ITMI20100660A1 - Procedimento per ridurre la viscosita' di greggi pesanti - Google Patents

Description

"PROCEDIMENTO PER RIDURRE LA VISCOSITA’ DI GREGGI PESANTI"

La presente domanda riguarda un procedimento per la riduzione di viscosità di greggi pesanti mediante un trattamento termico, denominato “mild visbreaking†, effettuato direttamente a testa pozzo o a centro oli .

La diminuzione della disponibilità di greggi di alta qualità, problema che diventerà sempre più importante nel futuro, ha portato ad un sempre maggiore interesse verso lo sfruttamento di giacimenti di idrocarburi che possono essere definit i “diffici li†: tra questi si possono annoverare i greggi pesanti, i bitumi e le sabbie bituminose.

I greggi pesanti sono caratterizzati da elevata viscosità, fattore che ne limita fortemente la mobili tà e il trasporto nelle pipelines. Infatti , molti greggi pesanti riescono ad essere prodotti spontaneamente o con l’assistenza di pompe poichà ̈ la loro temperatura di giacimento à ̈ sufficientemente elevata da garantire una bassa viscosità, ma, una volta in superficie, la temperatura dell’olio si abbassa e di conseguenza la viscosità aumenta al punto da rendere difficoltoso il trasporto nelle pipelines.

La viscosità dell’olio à ̈ un fattore limitante per l’efficiente trasporto nelle pipelines: all’aumentare della viscosità, aumentano anche i costi relativi al trasporto, ad esempio per il maggior dispendio di energia dovuto ai sistemi di pompaggio.

Fra i diversi metodi noti nell’arte per migliorare la trasportabil ità di oli pesanti citiamo in particolare i seguenti:

• riscaldamento: la viscosità diminuisce con la temperatura.

Occorrono pipelines coibentate e periodiche stazioni di riscaldamento per cui si spende molto in termini energetici ottenendo una riduzione di viscosità non permanente. Inoltre il metodo non à ̈ attuabile per lunghi tratti nà ̈ per pipelines sottomarine.

• diluizione: addizione dal 10 al 50% di diluente (frazione idrocarburica leggera).

Occorrono stazioni di miscelamento e separazione (che avviene per dist illazione, e quindi in modo energeticamente sfavorevole), con la generazione talvolta di instabilità nell’olio e conseguente precipitazione degli asfalteni . Oltre a richiedere anche una pipeline di ritorno per il diluente (dalla colonna di separazione al pozzo), l’aggiunta del diluente stesso riduce la capacità di trasporto delle pipelines perchà ̈ il volume del fluido totale aumenta.

• formazione di emulsioni olio in acqua: la viscosità à ̈ ridotta perchà ̈ un’emulsione ha una viscosità prossima a quella della fase continua, ed essendo l’acqua meno viscosa (in questi particolari casi) dell’olio pesante, la viscosità dell’emulsione à ̈ inferiore a quella dell’olio tal quale.

I problemi sono: laboriosa scelta dei tensioattivi da utilizzare, necessità di ottenere un’emulsione sufficientemente stabile che poi possa essere facilmente rotta a fine trasporto, quantità di acqua da aggiungere anche molto elevata con conseguente riduzione della capacità di trasporto delle pipelines per l’aumento di volume, rottura dell’emulsione a fine trasporto, recupero e riciclo dell’acqua.

• aggiunta di opportuni additivi , definiti drag reducer, o aggiunta di tensioatt ivi.

Spesso non efficaci per oli molto pesanti, sono costosi e talvolta ne occorre una quantità non indifferente.

• metodi termici per ugrading a testa pozzo: sono cracking parziali.

Dal momento che richiedono una notevole quantità di energia, se effettuati con tecnologie e fonti termiche tradizionali , richiedono un elevato consumo di combustibile fossile, con conseguente produzione di CO2.

Negli ultimi metodi termici ricade l’US-5110447 in cui viene utilizzato uno stadio di “mild visbreaking†per depurare e ridurre la viscosità degli oli pesanti.

Si à ̈ ora trovato un procedimento che, grazie ad un trattamento termico direttamente a testa pozzo o a centro oli, denominato “mild visbreaking†, dà luogo ad un cracking parziale dei componenti pesanti, mediante l’energia ottenuta tramite un impianto solare a concentrazione, generando una sensibile e permanente riduzione della viscosità dell’olio, così da poter essere trasportato agevolmente nelle pipelines.

Il procedimento, oggetto della presente invenzione, per ridurre la viscosità di greggi pesanti , in situ direttamente a testa pozzo o a centro oli, comprende il sottoporre detti greggi pesanti a “mild visbreaking†ed à ̈ caratterizzato dal fatto che l’energia necessaria per detto “mild visbreaking†viene ottenuta tramite un impianto solare a concentrazione.

Prima di essere sottoposti a “mild visbreaking†, i greggi pesanti possono essere preriscaldati mediante uno o più scambi termici con i greggi a ridotta viscosità ottenuti mediante detto “mild visbreaking†, riducendo così la richiesta energetica a carico dell’impianto solare.

