость потока делится на общий объем маршрута потока жидкости в секции 24 реактора. На фиг. 1 скорость подвода тепла (скорость теплопередачи или тепловой поток) к реакционной смеси 22 изображена графически как температура (Т) технологической смеси 22 (по оси y), как функция КР 26 (по оси х). Кроме того, в частных случаях осуществления тепловой поток или температура, нагревающая реактор 24, постепенно повышается в направлении течения а. Этот постепенно увеличивающийся тепловой поток может обеспечиваться, например, обычным во всех других отношениях противоточным теплообменником, таким как кожухотрубный теплообменник, изображенным и описанным далее со ссылками на фиг. 7, 8 и 11. Необходимо понимать, однако, что главным образом любой тип нагревателей, известный специалистам в данной области техники, например, при их последовательном расположении вдоль маршрута технологического потока, может использоваться без отклонения от объема настоящего изобретения.

В отдельных вариантах осуществления секция 24 реактора включает в себя одну или более расходомерных труб, каждая из которых имеет поперечный размер (например, диаметр) в плоскости, проходящей в поперечном направлении к течению а. В связи с этим следует понимать, что расходомерные трубы могут располагаться последовательно, как показано и описывается далее со ссылкой на фиг. 7, и/или параллельно, как показано на фиг. 11. Независимо от параллельного или последовательного, а также комбинированного расположения расходомерных труб, их общая длина по меньшей мере примерно в 30 раз превышает совокупный внутренний поперечный размер. В целях расчета совокупного внутреннего поперечного размера, расходомерные трубы, расположенные последовательно, рассматриваются как одна труба. Поэтому, например, совокупный поперечный размер в реакторе, имеющем одну или более расходомерных труб, расположенных последовательно, каждая с диаметром 5 см, составит совокупный поперечный размер 5 см и общую длину по меньшей мере 30 × 5 см или приблизительно 150 см. Аналогичным образом, совокупный поперечный размер потока в реакторе стремя параллельно расположенными расходомерными трубами диаметром 5 см каждая, составит 15 см, а длина по меньшей мере около 450 см. Кроме того, хотя эти примеры предполагают использование расходомерных труб круглого поперечного сечения, любой специалист в данной области техники поймет, что можно использовать трубы любой формы поперечного сечения, например, квадратного, овального и т.п. сечения, без отклонения от объема настоящего изобретения.

Реактор 24 выполнен с возможностью подвода тепла к реакционной смеси, проходящей через него, для постепенного нагрева реакционной смеси 22 таким образом, чтобы температура реакционной смеси в начале потока или на входе в реактор, например, на входе 28, была ниже температуры ниже по потоку или на выходе реактора, например, на выходе 30. В частных примерах реактор 24 выполнен с возможностью постепенно нагревать реакционную смесь 22 от температуры на входе 28, составляющей примерно 60-200°С, до температуры (Т(max)1) примерно 260-400°С на выходе 30. Необходимо отметить, что такое постепенное нагревание может выполняться или главным образом непрерывно, как показано на фиг. 1-7, или с перерывами, как описывается более подробно далее со ссылками на фиг. 8-10. Также следует отметить, что реактор 24 выполнен с возможностью поддерживать давление в реакционной смеси 22, достаточное для обеспечения однофазного течения реакционной смеси при температуре Т(max)1, т.е. главным образом предотвратить образование газовой фазы отдельно от жидкой фазы реакционной смеси 22. В разных примерах осуществления давление в реакторе 24 может поддерживаться в пределах приблизительно 1500-3000 фунт/кв. дюйм, в отдельных вариантах осуществления - в пределах 1500-2000 фунт/кв. дюйм, и в других вариантах осуществления - в пределах приблизительно 2000-3000 фунт/кв. дюйм

Как уже было показано, система 20 может также включать в себя контроллер 32, например, в форме обычного программируемого логического контроллера замкнутого цикла (PLC) или контроллера автоматизации процесса (РАС), такого как Foxboro РАС Т2750 (производства компании Invensys Systems, Inc., Фоксборо, Массачусетс, США), при необходимости оснащенного возможностью управления на основе прогнозирующих моделей (МРС), контактно соединенного с реактором 24, включая расходомер и датчики температуры и давления, связанные с таковым (не показаны) для определения скорости потока, температуры и давления реакционной смеси 22. Контроллер 32 выполнен с возможностью регулировать как скорость потока реакционной смеси 22 в реакторе 24, так и (или) скорость подвода тепла (скорость теплопередачи или теплового потока) к реакционной смеси 22 в реакторе 24 (напр., посредством контроля эксплуатации оборудования, обычно связанного с технологическим потоком: насосов, клапанов, нагревателей и т.д. (не показаны)). В отдельных вариантах осуществления контроллер 32 выполнен с возможностью обеспечивать достаточно высокую скорость потока и достаточно низкую скорость теплопередачи, чтобы свести к минимуму или главным образом предотвратить коксообразование, при этом сохраняя общее время пребывания реакционной смеси 22 в реакторе 24 в интервале приблизительно от 1 до 25 минут, рассчитываемое как общий объем маршрута потока жидкости в реакторе, деленный на скорость потока, для образования нефтепродуктовой смеси 34 на выходе 30 реактора. Необходимо отметить, что и скорость потока, и тепловой поток от внутренней поверхности трубы или труб в секции реактора могут быть оптимизированы, чтобы свести к минимуму или предотвратить коксообразование, при этом достигнув нужной степени облагораживания и максимального увеличения пропускной способности, с учетом теплопроводности реакционной смеси 22.

Также показано, что система 20 включает в себя регенерационную часть (секцию) 38, выполненную с возможностью принимать технологический поток, преобразованный в нефтепродуктовую смесь 34 на выходе 30 секции реактора. Регенерационная секция 38 выполнена с возможностью снижения температуры нефтепродуктовой смеси 34, например, до диапазона 60-200°С, а также воздействия на соответствующее снижение давления насыщенных паров смеси 34. Также необходимо отметить, что в отдельных вариантах осуществления регенерационная секция 38 включает в себя сепаратор 40 воды, выполненный с возможностью отделять воду от облагороженной сырой нефти, которая выходит из регенерационной секции 38 в точках 42 и 44, соответственно.

Один аспект данного изобретения состоит в том, что постепенный нагрев реакционной смеси 22, включающей в себя поток ТСН и воду, проходящей через секцию 24 реактора через временные промежутки, выполнен с возможностью способствовать при относительно низких температурах дезагрегации компонентов ТСН и их преимущественно однородному распределению в матрице реакционной смеси и дополнительно при высокотемпературных реакциях облагораживания, одновременно уменьшая до минимума или предотвращая коксообразование. Необходимо отметить, что использование трубчатых реакторов в нефтепереработке для осуществления химических превращений - обычная практика. Например, существует стандартная методика крекинга нефти в газовой фазе при температурах, превышающих 800°С, для производства этилена. Необходимо отметить, однако, что использование трубчатых реакторов для осуществления химических превращений жидкостей при относительно низких температурах - достаточно нестандартная или вовсе несуществующая практика в процессах промышленного масштаба, таких как процессы очистки или нефтехимические операции.

Другой аспект данного изобретения состоит в том, что вместо того, чтобы в реакторе было преимущественно однородное распределение температуры, на потоковую смесь 22 воздействует специально неоднородный нагрев (тепловой поток) между входом 28 и выходом 30. Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, предполагается, что вышеупомянутая технология способствует облагораживанию, стимулируя последовательно два разных физико-химических процесса. Во-первых, как кратко указывалось ранее, использование интервалов времени и применение постепенно увеличивающихся температур между входом и выходом секции реактора способствует дезинтеграции физических структур в ТСН и/или осуществляет растворение компонентов ТСН для получения преимущественно однородной дисперсности к моменту, когда смесь достигает температуры приблизительно 80%-90% от заданной максимальной температуры в некоторой точке перед выходом. Процесс дезагрегации, дезинтеграции или деструктуризации совокупностей компонентов ТСН и их диспергирование и/или растворение далее будет называться включительно как реакция дезагрегации или просто дезагрегация. Предполагается, что с помощью дезагрегации асфальтены и другие тяжелые соединения, обычно объединенные в ТСН, диспергируются и в некоторой степени отделяются друг от друга, предрасполагая их к прохождению реакций облагораживания с включением воды, и сводя к минимуму возможность того, что позднее они могут вступить в обратную реакцию друг с другом, что приведет к образованию большего количества более крупных молекул асфальтена и, возможно, к коксообразованию. Процесс, который обеспечивает на выходе такое качество продукта, при котором плотность и вязкость улучшаются по сравнению с их показателями для подаваемого сырья ТСН из-за реакций облагораживания с включением тяжелых компонентов, находившихся в ТСН, далее называется включительно как реакция облагораживания или просто облагораживание.

Следует понимать, что варианты осуществления, показанные и описанные в настоящей заявке, для облагораживания ТСН не предусматривают выборочную и/или исключительную поддержку сначала первичной реакции дезагрегации, и последующей реакции облагораживания; также они не предполагают, что последняя происходит только когда температура реакционной смеси достигает температур в пределах 80-90% или выше от заданной максимальной температуры. Напротив, реакционная смесь преимущественно подвергается реакциям дезагрегации при более низких температурах в секции реактора, в то время как реакции облагораживания происходят преимущественно при более высоких температурах в секции реактора. Действительно, как изображено на фиг. 10 (ниже описывается боле подробно), один аспект вариантов осуществления данного изобретения - стимуляция дезагрегации компонентов ТСН перед тем, как поместить их в условия повышенной температуры, при которой происходят реакции облагораживания, что максимально увеличивает эффективность и степень облагораживания при самых высоких температурах, при этом сводя к минимуму нежелательные побочные реакции, которые приводят к коксообразованию.

Как показано на фиг. 2, контролируемое постепенное повышение температуры реакционной смеси между входом и выходом в секции реактора является лишь одним аспектом данного изобретения, который предпочтительно поддерживает сначала реакцию дезагрегации, а затем реакцию облагораживания. Дополнительная методика, которая позволяет поддерживать реакции дезагрегации и облагораживания, связанная с разными вариантами осуществления данного изобретения, включает в себя выбор и контакт потока ТСН в секции предварительного смешивания с материалами, выбранными для поддержки одной или обеих этих реакций. В одном варианте осуществления изобретения ТСН, протекающая через секцию 50 предварительного смешивания, вступает в контакт с материалом, включающим в себя или воду, или пар при желаемой заданной температуре технологического потока 22 на входе 28 или ниже этой температуры, например, при температуре около 200°С или ниже. В другом варианте осуществления температура воды или пара, вступающих в контакт с ТСН, проходящей через секцию предварительного смешивания, может достигать приблизительно Т(max)1 или приблизительно 350°С, то есть любого значения, которое ниже, чтобы избежать создания условий для локального крекинга компонентов ТСН у точки контакта или около нее, что, как считается, приводит к коксообразованию. Смесь ТСН и этой воды или пара становится технологическим потоком 22, который подается в секцию 24 реактора через вход 28.

Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, предполагается, что контакт ТСН, которая преимущественно не прошла дезагрегацию, с водой, температура которой превышает приблизительно 325°С, может способствовать коксообразованию из-за локальной высокой скорости крекинга в точке контакта или около нее, после чего следуют обратные межмолекулярные реакции компонентов, которые преимущественно не дезагрегируются в реакционной смеси 22. Таким образом, если коксообразование с помощью такого механизма может быть сведено к минимуму путем обеспечения того, что компоненты ТСН преимущественно дезагрегированы до контакта с водой, что является сверхкритическим (температура и давление равны или превышают приблизительно 374°С и 3200 фунт/кв. дюйм) или практически сверхкритическим (например, температура и давление находятся в пределах приблизительно 325°С-374°С и 2000-3200 фунт/кв. дюйм, соответственно), предполагается, что оно снижается еще более путем стимулирования дезагрегации и контакта с водой, температура которой меньше приблизительно 325°С.

Таким образом, как показано, система 220 на фиг. 2 преимущественно аналогична системе 20 на фиг. 1, при этом она также включает в себя возможную секцию предварительного смешивания 50 для контакта ТСН с водой или паром для образования технологического потока 22. Также показано, что регенерационная секция системы 220 включает в себя возможную подсекцию 52 регенерации энергии (например, теплообменник) 52, который выполнен с возможностью регенерировать тепловую энергию из нефтепродуктовой смеси 34 и распределять регенерированную энергию в секцию 24 реактора, как показано на 56. Энергия, регенерированная из смеси 34, показана графически как снижение температуры (Т) в зависимости от КР 26. Далее, система 220 может включать в себя возможную петлю 58 рециркуляции воды, выполненную с возможностью осуществлять рециркуляцию воды 42, регенерированной водным сепаратором 40, в секции 50 предварительного смешивания, хотя следует понимать, что в других вариантах осуществления вода, используемая для контакта с ТСН в секции предварительного смешивания и/или реакционная смесь в секции реактора (рассматривается более подробно далее), может быть из других источников помимо или в дополнение к воде из петли рециркуляции.

