BRPI0614322A2 - processo e aparelho para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto - Google Patents
processo e aparelho para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0614322A2 BRPI0614322A2 BRPI0614322-9A BRPI0614322A BRPI0614322A2 BR PI0614322 A2 BRPI0614322 A2 BR PI0614322A2 BR PI0614322 A BRPI0614322 A BR PI0614322A BR PI0614322 A2 BRPI0614322 A2 BR PI0614322A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- crude oil
- stream
- line
- oil
- catalyst
- Prior art date
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 174
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 101
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 71
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 68
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 21
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 17
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 15
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 13
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 claims description 13
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 description 83
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 60
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 33
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 26
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 26
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 22
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 17
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 15
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 13
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 13
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 12
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 8
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 8
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 7
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 5
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 5
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 3
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 3
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 208000030963 borderline personality disease Diseases 0.000 description 2
- 206010006475 bronchopulmonary dysplasia Diseases 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 2
- DSEKYWAQQVUQTP-XEWMWGOFSA-N (2r,4r,4as,6as,6as,6br,8ar,12ar,14as,14bs)-2-hydroxy-4,4a,6a,6b,8a,11,11,14a-octamethyl-2,4,5,6,6a,7,8,9,10,12,12a,13,14,14b-tetradecahydro-1h-picen-3-one Chemical compound C([C@H]1[C@]2(C)CC[C@@]34C)C(C)(C)CC[C@]1(C)CC[C@]2(C)[C@H]4CC[C@@]1(C)[C@H]3C[C@@H](O)C(=O)[C@@H]1C DSEKYWAQQVUQTP-XEWMWGOFSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000220317 Rosa Species 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000012295 chemical reaction liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000010960 commercial process Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000012043 crude product Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000012013 faujasite Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 229910001404 rare earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/302—Viscosity
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/304—Pour point, cloud point, cold flow properties
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4062—Geographical aspects, e.g. different process units form a combination process at different geographical locations
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/44—Solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/28—Propane and butane
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
PROCESSO E APARELHO PARA MELHORAR AS PROPRIEDADES DE FLUXO DE PETRóLEO BRUTO. Um processo para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto pode incluir processamento de uma primeira correntes de petróleo bruto (5), que pode por sua vez incluir craqueamento da primeira corrente de petróleo bruto com catalisador fresco para formar uma corrente craqueada (53) e catalisador gasto. O catalisador gasto pode ser regenerado para formar catalisador fresco, que pode ser então reciclado. Pelo menos parte da corente craqueada (530 pode sre misturada com uma segunda corrente de petróleo bruto (499). Uma razão de parte da corrente craqueada a adiconar para a segunda corrente de petróleo bruto pode ser selecionada para alcançar uma densiddae API de pelo menos cerca de 18. A primeira corrente de petróleo bruto (5) pode ser aquecida e extraída antes de ser craqueada.
Description
"PROCESSO E APARELHO PARA MELHORAR AS PROPRIEDADES
DE FLUXO DE PETRÓLEO BRUTO"
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO
A presente invenção refere-se a um processo novo e a um aparelho novo para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto. TÉCNICA ANTERIOR RELACIONADA Quando se perfura para óleo em lugares remotos, gasto considerável está associado com transporte de petróleo bruto da cabeça de poço para uma instalação receptora. Uma dificuldade de transporte de petróleo bruto é que certos petróleos brutos podem conter uma quantidade significativa de cera, que possui um ponto de ebulição alto. A temperatura na qual a cera se gelifica é o ponto de fluidez. A temperatura na qual a cera se solidifica é o ponto de névoa. Em situações nas quais o ponto de névoa ou o ponto de fluidez de um petróleo bruto ceroso é maior do que a temperatura ambiente, a possibilidade da solidificação e do acúmulo da cera é uma séria ameaça a um transporte contínuo de petróleo bruto. Limpeza de uma tubulação que tem se tornada obstruída com cera e petróleo bruto gelificado é muito cara e consumidora de tempo.
Outra especificação para bombeabilidade de tubulação é a
viscosidade do óleo. A viscosidade do óleo é proporcionar ao trabalho
requerido para bombeá-lo. Como conseqüência, cada tubulação possui uma
especificação de viscosidade, API e ponto de fluidez. Por exemplo, para ser
aceito para transporte no sistema Enbridge Pipeline no Canadá e nos E.U.A., a
especificação de viscosidade é de 350 milímetros quadrados por segundo
(mm2/s) na temperatura de operação da tubulação, que varia de estação para
estação.
Ainda outra especificação para bombeabilidade de tubulação é o índice de densidade do American Petroleum Institute (API). Petróleo bruto é muitas vezes descrito em termos de "leve" ou "pesado" pelo índice de densidade ΑΡΙ. Um número alto denota um petróleo bruto "leve", e um
número baixo denota um petróleo bruto "pesado".
Betume é um produto viscoso que pode ser difícil de transportar em uma tubulação. Betume natural é asfalto natural (arenitos de alcatrão, arenitos de óleo) e tem sido definido como rocha contendo hidrocarbonetos mais viscosos do que 10.000 mPa.s. Betume5 por exemplo, do Cold Lake de Canadá, é 10 API e requer melhoria para especificações de tubulação, tipicamente pelo menos 18 API. Betume muitas vezes possui uma quantidade alta de níquel, vanádio, e carbono Conradson, e é alto em outros contaminantes, e portanto não pode ser adequado como uma alimentação direta para uma unidade de craqueamento catalítico de fluido (FCC).
Um produto de petróleo com boas propriedades de fluxo tais como ponto de fluidez baixo, densidade API alta, e viscosidade baixa é
desejado pelos refinadores. Vários processos têm sido implementados para lidar com fluxo
lento de petróleo bruto em tubulações. Em um processo, os pontos de fluidez
de petróleos brutos cerosos têm sido melhorados pela remoção de uma parte
da cera por extração com solvente em temperaturas baixas. Contudo, há gasto
substancial na recuperação de solvente, disposição da cera, e resfriamento da
temperatura para temperaturas suficientemente baixas.
Em outro processo, petróleo bruto ceroso é diluído com uma fonte externa de frações mais leves de hidrocarbonetos. Contudo, este processo usa uma quantidade relativamente grande de solventes hidrocarbonetos caros para transportar um produto relativamente barato. Ademais, quantidades grandes de hidrocarbonetos mais leves são difíceis de
obter em localizações remotas.
Ainda um outro método para melhorar o fluxo de petróleo
bruto envolve craqueamento térmico do óleo cri de modo a reduzir ou
eliminar as moléculas de parafina cerosa pela conversão delas em hidrocarbonetos mais leves. Calor suficiente é fornecido às moléculas de parafina cerosa para iniciar o craqueamento térmico. Contudo, craqueamento térmico de petróleo bruto pode não diminuir o ponto de fluidez ou a viscosidade de petróleos brutos de modo suficiente para criar um material desejável para misturação com petróleo bruto para transporte através de uma tubulação. Processamento térmico tal como visco-redução pode criar um problema de estabilidade que produz precipitação de asfalteno na tubulação.
FCC é um processo catalítico para converter hidrocarbonetos pesados em hidrocarbonetos mais leves pelo contato dos hidrocarbonetos pesados em uma zona de reação fluidizada com um catalisador composto de material particulado finamente dividido. A maioria das unidades de FCC agora usa catalisador contendo zeólito possuindo seletividade e atividade altas. À medida que a reação de craqueamento prossegue, quantidades substanciais de material elevadamente carbonáceo referido como coque são depositadas sobre o catalisador, formando o catalisador gasto. Regeneração em temperatura alta queima o coque do catalisador gasto. O catalisador regenerado é então resfriado antes de ser retornado para a zona de reação. Catalisador gasto é continuamente removido da zona de reação e substituído por catalisador essencialmente livre de coque da zona de regeneração. Reação de FCC e regeneração têm que ser energizadas continuamente para manter o processo funcionando. Em localizações remotas fontes externas de energia podem ser difíceis de obter e são muito caras.
Em campos de óleo remotos, um sistema para extrair e transportar petróleo bruto sem necessidade de uma fonte externa de energia criando simultaneamente continuamente um produto desejável que pode ser transportado através de uma tubulação seria desejável.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO Um aspecto da invenção é direcionado para um processo para melhorar as propriedades de fluxo de um produto de petróleo bruto por craqueamento de uma primeira corrente de petróleo bruto e misturação de pelo menos parte da primeira corrente de petróleo bruto com uma segunda corrente de petróleo bruto. Este aspecto inclui processamento da primeira corrente de petróleo bruto que pode incluir craqueamento da primeira corrente de petróleo bruto com catalisador fresco para formar uma corrente craqueada e catalisador gasto. A corrente craqueada pode ser separada do catalisador gasto. O catalisador gasto pode ser regenerado para formar catalisador fresco, que pode ser então reciclado. Pelo menos parte da corrente craqueada pode ser misturada com uma segunda corrente de petróleo bruto. A primeira corrente de petróleo bruto pode ser extraída antes de ser craqueada. Em outro aspecto, a primeira corrente de petróleo bruto possui pelo menos uma das seguintes propriedades: uma densidade API menor do que 18, uma viscosidade maior do que 10.000 mm2/s a 38°C e um ponto de fluidez maior do que 20°C. Em um outro aspecto, uma razão de uma parte da corrente craqueada para a segunda corrente de petróleo bruto é selecionada para alcançar pelo menos uma das seguintes propriedades: uma densidade API de pelo menos 18, uma viscosidade de não maior do que 10.000 mm /s a 38°C e um ponto de fluidez de não maior do que 20°C.
Vantajosamente, quando se usa este processo, a corrente craqueada pode ser separada em fração de fundo, óleo de ciclo leve, e nafta, na qual o óleo de ciclo leve pode ser combinado com a segunda corrente de petróleo bruto. A nafta pode ser desbutanizada para formar gás liqüefeito de petróleo e gasolina, na qual estes dois produtos podem ser misturados com a segunda corrente de petróleo bruto. As fração de fundo, o óleo de ciclo leve, e o gás liqüefeito de petróleo e a gasolina podem possuir, cada um, uma proporção respectiva, e durante a etapa de misturação, cada proporção respectiva pode ser selecionada para alcançar uma densidade API de pelo menos 18.
Em um outro aspecto da invenção, a regeneração do catalisador pode formar um gás chaminé de regeneração que pode ser queimado em uma caldeira para gerar vapor. O vapor pode ser superaquecido. A etapa de regeneração parcialmente queima coque sobre o catalisador gasto para formar gás residual de regeneração possuindo uma razão de C0/C02 de
entre 0,6:1 e 1:1.
Em um outro aspecto, a mistura de uma parte da corrente
craqueada e a segunda corrente de petróleo bruto é transportada em uma tubulação mais de 32 quilômetros de onde foram misturadas para uma estação de processamento.
Em ainda outro aspecto da invenção, a primeira corrente de
petróleo bruto pode incluir betume, e o processo pode incluir desasfaltação de betume com solvente antes da etapa de craqueamento. A etapa de desasfaltação pode formar piche que pode ser queimado em uma caldeira para gerar vapor.