Detti scambi possono essere effettuati a diversi livelli di temperatura, comunque sempre inferiori alla temperatura della reazione di visbreaking, in modo da provocare lo smiscelamento della fase acquosa liquida, senza generare fase vapore, oppure in modo da provocare la generazione e l’allontanamento di una fase gassosa. Tale seconda procedura si può attuare preferibilmente in una unità denominata “flash†.

Le condizioni preferite per questi preriscaldamenti prevedono una temperatura compresa tra 100°C e 180°C, più preferibilmente tra 100°C e 120°C nel caso si voglia generare lo smiscelamento dell’acqua in fase liquida, e tra 150°C e 180°C nel caso si voglia realizzare una separazione tramite “flash†.

La fase gassosa formatasi mediante flash può essere sottoposta a condensazione separando in tal modo l’acqua ed i vapori condensabili costi tuiti sostanzialmente da idrocarburi leggeri. Tali idrocarburi leggeri separati nello stadio di condensazione possono essere utilizzati quale combustibile liquido per fornire ulteriore energia termica, in una apposita caldaia a integrazione del campo solare.

Dopo il trattamento termico, il greggio pesante viene inviato al reattore di visbreaking. In seguito alla reazione si genera una fase liquida, costituita dal greggio a ridotta viscosità, e una fase vapore. Tale fase vapore può essere costituita da idrocarburi leggeri condensabili, acqua e gas di reazione incondensabili. Tale fase vapore può essere sottoposta alle seguenti pratiche:

• la fase vapore viene condensata separando acqua e idrocarburi leggeri dai gas incondensabili e gli idrocarburi leggeri, separati dall’acqua, possono almeno in parte essere utilizzati quale combustibile liquido, in apposita caldaia di integrazione.

• la fase vapore viene condensata separando gli idrocarburi leggeri dai gas incondensabili e utilizzata almeno in parte quale combustibile liquido in apposita caldaia di integrazione;

• la fase vapore viene inviata in torcia a combustione.

Il procedimento rivendicato risulta autosufficiente dal punto di vista energetico sia prevedendo un campo solare di dimensioni tali da garantire l’intero fabbisogno energetico sia integrando l’energia solare con l’energia ottenuta bruciando come fuel di supporto parte degli idrocarburi leggeri ottenuti dal procedimento stesso. Tale procedimento si presta particolarmente allo sfruttamento di campi medio-piccoli, localizzati in siti remoti, non completamente dotati di tutte le utilities.

Inoltre, il procedimento rivendicato à ̈ pensato per essere realizzato il più possibile vicino al punto di estrazione del petrolio (testa pozzo o centro oli in prossimità dei pozzi di produzione).

Il “mild visbreaking†à ̈ un processo di pirolisi parziale dei componenti pesanti di un petrolio, che porta ad un cracking di catene idrocarburiche ed una conseguente riduzione dei pesi molecolari medi. Il prodotto ottenuto à ̈ un olio di minore viscosità, con la produzione contemporanea di una certa percentuale di prodotti idrocarburici leggeri (gassosi o liquidi). A differenza del classico processo di visbreaking che viene realizzato nelle raffinerie sui residui pesanti della distillazione vacuum, volt i ad un vero e proprio upgrading dei residui e alla massimizzazione della produzione di frazioni leggere, operando a temperature varianti tra i 425 e i 530°C in funzione del tipo di processo e della severità del trat tamento, il “mild visbreaking†viene realizzato in condizioni molto più blande, con temperature inferiori o uguali a 400°C. Infatti scopo del processo non à ̈ un vero e proprio upgrading dell’olio, bensì à ̈ la riduzione della viscosità per poterne favorire il t rasporto nelle pipelines. Di conseguenza, lo stadio di “mild visbreaking†utilizzato nel procedimento in accordo all’invenzione à ̈ impiantisticamente più semplice di un visbreaking tradizionale, e non comporta alcun frazionamento dell’olio prodotto dopo la reazione.

Lo stadio di “mild visbreaking†utilizzato nel procedimento in accordo all’invenzione ha il solo scopo di ridurre la viscosità del greggio in modo che raggiunga gli standard di trasportabilità nelle pipelines, ma non prevede separazione dei prodotti , se non eventualmente le frazioni leggere che si sviluppano spontaneamente nel processo.

La reazione di visbreaking, in particolare, avviene in un reattore scaldato dal fluido solare e le condizioni di reazione prevedono preferibilmente:

• una temperatura da 350°C a 400°C, più preferibilmente tra 370 e 390°C;

• una pressione fra 5 e 50 atm, più preferibilmente fra 10 e 20 atm;

• tempi di permanenza da 20 min a 2,5 h: in particolare tali tempi saranno più lunghi per temperature basse e più brevi per temperature più alte.