На фиг. 3 в другом варианте вышеизложенного, система 320 преимущественно аналогична системе 220 с добавлением регенерационной секции дополнительного устройства 62 удаления легкого углеводорода. Пример подходящего устройства 62 может включать в себя обычный испарительный барабан, выполненный с возможностью восстановления легких углеводородов (например, сырой нефти, дистиллятов, конденсатов и тому подобного, далее называемых просто ЛУ) из нефтепродуктовой смеси 34. Восстановленные ЛУ могут затем повторно возвращаться с помощью петли рециркуляции углеводородов 64 в секцию предварительного смешивания 50, чтобы способствовать реакции дезагрегации.

Как показано на фиг. 4, в еще одном варианте вышеописанных вариантов осуществления система 420 преимущественно аналогична системе 320 с возможным закачиванием воды или пара (например, из петли 58 рециркуляции) в одной или более точках в секции 24 реактора вместо секции 50 предварительного смешивания. Это обеспечивает эффективный контакт потока ТСН с углеводородами, и таким образом способствует реакции дезагрегации до контакта ТСН с водой или паром, что может быть особенно эффективно для предрасположения реакционной смеси 22 для смешивания с закачиваемой водой или паром и прохождения реакции облагораживания, включающей в себя воду, при более высоких температурах, имеющихся в секции 24 реактора.

В другом варианте, показанном на фиг. 5, система 520 преимущественно аналогична системе 420 с возможной закачкой легких углеводородов из петли 64 рециркуляции в секцию 24 реактора, а также в секцию 50 предварительного смешивания. Необходимо отметить, что в частных случаях вариантов осуществления закачка легких углеводородов происходит в одной или более точках 68 до того, как реакционная смесь 22 достигает температуры Т85 в диапазоне 80-90% от температуры Т(max)1. В других вариантах осуществления закачка легких углеводородов происходит в одной или более точках 68 до того места, где реакционная смесь 22 достигает температуры Т65 в диапазоне 60%-70% от температуры Т(max)1.

Как показано на фиг. 6А, система 620 преимущественно аналогична системе 520 с закачкой легких углеводородов и воды/пара в реактор 24 без закачки в секцию 50 предварительного смешивания. Таким образом, в данном варианте осуществления никакой материал не смешивается с ТСН в секции предварительного смешивания (секция 50 предварительного смешивания, таким образом, не требуется, хотя и изображена), хотя ТСН может содержать воду и/или ЛУ в результате процесса гравитационного дренирования с применением пара (SAGD), который широко используется в Альберте для извлечения и добычи ТСН из месторождений нефтяных песков, и эти ТСН могут быть облагорожены с помощью вариантов осуществления настоящего изобретения. Напротив, вода или пар закачиваются в одной или более точек в секцию 24 реактора до точек Т85 или Т65, как рассматривалось выше. В данном варианте осуществления также необходимо отметить, что в точке закачки температуры воды или пара, подаваемых петлей 58, могут быть равны или не превышать приблизительно 80-90% от заданной максимальной температуры Т(max)1 в секции реактора. В другом варианте осуществления температура воды, закачиваемой в секцию реактора, может иметь значения, превышающие Т(max)1, но меньшие, чем приблизительно 350°С. Система 620' на фиг. 6В преимущественно аналогична системе 620, но с дополнительной закачкой воды/пара и углеводородов по петлям 58 и 64 соответственно в секцию 50 предварительного смешивания.

Необходимо отметить, что в любом из изображенных и описанных вариантов осуществления контакт воды/пара и/или углеводорода с ТСН может быть обеспечен разными широко применяемыми способами, включающими в себя, без ограничения: механическое перемешивание, поточное смешивание, статичное смешивание, применение смешивающего эжектора, радиального (вихревого) смесителя для предварительного смешивания и/или насоса, непрерывно подающего реакционную смесь 22 из секции 50 предварительного смешивания в секцию 24 реактора. Кроме того, изображенные и описанные здесь примеры не предназначены, чтобы ограничить включение в объем данного изобретения других комбинаций закачки воды/пара и углеводородов в секцию предварительного смешивания и секцию реактора.

Кроме того, в разных вариантах осуществления, описанных здесь, объем воды/пара и углеводорода, подаваемых в ТСН в технологическом потоке 22, таковы, что имеется возможность обеспечивать итоговое отношение ТСН к воде (ТСН : вода) в диапазоне приблизительно от 1:1 до 20:1, в то время как отношение исходной ТСН к ЛУ, не присущим ТСН (ТСН : ЛУ), варьируется приблизительно от 1:2 до 20:1. Необходимо отметить, что не присущие ЛУ могут иметься в потоке ТСН, проходящем в секцию 50 предварительного смешивания, или могут быть теми, которые введены или в секцию 50 предварительного смешивания, или в секцию 24 реактора.

Выбор конкретного итогового значения ТСН : вода может основываться на совмещении двух противоположных факторов. Более высокие относительные концентрации воды могут быть предпочтительны в том, что они способствуют улучшенной теплопередаче от стенок трубы в секции 24 реактора, подавляют коксообразование путем ослабления или предотвращения реакций между компонентами ТСН, и улучшают кинетику реакций облагораживания с участием воды. Некоторые недостатки относительно высоких концентраций воды относятся к тому факту, что замещение ТСН водой уменьшает полезный объем облагораживания ТСН, при этом повышая эксплуатационные расходы из-за необходимости передавать тепловую энергию для нагрева не только ТСН, но и воды. При том, что теплоемкость последней приблизительно вдвое превышает теплоемкость ТСН и других углеводородов, каждое постепенное повышение содержания воды в реакционной смеси требует пропорционального увеличения тепловой энергии для нагрева реакционной смеси до Т(max)1. Так как по сравнению с водой добавленный легкий углеводород кажется особенно эффективным для поддержания реакции дезагрегации, при одновременном подавлении коксообразования, отдельные варианты осуществления данного изобретения, как указывалось выше, заключаются в первичном контакте ТСН с легкими углеводородами в секции 50 предварительного смешивания и закачке в одну или более точек позже в ходе процесса (например, в секции 24 реактора) минимального объема воды, требуемой для получения необходимой степени облагораживания без формирования недопустимого уровня коксообразования. Необходимо понимать, что примеры, указанные выше, которые описывают контакт ТСН в секции предварительного смешивания и/или реакционной смеси в секции реактора с ЛУ, восстановленными напрямую из нефтепродуктовой смеси с помощью устройства 62 удаления ЛУ, не являются ограничивающими. В других вариантах осуществления с такой целью могут использоваться ЛУ, которые поступают из других источников, помимо или в дополнение к возможному устройству 62.

Как показано на фиг. 7 в неограничивающем примере, секция 24 реактора является стандартным кожухотрубным теплообменником, в котором реакционная смесь 22, проходящая через центральную трубку, нагревается нагревательной жидкостью 70, протекающей в направлении, противоположном направлению течения реакционной смеси 22. Нагревательная жидкость 70, протекающая в кожухе, имеет температуру, достаточную, чтобы обеспечить температуру реакционной смеси 22 на выходе 30 секции 24 реактора приблизительно равную заданной максимальной температуре Т(max)1. Скорость потока и температура нагревательной жидкости регулируются так, чтобы создавать непрерывно варьирующийся температурный профиль по длине секции 24 реактора, как изображено и описывается в настоящей заявке в отношении графических компонентов Фигур. Температуры реакционной смеси 22 и нагревательной жидкости 70 изображены графически как функция координаты 26 реакции. Графический компонент фиг. 7 также указывает, что появление реакций дезагрегации преобладает на входе /конце 28 с низкой температурой секции 24 реактора, при этом реакции облагораживания преобладают на выходе /конце 30 с высокой температурой секции 24 реактора.

Как уже упоминалось ранее, хотя секция 24 реактора может принимать форму однотрубного теплообменника, специалисту в данной области техники будет понятно, что секция 24 реактора может, как вариант, включать в себя теплообменник, имеющий множество параллельных трубок в кожухе, при этом входы всех трубок соединены сообщающимся образом общей входной камерой, а выходы соединены сообщающимся образом общей выходной камерой, как показано на фиг. 11.

На фиг. 8 альтернативная секция реактора, изображенная на 24', может принимать форму последовательности кожухотрубных подсекций 72, где T(hf)i - температура нагревательной жидкости 70 на входе в каждую подсекцию. Секция 24 реактора в остальном преимущественно аналогична секции 24 реактора, как описано в отношении фиг. 7.

Как показано на фиг. 9, дополнительная секция 24'' реактора преимущественно аналогична секции 24' реактора, но со вставлением камер 74 томления, расположенных последовательно между подсекциями 72. Как изображено графически, камеры 74 томления выполнены как изолированные, ненагреваемые проточные камеры, которые эффективно продлевают время пребывания реакционной смеси 22 при различных температурах, когда смесь 22 проходит через секцию 24'' реактора. Как изображено графически, камеры 74 томления эффективно обеспечивают главным образом поэтапное повышение температуры как функции КР 26, например, по длине секции 24'' реактора. Конкретные температуры и итоговое время пребывания при этих температурах могут быть выбраны, так чтобы способствовать кинетике, относящейся к реакциям дезагрегации и облагораживания. Кроме того, хотя в отдельных вариантах осуществления камеры 74 томления будут ненагреваемыми, необходимо понимать, что в некоторых случаях уместно обеспечить подвод тепла к камерам томления для поддержания протекания по ним реакционной смеси при приблизительно однородной температуре.

Как рассматривалось выше, графический компонент также указывает, что появление реакций дезагрегации преобладает на входе /конце 28 с низкой температурой секции 24'' реактора, при этом реакции облагораживания преобладают на выходе /конце 30 с высокой температурой секции 24'' реактора. Следует понимать, что любое количество подсекций реактора 72, изображенных на фиг. 8 и 9, может использоваться в зависимости от конкретного применения. Следует также понимать, что в разных вариантах осуществления давление в разных компонентах реакторов 24, 24', 24'' поддерживается на уровне, достаточном, чтобы предотвратить образование фазы, отдельной от жидкой фазы реакционной смеси 22, как рассматривалось выше.

На фиг. 10 показано, что любая из ранее упомянутых частей 24, 24', 24'' реактора может быть далее модифицирована таким образом, чтобы включить в себя дополнительную секцию 80 реактора, последовательно расположенную на выходе 30. Необходимо отметить, что дополнительная секция 80 реактора может быть по существу аналогичной секциям 24, 24', 24'' реактора и/или одной или более подсекций 72 реактора. Как изображено, секция 24, 24', 24'' реактора эффективно нагревает реакционную смесь 22 до Т(max)1, как описывается выше, в то время как дополнительная секция 80 реактора выполнена так, что реакционная смесь, проходящая через нее, достигает заданной максимальной температуры Т(max)2. В отдельных вариантах осуществления Т(max)2 находится в диапазоне приблизительно в 1,0-1,1 раз выше Т(max)1, а в других вариантах осуществления она приблизительно в 1,1-1,4 раза выше Т(max)1, как более подробно описано далее. Примеры секций 24, 24', 24'' реактора и секций 52 регенерации энергии, которые включают в себя множественные параллельные маршруты потока, как описывалось выше, в последовательном расположении, изображены на фиг. 11.

В вышеизложенных вариантах осуществления с применением последовательных теплообменников, температуру и скорость нагревательной жидкости, протекающей по каждому кожуху, можно по отдельности регулировать, чтобы контролировать температуру и скорость нагрева реакционной смеси 22. Кроме того, как также рассматривалось выше, реакционная смесь поддерживается под давлением, достаточным для поддержания реакционной смеси в однофазном состоянии при прохождении через секцию реактора. Это важно с точки зрения технологической энергетики, потому что в целом фазовые изменения жидкость-газ потребляют значительные объемы энергии как функция теплоты парообразования, ΔHvap. Важность этого вопроса встает особенно остро, если учесть, что ΔHvap для воды может быть в 5-9 раз выше, чем для многих углеводородов с меньшим молекулярным весом. Поэтому в отдельном варианте осуществления настоящего изобретения секция реактора эксплуатируется при давлениях, превышающих те, которые требуются для поддержания реакционной смеси в жидкой фазе, когда реакционная смесь подвергается воздействию максимальной температуры в секции реактора. Более высокое давление может также улучшить кинетику реакции дезагрегации, реакции облагораживания, или обеих реакций. Тем не менее, любое такое преимущество может быть нивелировано более высокими расходами на оборудование и эксплуатационными расходами, которые включают в себя техническое обслуживание оборудования. Поэтому в отдельном варианте осуществления настоящего изобретения секция реактора поддерживается при рабочем давлении, которое приблизительно на 5%-10% превышает то, которое требуется для поддержания реакционной смеси в жидкой фазе. Это давление меняется как функция от заданной максимальной температуры в секции реактора; объема и химического состава ЛУ в реакционной смеси, независимо от того, являются они присущими ТСН, добавленными для улучшения реакций дезагрегации или образовавшимися в результате реакций облагораживания; и количества воды в реакционной смеси. Разные варианты осуществления используют давление в диапазоне приблизительно 1500-3000 фунт/кв. дюйм. При некоторых условиях температуры и состава реакционной смеси требуемое рабочее давление может составлять приблизительно 2000 фунт/кв. дюйм, в то время как при других условиях требуемое давление может составлять приблизительно от 1500 фунт/кв. дюйм до приблизительно 2000 фунт/кв. дюйм, в то время как еще при других условиях требуемое давление может составлять от приблизительно 2000 фунт/кв. дюйм до приблизительно 3000 фунт/кв. дюйм.