Em ainda outro aspecto da invenção, um aparelho para reduzir
o ponto de fluidez de petróleo bruto compreende: um tubo ascendente carregado com catalisador fresco e possuindo um fundo e um topo, no qual um conduto de petróleo bruto fornece uma primeira corrente de petróleo bruto para dentro do fundo e uma saída retira catalisador gasto e uma corrente
craqueada vaporizada do topo. Um vaso contendo um ciclone pode estar em comunicação escoável com a saída para receber e separar a corrente craqueada vaporizada do catalisador gasto. Um regenerador pode estar em comunicação escoável com o vaso para receber e regenerar o catalisador gasto para formar o catalisador fresco. Um tubo bengala pode estar conectado entre
o tubo ascendente e o regenerador para recarregar o tubo ascendente com o catalisador fresco. Um fracionador pode estar em comunicação escoável com o vaso para receber a corrente craqueada vaporizada para fracioná-la em frações leves, nafta, óleo de ciclo leve e fração de fundo, e linhas em comunicação escoável com o fracionador podem fornecer pelo menos parte da nafta e pelo menos parte do óleo de ciclo leve para uma segunda corrente de petróleo bruto. Adicionalmente, uma linha de alimentação do fracionador está em comunicação escoável com o tubo ascendente.
BREVE DESCRIÇÃO DE VÁRIAS VISTAS DOS DESENHOS FIG. 1 é um fluxograma mostrando uma visão geral do
processo e do aparelho.
FIG. 2 é um fluxograma de um complexo de processamento de
betume.
FIG. 3 é um fluxograma da unidade de recuperação de energia. DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
Esta invenção pode melhorar as propriedades de fluxo de um petróleo bruto. O processo pode preparar cutter stock a partir de uma porção de um petróleo bruto usando componentes modularmente projetados. Petróleo bruto pode compreender a alimentação de petróleo bruto a ser cataliticamente craqueada por um processo de craqueamento catalítico fluidizado (FCC) e o produto pode ser misturado com petróleo bruto não processado para criar uma mistura de petróleo bruto processado e não processado para melhorar as propriedades de fluxo do petróleo bruto pelo abaixamento do ponto de fluidez do petróleo bruto, elevação de densidade API e/ou redução da viscosidade para facilitar o transporte do produto misturado através de uma tubulação para uma localização remota para processamento adicional.
Craqueamento catalítico fluidizado residual (RFCC) pode ser usado para processar resíduo de carbono Conradson e alimentações contaminadas com metais tais como resíduos atmosféricos ou misturas de gasóleos e resíduo de vácuo. Dependendo do nível de resíduo de carbono e de contaminantes níquel e vanádio, estas alimentações podem ser hidrotratadas ou desasfaltadas antes de serem alimentadas a uma unidade de RFCC. Hidrotratamento ou desasfaltação de alimentação reduz o resíduo de carbono e os níveis de metal da alimentação, reduzindo ambos a tendência de formação de coque da alimentação e a desativação do catalisador.
Esta invenção possui um fluxograma elevadamente integrado que minimiza a quantidade de equipamento necessária e pode ser tão independente quanto possível. Qualquer excesso de energia gerada no complexo pode ser usado para gerar vapor que pode ser exportado para o campo de óleo para injeção contínua de vapor. A necessidade de energia do complexo pode ser gerada em eficiência alta pelo uso de vapor de uma caldeira de CO que está elevadamente pressurizado e superaquecido ou por um expansor de recuperação de energia em uma linha de gás residual do regenerador de catalisador. Um tal complexo deve possuir energia em excesso e vapor extraído porque o rendimento de coque é muito alto em comparação com uma reação de FCC padrão. É esperado que a geração de energia para operar o complexo com gás de processo ou vapor de qualidade alta gerado pela caldeira de CO mais extração de vapor seja sinérgica no campo de óleo porque os métodos de recuperação de óleo intensificada necessitam de vapor saturado de pressão média que está em geral em excesso em uma refinaria. O campo de óleo também requer eletricidade para operar as bombas extraindo o petróleo bruto da terra.
Petróleo bruto de uma fonte pode compreender toda ou parte de uma alimentação de petróleo bruto a ser processada por FCC. Alimentação de petróleo bruto processada por esta invenção pode ser hidrocarboneto pesado compreendendo betume ou óleo pesado. Betume total pode incluir resinas e asfaltenos, que são hidrocarbonetos polinucleares complexos, que aumentam a viscosidade do petróleo bruto e aumentam o ponto de fluidez. Alimentação de petróleo bruto também pode incluir petróleo bruto convencional, produtos de fundo de torre atmosférica, frações de fundo de torre de vácuo, óleos de carvão mineral, óleos residuais, arenitos de alcatrão, óleo de folhelho e frações asfálticas.
Petróleo bruto é tipicamente muito viscoso, possuindo uma densidade API de entre 8 e 13 API e tipicamente menor do que 18 API e/ou um ponto de fluidez de entre 20° e 50°C. Viscosidade de petróleo bruto pode estar entre 10.000 e 15.000 mm2/s a 40°C. Petróleo bruto pode ser caracterizado como uma corrente de hidrocarbonetos possuindo propriedades em pelo menos uma das seguintes faixas: ponto de fluidez de maior do que .20°C, viscosidade maior do que 10.000 mm2/s a 38°C e uma densidade API tipicamente maior do que 18 API. Aparelho de processamento
Referindo-se à FIG. 1, aparelho 10 fornece um petróleo bruto do local de campo de óleo 1 em linha 3. A corrente de petróleo bruto em linha .3 é tipicamente submetida ao aquecimento e à separação de um óleo de uma fase aquosa para desaguar a corrente de petróleo bruto em linha 3. A corrente de petróleo bruto em linha 3 é separada em duas porções. Uma corrente de petróleo bruto é transportada em linha 5 para processamento enquanto que a outra corrente de petróleo bruto é transportada em linha 499 para desviar o processamento da linha 5. O petróleo bruto pode ser enviado a um aquecedor ignizado 20 onde o petróleo bruto pode ser pré-aquecido. Opcionalmente, o petróleo bruto em linha 5 também pode ser aquecido em trocador de calor 18 por troca de calor indireta com reciclo de fração de fundo em linha 22. Após deixar o aquecedor 20, o petróleo bruto aquecido pode ser introduzido em porção inferior 31 do fracionador 30. Em alguns processos de FCCs o petróleo bruto não é direcionado para o fracionador 30 mas em vez disso é introduzido diretamente no tubo ascendente 40 para craqueamento catalítico.
A recuperação de resíduos, ou fração de fundo, envolve vaporização seletiva ou destilação fracionada do petróleo bruto com mínima ou nenhuma mudança química no petróleo bruto. O processo de fracionamento pode proporcionar uma alimentação mais adequada para o processo de FCC. A vaporização seletiva de petróleo bruto ocorre sob condições de não-craqueamento, sem qualquer redução na viscosidade dos componentes da alimentação. Hidrocarbonetos leves, aqueles ebulindo abaixo de 371°C, preferivelmente aqueles ebulindo abaixo de 357°C, e mais preferivelmente aqueles ebulindo abaixo de 343°C, são vaporizados do petróleo bruto na zona de alimentação 36. Os hidrocarbonetos leves tipicamente não são cataliticamente craqueados. Conseqüentemente, a zona de alimentação 36 serve como um extrator no qual hidrocarbonetos leves são extraídos da alimentação de petróleo bruto.
Alimentação de petróleo bruto pode ser alimentada diretamente em um tubo ascendente 40 sem a etapa de fracionamento, dependendo da quantidade de frações leves, gasolina, gasóleos e resíduos. Alimentação direta seria desejável se a quantidade de hidrocarbonetos ebulindo abaixo de 343°C for relativamente baixa e sua segregação for portanto desnecessária. O produto de fundo do fracionador 30, na zona de alimentação 36 é removido via alinha de alimentação de FCC 32 e direcionado por bomba 33 para o fundo do tubo ascendente 40.
A vazão de alimentação para o aparelho 10 pode estar entre .50.000 e 200.000 barris por dia, preferivelmente entre 75.000 e 150.000 barris por dia, e mais preferivelmente 100.000 barris por dia embora a vazão de alimentação possa variar destas faixas. Alimentação para FCC pode estar entre 10 LV-% e 60 LV-% da carga do complexo em linha 3 do campo de óleo 1 com vazões menores sendo preferíveis às vazões maiores a não ser que os balanços de utilidades requeiram vazões de carga maiores. A alimentação em linha 32 é contatada com o catalisador no tubo ascendente 40 e craqueada em produtos hidrocarbonetos mais leves que são removidos do tubo ascendente 40. O catalisador torna-se gasto porque resíduo de carbono se acumula sobre a superfície do catalisador. O catalisador gasto e os produtos são transportados para fora do topo do tubo ascendente 40 e para dentro de um vaso reator 50 opcionalmente através de um separador de corte grosseiro .51 para desintegrar os vapores de produto do catalisador gasto. Um ou mas estágios de ciclones 52 adicionalmente separam o catalisador gasto dos produtos por indução da mistura de catalisador e gases de produto ao turbilhonamento de modo que o catalisador gasto mais pesado se movimenta descendentemente e os produtos gasosos mais leves se movimentam
ascendentemente.
Condições operacionais aproximadas incluem aquecimento da alimentação de petróleo bruto para craqueamento catalítico para entre 149° e .260°C, preferivelmente entre 177° e 232°C, e mais preferivelmente 204°C. A temperatura no vaso reator 50 pode estar entre 454° e 593°C, preferivelmente entre 482° e 566°C, e mais preferivelmente entre 510° e 538°C. Aparelho 10 pode regenerar catalisador a entre 593° e 896°C, preferivelmente entre 649° e .760°C, mais preferivelmente entre 660° e 732°C. A conversão de FCC pode estar entre 60 e 80 LV-% para gasolina e produtos mais leves, preferivelmente entre 65 LV-% e 75 LV-% para gasolina e produtos mais leves, e mais preferivelmente 70 LV-% para gasolina e produtos mais leves.