La possibilità di variare le condizioni di reazione permette di avere una maggiore libertà nella scelta del fluido solare: infatt i se la reazione viene condotta a temperatura superiore a 380°C, il fluido da utilizzare come fluido riscaldante per il reattore sarà preferibilmente una miscela di sali fusi , che verrà riscaldato dal campo solare fino a temperature di 440-450°C. Se la temperatura di reazione à ̈ inferiore a 380°C, à ̈ possibile utilizzare olio diatermico come fluido riscaldante, che verrà riscaldato nel campo solare fino a 385-390°C.

E’ noto infatti che l’olio diatermico ha una scarsa stabilità per temperature superiori a 400°C, ma d’altra parte, se à ̈ possibile operare a temperature inferiori, presenta vantaggi economici per la gestione del campo solare (apparecchiature più semplici e materiali meno costosi). Il sale al contrario può arrivare a temperature più elevate (a seconda della miscela di sali scelta, fino a 550-600°C) e presenta vantaggi in termini di stoccaggio, ma prevede apparecchiature speciali e una gestione di impianto più complessa. La scelta delle condizioni ottimali di reazione sarà quindi un bilancio tra vari fattori .

L’impianto solare converte la radiazione solare in calore ad alta temperatura utilizzando specchi che possono avere diverse configurazioni. Nel fuoco degli specchi si trova un ricevitore contenente un fluido, detto fluido termovettore, che viene riscaldato e che in seguito à ̈ in grado di trasferire il calore, tramite un opportuno circuito, al reattore in cui avviene la reazione sugli oli pesanti . Ai fini della concentrazione dell’energia solare, à ̈ possibile utilizzare una qualunque delle tecnologie attualmente note, oppure configurazioni innovative appositamente realizzate. Tra le tecnologie note si possono considerare:

- Sistemi con concentratori parabolici lineari (Parabolic Trough Systems)

- Sistemi con concentratori l ineari di tipo Fresnel

- Sistemi a torre con ricevitore centrale (Central Receiver Systems – CRS)

- Sistemi a dischi parabolici

Per il processo considerato si utilizza preferibilmente un sistema a concentratori parabolici lineari, senza tuttavia escludere a priori altre soluzioni.

Nei concentratori parabolici lineari, la radiazione solare diretta à ̈ concentrata attraverso dei sistemi riflettenti parabolici lineari su di un tubo ricevente ret tilineo posto nel fuoco delle parabole. Questa energia viene utilizzata per scaldare un fluido termovettore che circola all’interno del tubo ricevente.

I fluidi termovettori utilizzabili devono essere caratterizzati da sufficiente stabilità termica e possono essere oli sintetici, miscele di sali fusi o gas.

Gli oli diatermici utilizzati come fluidi termovettori possono essere scelti tra le miscele commerciali o note o preparate appositamente, purchà ̈ adatti per applicazioni ad alta temperatura. Esempi non esaustivi sono le miscele eutettiche bifenile-bifeniletere, stabili fino a 450°C (quali i fluidi commerciali Therminol VP1 della Solutia o Dowtherm A della DOW Chemical), le miscele di polisilossani, stabili fino a 400°C (quali il fluido commerciale Syltherm 800 della Dow Corning Corp.) o le miscele di alchil-polifenili, stabili fino a 400°C (quali i l fluido commerciale

Therminol 75 della Solutia).

I sali fusi utilizzati come fluidi termovettori e/o come fluidi di stoccaggio termico possono essere scelti tra le varie miscele commerciali o note in letteratura o preparate appositamente. Esempi non esaustivi di miscele utilizzabili sono miscele binarie di NaNO3e KNO3(per esempio il cosiddetto “solar salt†composto da NaNO3e KNO3in rapporto circa 60:40 wt, con punto di fusione 225°C), miscele binarie di NaNO3e NaNO2(quale per esempio l’eutettico NaNO3- NaNO2in rapporto 45:55 wt, con punto di fusione 225°C), miscele ternarie di KNO3, NaNO3, LiNO3(quale la miscela eutettica KNO352% wt, NaNO318% wt, LiNO330% wt con punto di fusione di 120°C), miscele ternarie di KNO3, NaNO3, Ca(NO3)2(quale il cosiddetto HITEC XL composto da KNO3 45% wt, NaNO3 7% wt, Ca(NO3)2 48% wt con punto di fusione di 136°C), miscele ternarie di KNO3, NaNO3, NaNO2(quale il cosiddetto “HITEC†composto da KNO353% wt, NaNO37% wt, NaNO240% wt con punto di fusione 142°C). I gas possono essere gas permanenti , quali azoto, aria o anidride carbonica, o vapori , quale vapore d’acqua, ambedue utilizzati a pressione ambiente o superiore. Possono essere anche allo stato supercritico, quali ad esempio CO2 supercritica.

Nel presente brevetto i fluidi termovettori sono preferibilmente miscele di sali fusi o oli sintetici.

I collettori parabolici lineari possono essere scelti t ra i dispositivi in commercio, quali per esempio i collettori EUROTROUGH, i collettori LUZ o i collettori SOLARGENIX. Il materiale riflettente può essere materiale vetroso (specchi di vario spessore), metallico (alluminio) o plastico (film sottili riflettenti) .