В разных вариантах осуществления настоящего изобретения заданная максимальная температура на выходе из секции реактора поддерживается как можно более низкой с учетом энергетических затрат, упомянутых выше затрат, связанных со строительством объектов и обслуживанием технологического оборудования, и необходимости свести к минимуму коксообразование. Однако это работает на противоположные цели, способствуя протеканию реакций дезагрегации и облагораживания, эффективность которых возрастает с повышением температуры. Следовательно, должна использоваться и другая технологическая переменная, которая играет роль в химической кинетике, а именно время.

Кожухотрубная конструкция секции реактора обеспечивает два важных преимущества, одно заявленное и одно подразумеваемое. Первое связано с возможностью создания специально неизотермического температурного режима, чтобы предпочтительно способствовать дезагрегации перед применением максимальной тепловой энергии для достижения заданных максимальных температур и проведению реакции облагораживания с участием воды. Подразумеваемое преимущество - хорошо известное улучшение теплопередачи с помощью высокого отношения площади поверхности к объему (поверхность : объем), характерного для трубчатых реакторов. Тем не менее, последнее преимущество достигается за счет падения давления между входом и выходом как функции от увеличения длины трубы и уменьшения поперечного размера трубы, при этом и то, и другое увеличивает соотношение поверхность : объем. Поэтому идея увеличить общее время, проведенное реакционной смесью в секции реактора, за счет увеличения длины трубы кажется сомнительной. И хотя проблему можно решить разными способами, в итоге она связана с взаимодействием трех переменных: количеством и длиной труб внутри кожухотрубной системы; вязкостью смеси, протекающей через них; а также скоростью потока. Возможности уменьшения вязкости путем повышения температуры или уменьшения объема ТСН относительно добавленных легких углеводородов или воды ограничены, так как подобные меры препятствуют реализации других требований, связанных с оптимизацией облагораживания. Аналогичным образом снижение скорости потока в первую очередь сокращает объем облагораживания ТСН.

Решение проблемы, предлагаемое в настоящем изобретении, состоит в использовании методики, позволяющей уменьшить потери давления за счет эффективного увеличения диаметров труб в секции реактора, что сначала кажется нелогичным и даже противоречит ключевому преимуществу, указанному для трубчатых реакторов, а именно, в том, что они предлагают высокое отношение области поверхности к объему. Однако в частных случаях вариантов осуществления данного изобретения одна или более проточных камер (камер томления) 74, которые только изолированы и не нагреваются, располагаются между отдельными подсекциями реактора, где объем проточных камер 74 приблизительно равен необходимому увеличению времени пребывания, умноженному на скорость потока, проходящего через секцию реактора. Например, одна такая камера 74 объемом Vc, расположенная в секции реактора перед точкой Т85, может увеличить в среднем на одну минуту время для реакции дезагрегации, если Vc = 1 минута × FRM, где FRM = скорость потока реакционной смеси через секцию реактора в единицах объем/минута. (Без учета, конечно, результата исходного потокового смешивания, который может происходить в проточной камере). Аналогичным образом, в другом конкретном варианте осуществления изобретения секции 24, 24', 24'' реактора расширяются за счет размещения изолированной, ненагреваемой проточной камеры 74 объемом Vc = m × FRM на выходе последней кожухотрубной подсекции в секции реактора, где реакционная смесь нагревается приблизительно до заданной максимальной температуры Т(max)1, что приводит к увеличению на m минут времени для осуществления реакций облагораживания, где FRM - скорость потока реакционной смеси в единицах объем/минута. В еще одном конкретном варианте осуществления производительность системы облагораживания может быть увеличена без существенного увеличения потери давления в секции реактора за счет увеличения размера проточной камеры 74, установленной у выхода из последней кожухотрубной подсекции, размера и количества проточных камер 74, расположенных между входом и выходом, и количества труб, содержащихся в кожухотрубных подсекциях 72. Между камерами 74 можно установить более одной кожухотрубной подсекции 72.

Без учета каких-либо конкретных теоретических выкладок, реакции облагораживания в секции реактора данного изобретения предположительно относятся к двум общим типам, кратко описанным выше. При гетеролитическом расщеплении ковалентной связи между двумя атомами электронная пара разделяется асимметрично, в то время как гомолитическое расщепление приводит к тому, что связанная пара электронов расщепляется равно между двумя связанными атомами. Для удобства гетеролитические и гомолитические реакции компонентов ТСН, которые рассматриваются в данном документе, далее называются реакции облагораживания типа I и типа II соответственно. В отсутствии катализаторов гомолитические реакции могут поддерживаться при повышенных температурах, важный пример - получение этилена с помощью крекинга сырой нефти газовой фазы при температурах около 850°С. Будучи высоко эндотермичным (ΔН° имеет высокое положительное значение) член энтропии в уравнении энергии Гиббса ΔG° = ΔН° - TΔS° преобладает в таких условиях. Напротив, гетеролитические реакции могут поддерживаться катализаторами, которые способствуют реакциям путем уменьшения энергии активации, что обычно желательно, так как это позволяет реакциям протекать при более низких температурах, чем было бы возможно без катализатора. Примером может служить каталитический крекинг с псевдоожиженным катализатором (FCC) на нефтеперегонном заводе, где установки крекинга с псевдоожиженным катализатором играют ключевую роль, повышая выход бензина, получаемого из сырой нефти с помощью крекинга тяжелых углеводородов для образования более легких фракций. Катализаторы FCC являются тонкими порошками, которые выполняют функцию субстрата, в который абсорбируются углеводороды для появления катализаторов. Другие катализаторы могут быть молекулами, которые способствуют реакциям, участвуя в них, в некоторых случаях будучи химически включенными в промежуточные реакции, но всегда восстанавливаемыми. Способность воды функционировать таким образом хорошо известна, и в конкретном варианте осуществления настоящего изобретения реакционная смесь в секции реактора нагревается до итоговой заданной температуры Т(max)1 приблизительно в диапазоне 260°С-325°С (или приблизительно 260°С-400°С в некоторых вариантах осуществления), так что степень облагораживания благодаря реакциям типа I, катализируемым водой, предположительно становится значительной, когда реакционная смесь достигает температуры приблизительно в 80%-90% от Т(max)1, где значительный гемолитический крекинг существенно не проявляется.

Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, в отдельных вариантах осуществления изобретения реакционная смесь проходит через основную секцию 24, 24', 24'' реактора и нагревается до заданной максимальной температуры Т(max)1, где предположительно происходят реакции типа I, катализируемые водой, без реакций типа II, происходящих на заметной скорости, а затем проходит в дополнительную секцию 80 реактора (Фиг. 10), прикрепленную к основной секции реактора, где нагрев реакционной смеси продолжается до достижения второй заданной максимальной температуры Т(max)2. В данном конкретном варианте осуществления скорость потока и тепловой поток в реакционной смеси контролируются для минимизации или предотвращения коксообразования в реакционной смеси, по мере того, как она постепенно нагревается, проходя через основную и дополнительную секции реактора.

В отдельном варианте осуществления заданная максимальная температура Т(max)2 дополнительной секции 80 реактора приблизительно в 1,0-1,1 раз выше Т(max)1, основная задача дополнительной секции реактора в этом случае - далее способствовать осуществлению реакций типа I, до такой степени, которая шла бы дальше, чем та, которую можно было бы достичь в основной секции реактора, не усиливая заметным образом реакции типа II. В еще одном конкретном варианте осуществления дополнительная секция реактора повышает температуру реакционной смеси до заданной максимальной температуры Т(max)2, которая в 1,1-1,4 раза выше Т(max)1, чтобы способствовать дальнейшему облагораживанию с помощью реакций типа II в дополнение к реакциям типа I. Без учета каких-либо конкретных теоретических выкладок предполагается, что преимущество такой технологии состоит в том, что поддержка сначала реакций облагораживания типа I в основной секции реактора снижает средний молекулярный вес компонентов в реакционной смеси для получения более легких соединений, которые в свою очередь способствуют дальнейшей дезагрегации и даже растворению тяжелых компонентов, сводя к минимуму потенциальную возможность коксообразования или обратного образования асфальтенов и других тяжелых компонентов, будучи подвергнутыми температурным условиям, благоприятным для реакций облагораживания типа II в дополнительной секции реактора.

В частных примерах вариантов осуществления, как рассмотрено выше, регенерационная секция 38 снижает температуру нефтепродуктовой смеси до 60-200°C. Снижение температуры приводит к соответствующему снижению давления пара нефтепродуктовой смеси и увеличению вязкости. Кроме того, нефтепродуктовая смесь 34 (Фиг. 3) может проходить под давлением через сепаратор 40 воды, который может иметь форму одного или более сепараторов жидкость-жидкость для удаления воды. Как уже рассматривалось, регенерированная вода затем может быть возвращена в процесс на 58 или использована каким-либо другим образом, например, она может быть объединена с водой, которая превращается в пар для нижней закачки в рамках процесса SAGD для извлечения формы ТСН нефтяных песков. Как уже рассматривалось, в разных вариантах осуществления нефтепродуктовая смесь, из которой главным образом была удалена вода, проходит в испарительный барабан 62, при этом ее температура снижена до уровня, приемлемого для удаления необходимого количества ЛУ на 64, например, путем однократного испарения паров, каковые ЛУ рассматриваются как конденсат. Испарительный барабан 62 может быть соответствующим образом выполнен с возможностью улавливать другие летучие компоненты в нефтепродуктовой смеси, более легкие, чем конденсат, которые могут включать в себя метан, этан, пропан, сероводород, CO2, COS, CS2, SOx, и возможно азотистые соединения. В разных вариантах осуществления, как рассматривалось выше, восстановленный конденсат используется для того, чтобы способствовать реакции дезагрегации путем контакта с ТСН в секции 50 предварительного смешивания или закачки в секцию 24, 24', 24'' реактора.

Масштабируемость - еще один из многих аспектов данного изобретения, которая уже упоминалась и которая считается новым, нетривиальным и практически значимым свойством. В частности, варианты осуществления изобретения могут быть масштабированы без существенного изменения основной концепции, что позволяет создавать системы для облагораживания с производительностью от <1 барреля в день (б/д) до >10000 б/д. Это свойство означает, что данное изобретение объединяет в себе самые лучшие свойства двух технологий облагораживания, которые широко применяются сегодня в Канаде. Во-первых, как и крупная затратная технология, используемая для производства синтетической сырой нефти, она предлагает возможность перерабатывать ТСН таким образом, чтобы они отвечали требованиям трубопроводов, не полагаясь на разбавление. Во-вторых, как и основанное на разбавлении облагораживание, описанные здесь система и способ подходят для маломасштабной распределенной реализации у устья скважин и удаленных мест добычи или рядом с ними.