Continuando com FIG. 1, os produtos de vapor saem do topo do vaso reator 50 e podem ser direcionados via linha 53 para a zona de produto 37 na porção inferior 31 do fracionador 30. Calor dos vapores de produto podem ser absorvidos dentro do fracionador 30 de modo que os vapores são dessuperaquecidos e ocorre a separação de produto primário. O calor requerido para a separação dos produtos no fracionador 30 é primariamente proporcionado pela corrente de produto craqueado. Assim, no caso de a alimentação de petróleo bruto ser enviada diretamente para o tubo ascendente 40, nenhum outro calor é inserido no fracionador 30. O fracionamento do produto alimentado à zona de produto 37 pode ser por remoção de calor, em vez de entrada de calor. O calor pode ser removido do fracionador por uma série de fluxos trocadores ao redor da bomba acoplados com resfriamento de topo e geração de calor de fração de fundo de fracionador na forma de condensador resfriado por ar / água. Fracionador
Continuando com a FIG. 1, a coluna fracionadora 30 pode ser um fracionador de parede dividida com uma partição 35 posicionada verticalmente para isolar uma zona de alimentação 36 de uma zona de produto 37 no fundo do fracionador 30. Partição 35 pode ser formada de pelo menos um defletor que está geralmente perfurado (pelo menos 80% perfurado, preferivelmente 90% perfurado). Defletores múltiplos podem ser usados. O petróleo bruto é dirigido para a zona de alimentação 36 e aquecido para uma temperatura entre 315° e 427°C, preferivelmente entre 343° e 399°C, e mais preferivelmente uma temperatura de 371°C em uma pressão de entre 132 e 203 kPa, preferivelmente entre 152 e 193 kPa, e mais preferivelmente 172 kPa. Os hidrocarbonetos leves extraídos do petróleo bruto podem deixar a porção superior 39 do fracionador 30 e podem compreender produto de nafta leve fluido através da linha 42, produto de nafta pesada fluindo através de linha 44, e/ou produto de óleo de ciclo leve fluido através da linha 46. O produto de nafta leve em linha 42 pode ser condensado por um condensador 41 e um gerador de vapor 43 antes de ser direcionado para o receptor de topo 300. Água é decantada do receptor 300 enquanto que gás vaporoso é separado em linha 302 do líquido de nafta não estabilizado em linha 303. O gás úmido é expandido no expansor 310 e alimentado ao fundo de uma coluna absorvedora 400 via linha 312. Ao passo que, a nafta líquida não estabilizada é comprimida em compressor 320 e alimentada a um topo da coluna absorvedora 400 via linha 322. Uma porção da nafta não estabilizada é refluxada para a coluna fracionadora 30 via linha 304. Na coluna absorvedora 400, a nafta líquida não estabilizada absorve gás liqüefeito de petróleo (LPG) do gás úmido e sai da coluna absorvedora 400 em linha absorvente 401 compreendendo C3+. A linha absorvente é dividida entre linha de produto 200 para fornecer C3+ para linha 500 para misturar e uma linha de alimentação de desbutanizador 402. Em uma modalidade, nafta pesada em linha 201 é desviada via linha 503 para linha 624 para suplementar a alimentação de nafta para a coluna absorvedora e aumentar a recuperação de LPG em linha 401. Gás seco compreendendo C2-, H2S e H2 sai da coluna absorvedora 400 em linha de gás seco 404. Gás seco é transportado pela linha de gás seco 404 para alimentar com combustível o aquecedor ignizado 20 e/ou uma caldeira de CO .90 via linha 96. Gás seco em linha 404 também pode ser direcionado para uma turbina a gás para a geração de eletricidade.
Fracionador 30 pode condensar produtos de reação superaquecidos da reação de FCC para produzir produtos de hidrocarboneto líquidos. Fracionador 30 também pode proporcionar algum fracionamento (ou extração) entre produtos de corrente lateral líquidos. Após os produtos de vapor serem resfriados de temperaturas de entre 482° e 966°C, preferivelmente entre 510° e 537°C, e mais preferivelmente 521°C para temperaturas de entre IO0 e 66°C, preferivelmente entre 21° e 49°C, e mais preferivelmente 38°C, os produtos de vapor são tipicamente condensados em produtos líquidos e os produtos líquidos são transportados para fora do fracionador 30 e direcionados para misturarem com o petróleo bruto não reagido e em linha 500. Tipicamente, qualquer produto mais pesado do que C5 pode permanecer na fase líquida, e qualquer produto mais leve pode permanecer vaporizado como frações leves e pode ser transportado para fora do a fracionador 30 em linha 42 de topo. Os produtos líquidos retirados de cortes do fracionador 30 tipicamente podem compreender óleo de ciclo leve (LCO), fração de fundo ou óleo clarificado do fracionador, óleo de ciclo pesado (HCO), e nafta pesada (gasolina). Em FIG. 1, HCO não possui um corte separado mas é coletado na fração de fundo. A corrente de nafta pesada em linha 44 é retirada da coluna fracionadora 30 por uma bomba 45 e resfriada em um gerador de vapor 47. Uma porção de refluxo é retornada para a coluna em uma localização mais alta via linha 44a. Linha 201 de nafta pesada recolhe o restante para a linha 500. Linha 503 pode recolher alguma ou toda a nafta pesada para a coluna desbutanizadora 600 via linha 402. Similarmente, a corrente de LCO em linha 46 é retirada da coluna fracionadora 30 por uma bomba 48 e resfriada em gerador de vapor 49. Uma porção de refluxo é retornada para a coluna 30 em uma localização mais alta via linha 46a. Linha 202 de LCO recolhe o restante para a linha 500. Finalmente, óleo clarificado é removido em linha 34 de fração de fundo da coluna fracionadora 30 por uma bomba 21 e uma porção de retorno é resfriada em um trocador de calor de alimentação 18 e retornada para a zona de produto 37 da coluna 30 isolada do lado de alimentação 36 pela partição .35. Linha 203 de fração de fundo pode recolher o restante do óleo clarificado para a linha 500 para misturação ou ser desviada para o vaporizador de CO 90 através de linhas 205 e 96. Produtos de FCC
Catalisadores mais apropriado para uso em tubo ascendente 40 são peneiras moleculares zeolíticas possuindo um tamanho de poro médio grande. Tipicamente, peneiras moleculares com tamanho de poro grande com aberturas maiores do que 0,7 nm em diâmetro efetivo definido por anéis de mais do que 10 e tipicamente 12 membros. índices de Tamanho de Poro dos poros grandes estão acima de 31. Componentes de zeólito de poro grande adequados incluem zeólitos sintéticos tais com o zeólitos de tipo X e de tipo Y, mordenita e faujasita. Zeólitos Y com um conteúdo de terra rara baixo podem ser o catalisador preferido. Conteúdo de terra rara baixo denota menos do que ou igual a 1,0% em peso de óxido de terra rara sobre a porção de zeolita do catalisador. O catalisador pode ser dispersado sobre uma matriz compreendendo um material aglutinante tal como sílica ou alumina e/ou material de carga inerte tal como caulim. É previsto que o catalisador de equilíbrio que tem sido usado como catalisador em um tubo ascendente de FCC previamente ou outros tipos de catalisador de craqueamento pode ser adequado para uso no tubo ascendente da presente invenção. O sistema de FCC craqueia a maioria da alimentação de petróleo bruto em material na faixa de C5+ ebulindo a 204°C. Estes produtos podem possuir uma densidade API de entre 30 e 60, preferivelmente de entre 35 e 55, e mais preferivelmente de entre 40 e 50, e portanto contribuem significativamente para o aumento na densidade API da corrente misturada em linha 502. Craqueamento catalítico do petróleo bruto maximiza o aumento de densidade API enquanto processa uma quantidade mínima de petróleo bruto.
O produto líquido combinado do processamento de FCC de petróleo bruto pode conter produtos convertidos do petróleo bruto ou da alimentação de betume e pode ser transportado em linha 500. O produto líquido do processamento do petróleo bruto é caracterizado por possuir uma densidade API de pelo menos 30, preferivelmente maior do que 35, e mais preferivelmente maior do que 37. Os produtos líquidos também podem possuir uma viscosidade menor do que 2 mm2/s, preferivelmente menor do que 1,5 mm2/s e mais preferivelmente menor do que 1 mm2/s a 50°C. Os produtos líquidos formados podem possuir um ponto de fluidez menor do que 4°C, preferivelmente menor do que -I0C, e mais preferivelmente menor do que -3.8°C. Os produtos de conversão líquidos combinados do processamento de óleo pesado por FCC são mais leves e menos viscosos em virtude da redução em peso molecular. Mais craqueamento no FCC pode resultar em viscosidade e densidade menores do produto.
A quantidade exata de alimentação que é necessária para ser processada depende dos requerimentos de aceitação específica da tubulação para bombeabilidade. Estes podem ser especificados como densidade máxima e densidade API mínima, viscosidade máxima em certa temperatura, ponto de fluidez máximo ou combinação destas especificações. Qualquer uma das especificações acima mencionadas poderia ser o fator limitante para a quantidade de processamento necessária, dependendo do tipo de petróleo bruto ou da especificação. Em adição, as especificações podem ser diferentes para tempos diferentes do ano devido à mudança das temperaturas de operação da tubulação. Ajuste do nível de conversão do FCC ou da quantidade processada pode ser exercido como um modo conveniente para atender às especificações em custo operacional mínimo.
Os produtos líquidos da reação de FCC são misturados com corrente de petróleo bruto não processado em linha 499 para formar um petróleo bruto misto adequado para transporte em linha 502. Entre 5 LV-% e 60 LV-% do petróleo bruto em linha 3 pode ser processado por FCC e adicionado em corrente de petróleo bruto não reagido ou não processado em linha 499, preferivelmente entre 10 LV-% e 40 LV-% de alimentação de petróleo bruto pode ser processado e adicionado em petróleo bruto não processado, mais preferivelmente 30 LV-% de alimentação de petróleo bruto pode ser processado e adicionado em petróleo bruto não processado em volume. Uma razão de petróleo bruto não processado para os produtos líquidos adicionados pode estar entre 0,5:1 e 9:1, preferivelmente entre 1:1 e 4:1, mais preferivelmente entre 2:1 e 3:1. Subfluxo de Absorvedor transportado em linha 200, bem como todas as outras correntes de líquido do fracionador 30, podem ser combinados com petróleo bruto não processado. Dependendo dos requerimentos do sítio ou do grau de petróleo bruto desejado, pode ser desejável queimar todo ou parte do óleo clarificado em linha 32 de fração de fundo, para equilibrar as necessidades de energia do sítio ou para melhorar a qualidade da corrente de petróleo bruto em linha 500 e/ou 502. Desbutanizador
Em ainda uma outra modalidade, o subfluxo de absorvedor em linha 401 também pode ser enviado para a coluna de fracionamento desbutanizadora 600 via linha 402 para separar LPG da nafta. Fracionamento dá uma fração de topo C4- em linha 602 que é condensada em condensar 606 com a produção de vapor e é desaguada em receptor 608. O LPG desaguado é bombeado e dividido entre linha de refluxo 610 que é retornada para o desbutanizador 600 e linha de recuperação 612. Linha de recuperação 612 é dividida entre uma linha de misturação 614 que mistura LPG com os produtos processados em linha 500 e uma linha de produto opcional 616 que recupera LPG como produto que pode ser armazenado e/ou vendido localmente. LPG é um excelente componente de corte, mas por causa de sua pressão de vapor alta pode ser misturado apenas até a especificação de vaporização rápida. Como conseqüência, a divisão entre linhas 610e612e614e616 deve ser ajustada para maximizar o LPG misturado em linha 500 até a especificação de vaporização rápida. Qualquer excesso pode ser capturado e vendido como LPG ou usado em aquecedor ignizado 20 ou na caldeira de CO 90. A coluna desbutanizadora 600 também produz as correntes de fração de fundo em linha 604 tipicamente compreendendo material C5+. A corrente de fração de fundo 604 é dividida entre uma linha de reevaporador 620 que é aquecida pelo reevaporador 622 e retornada para a coluna desbutanizadora 600 e uma linha de recuperação de nafta 624 que recupera nafta para ser preferivelmente retornada para o topo da coluna absorvedora 400 ou recuperada como produto em linha 626 a ser armazenado e/ou vendido localmente. Produto misturado
Como mostrado em FIG. 1, os produtos de conversão de separação; nafta pesada em linha 201, LCO em linha 202 e subfluxo de absorvedor em linha 200 são combinados em linha 500 onde eles se combinam com petróleo bruto não processado da linha 499, formando assim uma corrente misturada 502, ou um produto sintético. O petróleo bruto não processado pode ser fornecido diretamente do campo de óleo, mas mais preferivelmente pode ser extraído para remover hidrocarbonetos leves e ser desaguado. Em uma modalidade alternativa, uma porção de um ou mais uma mercadoria vendável. Se esta opção for desejada, uma porção maior da alimentação necessitará ser processada no FCC para repor uma perda de material de viscosidade baixa para misturação.