I tubi ricevitori consistono in un tubo di acciaio su cui à ̈ depositato uno strato di materiale spettralmente selettivo caratterizzato da una elevata assorbanza della radiazione solare diretta e una bassa emissività di calore nell’infrarosso. Tali tubi ricevitori possono essere scelt i tra quelli disponibili in commercio (per esempio tubi Schott, Angelantoni, Solel) o appositamente costruiti .

Vengono ora fornite delle realizzazioni della presente invenzione, in funzione del fluido termovettore scelto, con l 'ausilio degli schemi delle figure 1-4 allegate che tuttavia non devono essere considerate una limitazione della portata della invenzione stessa.

Comunque, in linea di principio non vi sono esclusioni all’applicazione dell’uno o dell’altro schema indipendentemente dal fluido termovettore scelto.

In fig. 1 viene schematizzato un procedimento in accordo alla presente invenzione particolarmente indicato nel caso in cui i l fluido termovettore sia sale fuso.

Il greggio pesante (1) viene preriscaldato in un primo scambiatore (E3), mediante scambio termico con i l prodotto uscente (greggio a viscosità ridotta) (2), indi inviato ad una sezione di separazione (S1) mediante flash, separando una corrente gassosa (3), che viene condensata in un condensatore parziale (S2) in cui vengono separati gli idrocarburi leggeri (5) e l’acqua condensatasi (4), dal greggio residuo (6).

Detto greggio residuo (6) viene inviato ad un secondo scambiatore (E2),

dove viene ulteriormente scaldato ad un livello termico più alto dal prodotto uscente (2), e ad un un terzo scambiatore (E1) nel quale viene portato alla temperatura di reazione dal fluido solare (7), prima di essere alimentato al reattore (R1) dove avviene il “mild visbreaking†. Il prodotto uscente (2), il greggio a viscosità ridotta, dal reattore (R1) viene inviato alle pipelines, dopo aver ceduto il calore negli scambiatori (E2) e (E3).

Il gas (8) uscente dal reattore (R1) viene bruciato in torcia.

Gli idrocarburi leggeri (5) sono un taglio di idrocarburi che possono essere valorizzati a prodotto e/o adatti anche ad essere eventualmente utilizzati come fuel per alimentare un bruciatore supplementare (H1), che viene utilizzato per riscaldare il fluido solare nei momenti in cui non vi à ̈ insolazione.

Il fluido solare viene riscaldato ad una temperatura superiore a quella di reazione grazie agli specchi del campo solare (SF). Viene raccolto in un serbatoio (T1) definito “caldo†di dimensioni tali da garantire un’alimentazione costante al reattore. In uscita dallo scambiatore del reattore, il fluido solare che ha ceduto il calore passa in un serbatoio (T2) definito “freddo†da cui viene alimentato al campo solare (o alla caldaia di integrazione) per riscaldarsi nuovamente.

In fig. 2 viene schematizzato un altro procedimento in accordo alla presente invenzione anch’esso particolarmente indicato nel caso in cui il fluido termovettore sia sale fuso.

Il greggio pesante (1) viene preriscaldato in un primo scambiatore (E3), mediante scambio termico con i l prodotto uscente (greggio pesante a viscosità ridotta) (2), indi eventualmente inviato ad un separatore (S2),

per separare l’acqua (4), dal greggio residuo (6).

Detto greggio residuo (6), eventualmente separato dall’acqua, viene inviato ad un secondo scambiatore (E2), dove viene ulteriormente scaldato ad un livello termico più alto dal prodotto uscente (2), ed in un terzo scambiatore (E1) nel quale viene portato al la temperatura di reazione dal fluido solare (7), prima di essere al imentato al reattore (R1) dove avviene il “mild visbreaking†. Il prodotto uscente (2), il greggio a viscosità ridotta, dal reattore (R1) viene inviato alle pipelines, dopo aver ceduto i l calore negli scambiatori (E2) e (E3).

Il gas (8), contenente idrocarburi leggeri , uscente dal reattore (R1), oltre a poter essere direttamente bruciato in torcia, potrebbe convenientemente essere sottoposto a condensazione nel condensatore (C) ottenendo un taglio di idrocarburi liquidi (5), che possono essere valorizzati a prodotto (5) e/o adatti anche ad essere eventualmente utilizzati come fuel per alimentare un bruciatore supplementare (H1), utilizzato per riscaldare il fluido solare nei momenti in cui non vi à ̈ insolazione. Ovviamente uscirà dal condensatore ancora una parte di gas incondensati i quali potranno essere bruciati direttamente in torcia.

Il ciclo termico del fluido solare à ̈ analogo a quello descritto in fig. 1.

In fig. 3 viene schematizzato un procedimento in accordo alla presente invenzione particolarmente indicato nel caso in cui i l fluido termovettore sia olio sintetico.

Rispetto allo schema di fig. 1 varia solo la parte riguardante il fluido solare di seguito descritta.