Другой аспект настоящего изобретения состоит в том, что в отдельных вариантах осуществления максимально увеличивается энергоэффективность и экологичность. Например, регенерационная секция 38 улавливает и осуществляет рециркуляцию тепловой энергии, а также воды для повторного использования в описанных здесь способе и системе для облагораживания ТСН. Особенное практическое значение имеет возможность существенно минимизировать тепловую энергию, требуемую для нагрева реакционной смеси до Т(max)1 или до Т(max)2, существенно увеличив отношение ТСН : вода. Когда реакционная смесь содержит только ТСН и воду, требуются относительно большие объемы последней, так как помимо участия в реакциях облагораживания, они считаются важными для способствования диссоциации и рассеивания компонентов ТСН в матрице с преобладанием воды. Эта последняя функция не только подвергает отдельные молекулы, такие как асфальтены, реакциям облагораживания, но также подавляет имеющие обратный эффект обратные или межмолекулярные реакции, которые могут привести к образованию нежелательных продуктов, таких как кокс. С помощью этой технологии требуемые объем воды относительно ТСН гораздо больше, чем минимум, требуемый только для текущих реакций облагораживания, как и повышенный расход энергии, связанный с ней, потому что теплоемкость воды приблизительно вдвое больше, чем ТСН. Варианты осуществления данного изобретения решают эту дилемму путем смешивания ТСН в секции 50 предварительного смешивания и/или секциях 24, 24', 24'' реактора с ЛУ, например, при необходимости извлеченными из продуктовой смеси и возвращенными в начало процесса, что предположительно способствует реакциям дезагрегации, при этом они сами не подвергаются заметному дополнительному химическому превращению в секции реактора. После этого только тот объем воды, который требуется для обеспечения протекания реакций облагораживания на водной основе, добавляется в реакционную смесь, проходящую через секцию реактора. Такая методика не только позволяет свести к минимуму энергозатраты, но и предлагает возможность улучшить кинетику реакции дезагрегации, потому что ЛУ в этом отношении, как можно предположить, более эффективны, чем вода.

Дополнительные аспекты изобретения относятся к конкретному специальному устройству секции(й) реактора, которое обеспечивает постепенный нагрев реакционной смеси для явных целей а) предотвращения теплового потока в реакционной смеси от внутренних стенок реактора, чтобы свести к минимуму или предотвратить коксообразование; b) способствования реакциям дезагрегации с помощью, если требуется, контакта ТСН с ЛУ в секции предварительного смешивания и/или секции реактора; с) способствования реакциям дезагрегации до того, как реакционная смесь достигает температуры немного меньшей (например, в диапазоне 80%-90%) заданной максимальной температуры T(max)1; d); способствования реакциям облагораживания в секции реактора при температурах между этим показателем (например, в диапазоне 80%-90% от Т(max)1) и приблизительно Т(max)1, где реакции облагораживания типа I предположительно происходят; е) предотвращения подвергания ТСН локальному нагреву в точке закачки и контакта с водой, которая была нагрета до сверхкритической или почти сверхкритической температуры, когда ТСН еще не прошла дезагрегацию; при подобных условиях локальная скорость нагрева превышает скорость дезагрегации и вместо этого способствует коксообразованию из-за межмолекулярных реакций между компонентами ТСН и/или локальную высокую скорость крекинга, предположительно благодаря гомолитическим механизмам; и f) если требуется, способствование дальнейшим реакциям облагораживания в реакционной смеси, проходящей через дополнительную секцию реактора, заданная максимальная температура которой T(max)2 (i) в 1,0-1,1 раз выше Т(max)1, где реакции типа I предположительно преобладают, или (ii) в 1,1-1,4 раза выше Т(max)1, где реакции облагораживания типа II предположительно происходят в точке в дополнительном реакторе, когда реакционная смесь достигает температуры большей, чем приблизительно в 1,1 раз выше Т(max)1. Необходимо отметить, что различные описанные средства, посредством которых изобретение сводит к минимуму коксообразование, эффективно повышают производительность процесса облагораживания, так как коксообразование превращает компоненты ТСН в малоценный побочный продукт, который может использоваться лишь в качестве топлива.

До настоящего момента основная идея данного изобретения состояла в том, чтобы ввести сырье ТСН в процесс облагораживания, который более или менее линейный: сырье поступает непрерывно в реактор или последовательно расположенные подсекции реактора после прохождения, если требуется, через секцию предварительного смешивания, реакционная смесь образуется путем контакта ТСН с ЛУ и/или водой/паром в одной или множестве точек в секции предварительного смешивания и/или секции реактора; смесь постепенно нагревается в реакторе или множестве подсекций реактора до заданной максимальной температуры Т(max)1; она, если требуется, проходит через дополнительную секцию реактора, где нагревается постепенно до второй заданной максимальной температуры Т(max)2; и проходящая нефтепродуктовая смесь проходит регенерационную секцию, предназначенную для удаления воды из облагороженного продукта ТСН, регенерации тепловой энергии и при необходимости восстановления ЛУ, чтобы повторно вернуть их в одну или более вышерасположенную точку для контакта с ТСН, чтобы способствовать дезагрегации, что считается важным для предрасположения ТСН для реакций облагораживания с водой. (Вышеприведенное краткое описание представлено только в иллюстративных целях и не предназначено для описания всех возможных вариантов осуществления, и поэтому не является ограничивающим). Однако в других вариантах осуществления изобретения один или более дополнительных элементов могут быть добавлены в маршрут технологического потока, чтобы образовать одну или более точек разветвления в маршруте потока. Эти варианты осуществления, которые далее будут подробно описаны, предназначены для еще большего повышения селективности, эффективности и продуктивности процесса облагораживания. Это в свою очередь демонстрирует тенденцию повышения контроля над сортами и качеством продуктов, которые могут быть получены в процессе, таким образом открывая новые четкие возможности для улучшения экономических аспектов производства ТСН с помощью SAGD процесса и облагораживания ее для транспортировки на рынок.

Как показано на фиг. 12, реакционная смесь проходит через секцию 24, 24', 24'' реактора, например, изображенного и описанного выше, включая одну или более подсекцию и возможные камеры томления, размещенные в маршруте потока. Нефтепродуктовая смесь затем проходит из выхода 30 основной секции 24 реактора и т.д. в колонну 90 однократного испарения, также обозначенную КОИ1, отличающуюся тем, что нефтепродуктовая смесь разделяется на две фракции продукта, различающимися на основании диапазона температуры кипения их соответствующих компонентов, которые для упрощения будут называться легкие и тяжелые фракции 92 и 94 соответственно. Легкая фракция 92 включает в себя воду и легкие углеводороды (ЛУ), последние обозначены ЛУ1 и имеют температуры кипения при атмосферном давлении ниже заданного максимального значения ТК (ЛУ1), которые в одном варианте осуществления ниже 280°С, а в другом конкретном варианте осуществления ТК (ЛУ1) могут быть ниже приблизительно 220°С, и еще в одном конкретном варианте осуществления они могут быть меньше приблизительно 160°С. Тяжелая фракция 94, которая также может называться технологическим потоком преимущественно тяжелых углеводородов (ТУ), твердым остатком ТУ, или просто ТУ1, включает в себя компоненты в нефтепродуктовой смеси 34, температуры кипения которых выше, чем ТК (ЛУ1). Компоненты в легкой фракции 92 из КОИ1 90 охлаждаются в конденсаторе (не показан), чтобы получить жидкую смесь, которая разделяется на водную фазу и углеводородную фазу. Напротив, ТУ1 94 проходят без охлаждения от дна дистилляционной колонны 90 в возможную секцию 50' предварительного смешивания, выполненную в маршруте потока между КОИ1 90 и дополнительной секцией 80 реактора, такой как изображена и описана выше.

Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, предполагается, что ЛУ в легкой фракции 92 включают в себя соединения, полученные реакциями облагораживания в основном реакторе 24 и т.д., в добавление к соединениям ЛУ, которые могут быть присущи ТСН, и всем тем, которые могут быть добавлены в секции 50, 50' предварительного смешивания и/или секции 24, 24', 24'' реактора, чтобы способствовать реакциям дезагрегации. Дополнительно предполагается, что ТУ1 94, проходящие через КОИ1 90, включают в себя соединения, которые также подверглись разной степени облагораживания потока в КОИ1 90, но которые в целом могут быть подвергнуты дальнейшему облагораживанию. Как таковые, они являются подходящим объектом дальнейшего облагораживания в дополнительной секции 80 реактора. Благодаря их большому молекулярному весу (MB), по сравнению с ЛУ, вязкость ТУ1 94 будет меняться напрямую как функция ЛУ, удаленных на КОИ1 90. Поэтому эксплуатация КОИ1 90 должна быть оптимизирована, чтобы гарантировать беспроблемное прохождение ТУ1 94 вниз от КОИ1 90 и предотвратить превращение ТУ в слишком концентрированные и сильно связанные, чтобы снизить их предрасположенность к вступлению в дальнейшие реакции облагораживания в дополнительной секции 80 реактора.

На фиг. 12 проходящие по ходу потока ТУ1 94 через секцию 50' предварительного смешивания в дополнительную секцию 80 реактора постепенно нагреваются в конкретном варианте осуществления до заданной максимальной температуры Т(max)2 перед тем, как достичь его выхода, температура которых приблизительно в 1,0-1,1 раз выше Т(max)1 заданной максимальной температуры, до которой реакционная смесь нагревается в основной секции реактора. Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, в этом варианте осуществления основная задача состоит в том, чтобы далее проводить реакции типа I, описанные здесь ранее, до степени, превышающей ту, которая могла быть достигнута в основной секции реактора, однако без способствования заметному облагораживанию посредством реакций типа II в дополнение к реакциям типа I. Учитывая, что большая часть воды, присутствующей в нефтепродуктовой смеси, проходящей в КОИ1 90, удаляется в легкой фракции 92, ТУ1 94 могут контактировать с водой или паром (например, рециркулированным из легкой фракции 92) в одной точке или множестве точек вниз от КОИ1 94, например, в дополнительной секции 80 реактора и/или в дополнительной секции 50' предварительного смешивания, как изображено.

В другом конкретном варианте осуществления дополнительная секция реактора постепенно повышает температуру реакционной смеси до заданной максимальной температуры Т(max)2, которая в 1,1-1,4 раза выше Т(max)1, где предположительно происходят реакции типа II. Учитывая, что такие реакции предположительно являются термолитическими, а не задействующими гидролитические механизмы типа I, контакт ТУ1 с водой и/или паром в секции 50' предварительного смешивания и/или дополнительной секции 80 реактора представляется возможным. Тем не менее, упомянутый контакт может иметь преимущества помимо возможности способствовать дальнейшему облагораживанию посредством механизмов типа I. Во-первых, учитывая, что теплопроводность воды может быть в 3-4 раза выше, чем теплопроводность углеводородов, включая битумы, присутствие только 5-10% воды в реакционной смеси может повысить эффективность передачи тепловой энергии от стенок кожухотрубного реактора в твердый остаток ТУ, проходящих через него, что предположительно сводит к минимуму или предотвращает коксообразование, которое иначе может происходить, например, у стенок кожухотрубного реактора. Дополнительно, без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, добавление воды в контролируемых объемах может с большой пользой предотвратить превращение ТУ в слишком концентрированные и сильно связанные, чтобы снизить их предрасположенность к вступлению в дальнейшие реакции облагораживания в дополнительной секции 80 реактора. Однако, как ранее подробно объяснялось, теплоемкость воды приблизительно вдвое больше, чем углеводородов. Таким образом, в частном варианте осуществления данного изобретения экономические аспекты твердого остатка ТУ в дополнительной секции реактора могут быть оптимизированы с учетом качества и количества твердого остатка ТУ, подаваемых в нее; качества и количества облагороженного углеводородного продукта, проходящих через нее; и количества используемой тепловой энергии, где последняя зависит от 1) контроля объема ЛУ, удаленных на КОИ1 90, и объема воды или пара, смешиваемых с твердым остатком ТУ, проходящих через дополнительную секцию реактора 80; и 2) заданной температуры Т(max)2, до которой нагревается реакционная смесь.

По сравнению с методикой, описанной ранее в данном описании, по меньшей мере четыре преимущества может возникнуть из-за использования ЛУ из реакционной смеси, проходящей в КОИ1 90 из основной секции 24, 24', 24'' реактора. Во-первых, это приводит к уменьшению количества материала, который нужно нагреть до температуры Т(max)2. В конкретном случае, где Т(max)2 превышает приблизительно в 1,1-1,4 раза Т(max)1, это уменьшение приводит к соответствующему уменьшению тепловой энергии, которая необходима для нагрева твердого остатка 94 ТУ по сравнению со случаем, где не используется КОИ1 90 для уменьшения количества ЛУ. Во-вторых, такому уменьшению массы материала сопутствует уменьшение объема материала, что снижает гидравлическую мощность или пропускную способность, требуемые от дополнительной секции 80 реактора. Это уменьшает не только требуемый подвод энергии, но и размер и стоимость основного оборудования, связанного с дополнительной секцией реактора. В-третьих, независимо от значения Т(max)2, удаление ЛУ с помощью КОИ1 90 в нефтепродуктовой смеси 34 позволяет избежать помещения компонентов в те же жесткие условия, которые могут привести к тому, что они вступят в дальнейшие реакции с получением нежелательных продуктов с малым молекулярным весом. Наконец, как естественно следует из предыдущего преимущества, удаление ЛУ из нефтепродуктовой смеси 34 обеспечивает возможность улучшить селективность процесса облагораживания, направив его на те компоненты, которые первоначально не поддавались с легкостью облагораживанию при нежестких условиях.