Produtos líquidos podem incluir fração de fundo, óleo de ciclo leve, e nafta, e as porções de cada uma podem ser selecionadas para combinar com o petróleo bruto não processado para alcançar as propriedades de fluxo desejadas. O petróleo bruto não processado pode ser uma porção da fonte de petróleo bruto que não foi processada por FCC. Especificamente, todas as correntes líquidas podem ser combinadas com o petróleo bruto não processado. A nafta pode ser direcionada para um desbutanizador (não mostrado) para formar gás liqüefeito de petróleo (LPG) e gasolina. O LPG e a gasolina podem ser adicionados no petróleo bruto não processado, em quantidades selecionadas para alcançar as propriedades de fluxo desejadas. A capacidade para modificar as quantidades relativas de hidrocarbonetos leves (propano a pentano) no petróleo bruto misturado de tubulação é vantajosa porque pode ser mantida em tancagem e conseqüentemente submetida a uma especificação ainda adicional de pressão de vapor de Reid (RVP) para minimizar a ebulição do material nas condições ambientes que pode violar as regulamentações ambientais, causar perda de material para queima ou requerer sistemas de vapor extensivos. Adição de LPG no petróleo bruto não processado tem que ser calibrada para equilibrar as propriedades de fluxo e pressão de vapor.
A corrente misturada em linha 502 pode possuir as seguintes características, 18 API ou maior, preferivelmente de pelo menos 19 API, mais preferivelmente maior do que 19,5 API. A corrente misturada pode possuir uma viscosidade a 38°C de não maior do que 10,000 mm /s, preferivelmente não maior do que 5.000 mm2/s, e mais preferivelmente não maior do que 25 mm2/s. A corrente misturada também pode possuir um ponto de fluidez de não maior do que 20°C, preferivelmente não maior do que 15°C, e mais preferivelmente não maior do que 0°C. A corrente misturada pode ser então bombeada em uma tubulação 502 para uma localização remota para processamento adicional tal como em uma refinaria ou uma estação de distribuição. Uma localização remota está tipicamente mais do que 32 quilômetros distante do poço no campo de óleo. Regeneração de catalisador
Como mostrado em FIG. Is o catalisador gasto separado dos produtos por ciclones 52 cai descendentemente para dentro de um leito e é extraído dos hidrocarbonetos por vapor em extrator 54 e liberado via conduto de catalisador gasto 55 regulado por uma válvula para um regenerador 70. No regenerador, 70 coque é queimado da superfície do catalisador gasto para produzir um catalisador regenerado ou fresco. Ar é bombeado da linha 72 pelo soprador 73 e entra no fundo do regenerador 70 para queimar o coque em uma temperatura de entre 482° e 871°C, preferivelmente entre 538° e 760°C, mais preferivelmente entre 649° e 704°C. Após o coque ter sido substancialmente queimado, o catalisador gasto torna-se de novo catalisador fresco. O carbono que tem. sido queimado compõe o gás residual de regeneração contendo H2, CO, CO2s e hidrocarbonetos leves. Ciclones 75 separam catalisador regenerado do gás residual regenerado. Catalisador regenerado pode ser retornado para tubo ascendente 40 via conduto de catalisador regenerado 74 para contatar alimentação de petróleo bruto entrante em linha 32.
O gás residual de regeneração pode ser transportado para fora do regenerador 70 pela linha cie combustão 80 e para dentro da caldeira de CO 90. A razão de C0/C02 no gás residual de regeneração em corrente 80 pode estar entre 0,6:1 e 1:1, preferivelmente entre 0,7:1 e 0,99:1, mais preferivelmente 0,9:1. Operação do regenerador 70 em queima parcial é mais apropriada para uso com resíduos pesados onde liberação de calor de regenerador e consumo de ar são altos devido ao rendimento alto de coque. Em adição, regeneração pobre em oxigênio oferece manutenção de atividade de catalisador melhorada em níveis máximos de vanádio em catalisador, devido à mobilidade de vanádio reduzida em níveis de oxigênio mais baixos. Pela operação do regenerador 70 em queima parcial profunda para maximizar o rendimento de CO a unidade limitará a quantidade de calor que poderia ser liberada se o carbono fosse permitido ser completamente queimado a CO2. Isto abaixará a temperatura de regenerador e permitirá uma razão maior de catalisador para óleo.
O poder calorífico do gás contendo CO pode ser baixo devido à diluição com muito nitrogênio, portanto para queima eficiente um combustível auxiliar tal como gás seco é opcionalmente injetado em linha 96 com ar em linha 95 para promover a combustão e aquecer a zona de queima para uma temperatura na qual substancialmente todo o CO é oxidado a CO2 em caldeira de CO 90. Na caldeira de CO 90 o gás residual de regeneração alcança temperaturas de pelo menos 815°C, preferivelmente pelo menos 926°C, e mais preferivelmente pelo menos 982°C. A combustão na caldeira de CO 90 aquece e vaporiza a água alimentada pela linha de água 99 para gerar vapor superaquecido de pressão alta que deixa a caldeira de CO através da linha de vapor 101 para uso no complexo de FCC. O gás residual de regeneração contendo CO2 deixa a caldeira de CO 90 e é liberado para a pilha 102. O gás seco em linha 96 pode se originar da linha de topo do absorvedor 400. Um combustível auxiliar alternativo pode compreender óleo clarificado desviado da linha 203 em linha 205.
Em adição à operação do regenerador 70 em queima parcial profunda, calor adicional pode ser removido do regenerador 70 através da operação de um resfriador de catalisador no regenerador 70. O regenerador pode estar equipado com entre 1 e 5 resfriadores de catalisador, mais preferivelmente 2 e 4 resfriadores de catalisador 71, e mais preferivelmente 3 resfriadores de catalisador. Resfriadores de catalisador podem remover calor através de geração de vapor. O vapor dos resfriadores de catalisador 71 podem ser fornecidos via linha 94 para a caldeira de CO 90 para ser superaquecido na caldeira de CO. Recuperação de energia
O gás residual de regenerador pode ser opcionalmente direcionado via linha 80 para uma unidade de recuperação de energia, como mostrada em FIG. 3, antes de ser fornecido à caldeira de CO 90 como uma alternativa ao fornecimento de gás residual de regenerador diretamente para a caldeira de CO 90. Na caldeira de CO ar e gás combustível são misturados com o gás residual e queimados para converter o CO em CO2.
Como mostrado em FIG. 3, a unidade de recuperação de energia, passa o gás residual de regenerador através de separador de terceiro estágio 81 para remover finos de catalisador na corrente de gás residual. Os finos de catalisador são então direcionados para fora do separador de terceiro estágio 81 via linha de subfluxo 82. O gás residual limpo é então direcionado via linha 83 para o expansor de recuperação de energia (ou turbina) 85 que gira um eixo energizando o gerador de energia elétrica 86 e ou o soprador de ar 73 para o regenerador. Gás residual do expansor 85 é direcionado via linha de expansor 84 para a caldeira de CO 90 mostrada em FIG. 1.
Também é contemplado que gás seco em linhas 404 e 96 poderia ser enviado para uma turbina a gás (não mostrada) para a geração de eletricidade se demandas de energia forem mais cruciais do que as demandas de vapor. O gás exaurido quente da turbina a gás poderia ser então enviado para uma caldeira de CO 90 para suplementar os requerimentos de calor na mesma.
Aparelho 10 pode ser econômica em escalas pequenas ou grandes e pode ser uma adaptação ideal para campos de óleo remotos que são faltantes de energia no sítio para produzir vapor requerido, são faltantes de óleo leve que pode ser requerido como cutter stock para transporte, ou são inacessíveis para refinarias capazes de processarem óleo pesado. Aparelho 10 pode possuir uma multiplicidade de tubo ascendentes 40, vaso reator 50, regenerador 70, e fracionador 30. Um arranjo empilhado de tubo ascendente 40, zona de desengate 50, e regenerador 70 tanto diminuirá o custo de investimento quanto a área de plotagem dos vasos.
O ponto de fluidez e a viscosidade de petróleo bruto em corrente de petróleo bruto 3 são abaixados, e a API aumentada, por craqueamento catalítico de uma porção na corrente de petróleo bruto 5 em produtos mais leves e misturação daqueles produtos com petróleo bruto não reagido em corrente 499. Aparelho 10 também produz energia através de regeneração de gases de combustão direcionados para a caldeira de CO. Aparelho 10 é um sistema independente que aumenta as propriedades de fluxo de petróleo bruto enquanto que não necessita de energia externa significativa. Aparelho 10 pode gerar 100% da energia necessária para operar a si mesma mais um excesso que pode ser usado para bombear óleo da terra. Um excesso de vapor também é gerado que pode ser usado para desaguar o petróleo bruto e inundar o campo de óleo para recuperação de óleo aumentada. O tamanho do aparelho 10 pode ser aumentado para além do tamanho requerido para melhorar o petróleo bruto para 18 API até que as necessidades de energia total do processo e do campo de óleo sejam equilibradas.
Alimentação de petróleo bruto contendo betume
Um ensaio de betume típico, por exemplo do Cold Lake do Canadá (CCL), pode possuir as seguintes propriedades. Betume pode possuir uma densidade API entre 9 e 12 API, e preferivelmente entre 10 e 11API. Betume pode possuir um conteúdo de enxofre de entre 3 e 5% em peso, e preferivelmente entre 3,5 e 4,5% em peso. Betume pode possuir um conteúdo de nitrogênio de entre 0,1 e 0,4% em peso, e preferivelmente entre 0,2 e 0,3% em peso. Betume pode possuir um conteúdo de resíduo de carbono Conradson de entre lie 14% em peso, e preferivelmente entre 12 e 13,5% em peso. Betume pode possuir um conteúdo de níquel e vanádio em ppmp de entre 250 e 280, e preferivelmente entre 255 e 270. Betume pode possuir um conteúdo de TAN em mg de KOH/g de entre 1 e 2, e more preferivelmente entre 1,2 e 1,5.
Os contaminantes contidos em betume são muito maiores do que a maioria dos petróleos brutos e processamento direto em um FCC seria possível apenas com rendimento de coque muito alto, necessitando de múltiplos resfriadores de catalisador 71 e uma taxa de reposição de catalisador muito alta devido ao acúmulo de metais. Desasfaltação por solvente
Como mostrado em FIG. 2, uma modalidade alternativa da invenção na qual a linha 3 inclui betume. Betume é asfalto natural (arenitos de alcatrão, arenitos de óleo) e tem sido definido como rocha contendo hidrocarbonetos mais viscosos do que 10.000 mPa.s se não hidrocarbonetos que podem ser extraídos da rocha extraída ou lavrada. Outros betumes naturais são sólidos tais como gilsonita, grahamita, e ozokerita, que são distinguidos por veio, fusibilidade, e solubilidade. Alimentação contendo betume pode ser processada a montante da linha 5 que efetua a divisão entre linha 3 e linha 499 de FIG. 1. Alimentação contendo betume em linha 3 pode ser primeiro separada em uma coluna de !racionamento atmosférico 700 para proporcionar gás residual em uma linha de topo 702, nafta leve de operação direta em linha 704, nafta pesada em linha 706, querosene em linha 708, destilado médio em linha 710 e gasóleo atmosférico em linha 712. Variações destes cortes podem ser obtidas tais como cortes laterais menores da coluna atmosférica 700. Linhas 704, 706, 708 e 710 são combinadas para proporcionar linha 714. Opcionalmente, a corrente de fração de fundo da coluna atmosférica 700 é fornecida em linha de fração de fiindo 701 para uma coluna de destilação a vácuo 720 que é operada sob condições de vácuo. Um linha de topo 722 da coluna 720 contendo gasóleo de vácuo é combinada com a linha 712 para formar linha 725. Uma fração de fundo de vácuo em linha 724 é transportada para o aparelho de desasfaltação / solvente 711. Alternativamente, a fração de fundo atmosférica em linha 701 é enviada diretamente para o aparelho de desasfaltação / solvente 711 sem sofrer destilação a vácuo, omitindo a necessidade de coluna 720.