Dal momento che l’energia solare non à ̈ costante per tutte le ore del giorno, e in alcune ore à ̈ addirittura eccessiva rispetto al fabbisogno energetico del processo, si inseriscono nel circuito due serbatoi di stoccaggio a sali fusi (in questo caso i sali non sono fluidi termovettori ma materiali per lo stoccaggio termico). Nei momenti in cui si ha un surplus energetico, il flusso di olio diatermico (7) viene suddiviso tra due diversi circuiti: quello che porta direttamente al lo scambiatore (E1) del reattore e quello che porta allo scambiatore (E4) dei serbatoi per il riscaldamento dei sali . Nella fase di accumulo calore, i sali (9) passano dal serbatoio “freddo†(T1) al serbatoio “caldo†(T2) attraverso lo scambiatore (E4). I serbatoi di sale servono come accumulo termico per sopperire in parte alla necessità di energia nei momenti in cui non c’à ̈ il sole, e ridurre quindi l’utilizzo della caldaia di integrazione: in questo caso, il flusso dei sali si inverte, passando dal serbatoio caldo al freddo, e cedono calore all’olio diatermico nello scambiatore E4. L’olio sarà così preriscaldaldato dal flusso di sali e, pur non raggiungendo i livelli termici necessari alla reazione (che verranno raggiunti tramite l’uso della caldaia di integrazione), renderà molto inferiore il consumo di fuel dovuto alla caldaia.

In fig. 4 viene schematizzato un altro procedimento in accordo alla presente invenzione anch’esso particolarmente indicato nel caso in cui il fluido termovettore sia olio sintetico.

Rispetto allo schema di fig. 2 varia solo la parte riguardante il fluido solare che à ̈ uguale a quella descri tta in fig. 3.

ESEMPIO 1

(greggio pesante al 2% di acqua, separazione leggeri a 160°C e trattamento a 380°C)

Il trattamento di riduzione permanente della viscosità à ̈ stato testato sperimentalmente su un’autoclave da 500ml, utilizzando un greggio pesante proveniente da giacimenti localizzati in Sud Italia, denominato G1. Il greggio G1 ha viscosità dinamica, misurata a 40°C, pari a 1710 mPa.s corrispondente ad una viscosità cinematica di 1729 mm2/s ed ha una API Gravity @ 60/60°F (secondo metodo ASTM 287) corrispondente a 11.6 gradi. La composizione iniziale del greggio G1 à ̈ riportata in tabella 1.

200 g di G1, viene sottoposto a distillazione flash a 160°C per ottenere la separazione dell’acqua e degli idrocarburi leggeri.

Dopo condensazione della fase vapore si ottiene acqua ed una fase idrocarburica liquida dalla composizione riportata in tabella 2. Dall’analisi elementare, questa frazione risulta priva di composti contenenti S o N.

La fase liquida residua in caldaia, denominata “G1-residuo 160+†, ha una viscosità di 5560 mPa.s. Tale olio “G1-residuo 160+†viene caricato in un’autoclave da 500 ml e portato alla temperatura di 380°C, con un tempo di permanenza a questa temperatura pari ad 1 h.

Al termine della reazione, l’autoclave à ̈ rapidamente raffreddata a temperatura ambiente. Il prodotto ottenuto à ̈ un olio con viscosità dinamica pari a 150 mPa.s, corrispondente a viscosità cinematica pari a 155 mm2/s, ambedue misurate a 40°C.

Non si à ̈ osservata alcuna formazione di coke o peci .

I valori di viscosità ottenuti dal trattamento sono mantenuti anche dopo 60 giorni dalla prova.

L’analisi SARA (Saturi, Aromatici, Resine, Asfalteni), effettuata tramite metodologia TLC/FID Iatroscan, mette in evidenza un aumento della frazione aromatica nel greggio trattato. I dati relativi all’analisi SARA sono riportati in tabella 3.

Tabella 1: composizione greggio G1

G1: composizione greggio iniziale

Acqua 2,22% wt

Gas+GPL 0,205% wt

liquidi bp<160°C 4,60% wt

taglio 160<bp<530°C 39,90% wt

pesanti>530°C 53,07% wt

Tabella 2: liquidi leggeri da flash 160

%wt

C3 0,073

C4 1,532

C5 6,02

C6+ benzene 15,958

C7+toluene 24,55

C8+xilene 25,32

C9 14,978

C10+benzC3 8,313

C11+benzC4 2,773

C12+naftalene 0,243

C13 0,198

C14 0,029

C15-C20 0,015

Tabella 3: analisi dei composti Saturi, Aromatici, Resine, Asfalteni sul greggio G1 prima e dopo trattamento (metodologia SARA TLC/FID Iatroscan)

PROVA viscos Saturi Aromati Resine Asfalt ità %wt ci %wt %wt eni mm<2>/s %wt G1-residuo 4163 5,0 26,0 37,4 31,5 160+

G1- esempio 155 5,5 48,5 16,4 29,6 1

G1-esempio 2 190 4,9 51,6 17,1 26,4 ESEMPIO 2

Il greggio G1 viene trattato come riportato nell’esempio 1, ma sottosposto a trattamento in autoclave alla temperatura di 385°C con un tempo di permanenza di 30 minuti. Si ottiene un olio con con viscosità dinamica pari a 183 mPa.s, corrispondente a viscosità cinematica pari a 190 mm2/s, ambedue misurate a 40°C.