В отдельном варианте осуществления нефтепродуктовая смесь 34', выходящая на выходе дополнительной секции 80 реактора, может проходить в регенерационную секцию 38, 52 и т.д., как описано выше со ссылками на фиг. 1-6В и 11. На фиг. 12 в другом конкретном варианте осуществления нефтепродуктовая смесь, если требуется, проходит во вторую колонну 96 однократного испарения, также обозначаемую как КОИ2. Как и для КОИ1, КОИ2 получает две фракции из нефтепродуктовой смеси, проходящей в нее из дополнительной секции реактора: легкую фракцию 98, включающую в себя воду и легкие углеводороды, последние обозначаются ЛУ2; и тяжелую фракцию 100, обозначаемую как ТУ2. Как и в случае с КОИ1, эти две фракции различаются друг от друга на основании температуры кипения легкой фракции, в этом случае обозначаемой как ТК(ЛУ2), которая в одном варианте осуществления ниже приблизительно 280°С, в то время как еще в одном конкретном варианте осуществления ТК(ЛУ2) может быть ниже приблизительно 220°С, и еще в одном конкретном варианте осуществления она может быть меньше, чем приблизительно 160°С. ЛУ1 и ЛУ2 могут быть объединены для получения единого технологического потока ЛУ (не показан).

Как показано на фиг. 12, в отдельном варианте осуществления часть ТУ2 100 может быть, если требуется, возвращена, например, на 102, в точку, расположенную выше дополнительной секции реактора, например, в секцию 50' предварительного смешивания, где она соединяется с ТУ1 94. И еще в одном варианте осуществления часть легких углеводородов из 92 и/или 98 может быть в конкретных случаях, если требуется, возвращена и смешана с сырьем 22 ТУ в точках в основной секции 24, 24', 24'' реактора перед тем, как реакционная смесь достигнет температуры приблизительно в 60-70% от Т(max)1, и/или в секции 50 предварительного смешивания. Хотя представляется желательным свести к минимуму объем ЛУ, которые подвергаются жестким условиям облагораживания, смешивание ограниченных объемов ЛУ с ТУ1 в секции 50 предварительного смешивания может выгодно позволить уменьшить объем воды, требуемой для того, чтобы обеспечить достаточную дезагрегацию тяжелых компонентов в реакционной смеси, проходящей через дополнительную секцию 80 реактора, и преимущество заключается в соответствующем снижении затрат энергии, требуемой для нагрева реакционной смеси до Т(max)2. Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, считается, что компоненты ТУ2 могут подвергаться дальнейшему облагораживанию, если снова попадают в условия облагораживания в дополнительную секцию 80 реактора при возвращении на 102. Как и в случае с ТУ1 94, эта методика позволяет осуществлять дополнительное селективное облагораживание тяжелых компонентов, одновременно сводя к минимуму или предотвращая попадание легких компонентов 98, удаленных в КОИ2 96, в жесткие условия в дополнительной секции 80 реактора. Это помогает свести к минимуму риск нежелательного разложения ЛУ, которое может уменьшить общую продуктивность облагораживания, и предоставляет средства, которые способствуют дальнейшему облагораживанию без повышения заданной максимальной температуры Т(max)2 в дополнительной секции реактора.

Как показано на фиг. 13, в другом конкретном варианте осуществления нефтепродуктовая смесь, выходящая из основной подсекции 24, 24', 24'' реактора и дополнительной подсекции 80 реактора, поступает в единую колонну 96 однократного испарения, в то время как часть твердого остатка ТУ 100' возвращается на 102, чтобы служить сырьем для дополнительной секции 80 реактора, например, через секцию 50' предварительного смешивания, как изображено. В качестве примера, можно предположить, что колонна 96 однократного испарения эксплуатируется таким образом, что твердый остаток ТУ включает в себя компоненты, температуры кипения которых превышают 280°С, и что ЛУ 98' и твердый остаток ТУ 100' каждый представляет приблизительно 50% от объединенной нефтепродуктовой смеси, проходящей в колонну 96 однократного испарения. В отдельном варианте осуществления дополнительный реактор имеет возможность перерабатывать до приблизительно 80% твердого остатка ТУ, и поэтому может иметь пропускную способность порядка 40% от основной секции реактора. Как и в предыдущем случае, преимущество этой технологической схемы в том, что она предоставляет возможность оптимизировать экономические аспекты облагораживания путем контроля над многими параметрами процесса, включая, помимо прочего, максимальные заданные температуры Т(max)1 и Т(max)2; эксплуатировать колонну однократного испарения, чтобы определять максимальную температуру кипения компонентов во фракции ЛУ, ТК(ЛУ); и степень рециркуляции твердого остатка (фракции твердого остатка, которая обрабатывается в дополнительной секции реактора). Другие рассматриваемые здесь параметры включают в себя скорость потока, объемы ЛУ и воды или пара в реакционной смеси, проходящей через основную секцию реактора (или подсекции), и размер и количество камер томления, которые вместе со скоростью потока определяют продолжительность времени, в течение которого реакционные смеси в основной и дополнительной секциях реактора подвергаются воздействию заданных максимальных температур Т(max)1 и Т(max)2 соответственно.

На фиг. 14 реакционная смесь поступает в линейной последовательности от секции 50 предварительного смешивания и затем через основную секцию 24, 24', 24'' реактора, при необходимости дополнительную секцию 80 реактора, включая при необходимости камеры 74 томления. Наконец, нефтепродуктовая смесь проходит в колонну 96 однократного испарения, которая, как и в случае КОИ1 и КОИ2, описанных выше, дает выход технологических потоков ЛУ 98' и твердого остатка ТУ 100', компоненты которых различаются на основании температуры кипения. В частном варианте осуществления часть твердого остатка ТУ 100' из колонны однократного испарения возвращается на 102' в секцию 50 предварительного смешивания, расположенную выше основной секции реактора, где он соединяется с сырьем 22 ТСН и с ЛУ (например, рециркулированными с 98') и/или водой. В другом конкретном варианте осуществления, изображенном на фиг. 15, рециркулировавший твердый остаток 102 вместо этого поступает в возможную секцию 51' предварительного смешивания, расположенную между основной секцией 24, 24', 24'' реактора и дополнительной секцией 80 реактора, где он объединяется с реакционной смесью, проходящей из основной секции реактора, и при необходимости с ЛУ и/или водой, подаваемой в секцию 50 предварительного смешивания. В отличие от вариантов осуществления, изображенных на фиг. 12 и 13, производительность дополнительной секции 80 реактора, соответствующей варианту осуществления, изображенному на фиг. 14, главным образом такая же, как и основной секции 24, 24', 24'' реактора, в то время как производительность дополнительной секции реактора, используемой на фиг. 15, будет больше, чтобы обрабатывать рециркулировавший твердый остаток 100'.

Как описывается выше, в вариантах осуществления, изображенных на фиг. 12-15, колонны однократного испарения выдают две фракции: легкую фракцию, включающую в себя воду и легкие углеводороды (ЛУ), и фракцию ТУ, называемую, как вариант, твердым остатком ТУ или просто твердым остатком, которая включает в себя углеводороды, отличающиеся от ЛУ по температуре кипения: компоненты ЛУ имеют температуры кипения ниже, чем приблизительно ТК (ЛУ), в то время как компоненты ТУ имеют температуры кипения выше, чем приблизительно ТК (ЛУ). Хотя колонны однократного испарения служат для отделения ЛУ от твердого остатка ТУ на основании температуры кипения, это отделение не абсолютно. Наоборот, некоторые соединения с температурами кипения ниже ТК(ЛУ) остаются в твердом остатке ТУ, а некоторые с температурами кипения выше ТК(ЛУ) испаряются с ЛУ. Принимая во внимание задачи оптимизации процесса, значение ТК(ЛУ) и пределы наложения двух кривых (Фиг. 16) определяются (i) конструкцией испарительной колонны, включая количество теоретических тарелок; (ii) скоростью поступления нефтепродуктовой смеси в колонну; и (iii) температурой нефтепродуктовой смеси, поступающей в колонну; и (iv) рабочим давлением внутри колонны. Как показано на фиг. 16, ТК(ЛУ) эффективно представляет температурный диапазон, в котором соединения, содержащиеся и в ЛУ, и в твердом остатке ТУ, испаряются, при этом номинальное значение ТК(ЛУ) соответствует пересечению 110 кривых результата испарения для ЛУ и твердого остатка ТУ, изображенного на 112 и 114 соответственно. Задачи оптимизации процесса могут учитывать, помимо прочего, объем выхода и качество требуемых ЛУ и состав твердого остатка ТУ. Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, колонны однократного испарения в вариантах осуществления, изображенных на фиг. 12-15, должны контролироваться таким образом, чтобы количество удаляемых ЛУ не было таким большим, чтобы или позволить обратное агрегирование соединений с большим MB в твердом остатке ТУ до такой степени, что они будут препятствовать последующему облагораживанию, или повысить вязкость твердого остатка ТУ до трудноперерабатываемого состояния.

Любой человек, обладающий общими знаниями относительно устройства и эксплуатации дистилляционных колонн, поймет, что колонны однократного испарения обеспечивают высокоэффективное предварительное сепарирование компонентов в смеси на основании их температур кипения, в отличие от дистилляционных колонн, которые обеспечивают более точное разделение в отношении температур кипения по причине наличия большего количества теоретических тарелок. Однако повторяющаяся ссылка в данном описании на использование колонн однократного испарения не предназначена для ограничения возможного использования колонн точного разделения в целях оптимизации процесса, такой как сведение к минимуму масштабов наложения температуры кипения тяжелых и легких фракций. Аналогичным образом, изображения на фиг. 12-15 колонн однократного испарения только с двумя границами фракции для получения легких и тяжелых фракций, например, вода/ЛУ и твердый остаток ТУ соответственно, не предназначены для того, чтобы заранее исключить возможное устройство дистилляционной колонны, имеющей три или более границ фракций для получения из нефтепродуктовой смеси двух или более фракций ЛУ в дополнение к твердому остатку ТУ. Дополнительным признаком процесса, важность которого будет понятная для специалистов в данной области, и поэтому она подробна не описывается в данной заявке, является удаление из ЛУ всех соединений с относительно высокой летучестью, которые могут сопровождать ЛУ и воду в легкой фракции, полученной в колонне однократного испарения, удаление которых может быть желательно для того, чтобы ЛУ были подходящими для описанных здесь целей.

Как уже описывалось более подробно в отношении вариантов осуществления, представленных на фиг. 12 и 13, варианты осуществления, изображенные на фиг. 12-15, предлагают возможности для оптимизации процесса облагораживания. Как показано на фиг. 17, в конкретном варианте осуществления настоящего изобретения все полученные ЛУ и твердый остаток ТУ соединяются, чтобы получить синтетическую сырую нефть, градусы API выхода дистилляции которого и другие свойства аналогичны свойствам обычной сырой нефти и делают ее пригодной для транспортировки по трубопроводу и подходящим сырьем для нефтеперерабатывающего завода. Задача оптимизации состоит в увеличении эффективности, общий обзор которой в этом варианте осуществления учитывает только количество и значения результатов процесса, полученных из данного количества и значения вложенных ресурсов, которые в основном включают в себя энергию и ТСН. В отдельном варианте осуществления процесс облагораживания разработан и эксплуатируется с такой интенсивностью, что главным образом все нефтепродукты ЛУ и твердый остаток ТУ, полученные из сырья ТСН данного количества, потребляются для получения синтетической сырой нефти, свойства которой отвечают, но не превышают минимальные значения, определяющие пригодность для транспортировки по трубопроводу. Включена в это определение эффективности концепция выхода продукта, которая понимается как объем материала высокой стоимости, пригодного для транспортировки по трубопроводу, полученного относительно вложенных в процесс ТСН и тепловой энергии. Эта задача эффективности может быть решена с помощью ряда мер, включая, без ограничения, контроль (i) значений заданных максимальных температур Т(max)1 и Т(max)2 для сведения к минимуму затрат полезной энергии, прилагаемой на баррель для облагораживания и/или (ii) коэффициент рециркуляции твердого остатка (фракция твердого остатка ТУ, выходящего от дна колонны однократного испарения, которая направлена в точку выше колонны однократного испарения, где она соединяется с реакционной смесью) и/или (iii) количества и размера камер томления, расположенных на маршруте потока.