No processo de desasfaltação por solvente, a fração de fundo de vácuo em linha 724 é bombeada e misturada com um solvente da linha 728 antes de entrar em um vaso extrator 730. Solvente adicional pode ser adicionado em uma extremidade inferior do vaso extrator 730 via linha 729. O solvente parafínico leve, tipicamente propano, butano, pentano ou suas misturas solubiliza o material de hidrocarboneto pesado na fração de fundo de vácuo. As porções mais pesadas da alimentação são insolúveis e precipitam como piche em linha 732. O piche em linha 732 é aquecido no aquecedor ignizado 734 e extraído em extrator de piche 740 para dar piche em linha de fração de fundo 742 e solvente em linha 744. O óleo desasfaltado na linha de ' rafinato de extrator 736 é bombeado e aquecido para temperatura supercrítica para o solvente por troca de calor indireta com solvente aquecido na linha de reciclo de solvente 762 em trocador de calor 738 e em aquecedor ignizado 750. O solvente supercriticamente aquecido se separa do óleo desasfaltado no separador de DAO 760 e sai na linha de reciclo de solvente 762. O reciclo de solvente é condensado por troca de calor indireta no trocador de calor 738 com o rafinato de extrator em linha 736 e condensador 770. Uma corrente de DAO pobre em solvente sai do separador de DAO 760 em linha 764 e entra no extrator de DAO 780 que extrai o DAO do solvente arrastado em pressão baixa. O solvente sai em linha 782 e une-se com o solvente em linha 744 e é condensado pelo resfriador 784 e armazenado no reservatório de solvente 786. Solvente é bombeado do reservatório 786 conforme a necessidade através da linha 788 para suplementar o solvente em linha 762 para facilitar a extração. DAO essencialmente livre de solvente em linha 790 é misturado com os gasóleos misturados em linha 725 para proporcionar linha 5 para a unidade de FCC em FIG. 1. Alimentação em linha 5 que é processada na modalidade de FIG. 2 pode preferivelmente se desviar do fracionador 30 em FIG. 1. Porções do DAO em linha 790 e gasóleo em linha 725 podem se desviar da unidade de processo de FCC pela união da linha 714 para formar a linha 499 via linhas 794 e 796, respectivamente. Os detalhes de equipamento e de processamento de desasfaltação por solvente são descritos por Abdel- Halim e Floyd em nThe ROSE Process", capítulo 10.2, R. A. Meyers ed. HANDBOOK OF PETROLEUM REFINING PROCESSES, 3 ed. McGraw-
Hill 2004.
Tipicamente 40-80% em peso da alimentação é removido como DAO contendo a porção mais parafmica e de peso molecular mais baixo do resíduo de vácuo e é mais adequado para processamento de FCC. A fração de fundo ou o produto de piche do extrator de piche 740 contém uma porção grande dos contaminantes tais como resíduo de carbono Conradson, metais e asfaltenos e possui densidade alta entre 5 e -10 API, e comumente entre Oe-IO API. Visto que esta corrente não flui bem e requer aquecimento para manter-se em um estado líquido, ela é inconveniente para transportar e portanto é melhor usada como um combustível no sítio. Uma modalidade preferida é injetar este combustível como combustível auxiliar na caldeira de CO 90 do tipo leito fluidizado. Outra modalidade é queimar este piche quer como tal quer cortado com uma quantidade pequena de uma corrente mais leve em um forno ou aquecedor gerador de vapor. Uma alternativa seria usar o óleo clarificado em linha 203 de FIG. 1 não na mistura de linha 500 devido ao seu valor inferior na refinaria, mas como cutter stock no piche para melhorar a combustão das características de alimentação de gaseificador na caldeira de CO 90 ou outro aquecedor ignizado a gás de FIG. 1.
Uma porção do óleo desasfaltado em linha 790 e/ou uma porção do gasóleo em linha 724 são enviadas para um reator de FFC para processamento catalítico em conversão baixa a moderada. Entre 15% em peso e 50% em peso do DAO pode ser cataliticamente craqueado no FCC, preferivelmente entre 20% e 40% do DAO pode ser cataliticamente craqueado, e mais preferivelmente 30% do DAO pode ser cataliticamente craqueado. A fração de óleo desasfaltado alimentada ao FCC é ajustada de modo que por diluição, sejam diminuídas a viscosidade e a densidade após misturação dos produtos de FCC com o restante do óleo desasfaltado. A mistura resultante atende às especificações para uma tubulação e pode ser vantajosamente fornecida a uma refinaria como betume diluído sintético que possui menos metais do que o betume bruto. Produtos
No processo da invenção, a quantidade de produtos convertidos por FCC combinados necessária para misturar com betume cataliticamente não processado, betume desasfaltado ou petróleo bruto pesado depende dos requerimentos de aceitação específicos da tubulação para bombeabilidade. Um meio conveniente de determinar a quantidade de alimentação necessária para o processo de FCC é pelo cálculo das viscosidades separadas dos produtos de FCC (quer combinados quer separadamente) e para o betume não processado ou betume desasfaltado. A viscosidade da mistura pode ser então estimada por misturação percentual em peso pela correlação de Refutas (usando a média ponderada do índice de Refutas para uma viscosidade particular). Este método bem estabelecido é descrito em C. Baird, GUIDE TO PETROLEUM PRODUCT BLENDING,
Austin, Texas: HPI Consultants, 1989. Em uma modalidade da invenção mostrada em FIG. 2, betume
é desasfaltado e uma porção deste betume desasfaltado é convertida em produto de hidrocarboneto leve no tubo ascendente de FCC 40 de FIG. 1 e então misturada com o betume bruto não processado que se desviou do processamento em linha 4 e uniu em linha 499. Em uma modalidade preferida, o betume é desasfaltado e uma porção deste betume desasfaltado é convertida no tubo ascendente de FCC 40 de FIG. 1 e então misturada com algum betume desasfaltado mas diferentemente não convertido que se desviou do processamento de FCC em linha 794. Esta última modalidade preferida possui uma vantagem significativa sobre a arte anterior como descrito na literatura. Por exemplo na apresentação Oil Sands Market Development Issues" de Τ. H. Wise e G. R. CrandalL de Alberta Department of Energy Workshop #2-Future Business Solutions for Alberta1S Oil Sands of March 14,2001, uma ampla variedade de misturas de petróleo bruto sintéticas tradicionais de conversores variados com betume é enumerada juntamente com seu tipo de refinaria alvo:
Conversão melhoradora Produtos de arenitos de óleo Tipo de refinaria .1 Nenhuma Misturadebetume Asfalto ou coqueificaçao de
petróleo bruto pesado
.2. Parcial Pesadomelhorado Coqueificaçao de petróleo
bruto pesado
.3 Coqueificaçao / Sintético médio Coqueificaçao ou
Desvio ou hidrocraqueamento de
resíduo de asfalto
.4. Coqueificaçao Sintéticos leves não de fundo Craqueamento
A opção 3 nesta tabela, "Coqueificação/Desvio" refere-se à
coqueificaçao de uma porção da alimentação e misturação com betume bruto
e esta opção é amplamente praticada na indústria. Contudo, isto requer uma
proporção relativamente grande de alimentação a ser enviada para o
coqueificador, tipicamente entre 40% em peso e 45% em peso da alimentação
porque os produtos do coqueificador são relativamente não seletivos e contêm
uma porção significativa na faixa de ebulição de entre 343° e 566°C que é
várias vezes mais alta em viscosidade do que a faixa C5-204°C, que é portanto
não tão efetiva no abaixamento da viscosidade ou do ponto de fluidez. Outra
desvantagem deste processo da arte anterior é que é preparado um subproduto
de coque de petróleo o qual é alto em enxofre e não é um combustível valioso
para vendas. Pode, de fato, ser queimado no sítio, mas queima de combustível
de coque de petróleo requer manuseio de sólidos, pulverização ou outro equipamento caro.
A última opção 4 "Coqueificação" na qual todo o betume é
coqueificado para produzir um produto sintético leve sem fundo que é enviado para uma refinaria baseada em FCC pode apresentar uma dificuldade. Não apenas há um produto de coque de petróleo para se lidar, mas as propriedades da faixa de ebulição de gasóleo de vácuo entre 343° e 566°C o torna uma alimentação medíocre para craqueamento catalítico. Por causa da natureza térmica da coqueificação, há produtos leves produzidos e portanto uma deficiência em hidrogênio na alimentação de FCC resulta em padrão de rendimento relativamente insatisfatório a não ser que o hidrogênio seja
reposto por hidrotratamento.
O processo desta invenção evita eficientemente as dificuldades
destas duas opções. Dependendo da especificação da tubulação, devido ao rendimento superior de produto mais leve e menos viscoso, tipicamente entre20% em peso e 35% em peso do betume tem que ser processado em vez de entre 40% em peso e 45% em peso requerido para o coqueificador. Ademais, um produto de piche é produzido o qual pode ser mais convenientemente queimado no complexo. Em adição, o produto de petróleo bruto sintético possui uma faixa de ebulição entre 343° e 566°C compreendendo uma percentagem maior de material virgem (não reagido) que é maior em conteúdo de hidrogênio e portanto alimentação melhor para o refinador alvo com uma unidade de FCC. O processo da invenção, pela capacidade de segregar o óleo clarificado no produto de fundo do fracionador 34 e enviá-lo para ser queimado ou diferentemente disposto, pode deixar um petróleo bruto sintético não craqueado em linha 32 ebulindo na faixa entre 343° e 566°C, que é alimentação de FCC particularmente boa. Se fosse proposto em opção 3 acima para apenas usar produtos de coqueificador ebulindo abaixo de 343°C para diluir a mistura, uma porção impraticavelmente grande da alimentação requereria processamento. Em sumário, o petróleo bruto sintético bombeável de tubulação misturado da presente invenção e suas várias modalidades possuem várias vantagens chave. A mistura de petróleo bruto sintético resultante possui um perfil de destilação "equilibrado", sem um excesso de material na faixa de ebulição de gasóleo de vácuo entre 343° e 566°C. O petróleo bruto sintético é portanto mais similar em propriedades ao petróleo bruto pesado convencional do que ao betume. A faixa de ebulição do petróleo bruto sintético entre 343° e566°C não é preenchida com material possuindo propriedades degradadas para refino a jusante pela unidade de FCC. No caso de todo o betume ser processado através de unidade de desasfaltação por solvente, o petróleo bruto sintético melhorado está livre de asfalteno e em um grau maior (tipicamente maior do que 90% em peso) está desmetalizado. O petróleo bruto sintético possui densidade menor e níveis de contaminantes menores, tornando-o mais fácil para processar em refinarias. Subprodutos de alimentação de betume
No caso de betume, a unidade de FCC estará processando uma corrente de óleo pesado contendo enxofre, e o coque queimado no regenerador possuirá uma quantidade significativa de enxofre e assim requer um dispositivo de controle de poluição. A unidade de FCC também provavelmente requererá manejo da grande liberação de calor da carga de coque pela operação em modo de queima parcial, assim uma caldeira de calor residual é requerida para queimar o monóxido de carbono residual. Uma tal caldeira de calor residual muitas vezes usada em tais situações é uma caldeira de leito fluidizado pressurizado, tal como vendida por Foster Wheeler, Ltd. na qual grânulos de calcário são fluidizados em um leito de fluido. O enxofre no gás residual quente reage com o calcário para produzir sulfato de cálcio que é recuperado em uma câmara de sacos de filtragem. O CO é queimado na temperatura alta do leito fluidizado, aumentada por sua queima com um combustível suplementar. Piche, formado durante a etapa de desasfaltação, é difícil queimar por causa de sua viscosidade alta. Contudo, em um leito fluidizado, não é necessariamente requerida a atomização deste material e ele pode ser adicionado diretamente sem requerimentos de bocal especial porque a massa térmica alta do material sólido quente atua para garantir combustão eficiente. Assim, um uso bom da política produzida pela unidade de desasfaltação por solvente é como um combustível suplementar de valor baixo em uma caldeira queimadora de CO de calor residual, tal como caldeira de CO 90. A prática da invenção neste modo soluciona o problema de que o próprio piche é extremamente alto em enxofre (8% em peso) e a queima dele requer controle de poluição, de maneira que este método de operação faz uso ótimo do equipamento.