Non si osserva formazione di coke o peci. L’analisi SARA à ̈ riportata in tabella 3.

ESEMPIO 3

Il greggio G1 viene trattato come riportato nell’esempio 1, ma sottosposto a trattamento in autoclave alla temperatura di 370°C con un tempo di permanenza di 1,5 h. Si ottiene un olio con con viscosità dinamica pari a 195 mPa.s, corrispondente a viscosità cinematica pari a 209 mm2/s, ambedue misurate a 40°C.

Non si osserva formazione di coke o peci .

ESEMPIO 4

(greggio pesante al 2% di acqua, diret tamente inviato a trattamento a 380°C)

200 g di G1, vengono caricati direttamente in un’autoclave da 500 ml, predisposta con una valvola di sfioro a 10 bar, senza pre-trattamento termico per separare acqua e idrocarburi leggeri, e portati alla temperatura di 380°C. L’uscita della valvola di sfioro à ̈ collegata ad un condensatore ed un serbatoio di raccolta, così da poter condensare e raccogliere i vapori di reazione.

Dopo un tempo di permanenza di 1 h, l’autoclave viene rapidamente raffreddata.

L’olio ottenuto presenta una viscosità dinamica, misurata a 40°C, pari a 120 mPa.s, corrispondente ad una viscosità cinematica pari a 125 mm2/s. Non si à ̈ osservata formazione di peci o coke. Nel serbatoio di raccolta si recuperano acqua e idrocarburi liquidi leggeri.

ESEMPIO 5

(greggio pesante al 21% di acqua, direttamente inviato a trattamento a 380°C)

Un greggio pesante, proveniente da giacimenti del Sud Italia contenente il 21% wt di acqua emulsionata non spontaneamente separabile, ha una viscosità dinamica pari a 13850 mPa.s misurata a 40°C. Tale greggio à ̈ denominato G2.

200 g di G2, vengono caricati direttamente in un’autoclave da 500 ml, predisposta con una valvola di sfioro a 10 bar, e portati alla temperatura di 380°C. L’uscita della valvola di sfioro à ̈ collegata ad un condensatore ed un serbatoio di raccolta, così da poter condensare e raccogliere i vapori di reazione.

Dopo un tempo di permanenza di 1 h, l’autoclave viene rapidamente raffreddata.

L’olio ottenuto presenta una viscosità dinamica, misurata a 40°C, pari a 241 mPa.s, corrispondente ad una viscosità cinematica pari a 246 mm2/s. Non si à ̈ osservata formazione di peci o coke. Nel serbatoio di raccolta si recuperano acqua e idrocarburi liquidi leggeri.

(Sono state effettuate delle simulazioni del processo alla scala di 5000 bbl/day sviluppando un modello con un simulatore proprietario (CheOpe –Chemical Operations) sulla base dei dati sperimentali ottenuti dalle prove di laboratorio. Per il dimensionamento e l’ottimizzazione del campo solare si à ̈ in parte utilizzato il programma SAM - Solar Advisor Model messo a punto da DOE/NREL/MRI.)

ESEMPIO 6

(olio a basso contenuto di acqua (G1), processo comprendente sezione flash a 160°C reazione a 380°C con Ï„=1h, fluido solare: sali fusi.)

Effettuato mediante lo schema di fig. 1.

E’ prevista una portata in entrata pari a 5000 bbl/day (32750 kg/h) di un greggio a basso contenuto di acqua (2%) quale i l greggio G1.

Il greggio in entrata all’impianto ha una temperatura di 70°C e viene inviato alla sezione flash S1 in cui lo scambiatore E3 porta il greggio a 160°C e si ha vaporizzazione dell’acqua e dei leggeri. Acqua e leggeri vengono raffreddati grazie ad un air cooler e inviati ad un separatore S2, da cui l’acqua passa al trattamento acque (flusso 4) mentre i leggeri condensati sono recuperati (flusso 5). Dopo il trattamento a 160°C, il greggio passa allo scambiatore E2 per un preriscaldamento a 339°C ed infine alla sezione di reazione R1 dove lo scambiatore E1 completa il riscaldamento alla temperatura di reazione. Il tempo di permanenza nel reattore à ̈ di 1 h. Lo scambiatore E1 à ̈ alimentato dai sali fusi provenienti dal campo solare (flusso 7), gl i scambiatori E2 ed E3 sono i recuperi

termici alimentati dal greggio up-gradato in uscita dal reattore (flusso 2). I sali fusi provenienti dal campo solare hanno una temperatura di 410°C e rientrano nel campo solare alla temperatura di 362,6°C.