Ограниченный взгляд на эффективность, описанный выше, может быть полезным в некоторой степени, но также и неполным. Другой конкретный вариант осуществления представляет целостный взгляд на эффективность, который включает в себя все аспекты ограниченного взгляда, но также учитывает дополнительные затраты и результаты с отрицательной ценностью, примеры которых включают в себя кокс (также называемый нефтяной кокс, петкокс, или петкокс, если он получен из нефтепродукта) и легкие газы, такие как метан, этан и пропан, все они образуются в большом количестве в результате процессов облагораживания ТСН, описанных выше. Эти побочные продукты имеют ценность как топливо, которое может использоваться для выработки тепловой энергии, требуемой для проведения процесса облагораживания. Однако выбросы парниковых газов на единицу энергии, образуемых петкоксом, аналогичны выбросам для угля. Дополнительное получение загрязнителей, таких как SO2 и NOx, далее усиливает проблему. Таким образом, образование кокса как снижает выход облагороженной ТСН с положительной ценностью, так и в непропорциональной мере увеличивает объем отрицательных выбросов.

На фиг. 18 и 19 в других конкретных вариантах осуществления неограниченное определение эффективности облагораживания ТСН расширено, чтобы включить получение ЛУ в большем объеме, чем требуется для производства синтетической сырой нефти, пригодной для транспортировки по трубопроводу, как описывается выше в отношении фиг. 17. В этих конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения процессы, изображенные на фиг. 12-15, разработаны и эксплуатируются так, чтобы обеспечивать получение упомянутого избыточного количества ЛУ с помощью, например, проектирования и контроля процесса облагораживания для эксплуатации при более жестких условиях, одновременно сводя к минимуму коксообразование, при этом проектирование и контроль выполняются посредством, без ограничения, (i) повышения значений заданных максимальных температур Т(max)1 и Т(max)2 в основной и вспомогательной секциях реактора соответственно; и/или (ii) размещения множества камер томления на маршруте потока выше колонн однократного испарения; и/или (iii) увеличения размера упомянутых камер для увеличения времени пребывания реакционной смеси в условиях облагораживания; и/или (iv) увеличения коэффициента рециркуляции твердого остатка. Избыточные ЛУ могут быть получены путем проектирования и эксплуатации колонн однократного испарения так, чтобы повысить объем ЛУ, регенерированных из реакционной смеси, одновременно учитывая ранее описанные меры предосторожности против удаления слишком большого количества ЛУ в колоннах однократного испарения.

На фиг. 18 избыточные ЛУ, полученные при помощи таких средств, в отдельном варианте осуществления, смешиваются с ТСН, которые не были облагорожены, для получения смеси битума с конденсатом (дилбита), который является другим типом облагороженных ТСН, пригодных для транспортировки по трубопроводам. Такое получение дилбита может осуществляться посредством операций смешивания, которые осуществляются или поблизости, или отдалены от места гидротермальной установки для облагораживания, при этом ЛУ транспортируются в последнем случае автоцистернами, железнодорожными цистернами или по трубопроводу.

Как показано на фиг. 19, все или часть избыточных ЛУ могут смешиваться с любой комбинацией (i) твердого остатка ТУ, полученного в процессе облагораживания, таком как изображенные на фиг. 12-15, и (ii) ТСН, которые не подвергались облагораживанию. В конкретном варианте осуществления, главным образом все избыточные ЛУ смешиваются со всем твердым остатком ТУ, полученным в процессе облагораживания, и с объемом ТСН, соответствующим максимуму, который может быть соединен с другими компонентами смешения для получения синтетической сырой нефти, которая отвечает требованиям пригодности для транспортировки по трубам. В еще одном варианте осуществления избыточные ЛУ, не потребленные в производстве синтетической сырой нефти, могут быть использованы для получения дилбита, или поблизости, или в месте, отдаленном от точки производства ЛУ.

Описанное здесь изобретение со ссылками на конкретные примеры осуществления, предназначенные для иллюстрации и описания, не претендует на исчерпывающий характер и не ограничивает изобретение до точной формы в данном описании. Многие модификации и изменения возможны в рамках данного изобретения. Например, варианты осуществления настоящего изобретения, соответствующие изображениям на фиг. 12-15, могут быть оснащены регенерационной секцией, отличающейся тем, что некоторая часть тепловой энергии, участвовавшей в процессе, может быть регенерирована из потока нефтепродуктовой смеси или из потоков ЛУ/вода и твердого остатка ТУ и использована для обеспечения нагрева реакционной смеси выше колонны однократного испарения, как показано и описано выше со ссылками на фиг. 1-6В и 11. Аналогичным образом в вариантах осуществления на фиг. 12-15 может подаваться вода, которая, например, отделена от ЛУ после удаления из колонны однократного испарения, в поток нефтепродукта твердого остатка ТУ 94, 100, чтобы удалить из него нежелательные водорастворимые материалы, которые могут включать в себя соединения ванадия и никеля. Также необходимо понимать, что вода, удаленная из ЛУ ниже колонн(ы) однократного испарения, может быть регенерирована и подаваться обратно в ТСН или реакционную смесь в точке выше по маршруту потока реакционной смеси, как показано и описано со ссылками на фиг. 2-6В. Кроме того необходимо понимать, что контроллер 32 (фиг. 1) может использоваться для контроля эксплуатации, включая оптимизацию смешивания твердого остатка ТУ и ЛУ, или твердого остатка ТУ, ЛУ и ТСН, или ЛУ и ТСН для получения синтетической сырой нефти или дилбита, которые отвечают минимальным требованиям пригодности для транспортировки по трубопроводу, как описывается в данном документе. Предполагается, что объем настоящего изобретения ограничивается не подробным описанием, а прилагаемой формулой изобретения.

Понимание эффективности процесса теперь будет расширено, с охватом облагороженных ТСН, полученных посредством вариантов осуществления, изображенных на фиг. 12-15, с помощью простого растворения с избыточными ЛУ, как изображено на фиг. 18 и 19, и путем смешивания с твердым остатком ТУ и избыточными ЛУ в соответствии с фиг. 19. Здесь необходимо учесть, что процесс нефтеизвлечения SAGD (гравитационное дренирование с применением пара), широко применяемый в Альберте, известен как энергоемкий, в основном из-за производства и внутрискважинного закачивания в нефтеносные пески больших количеств пара высокого давления для получения водно-битумных эмульсий, которые извлекаются путем подачи на поверхность, где вода отделяется для получения ТСН. Извлечение с помощью процесса SAGD битумов в нефтеносных песках включает сложные термодинамические, физико-химические явления и явление массопереноса, которые иначе можно преимущественно изменить путем добавления в поток углеводородов, с простым основным принципом, что битумы в нефтеносных песках не смешиваются эффективно с водой, но смешиваются при добавлении углеводородов. Улучшение состоит в повышении выхода извлекаемых ТСН на единицу вложенной энергии, измеряется суммарным паро-нефтяным фактором (CSOR), который является объемом пара как жидкой воды, который нужно выработать и закачать в скважину для получения барреля ТСН. В настоящий момент оставаясь в диапазоне 2:1-3:1, улучшенный присутствием растворителя процесс SAGD (SAGD/SE) имеет возможность снизить CSOR на 25-50%, что в результате приведет к соответствующему уменьшению потребления энергии и выбросов парниковых газов, связанных с выработкой пара.

Как правило, углеводороды, участвующие в извлечении ТСН посредством SAGD/SE «импортируются» к устью скважины. То есть они не производятся у устья скважины, но должны приобретаться на рынке и транспортироваться к устью скважины. Так как встает вопрос стоимости, и углеводороды с более низким молекулярным весом, такие как пропан или бутан, обычно дешевле, чем эквивалентны количества пентана, бензина или дистиллятов, экономические аспекты SAGD/SE диктуют использование первых. Заявленное преимущество этого состоит в том, что ТСН, полученные посредством SAGD/SE, имеют значения°API, которые обычно находятся в пределах 13-17, по сравнению со значениями, которые обычно ниже 10 для обычного процесса SAGD. Однако как бы ни заманчивы были эти цифры, они основаны на том факте, что обычный процесс SAGD/SE избирателен в отношении более тяжелых углеводородов, которые тоже имеют ценность. В действительности, процесс SAGD/SE, в котором используются легкие растворители и растворители с тремя и четырьмя атомами углерода, фактически могут давать более низкий выход, чем обычный процесс SAGD, при этом выход определяется объемом ТСН, извлеченных из нефтеносных песков, относительно общих имеющихся ТСН, которые имеются в данных месторождениях. Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования относительно механизмов, задействованных в работе процесса SAGD/SE, более высокие значения °API для ТСН, полученные ими, согласуются с фактом, что соединения в сырых нефтях, чья полярность, MB и степень ароматизации высоки, например, асфальтенах, имеют относительно малую растворимость в алканах с низким MB, таких как n-пентаны, намного меньше в пропанах и бутанах, по сравнению с углеводородами, которые имеют и большой MB, и многообразную химическую функциональность. Соответственно, процесс SAGD/SE, в котором используются алканы с малым MB, могут быть избирательны в отношении соединений, которые иначе имеют топливную ценность и могут легко образовывать эмульсии с водой, что обеспечивает их извлечение. Конечно, относительно низкий уровень содержания тяжелых компонентов в ТСН, извлеченных с помощью процесса SAGD/SE, является преимуществом, когда нет обычных экономичных средств для облагораживания таких компонентов, как полученные с помощью данного изобретения. Таким образом, предполагаемое преимущество обычного процесса SAGD/SE происходит за счет снижения общего извлечения из нефтеносных песков углеводородов, содержащихся в них.

В отдельном варианте осуществления данного изобретения избыточные ЛУ, полученные как описывается выше в данном документе, закачиваются с паром в нефтеносные пески. Без учета какого-либо соответствия или связи с любой конкретной методикой использования, такой усовершенствованный в отношении ЛУ процесс SAGD (SAGD/ЛУ) предположительно имеет важное преимущество перед SAGD/SE, в том что в нем используется пропан, бутаны или пентаны. Химический состав ЛУ предположительно включает в себя соединения, чьи молекулярные веса и диапазон молекулярных весов больше, и которые имеют разнообразные химические структуры, включая, но не ограничиваясь, углеводородами, содержащими разные неразветвленные, разветвленные и ароматические фрагменты. В данном качестве предполагается, что SAGD/ЛУ обеспечит более высокий выход, чем SAGD/SE, который опирается на алифатические углеводороды, имеющие только 3-4 или даже 5 атомов углерода. Вызывает некоторое беспокойство вероятность неконтролируемых выбросов в атмосферу легких углеводородов, таких как пропан, из нефтеносных песков, где применяется процесс SAGD/SE, и такие выбросы считаются парниковыми газами. Напротив, ожидается, что таких выбросов от процесса SAGD/ЛУ будет существенно меньше благодаря более низкому давлению пара ЛУ.

Также регенерация растворителей с малым MB, используемых для процесса SAGD/SE, которые содержатся в смеси вода/ТСН, извлекаемой из нефтеносных песков, является экономической необходимостью, так как это снижает объем растворителя, который необходимо закупать и транспортировать к устью скважины. Кроме того, технические характеристики пригодности для транспортировки по трубопроводу, связанные с давлением пара, по существу ограничивают количества пропана и бутанов, которые могут содержаться в сырых нефтях. При этом регенерация и повторное использование таких растворителей опирается на оборудование для перемещения, очистки и хранения, что представляет дополнительные капитальные затраты. Напротив, ЛУ, используемые в процессе SAGD/ЛУ и извлекаемые с ТСН, совместимы с пригодной для передачи по трубам сырой нефтью и поэтому нет необходимости их удалять, например, когда дилбит добывается из ТСН. Равным образом важно, что нет необходимости закупать ЛУ, используемые в процессе SAGD/ЛУ, на открытом рынке и транспортировать к устью скважины; они могут производиться с помощью средств данного изобретения после установки и эксплуатации в относительной близости к устью скважины.

В еще одном конкретном варианте осуществления избыточные ЛУ, полученные с помощью средств данного изобретения, могут транспортироваться автоцистернами, железнодорожными цистернами или по трубопроводу на площадку, где процесс SAGD/SE используется для добычи ТСН из нефтеносных песков, при этом задача состоит в том, чтобы дополнить углеводороды с низким MB, обычно используемые в процессе SAGD/SE, или чтобы заменить их в случае ограниченного количества запасов, или если рыночная ценность их, относительно цены на ЛУ, варьируется таким образом, что можно гарантировать такую комбинированную стратегию. Таким образом, этот частный вариант осуществления предназначен для смягчения последствий рыночных рисков, связанных с одномерной методикой SAGD/SE.

В вышеприведенном описании изобретение описывалось со ссылками на конкретные примеры осуществления в целях иллюстрации и описания. Оно не претендует на исчерпывающий характер или не ограничивает изобретение до точной формы в данном описании. Многие модификации и изменения возможны в рамках данного изобретения. Предполагается, что объем настоящего изобретения не должен ограничиваться подробным описанием, а лишь прилагаемой формулой изобретения.