O piche pode ser usado para criar vapor, gerar energia, ou vapor produzido na extração de betume do campo de óleo pode ser usado em um modo ambientalmente responsável porque a porção de valor mais baixo do betume é usada para produzir o vapor necessário para a técnica de extração. Outros modos de arranjar o equipamento são possíveis, no interesse de melhorar a eficiência termodinâmica e minimizar a quantidade de energia necessária para produzir uma alimentação de valor alto para a refinaria.
Em sumário, esta invenção é direcionada a um processo para melhorar as propriedades de fluxo de uma corrente de petróleo bruto, incluindo processamento de uma primeira corrente de petróleo bruto que pode incluir o craqueamento da primeira corrente de petróleo bruto com catalisador fresco para formar uma corrente craqueada e catalisador gasto. A corrente craqueada pode ser separada do catalisador gasto. O catalisador gasto pode ser regenerado para formar catalisador fresco, que pode ser então reciclado. Pelo menos parte da corrente craqueada pode ser misturada com uma segunda corrente de petróleo bruto. A primeira corrente de petróleo bruto pode ser extraída antes de ser craqueada. Uma razão da segunda corrente de petróleo bruto para a primeira corrente de petróleo bruto pode estar entre 0.5:1 e 9:1. Uma razão de parte da corrente craqueada a adicionar para a segunda corrente de petróleo bruto pode ser selecionada para alcançar uma densidade API de pelo menos 18. A primeira corrente de petróleo bruto pode ser extraída antes
da etapa de craqueamento.
A corrente craqueada pode ser separada em uma corrente de fração de fundo, óleo de ciclo Ievei e nafta, na qual a corrente de fração de fundo o óleo de ciclo leve podem ser combinadas com segunda corrente de petróleo bruto. A nafta pode ser desbutanizada para formar gás liqüefeito de petróleo e gasolina, e o gás liqüefeito de petróleo e a gasolina podem ser adicionados na segunda corrente de petróleo bruto. A corrente de fração de fiando, óleo de ciclo leve, gás liqüefeito de petróleo e gasolina podem ser cada um uma porção a ser misturada com a segunda corrente de petróleo bruto, e cada porção pode ser selecionada para alcançar uma densidade API de pelo menos 18.
A etapa de regeneração pode formar um gás residual de regeneração que pode ser queimada para gerar vapor. O vapor pode ser superaquecido. A etapa de regeneração parcialmente queima o citado catalisador regenerado para formar gás residual de regeneração possuindo uma razão de C0/C02 de entre 0,6:1 e 1:1.
A primeira corrente de petróleo bruto pode conter betume, e a etapa de processamento pode incluir desasfaltação de betume com solvente antes da etapa de craqueamento. A etapa de desasfaltação pode formar piche que pode ser queimado para gerar vapor.
Um processo para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto, pode compreender aquecimento e extração de uma primeira corrente de petróleo bruto, craqueamento da primeira corrente de petróleo bruto com catalisador fresco para formar corrente craqueada vaporizada e catalisador gasto. A corrente craqueada vaporizada pode ser separada do catalisador gasto, e o catalisador gasto pode ser regenerado para formar catalisador fresco, a ser reciclado. A corrente craqueada vaporizada pode ser condensada para obter uma corrente condensada, e pelo menos parte da corrente condensada misturada com uma segunda corrente de petróleo bruto.
O processo também pode compreender aquecimento de uma primeira corrente de petróleo bruto. Então a primeira corrente de petróleo bruto pode ser extraída. Então a primeira corrente de petróleo bruto é craqueada com catalisador fresco para formar a corrente craqueada e catalisador gasto. A corrente craqueada é separada do catalisador gasto, que é regenerado para formar catalisador fresco a ser reciclado. A corrente craqueada pode ser fracionada em frações leves, nafta, óleo de ciclo leve, e fração de fundo. Pelo menos parte da nafta e do óleo de ciclo leve pode ser misturada com uma segunda corrente de petróleo bruto.
O aparelho para melhorar as propriedades de fluxo pode compreender: tubo ascendente 40 carregado com catalisador fresco e possuindo um fundo e um topo, no qual um conduto de petróleo bruto fornece uma primeira corrente de petróleo bruto para o fundo e uma saída remove o catalisador gasto e a corrente craqueada vaporizada do topo. Um vaso pode estar em comunicação escoável com a saída e contendo um ciclone para receber e separar a corrente craqueada vaporizada do catalisador gasto. Regenerador 70 pode estar em comunicação escoável com o vaso para receber e regenerar o catalisador gasto para formar o catalisador fresco. Um tubo bengala pode ser conectado entre o tubo ascendente e o regenerador para recarregar o tubo ascendente com o catalisador fresco. Fracionador 30 pode estar em comunicação escoável com o vaso para receber a corrente craqueada vaporizada e fracioná-la em frações leves, nafta, óleo de ciclo leve e fração de fiando, e linhas em comunicação escoável com o fracionador podem fornecer pelo menos parte da nafta e do óleo de ciclo leve em uma segunda corrente de petróleo bruto. O regenerador pode possuir um resfriador de catalisador para resfriar o catalisador. O regenerador pode emitir gás residual que pode ser queimado em uma caldeira para formar vapor. Um compressor e uma turbina podem utilizar a energia do vapor. A caldeira pode possuir um leito fluidizado adequado para piche. Embora a descrição escrita acima da invenção permita que uma pessoa ordinariamente experiente faça e use o que é considerado presentemente como o melhor método da mesma, aquelas pessoas ordinariamente experientes entenderão e apreciarão a existência de variações, combinações, e equivalentes de suas modalidades exemplares específicas. Portanto a invenção não é para ser aqui limitada pelas modalidades exemplares, mas pelas modalidades dentro do escopo e do espírito das reivindicações anexadas. EXEMPLO 1
Neste exemplo, petróleo bruto do caracterizado em Tabela 1 é dividido em uma corrente de alimentação compreendendo 30% em peso de petróleo bruto.
Tabela 1: Amostra de petróleo bruto (de Colômbia)
<table>table see original document page 33</column></row><table>
A alimentação de amostra de petróleo bruto em Tabela 1 foi submetida ao processamento de FCC para obter um produto com a composição em Tabela 2. A composição em Tabela 2 é baseada sobre uma recuperação de 89% em peso de C4's e recuperação de 66% em peso de C3's para remisturação com o petróleo bruto de desvio.
Tabela 2: Condições estimadas para a unidade de FCC
<table>table see original document page 33</column></row><table> O produto de FCC de Tabela 2 foi misturado com o petróleo bruto não processado caracterizado em Tabela 1 para obter em uma proporção de 70% de petróleo bruto para 30% de diluente de produto de FCC em peso para obter uma mistura com as propriedades em Tabela 3.
Tabela 3: Diluente de produto de FCC misturado com petróleo bruto não
processado
<table>table see original document page 34</column></row><table> O produto misturado possui propriedades de viscosidade e de
densidade API que atendem à maioria das especificações de tubulação.
EXEMPLO 2
Neste exemplo, a alimentação ao processo é betume possuindo
densidade API de 10,2. Todo o betume é submetido a uma etapa de desasfaltação por solvente. O piche criado da etapa de desasfaltação pode ser então queimado em uma caldeira de CO. Para propósitos de comparação, a especificação de tubulação será assumida para requerer uma densidade específica de pelo menos 19 API e uma viscosidade de não maior do que 120 mm2/s a 25°C. Tabela 4 dá as propriedades para o produto do processamento de FCC de betume.
Tabela 4: Produtos de FCC para alimentação de petróleo bruto contendo
betume
<table>table see original document page 34</column></row><table>
A Tabela 5 mostra as propriedades dos componentes do diluente e do betume inteiro.
Tabela 5: Produtos de FCC para alimentação de petróleo bruto contendo betume <table>table see original document page 35</column></row><table>
A densidade API da mistura diluente está em Tabela 6, as propriedades das misturas de diluente e betume são dadas em proporções diferentes. Tabela 6: Propriedades de misturação de betume desasfaltado e produto de FCC C5+ combinado <table>table see original document page 35</column></row><table>
Conseqüentemente, apenas menos de 20% do betume desasfaltado submetido ao processamento de FCC é diluente suficiente para atender à especificação de densidade API e apenas mais de 31% do betume desasfaltado submetido ao processamento de FCC é diluente suficiente para atender à especificação de viscosidade. Contudo, a Tabela 7 mostra que 45 e 47% do diluente preparado de acordo com a arte anterior de produto de coqueificador misturado com betume bruto sem ser submetido à desasfaltação é requerido para atender às mesmas especificações de tubulação, respectivamente. Tabela 7: Mistura de acordo com a arte anterior (produto de coqueificador C5+)
<table>table see original document page 36</column></row><table>
EXEMPLO 3
Neste exemplo, 207.670 BPD de Betume de Cold Lake do Canadá possuindo uma densidade API de 10,6 são fracionados e a fração de fundo de vácuo de 565,6°C+ é alimentada a um processo de desasfaltação por solvente, rejeitando uma corrente de 35.100 BPD de piche possuindo uma densidade de -10 API. 66.460 BPD de óleo desasfaltado são enviados a uma unidade de FCC e os produtos ebulindo abaixo de pentano são separados para combustível ou vendas. O betume desasfaltado é combinado com os produtos de FCC misturados para formar um petróleo bruto sintético. O piche rejeitado do processo é queimado como combustível auxiliar na caldeira de CO que gera o vapor requerido para a recuperação do betume da terra pelo processo de drenagem por gravidade auxiliada por vapor (SAGD). A razão em peso de vapor / óleo do processo de extração de betume é assumida para ser 3,0 que é igual a uma margem de 20% sobre o valor alvo relatado de 2,5 para um processo comercial conforme operado pela EnCana Corporation em suas operações quer em Christina Lake quer em Foster Creek, Alberta de acordo com o EnCana Corporate Annual Report, 2002.
Tabela 8: Produção e combustão de piche <table>table see original document page 36</column></row><table> Tabela 8 mostra que 93% dos requerimentos de energia para extração de betume para transporte em tubulação de acordo com a presente invenção são proporcionados pelo piche de valor baixo queimado em uma caldeira de CO.