Per garantire continuità di servizio, il fluido termovettore del campo solare viene stoccato in due serbatoi T1 e T2 (“caldo†e “freddo†) in grado di mantenere la temperatura costante per almeno 6 h. Viene inoltre prevista una caldaia di integrazione H1 in grado di integrare o di sostituire i l riscaldamento solare qualora fosse necessario.

In questo processo vengono prodotti 31576 Kg/h di olio upgradato, di cui 1376 Kg/h di idrocarburi liquidi leggeri di composizione assimilabile ad un gasolio. Di questi , una parte può essere utilizzata per alimentare la caldaia di integrazione H1 del campo solare. I gas di reazione e da flash vengono invece inviati a torcia, per un totale di 461,2 kg/h. L’acqua a trattamento à ̈ 712,8 kg/h.

I fluidi solari che alimentano lo scambiatore E1 devono fornire 1474 Mcal/h, corrispondenti ad un fabbisogno annuo di 15766 MWh. Per una localizzazione in una zona del Sud Italia si prevede un impianto solare, comprensivo di uno storage termico dimensionato per 6h, che con una superficie riflettente di 7525 m2, Ã ̈ in grado di fornire 4029 MWh di energia: tale valore corrisponde al 25,6% del fabbisogno totale, mentre i restanti 11737 MWh dovranno essere forniti alimentando la caldaia di integrazione con 115 kg/h di gasolio, ottenuto dal processo stesso.

La superficie riflettente indicata può essere realizzata immaginando un campo di 16 collettori , che occupano una area di circa 26000 m<2>.

ESEMPIO 7

(olio a basso contenuto di acqua (G1), reazione direttamente sul greggio tal quale a 380°C e Ï„=1h,fluido solare: sali fusi ) Effettuato mediante lo schema di fig. 2.

Si prevede una portata in entrata all’impianto pari a 5000 bbl/day (32750 kg/h) di un greggio a basso contenuto di acqua (2%) quale il G1.

Il greggio in entrata all’impianto alla temperatura di 70°C, viene inviato allo scambiatore E2, al imentato dal greggio upgradato in uscita dal reattore (flusso 2), per un preriscaldamento a 329,7°C. Successivamente, il greggio viene inviato al reattore R1 dove la temperatura di reazione di 380°C viene mantenuta grazie allo scambiatore E1, alimentato dal fluido proveniente dal campo solare (flusso 7). Si prevede un riciclo al reattore in modo da regolare il tempo di permanenza ad 1 h. I sali fusi utilizzati come fluido termovettore nello scambiatore E1 escono dal campo solare alla temperatura di 400°C e vi rientrano a 376,5°C. Il fluido termovettore del campo solare viene stoccato in due serbatoi T1 e T2 (“caldo†e “freddo†) in grado di mantenere la temperatura costante per almeno 6 h. Viene prevista anche una caldaia di integrazione H1 per integrare o sostituire il riscaldamento solare qualora fosse necessario.

Il greggio up-gradato in uscita dal reattore (flusso 2) viene inviato allo scambiatore E2 per i recuperi termici, prima di giungere alle pipelines. Oltre al greggio up-gradato (28748 kg/h), dal reattore esce una fase vapore (flusso 8) composta da acqua (688 kg/h), idrocarburi leggeri (2940 kg/h) e gas di reazione (394 kg/h), che possono essere separati dopo raffreddamento tramite il condensatore C. Anche in questo caso à ̈ possibile prevedere l’utilizzo di una parte degli idrocarburi leggeri per l’alimentazione della caldaia di integrazione H1. In questo caso i fluidi solari che alimentano lo scambiatore E1 devono fornire 1624 Mcal/h, corrispondenti ad un fabbisogno annuo di 16541 MWh. Le quantità di energia in gioco non sono significativamente diverse rispetto all’ESEMPIO 6: di conseguenza, l’impianto solare necessario à ̈ del tutto analogo a quello descritto per l’ESEMPIO 6.

ESEMPIO 8

(olio ad alto contenuto di acqua (es. G2), processo preceduto da smiscelamento e separazione acqua a 105°C, reazione a 380°C con Ï„=1h, fluido solare: sali fusi)

Effettuato mediante lo schema di fig. 2.

Si prevede una portata in entrata all’impianto pari a 5000 bbl/day (32750 kg/h) di un greggio ad alto contenuto di acqua (20%) quale il G2.

Il greggio entra nell’impianto al la temperatura di 70°C e passa al separatore S2 dove si ha la rottura termica delle emulsioni e separazione dell’acqua. Lo smiscelamento avviene alla temperatura di 105°C e 1,5 atm di pressione, senza formazione di fase vapore, prevedendo tempi di permanenza di 1h per la fase organica e di 2h per la fase acquosa. Il calore necessario allo smiscelamento à ̈ fornito dallo scambiatore E3 alimentato dal greggio up-gradato uscente dal reattore (flusso 2).