Следует далее понимать, что любые характеристики, описанные в отношении вариантов осуществления, описанных в данной заявке, могут аналогичным образом применяться к любым другим вариантам осуществления, описанным здесь, без отступления от объема настоящего изобретения.

1. Система облагораживания непрерывного технологического потока, включающего тяжелую сырую нефть (ТСН), содержащая:

маршрут потока жидкости, выполненный с возможностью непрерывной доставки технологического потока по этому маршруту в направлении течения, при этом маршрут потока включает в себя реактор;

реактор, выполненный с возможностью принимать технологический поток вместе с водой при температуре на входе в пределах приблизительно 60-200°С;

реактор, включающий в себя одну или более расходомерных труб, определяющих совокупный поперечный размер потока внутри труб поперек течения, при этом общая длина одной или более расходомерных труб по меньшей мере в 30 раз превышает совокупный внутренний поперечный размер;

реактор, выполненный с возможностью подвода тепла на проходящий через него технологический поток, чтобы постепенно нагревать технологический поток от температуры на входе на входной части реактора до температуры на выходе Т(mах)1 в пределах приблизительно 260-400°С на выходной части реактора;

реактор выполнен с возможностью поддерживать давление в технологическом потоке, достаточное для обеспечения того, чтобы технологический поток находился в одной фазе при Т(max)1;

контроллер, выполненный с возможностью выборочно регулировать скорость движения технологического потока через реактор, чтобы сохранять общее время пребывания технологического потока в реакторе в интервале приблизительно от 1 до 25 мин;

отличающаяся тем, что упомянутая скорость потока, упомянутые длины расходомерных труб и упомянутый подвод тепла выполнены с возможностью сведения к минимуму или предотвращения коксообразования; и

регенерационная секция, расположенная на выходной части реактора по маршруту потока, регенерационная секция, включающая в себя один или более сепараторов, выполненных с возможностью отделять воду, легкие углеводороды (ЛУ) и любые другие летучие компоненты, имеющие температуры кипения при атмосферном давлении ниже заданного максимального значения ТК(ЛУ1), при этом технологический поток сохраняет компоненты тяжелых углеводородов (ТУ), имеющие температуры кипения более высокие, чем ТК(ЛУ1) для образования технологического потока ТУ.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что регенерационная секция выполнена с возможностью разделять компоненты, имеющие ТК(ЛУ1) ниже приблизительно 280°С.

3. Система по п. 2, отличающаяся тем, что регенерационная секция выполнена с возможностью разделять компоненты, имеющие ТК(ЛУ1) ниже приблизительно 220°С.

4. Система по п. 3, отличающаяся тем, что регенерационная секция выполнена с возможностью разделять компоненты, имеющие ТК(ЛУ1) ниже приблизительно 160°С.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что регенерационная секция содержит колонну однократного испарения.

6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что регенерационная секция выполнена с возможностью регенерировать тепловую энергию и воду из технологического потока, снижать температуру технологического потока, проходящего через регенерационную секцию, до упомянутой температуры на входе и уменьшать давление пара технологического потока, проходящего через регенерационную секцию.

7. Система по п. 6, отличающаяся тем, что один или более сепараторов содержит испарительный барабан.

8. Система по п. 7, отличающаяся тем, что регенерационная секция выполнена с возможностью контролировать регенерацию тепловой энергии из технологического потока для выборочного регулирования температуры технологического потока, проходящего в испарительный барабан, и способствовать восстановлению ЛУ.

9. Система по п. 6, отличающаяся тем, что один или более сепараторов содержит ректификационную колонну для разделения ЛУ на две или более фракций для получения нефтепродуктовых потоков регенерированных ЛУ, различаемых на основании диапазона температуры кипения их компонентов.

10. Система по п. 1, выполненная с возможностью добавлять один или более материалов в технологический поток перед регенерационной секцией, чтобы образовывать преимущественно однородную дисперсность.

11. Система по п. 10, выполненная с возможностью добавлять один или более материалов в процесс в одной или более точках выше точки, в которой технологический поток достигает температуры в пределах приблизительно 80-90% от Т(max)1.

12. Система по п. 10, выполненная с возможностью добавлять один или более материалов в реактор.

13. Система по п. 10, содержащая установку предварительного смешивания, расположенную на маршруте потока жидкости перед реактором, установка предварительного смешивания выполнена с возможностью поддерживать и подавать технологический поток в реактор при упомянутой температуре на входе и далее выполнена с возможностью добавлять один или более материалов в технологический поток.

14. Система по п. 10, отличающаяся тем, что один или более материалов выбираются из группы, состоящей из воды, пара, углеводородов и их комбинаций.

15. Система по п. 10, отличающаяся тем, что один или более материалов содержит воду.

16. Система по п. 15, отличающаяся тем, что вода подается в технологический поток, чтобы обеспечить отношение ТСН к воде (ТСН : вода) в пределах около 1:1-20:1.

17. Система по п. 15, отличающаяся тем, что один или более материалов содержит углеводороды.

18. Система по п. 17, отличающаяся тем, что соотношение между ТСН, которые не были облагорожены, и углеводородами, добавленными в технологический поток (ТСН : добавленные углеводороды), находится в пределах около 1:2-20:1.

19. Система по п. 17, далее выполненная с возможностью добавлять углеводороды в технологический поток в точке, находящейся перед точкой, где в технологический поток добавляется вода.

20. Система по п. 19, выполненная с возможностью добавлять углеводороды в технологический поток перед точкой, в которой температура технологического потока находится в пределах приблизительно 60-70% от Т(max)1.

21. Система по п. 17, отличающаяся тем, что углеводороды содержат один или более регенерированных ЛУ, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан, толуол, ксилол, ароматические растворители и их комбинации.

22. Система по п. 17, отличающаяся тем, что регенерационная секция выполнена с возможностью извлекать ЛУ из технологической жидкости для возвращения в технологический поток перед регенерационной секцией.

23. Система по п. 22, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью выборочно регулировать скорость нагрева технологического потока в реакторе.

24. Система по п. 23, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью выборочно регулировать параметры, включая (i) значения Т(max)1 и Т(max)2; и/или (ii) коэффициент рециркуляции, включая процент технологического потока, выходящего из регенерационной секции, который возвращается в технологический поток перед регенерационной секцией; и/или (iii) общее время пребывания технологического потока в реакторе.

25. Система по п. 1, отличающаяся тем, что внутренний поперечный размер одной или более расходомерных труб соответствует форме внутреннего диаметра, а совокупный поперечный размер внутри труб равен сумме внутренних диаметров любых расходомерных труб, способных направлять технологический поток параллельно один другому.

26. Система по п. 1, отличающаяся тем, что температура на выходе Т(max)1 находится в пределах около 260-325°С.

27. Система по п. 1, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением, достаточным для того, чтобы существенным образом предотвращать образование газовой фазы отдельно от жидкой фазы в технологическом потоке внутри него.

28. Система по п. 27, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением в диапазоне приблизительно 1500-3000 фунт/кв. дюйм.

29. Система по п. 28, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением в диапазоне приблизительно 1500-2000 фунт/кв. дюйм.

30. Система по п. 28, отличающаяся тем, что реактор выполнен с возможностью поддерживать технологический поток под давлением в диапазоне приблизительно 2000-3000 фунт/кв. дюйм.

31. Система по п. 1, отличающаяся тем, что время пребывания рассчитывается как общий объем потока жидкости в реакторе по маршруту, разделенный на скорость проходящего потока.

32. Система по п. 1, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью выборочно регулировать скорость нагрева технологического потока в реакторе.

33. Система по п. 1, содержащая секцию предварительного смешивания, расположенную на маршруте потока жидкости перед реактором, установка предварительного смешивания выполнена с возможностью поддерживать и подавать технологический поток в реактор при упомянутой температуре на входе.

34. Система по п. 33, отличающаяся тем, что секция предварительного смешивания выполнена с возможностью поддерживать технологический поток под давлением, достаточным для того, чтобы существенным образом предотвращать образование газовой фазы отдельно от жидкой фазы в технологическом потоке внутри него.

35. Система по п. 33, отличающаяся тем, что секция предварительного смешивания выполнена с возможностью добавлять один или более материалов в технологический поток, чтобы образовывать преимущественно однородную дисперсность.

36. Система по п. 1, отличающаяся тем, что реактор разделен на последовательность подсекций реактора, расположенных через интервалы по маршруту потока.

37. Система по п. 36, отличающаяся тем, что ТСН в технологическом потоке дезагрегируется для образования преимущественно однородной дисперсности при температуре в пределах приблизительно 80-90% от Т(max)1, и одна или более основных подсекций реактора выполнены с возможностью нагрева технологического потока до заданной максимальной температуры Т(max)1, и одна или более дополнительных подсекций реактора выполнены с возможностью нагрева технологического потока до второй заданной максимальной температуры Т(max)2.

38. Система по п. 37, отличающаяся тем, что основные и дополнительные подсекции реактора подают технологический поток параллельно в регенерационную секцию.

39. Система по п. 37, отличающаяся тем, что дополнительная подсекция реактора находится за основной подсекцией реактора.

40. Система по п. 37, отличающаяся тем, что регенерационная секция находится за дополнительной подсекцией реактора.

41. Система по п. 40, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ из регенерационной секции возвращается обратно в технологический поток перед дополнительной подсекцией реактора.

42. Система по п. 41, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ подается через секцию предварительного смешивания, расположенную перед дополнительной подсекцией реактора.

43. Система по п. 42, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ подается в секцию предварительного смешивания, расположенную перед основной подсекцией реактора.

44. Система по п. 41, содержащая другую регенерационную секцию, расположенную между основной подсекцией реактора и дополнительной подсекцией реактора.

45. Система по п. 44, отличающаяся тем, что часть нефтепродуктового потока ТУ из другой регенерационной секции возвращается обратно в технологический поток перед дополнительной подсекцией реактора.

46. Система по п. 37, отличающаяся тем, что вторая заданная максимальная температура Т(max)2 приблизительно в 1,0-1,1 раз выше Т(max)1.

47. Система по п. 37, отличающаяся тем, что вторая заданная максимальная температура Т(max)2 приблизительно в 1,1-1,4 раз выше Т(max)1.

48. Система по п. 37, содержащая одну или более ненагреваемых проточных камер, расположенных на маршруте потока в реакторе на выходе одной или более подсекций реактора, упомянутые одна или более проточные камеры являются изолированными, имеют такой размер и форму, чтобы способствовать кинетике, связанной с дезагрегацией и/или облагораживанием ТСН в технологическом потоке, проходящем через них, за счет увеличения времени пребывания технологического потока приблизительно при температуре на упомянутом выходе или выходах.

49. Система по п. 48, отличающаяся тем, что одна или более проточных камер выполнены с возможностью нагреваться так, чтобы температура технологического потока, идущего от выхода каждой камеры, была приблизительно такой же, что и у входа в нее.

50. Способ облагораживания непрерывного технологического потока, включающего в себя тяжелую сырую нефть (ТСН), содержит подачу технологического потока в систему по п. 1.

51. Способ по п. 50, содержащий смешивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ с нефтепродуктовым потоком ТУ для образования синтетической сырой нефти.

52. Способ по п. 51, далее содержащий смешивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ и нефтепродуктового потока ТУ с ТСН, которая не была облагорожена для образования синтетической сырой нефти.

53. Способ по п. 50, содержащий смешивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ с ТСН, которая не была облагорожена для образования разбавленного битума.

54. Способ по п. 50, содержащий закачивание по меньшей мере части регенерированных ЛУ с паром в нефтеносные пески, чтобы способствовать извлечению ТСН из нефтеносных песков с помощью процесса гравитационного дренирования с применением пара (SAGD), улучшенного ЛУ.

55. Способ по п. 54, отличающийся тем, что регенерированные ЛУ, закачанные с паром в процессе SAGD, улучшенного ЛУ, соединяются с одним или более углеводородов, выбранных из группы, состоящей из этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов и гептанов и их комбинаций.

56. Способ по п. 55, отличающийся тем, что отношение между упомянутыми углеводородами и регенерированными ЛУ находится в пределах приблизительно 1:50-50:1.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к термическому крекингу углеводородных смесей, таких как неотбензиненные сырые нефти или другие углеводородные смеси, для получения олефинов.

Изобретение относится к нефтепереработке, в частности к реакционным аппаратам, используемым в процессах термического крекинга и висбрекинга нефтяного сырья. Изобретение касается реактора термического крекинга нефтяного сырья, включающего корпус с перфорированными тарелками и с верхней и нижней крышками, снабженными, соответственно, патрубками подвода сырья и отвода продуктов термического крекинга, причем патрубок отвода продуктов термического крекинга связан со съемным трубопроводом, входное и выходное распределительные устройства.