EXEMPLO 4
Neste exemplo, foi determinada a percentagem em volume de produto líquido de FCC requerida para ser adicionado em petróleo bruto para obter um ponto de fluidez da mistura abaixo de 20°C. O cálculo assumiu que LCO e gasolina de FCC possuem o mesmo impacto do querosene sobre a misturação. Em Tabela 9, cada corrente possui um número de referência correspondendo à linha em FIG. 1.
Tabela 9: Ponto de fluidez de corrente misturada
<table>table see original document page 37</column></row><table>
Apenas 26 LV% da corrente de petróleo bruto foi requerido para sofrer processamento para proporcionar diluição suficiente da corrente de petróleo bruto restante para obter um ponto de fluidez de 18°C.
Claims (10)
1. Processo para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto, caracterizado pelo fato de compreender: processar uma primeira corrente de petróleo bruto incluindo craquear a citada primeira corrente de petróleo bruto com catalisador fresco para formar uma corrente craqueada e catalisador gasto; separar a citada corrente craqueada de citado catalisador gasto; regenerar o citado catalisador gasto para formar citado catalisador fresco; reciclar citado catalisador fresco; e misturar pelo menos parte de citada corrente craqueada com uma segunda corrente de petróleo bruto.
2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a citada primeira corrente de petróleo bruto possui pelo menos uma propriedade selecionada do grupo consistindo de uma densidade API menor do que 18, uma viscosidade maior do que 10.000 mm /s a 38°C e um ponto de fluidez maior do que 20°C.
3. Processo de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que a citada primeira corrente de petróleo bruto compreende betume, e no qual a citada etapa de processar adicionalmente compreende desasfaltar o citado betume com solvente antes de citada etapa de craquear.
4. Processo de acordo com a reivindicação I5 2 ou 3, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender separar pelo menos parte de citada corrente craqueada em fração de fundo, óleo de ciclo leve, e nafta, e no qual a citada etapa de misturar pode compreender misturar pelo menos parte de citada nafta e/ou óleo de ciclo leve com citada segunda corrente de petróleo bruto.
5. Processo de acordo com a reivindicação 1, 2, 3 ou 4, caracterizado pelo fato de que a citada etapa de regenerar forma um gás residual de regeneração e citado processo adicionalmente compreende queimar o citado gás residual de regeneração em uma caldeira para gerar vapor.
6. Processo de acordo com a reivindicação 1, 2, 3, 4 ou 5, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender transportar uma mistura de citada corrente craqueada e citada segunda corrente de petróleo bruto a mais de 32 quilômetros de onde ela foi misturada em uma tubulação para uma estação de processamento.
7. Processo de acordo com a reivindicação 1, 2, 3, 4, 5 ou 6, caracterizado pelo fato de que a citada etapa de processar adicionalmente compreende extrair a citada primeira corrente de petróleo bruto antes de citada etapa de craquear.
8.Processo de acordo com a reivindicação Is 2, 3, 4, 5, 6 ou 7, caracterizado pelo fato de que a citada corrente craqueada é vapor e adicionalmente compreende condensar a citada corrente craqueada de vapor para obter corrente condensada e misturar pelo menos parte de citada corrente condensada com citada segunda corrente de petróleo bruto.
9.Aparelho (10) para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto, caracterizado pelo fato de compreende: um tubo ascendente (40) carregado com catalisador fresco e possuindo um fundo e um topo, no qual um conduto de petróleo bruto (32) fornece uma primeira corrente de petróleo bruto para dentro de citado fundo e uma saída (51) remove o catalisador gasto e uma corrente craqueada vaporizada de citado topo; um vaso (50) em comunicação escoável com a citada saída contendo um ciclone (52) para receber e separar a citada corrente craqueada vaporizada de citado catalisador gasto; um regenerador (70) em comunicação escoável com citado vaso (50) para receber e regenerar o citado catalisador gasto para proporcionar o citado catalisador fresco; um conduto (74) conectado entre citado tubo ascendente e citado regenerador para recarregar o citado tubo ascendente com o citado catalisador fresco; um fracionador (30) em comunicação escoável com citado vaso (50) para receber a corrente craqueada vaporizada e fracioná-la em frações leves, nafta, óleo de ciclo leve e fração de fundo; e linhas (201, 202) em comunicação escoável com citado fracionador para fornecer pelo menos parte de citada nafta e pelo menos parte de citado óleo de ciclo leve a uma segunda corrente de petróleo bruto (499).
10. Aparelho de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o citado conduto de petróleo bruto (32) comunica fluidamente o citado fracionador (30) com o citado tubo ascendente (40).
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/200,285 | 2005-08-09 | ||
| US11/200,285 US8888992B2 (en) | 2005-08-09 | 2005-08-09 | Process and apparatus for improving flow properties of crude petroleum |
| PCT/US2006/028297 WO2007021441A2 (en) | 2005-08-09 | 2006-07-21 | Process and apparatus for improving flow properties of crude petroleum |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0614322A2 true BRPI0614322A2 (pt) | 2012-11-27 |
Family
ID=37741623
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0614322-9A BRPI0614322A2 (pt) | 2005-08-09 | 2006-07-21 | processo e aparelho para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8888992B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0614322A2 (pt) |
| CA (1) | CA2617806C (pt) |
| EC (1) | ECSP088238A (pt) |
| MX (1) | MX2008001944A (pt) |
| NZ (1) | NZ565562A (pt) |
| RU (1) | RU2418841C2 (pt) |
| WO (1) | WO2007021441A2 (pt) |
Families Citing this family (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7631671B2 (en) | 2001-02-09 | 2009-12-15 | Mce Blending, Llc | Versatile systems for continuous in-line blending of butane and petroleum |
| US7799288B2 (en) * | 2007-06-29 | 2010-09-21 | Uop Llc | Apparatus for recovering power from FCC product |
| CA2594626C (en) * | 2007-07-24 | 2011-01-11 | Imperial Oil Resources Limited | Use of a heavy petroleum fraction as a drive fluid in the recovery of hydrocarbons from a subterranean formation |
| US7682576B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-03-23 | Uop Llc | Apparatus for recovering power from FCC product |
| US7727486B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-06-01 | Uop Llc | Apparatus for heating regeneration gas |
| US8277637B2 (en) * | 2007-12-27 | 2012-10-02 | Kellogg Brown & Root Llc | System for upgrading of heavy hydrocarbons |
| US7938183B2 (en) * | 2008-02-28 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
| US8168061B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-05-01 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for flexible vacuum gas oil conversion using divided wall fractionation |
| US8163168B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-04-24 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for flexible vacuum gas oil conversion |
| AU2008364184B2 (en) * | 2008-11-14 | 2013-08-22 | Etx Systems Inc. | Process for upgrading heavy oil and bitumen products |
| US9157037B2 (en) * | 2008-12-18 | 2015-10-13 | Uop Llc | Process for improving flow properties of crude petroleum |
| US8263008B2 (en) * | 2008-12-18 | 2012-09-11 | Uop Llc | Apparatus for improving flow properties of crude petroleum |
| US8231775B2 (en) | 2009-06-25 | 2012-07-31 | Uop Llc | Pitch composition |
| US8540870B2 (en) * | 2009-06-25 | 2013-09-24 | Uop Llc | Process for separating pitch from slurry hydrocracked vacuum gas oil |
| US8202480B2 (en) * | 2009-06-25 | 2012-06-19 | Uop Llc | Apparatus for separating pitch from slurry hydrocracked vacuum gas oil |
| US20110094937A1 (en) * | 2009-10-27 | 2011-04-28 | Kellogg Brown & Root Llc | Residuum Oil Supercritical Extraction Process |
| US8597495B2 (en) * | 2010-02-12 | 2013-12-03 | IFP Energies Nouvelles | Partial uprading utilizing solvent deasphalting and DAO hydrocracking |
| US8568583B2 (en) * | 2009-12-28 | 2013-10-29 | James J. Colyar | High conversion partial upgrading process |
| JP5421794B2 (ja) * | 2010-01-12 | 2014-02-19 | 日揮株式会社 | 原油処理システム |
| JP5421793B2 (ja) * | 2010-01-12 | 2014-02-19 | 日揮株式会社 | 原油処理システム |
| CA2801144A1 (en) * | 2010-06-02 | 2011-12-08 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of fracturing with and processing lpg based treatment fluids |
| GB201200155D0 (en) * | 2012-01-06 | 2012-02-15 | Statoil Asa | Process |
| US9321977B2 (en) | 2012-01-24 | 2016-04-26 | Sunoco Partners Marketing & Terminals L.P. | Methods for making and distributing batches of butane-enriched gasoline |
| US9150470B2 (en) | 2012-02-02 | 2015-10-06 | Uop Llc | Process for contacting one or more contaminated hydrocarbons |
| US9296959B2 (en) * | 2012-03-19 | 2016-03-29 | Foster Wheeler Usa Corporation | Integration of solvent deasphalting with resin hydroprocessing and with delayed coking |
| US12291677B2 (en) * | 2012-05-10 | 2025-05-06 | Texon Midstream, Llc | Methods for expanding and enriching hydrocarbon diluent pools |
| US11421158B2 (en) * | 2012-05-10 | 2022-08-23 | Texon Lp | Methods for expanding and enriching hydrocarbon diluent pools |
| EP2847298A2 (en) * | 2012-05-10 | 2015-03-18 | Texon LP | Methods for expanding and enriching hydrocarbon diluent pools |
| US8748677B2 (en) | 2012-11-12 | 2014-06-10 | Sunoco Partners Marketing & Terminals L.P. | Expansion of fuel streams using mixed hydrocarbons |
| US9809765B2 (en) * | 2013-09-27 | 2017-11-07 | Epic Oil Extractors, Llc | Process for producing transportation fuels from oil sands-derived crude |
| US10458329B2 (en) | 2014-03-06 | 2019-10-29 | Uop Llc | System and process for recovering power and steam from regenerator flue gas |
| RU2550232C1 (ru) * | 2014-04-10 | 2015-05-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки парафинистой нефти |
| US10358610B2 (en) | 2016-04-25 | 2019-07-23 | Sherritt International Corporation | Process for partial upgrading of heavy oil |
| CA2936755C (en) | 2016-07-19 | 2019-01-29 | Texon Lp | Methods of reducing transmix production on petroleum pipelines |
| KR101672823B1 (ko) * | 2016-08-02 | 2016-11-04 | 주식회사 한수도로산업 | 비휘발성 상온 개질 아스팔트 바인더 및 이를 이용한 비휘발성 상온 재생 아스팔트 혼합물 |
| KR102243789B1 (ko) | 2016-10-18 | 2021-04-22 | 모에탈 엘엘씨 | 터빈 연료의 제조 방법 |
| KR102243790B1 (ko) | 2016-10-18 | 2021-04-22 | 모에탈 엘엘씨 | 경질 타이트 오일 및 고 황 연료 오일로부터의 연료 조성물 |
| EP4039780A1 (en) | 2016-10-18 | 2022-08-10 | Mawetal LLC | Method of reducing sulfur emissions wihtin a port |