Il greggio subisce quindi un ulteriore riscaldamento a 355°C tramite lo scambiatore E2, alimentato anche esso dal greggio up-gradato uscente dal reattore, e arriva al reattore R1 dove avviene la reazione a 380°C per 1 h.

Il calore necessario a raggiungere la temperatura di reazione à ̈ fornito

dallo scambiatore E1 alimentato dai sal i fusi provenienti dal campo solare. La temperatura dei sali in uscita dal campo solare à ̈ di 400°C e di 370,2°C al rientro nel campo solare (flusso 7). Il f luido termovettore del campo solare viene stoccato in due serbatoi T1 e T2 (“caldo†e “freddo†) in grado di mantenere la temperatura costante per almeno 6 h. Viene prevista anche una caldaia di integrazione H1 per integrare o sostituire i l riscaldamento solare qualora fosse necessario.

Da questo processo si producono 25450 kg/h di olio upgradato, 332 kg/h di gas di reazione e 6968 kg/h di acque reflue. Non si ottengono idrocarburi leggeri util izzabili come fuel, e quindi occorrerà prevedere una fornitura esterna di fuel per alimentare la caldaia di integrazione al campo solare.

I fluidi solari che alimentano lo scambiatore E1 devono fornire 887,6 Mcal/h, corrispondenti ad un fabbisogno annuo di 9636 MWh. Per una localizzazione in una zona del Sud Italia il campo solare (comprensivo dello storage necessario per 6h) avrà una superficie riflettente di 4233 m<2>, che può essere realizzata immaginando un campo di 10 collettori, che occupano una area di circa 17000 m<2>. L’energia fornita corrisponde in questo modo al 24,4% del fabbisogno totale , ovvero 2347 MWh di energia. I restanti 7289 MWh dovranno essere forniti alimentando la caldaia di integrazione con 71,5 kg/h di fuel.

Claims (12)

1. RIVENDICAZIONI 1. Procedimento per ridurre la viscosità di greggi pesanti, in situ direttamente a testa pozzo o a centro oli, mediante “mild visbreaking†caratterizzato dal fatto che l’energia necessaria per detto visbreaking viene ottenuta tramite un impianto solare a concentrazione.
2. 2. Procedimento come da rivendicazione 1 dove, prima di essere sottoposti a “mild visbreaking†, i greggi pesanti sono preriscaldati mediante uno o più scambi termici con i greggi a ridotta viscosità ottenuti mediante detto “mild visbreaking†, riducendo così la richiesta energetica a carico dell’impianto solare.
3. 3. Procedimento come da rivendicazione 2 dove gli scambi termici sono effettuati in modo da provocare lo smiscelamento della fase acquosa liquida, senza generare fase vapore, oppure in modo da provocare la generazione e l’allontanamento di una fase gassosa.
4. 4. Procedimento come da rivendicazione 3 dove lo smiscelamento della fase acquosa e la generazione e l’allontanamento della fase gassosa vengono attuati preferibilmente in una unità denominata “flash†.
5. 5. Procedimento come da rivendicazione 4 dove la fase gassosa formatasi mediante flash viene sottoposta a condensazione separando in tal modo l’acqua ed i vapori condensabil i costituiti sostanzialmente da idrocarburi leggeri .
6. 6. Procedimento come da rivendicazione 5 dove i vapori condensabili costi tuiti sostanzialmente da idrocarburi leggeri separati nello stadio di condensazione sono utilizzati quale combustibile liquido per fornire ulteriore energia termica, in una apposita caldaia a integrazione del campo solare.
7. 7. Procedimento come da rivendicazione 1 dove la fase gassosa generata nella reazione di visbreaking, costi tuita da idrocarburi leggeri condensabili , acqua e gas di reazione incondensabili, viene condensata separando acqua e idrocarburi leggeri dai gas incondensabili e gli idrocarburi leggeri, separati dall’acqua, possono almeno in parte essere utilizzati quale combustibile liquido, in apposita caldaia di integrazione.
8. 8. Procedimento come da rivendicazione 1 dove la fase gassosa generata nella reazione di visbreaking, costi tuita da idrocarburi leggeri condensabili , acqua e gas di reazione incondensabili, viene condensata separando gli idrocarburi leggeri dai gas incondensabili e utilizzata almeno in parte quale combustibile liquido in apposita caldaia di integrazione.
9. 9. Procedimento come da rivendicazione 1 dove la fase gassosa generata nella reazione di visbreaking, costi tuita da idrocarburi leggeri condensabili , acqua e gas di reazione incondensabili, viene inviata in torcia a combustione.
10. 10. Procedimento come da rivendicazione 1 dove il “mild visbreaking†viene effettuato operando a temperature inferiori o uguali a 400°C.
11. 11. Procedimento come da rivendicazione 10 dove il “mild visbreaking†viene effettuato operando a temperature comprese fra 350°C e 400°C.
12. 12. Procedimento come da rivendicazione 1 dove il tempo di permanenza varia fra 20 minuti e 2,5 h. <13.>Procedimento come da rivendicazione 1 dove la pressione à ̈ compresa fra 5 e 50 atm.