Изобретение относится к способу получения этилена из углеводородного сырья, включающему пиролиз сырья в реакционном змеевике камеры радиации трубчатой печи в присутствии водяного пара.

Изобретение относится к нефтепереработке, в частности к установкам термодеструкции для переработки нефтяных остатков. Изобретение касается установки, включающей печь для нагрева и термодеструкции сырья, реактор с верхним патрубком ввода сырья и патрубками вывода паровой и жидкой фаз продуктов термодеструкции, снабженный рубашкой охлаждения с патрубками ввода и вывода охлаждающего агента, которые связаны с линией циркуляционного орошения ректификационной колонны, при этом реактор дополнительно снабжен нижним патрубком ввода сырья для одновременного ввода термообработанного сырья в реактор, патрубки ввода сырья снабжены рубашками охлаждения, а установка дополнительно содержит емкости-смесители для исходного сырья.
Изобретение относится к регулированию жидкофазной термической конверсии тяжелого углеводородного сырья и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к жидкофазной термической конверсии тяжелого углеводородного сырья. Изобретение касается устройства для жидкофазной термической конверсии тяжелого углеводородного сырья, включающего реактор, имеющий обечайку, верхнее и нижнее днища, сепарационное пространство, патрубок для ввода термообработанного сырья, тангенциально расположенный на обечайке, и патрубки для вывода паров и жидкого продукта, расположенные на верхнем и нижнем днищах, соответственно.

Изобретение относится к нефтепереработке. Изобретение касается реактора, включающего корпус с нижней и верхней крышками и патрубками подвода сырья и отвода продуктов термического крекинга, внутреннюю трубу, размещенную неподвижно соосно корпусу и установленную в корпусе с возможностью ее извлечения из реактора, в верхней части которого расположен съемный трубопровод, сообщенный с выносной трубой, связанной с корпусом реактора, причем диаметр выносной трубы меньше диаметра внутренней трубы реактора, при этом патрубок подвода сырья установлен в верхней части корпуса тангенциально и связан с выносной трубой, один конец которой сообщен с линией подвода сырья, при этом патрубок отвода продуктов термического крекинга размещен на верхней крышке реактора соосно с внутренней трубой и сообщен со съемным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтепереработке. Изобретение касается реактора термического крекинга, содержащего корпус с нижней и верхней крышками и патрубками подвода сырья и отвода продуктов термического крекинга, расположенными соосно корпусу, внутреннюю трубу и цилиндрическую обечайку, связанные между собой кронштейнами, и опорный элемент, размещенный в нижней части реактора, при этом цилиндрическая обечайка установлена на опорном элементе, выполненном в виде круглой опорной плиты, причем вышеупомянутая плита установлена на торце патрубка для подвода сырья, верхняя часть которого выполнена в виде распределительного устройства, при этом кронштейны, связывающие внутреннюю трубу и цилиндрическую обечайку, установлены на внутренней трубе и опираются на торец цилиндрической обечайки.

Изобретение относится к области нефтепереработки. Изобретение касается способа переработки нефтяных остатков и нефтешлама процессом замедленного коксования, включающего нагрев нефтяного остатка и смешивание его с рециркулятом с образованием вторичного сырья и последующей подачей нагретого вторичного сырья в камеру коксования, коксование вторичного сырья с образованием кокса и отводом дистиллята коксования в ректификационную колонну, из которой выводят легкие продукты коксования и кубовый остаток, пропарку и охлаждение кокса с последующей подачей продуктов пропарки и охлаждения кокса в абсорбер, нагрев нефтешлама до превращения свободной воды в парообразное состояние.

Изобретение относится к огневому нагревателю для осуществления конверсии углеводородов, содержащему радиантную секцию, впускной коллектор, выпускной коллектор, по меньшей мере, одну трубу нагревателя, имеющую впуск и выпуск, при этом впуск сообщается по текучей среде с впускным коллектором, по меньшей мере, одну ограничительную диафрагму, расположенную на пути протекания текучей среды из впускного коллектора к впуску трубы нагревателя, и, по меньшей мере, одну горелку.

Настоящее изобретение относится к способу регулирования работы реакционного контура фракционирующей колонны и установки гидрокрекинга. Способ включает следующие стадии: обеспечение фракционирующей колонны для приема выходящего потока из реактора гидрокрекинга в качестве подаваемого сырья для фракционирующей колонны, при этом указанная фракционирующая колонна ограничивает зону дистилляции, которая включает в себя нижнюю зону, верхнюю зону и промежуточную зону между указанной нижней зоной и указанной верхней зоной, причем указанная промежуточная зона имеет тарелку отбора боковой фракции; введение указанного подаваемого сырья для фракционирующей колонны в указанную нижнюю зону указанной фракционирующей колонны; накопление на указанной тарелке отбора боковой фракции жидких углеводородов, имеющих желаемый температурный интервал кипения; отведение потока боковой фракции указанных углеводородов с указанной тарелки отбора боковой фракции; разделение указанного потока боковой фракции на первый поток и поток продукта; введение указанного первого потока в указанную зону дистилляции; регулирование расхода указанного первого потока в зависимости от разности между измеренным расходом указанного первого потока и желаемым расходом указанного первого потока; регулирование расхода указанного потока продукта в зависимости от разности между измеренным уровнем жидкости на указанной тарелке отбора боковой фракции и желаемым уровнем жидкости на указанной тарелке отбора боковой фракции; передачу указанного потока продукта вниз по потоку от указанной фракционирующей колонны и рециркулирование кубового потока из фракционирующей колонны в качестве сырья в реактор гидрокрекинга.

Изобретение относится к принципиальным схемам технологического процесса обработки газойлей и в особенности химически активных газойлей, полученных термическим крекингом нефтяных остатков, с использованием принципа разделения потоков.

Изобретение относится к способу гидрокрекинга, содержащему стадии: (a) объединения углеводородного исходного сырья и тяжелой нижней фракции отгонки потока рециркуляции с обогащенным водородом газом для получения смеси, содержащей углеводородное исходное сырье и водород; (b) каталитического гидрокрекинга смеси, содержащей углеводородное исходное сырье и водород, в зоне гидрокрекинга для получения выходящего потока гидрокрекинга; (c) разделения выходящего потока гидрокрекинга на первую паровую часть и первую жидкую часть в зоне разделения; (d) нагревания первой жидкой части для формирования испаренной первой жидкой части; (e) подачи испаренной первой жидкой части в секцию фракционирования, производя фракции отдельного продукта, включающие тяжелую нижнюю фракцию, содержащую неконвертированную нефть, в нижней зоне секции фракционирования; (f) извлечения из секции фракционирования тяжелой нижней фракции; (g) разделения тяжелой нижней фракции на поток для отгонки и поток рециркуляции нижней фракции; (h) направления потока для отгонки в качестве первого потока, средства отгонки в качестве второго потока и рециркулируемой части отогнанной жидкости в качестве необязательного третьего потока в противоточную отгоночную колонну и извлечения из указанной отгоночной колонны пара верхнего погона и отогнанной жидкости; (i) подачи пара верхнего погона в секцию фракционирования, в поток рециркуляции тяжелой нижней фракции или в местоположение выше по ходу секции фракционирования и (j) удаления по меньшей мере части отогнанной жидкости из противоточной отгоночной колонны в виде суммарной продувки неконвертированной нефти.

Настоящее изобретение относится к области нефтепереработки тяжелых нефтяных фракций. Изобретение касается способа гидроконверсии тяжелых фракций нефти - исходного сырья, состоит из нулевой стадии и последующих N стадий.

Изобретение относится к установке для очистки нефти, включающей проточный трубчатый отстойник-сепаратор, патрубки для подачи нефти и промывочной жидкости, смеситель нефти и промывочной жидкости, отличающейся тем, что патрубки подачи нефти и промывочной жидкости соединены со смесителем, установленным перед отстойником, в смесителе струи нефти и промывочной жидкости направлены навстречу друг другу с равным поперечным сечением в месте столкновения струй, а патрубок подачи смеси нефти и промывочной жидкости из смесителя в отстойник выполнен в виде горизонтального щелевого диффузора с шириной, равной внутреннему диаметру горизонтальной трубы трубчатого отстойника-сепаратора.
Изобретение относится к усовершенствованному способу очистки нефти с повышенной эффективностью, заключающемуся в предварительном смешении нефти и промывочной жидкости путем подачи их в смеситель, с подачей образовавшейся смеси в проточный отстойник на гравитационное разделение, где в смесителе струи очищаемой нефти и промывочной жидкости направлены навстречу друг другу с равным поперечным сечением в месте столкновения струй, смесь из смесителя направляют в проточный отстойник на гравитационное разделение через горизонтальный щелевой диффузор с высотой, обеспечивающей ламинарный режим течения слоя смеси на выходе из диффузора.

Предлагаются система и способ облагораживания непрерывного технологического потока углеводородного сырья, включающего в себя тяжелую сырую нефть. Система содержит маршрут потока жидкости, сформированный с возможностью непрерывной доставки технологического потока по этому маршруту в направлении течения, при этом маршрут потока включает в себя реактор, реактор, выполненный с возможностью принимать технологический поток вместе с водой при температуре на входе в диапазоне примерно от 60 до 200°С, реактор, включающий в себя одну или более напорных труб, определяющих суммарный размер сечения потока внутри труб поперек течения, при этом общая длина одной или более напорных труб по меньшей мере в 30 раз превышает суммарный размер сечения потока внутри труб, реактор, выполненный с возможностью подвода тепла на проходящий через него технологический поток, чтобы постепенно повышать температуру потока на входной части реактора до температуры на выходе T(max)1 в диапазоне около 260-400°С на выходной части реактора.

Изобретение относится к способу получения синтетической нефти. Способ получения синтетической нефти осуществляют из нетрадиционного нефтяного сырья.

Группа изобретений относится к нефтехимии, а именно к очистке смесей, состоящих в основном из углеводородов. Изобретение касается установки для очистки и обезвоживания кислого гудрона, содержащей реактор очистки кислого гудрона с мешалкой, конденсатор, емкость для осушенного кислого гудрона.

Изобретение относится к области химии. Подготовка сероводород- и меркаптансодержащей нефти включает многоступенчатую сепарацию, очистку газов сепарации от сероводорода каталитическим окислением кислородом воздуха с последующим выделением жидких продуктов окисления - серы и сероорганических соединений из реакционных газов, и подачу очищенного газа на отдувку в концевой сепаратор.

Изобретение относится к области подготовки газоконденсата, в частности к обессоливанию водой, и может быть использовано для снижения солеотложения при стабилизации газоконденсата в колонне стабилизации при разработке газоконденсатного месторождения на поздней стадии разработки с заводнением.

Изобретение относится к области переработки углеводородов. Изобретение касается системы облагораживания непрерывного технологического потока, включающей тяжелую сырую нефть, содержащую маршрут потока жидкости, выполненный с возможностью непрерывной доставки технологического потока по этому маршруту в направлении течения, при этом маршрут потока включает в себя реактор. Реактор принимает технологический поток вместе с водой при температуре на входе в пределах приблизительно 60-200°С. Реактор включает в себя одну или более расходомерных труб, имеющих совокупную длину, приблизительно в 30 раз превышающую их совокупный поперечный размер поперечного сечения, и постепенно нагревает технологический поток до температуры на выходе Т1 в пределах приблизительно 260-400°С. Реактор поддерживает давление в технологическом потоке, достаточное для обеспечения однофазного течения при Т1. Контроллер выборочно регулирует скорость технологического потока, проходящего через реактор, чтобы поддерживать общее время пребывания в пределах приблизительно от 1 до 25 мин. Регенерационная секция, расположенная на выходной части реактора по маршруту потока, включает в себя один или более сепараторов, выполненных с возможностью отделять воду, легкие углеводороды и любые другие летучие компоненты, имеющие температуры кипения при атмосферном давлении ниже заданного максимального значения ТК, при этом технологический поток сохраняет компоненты тяжелых углеводородов, имеющие температуры кипения более высокие, чем ТК для образования технологического потока ТУ. Упомянутая скорость потока, упомянутые длины расходомерных труб и упомянутый подвод тепла выполнены с возможностью сведения к минимуму или предотвращения коксообразования. Изобретение также касается способа эффективного облагораживания тяжелой сырой нефти. Технический результат - уменьшение плотности и вязкости природного сырья с помощью превращения асфальтенов и других тяжелых компонентов в более легкие; масштабируемость, которая обеспечивает распределенную реализацию на устье скважины или возле нее с целью свести к минимуму или устранить необходимость применения разбавителей из удаленных источников. 2 н. и 54 з.п. ф-лы, 19 ил.

Наверх