| US10830431B2 (en) * | 2017-08-10 | 2020-11-10 | Canada J-R Consulting Inc. | Once through steam generator with 100% quality steam output |
| US10507405B1 (en) * | 2018-06-29 | 2019-12-17 | Uop Llc | Process for separation of propylene from a liquefied petroleum gas stream |
| WO2020185837A1 (en) | 2019-03-12 | 2020-09-17 | Texon Lp | Controlled blending of transmix fractions into defined hydrocarbon streams |
| US12404467B2 (en) | 2021-06-18 | 2025-09-02 | Texon Midstream, Llc | Systems and methods for automated tank monitoring and blending |
| CN121082063B (zh) * | 2025-11-11 | 2026-02-03 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于油田注汽锅炉的co2直接烟气捕集装置及方法 |
Family Cites Families (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2406640A (en) * | 1944-01-05 | 1946-08-27 | Gulf Oil Corp | Conversion of hydrocarbons at high rates of heat input |
| US2719105A (en) * | 1952-02-27 | 1955-09-27 | Exxon Research Engineering Co | Process for the production of high quality heating oil blends |
| US3057704A (en) * | 1959-06-22 | 1962-10-09 | Monsanto Chemicals | High energy fuels |
| NL281309A (pt) * | 1962-07-24 | |||
| US3401124A (en) * | 1964-10-26 | 1968-09-10 | Exxon Research Engineering Co | Recovering energy from flue gas |
| US3532620A (en) * | 1967-09-28 | 1970-10-06 | Sinclair Research Inc | Power recovery from catalyst regeneration gases |
| US3591485A (en) * | 1969-09-10 | 1971-07-06 | Phillips Petroleum Co | Combination catalytic cracking process |
| US3702308A (en) * | 1970-08-18 | 1972-11-07 | Oemv Ag | Process for the utilization of the energy content of the flue gas accrued in catalytic cracking plants |
| US3689402A (en) * | 1970-10-29 | 1972-09-05 | Texaco Inc | Furnace oil from waxy gas oils |
| US3767564A (en) * | 1971-06-25 | 1973-10-23 | Texaco Inc | Production of low pour fuel oils |
| SU408960A1 (ru) | 1972-08-21 | 1979-06-15 | Melik Akhnazarov T Kh | Способ переработки углеводородного сырь |
| US3900391A (en) * | 1972-09-18 | 1975-08-19 | Marathon Oil Co | Method of making a pumpable slurry from waxy crude oil |
| US3856659A (en) * | 1972-12-19 | 1974-12-24 | Mobil Oil Corp | Multiple reactor fcc system relying upon a dual cracking catalyst composition |
| US3875046A (en) * | 1974-04-09 | 1975-04-01 | William J Rosenbloom | Recovery of oil from tar sand by an improved extraction process |
| US4062761A (en) * | 1975-11-28 | 1977-12-13 | Exxon Research And Engineering Company | Method for varying the catalyst circulation rate in a fluid catalytic cracking process |
| US4192734A (en) * | 1978-07-10 | 1980-03-11 | Mobil Oil Corporation | Production of high quality fuel oils |
| US4299687A (en) * | 1979-11-14 | 1981-11-10 | Ashland Oil, Inc. | Carbo-metallic oil conversion with controlled CO:CO2 ratio in regeneration |
| US4359379A (en) * | 1979-12-21 | 1982-11-16 | Nippon Oil Company, Ltd. | Process for fluid catalytic cracking of distillation residual oils |
| US4332670A (en) * | 1981-01-14 | 1982-06-01 | Mobil Oil Corporation | Catalytic dewaxing of middle distillates |
| FR2511079A1 (fr) * | 1981-08-07 | 1983-02-11 | British Petroleum Co | Procede et dispositif pour l'extraction d'energie et le depoussierage de gaz chauds et charges avec fourniture simultanee de reactif gazeux sous pression |
| US4510043A (en) * | 1984-02-16 | 1985-04-09 | Mobil Oil Corporation | Process for dewaxing of petroleum oils prior to demetalation and desulfurization |
| US4713221A (en) * | 1984-05-25 | 1987-12-15 | Phillips Petroleum Company | Crude oil refining apparatus |
| US4565620A (en) * | 1984-05-25 | 1986-01-21 | Phillips Petroleum Company | Crude oil refining |
| US4584090A (en) * | 1984-09-07 | 1986-04-22 | Farnsworth Carl D | Method and apparatus for catalytically converting fractions of crude oil boiling above gasoline |
| US4778586A (en) * | 1985-08-30 | 1988-10-18 | Resource Technology Associates | Viscosity reduction processing at elevated pressure |
| DE3635269A1 (de) * | 1985-10-17 | 1987-04-23 | Inst Francais Du Petrole | Verfahren und turbine zum rueckgewinnen von energie bei einem verfahren zum katalytischen kracken im fluiden zustand, insbesondere von schweren chargen |
| US4883582A (en) * | 1988-03-07 | 1989-11-28 | Mccants Malcolm T | Vis-breaking heavy crude oils for pumpability |
| US4944862A (en) * | 1988-10-26 | 1990-07-31 | Mobil Oil Corporation | Integrated catalytic dewaxing and catalytic cracking process |
| US5114682A (en) * | 1988-11-18 | 1992-05-19 | Stone & Webster Engineering Corporation | Apparatus for recovering heat energy from catalyst regenerator flue gases |
| US4904372A (en) * | 1988-11-18 | 1990-02-27 | Stone & Webster Engineering Corporation | Process and apparatus for recovering heat energy from catalyst regenerator flue gases |
| US5009769A (en) * | 1989-02-06 | 1991-04-23 | Stone & Webster Engineering Corporation | Process for catalytic cracking of hydrocarbons |
| US5246568A (en) * | 1989-06-01 | 1993-09-21 | Mobil Oil Corporation | Catalytic dewaxing process |
| US4940529A (en) * | 1989-07-18 | 1990-07-10 | Amoco Corporation | Catalytic cracking with deasphalted oil |
| US5000838A (en) * | 1989-12-13 | 1991-03-19 | Mobil Oil Corporation | Low efficiency deasphalting and catalytic cracking |
| US5098554A (en) * | 1990-03-02 | 1992-03-24 | Chevron Research Company | Expedient method for altering the yield distribution from fluid catalytic cracking units |
| US5286371A (en) * | 1992-07-14 | 1994-02-15 | Amoco Corporation | Process for producing needle coke |
| FI98529C (fi) * | 1994-03-31 | 1997-07-10 | Neste Oy | Menetelmä ja laitteisto keveiden olefiinien valmistamiseksi |
| WO1999029810A1 (en) | 1997-12-10 | 1999-06-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Dewaxing process |
| US6139720A (en) * | 1999-02-19 | 2000-10-31 | Uop Llc | FCC process with carbon monoxide management and hot stripping |
| US6379534B1 (en) * | 1999-02-19 | 2002-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pour point depression unit using mild thermal cracker |
| MXPA01010120A (es) | 1999-04-07 | 2002-08-12 | Ensyn Group Inc | Procesamiento termico rapido de materias primas de hidrocarburos pesados. |
| WO2005003258A1 (en) * | 2003-07-01 | 2005-01-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process to produce pipeline-transportable crude oil from feed stocks containing heavy hydrocarbons |
| US7381320B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-06-03 | Kellogg Brown & Root Llc | Heavy oil and bitumen upgrading |
-
2005
- 2005-08-09 US US11/200,285 patent/US8888992B2/en active Active
-
2006
- 2006-07-21 BR BRPI0614322-9A patent/BRPI0614322A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-07-21 CA CA2617806A patent/CA2617806C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-21 MX MX2008001944A patent/MX2008001944A/es active IP Right Grant
- 2006-07-21 RU RU2008108823/04A patent/RU2418841C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-21 NZ NZ565562A patent/NZ565562A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-07-21 WO PCT/US2006/028297 patent/WO2007021441A2/en not_active Ceased
-
2008
- 2008-03-04 EC EC2008008238A patent/ECSP088238A/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NZ565562A (en) | 2010-01-29 |
| RU2008108823A (ru) | 2009-09-20 |
| US8888992B2 (en) | 2014-11-18 |
| CA2617806A1 (en) | 2007-02-22 |
| WO2007021441A2 (en) | 2007-02-22 |
| ECSP088238A (es) | 2008-05-30 |
| US20070034550A1 (en) | 2007-02-15 |
| MX2008001944A (es) | 2008-03-24 |
| CA2617806C (en) | 2015-01-13 |
| RU2418841C2 (ru) | 2011-05-20 |
| WO2007021441A3 (en) | 2009-04-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0614322A2 (pt) | processo e aparelho para melhorar as propriedades de fluxo de petróleo bruto | |
| US8263008B2 (en) | Apparatus for improving flow properties of crude petroleum | |
| AU2006306472B2 (en) | Method of producing a hydrocarbon including filtering a liquid stream produced from an in situ heat treatment process | |
| US8193401B2 (en) | Composition of hydrocarbon fuel | |
| US5958365A (en) | Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods | |
| RU2517186C2 (ru) | Способ и устройство для получения углеводородного топлива и композиции | |
| US8133446B2 (en) | Apparatus for producing hydrocarbon fuel | |
| US9074143B2 (en) | Process for producing hydrocarbon fuel | |
| ES2287271T3 (es) | Proceso para producir una base de combustible diesel a partir de bitumen y gas de sintesis. | |
| RU2360948C2 (ru) | Использование газа из месторождения для предварительной переработки природной сырой нефти в предварительно очищенное не содержащее асфальтены сырье для переработки нефти ра и жидкое остаточное сырье для переработки нефти рв | |
| US8257579B2 (en) | Method for the well-head treatment of heavy and extra-heavy crudes in order to improve the transport conditions thereof | |
| BRPI0718174A2 (pt) | Produção de olefinas utilizando alimentação de petróleo bruto total/condensado com elevada produção de destilado | |
| US10760013B2 (en) | Process and apparatus for recycling slurry hydrocracked product | |
| EP1397469A2 (en) | Production of diesel fuel from bitumen | |
| US5711870A (en) | Delayed coking process with water and hydrogen donors | |
| CN102300960A (zh) | Ft合成油的精制方法及混合原油 | |
| US8808535B2 (en) | Vacuum distilled DAO processing in FCC with recycle | |
| US9446364B2 (en) | Surge drum mixing system | |
| US9157037B2 (en) | Process for improving flow properties of crude petroleum | |
| WO2010080249A1 (en) | Process for improving flow properties of crude petroleum | |
| KR790000977B1 (ko) | 올레핀계 불포화 탄화수소류의 제법 | |
| CA3140515A1 (en) | System and process for producing diluent from dilbit, transportation, and treatment of heavy oil | |
| Hoffman | Petroleum and Its Products |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06G | Technical and formal requirements: other requirements [chapter 6.7 patent gazette] |
Free format text: SOLICITA-SE A REGULARIZACAO DA PROCURACAO, UMA VEZ QUE BASEADO NO ARTIGO 216 1O DA LPI, O DOCUMENTO DE PROCURACAO DEVE SER APRESENTADO NO ORIGINAL, TRASLADO OU FOTOCOPIA AUTENTICADA. |
|
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B09B | Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette] |
Free format text: INDEFIRO O PEDIDO DE ACORDO COM O(S) ARTIGO(S) 8O, 13 E 25 DA LPI |
|
| B09S | Decision of refusal: publication cancelled [chapter 9.2.2 patent gazette] | ||
| B09B | Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette] |
Free format text: INDEFIRO O PEDIDO DE ACORDO COM ART. 8O COMBINADO COM ART. 13 E ART. 25 DA LPI |
|
| B09B | Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette] |