Способ и реактор для облагораживания тяжелой нефти и полученный с помощью них продукт
Изобретение касается реактора для облагораживания углеводородов, в котором источник кислорода и источник углеводородов сжигаются, а полученный синтетический газ используется для инициации газофазной реакции облагораживания тяжелой нефти. Реакция облагораживания быстро гасится после инициации газофазной реакции. Изобретение также касается способа облагораживания тяжелой нефти, осуществляемой в реакторе и продукта стабилизированной нефти, получаемой с помощью способа. 3 н. и 39 з.п. ф-лы, 8 табл., 11 ил.
Изобретение относится к облагораживанию тяжелой нефти до легкой нефти.
Значительную часть мировых запасов нефти составляют битумы, которые иногда упоминаются как битуминозные песчаники, и тяжелые сырые нефти (вместе "тяжелая нефть"). Тяжелую нефть сложно добывать, а после добычи трудно найти ей место на рынке. Используются ли в качестве транспортной среды трубопроводы или транспортные средства, стоимость транспортировки тяжелой нефти является значительно более высокой, чем стоимость транспортировки легкой нефти. После доставки тяжелой нефти на приемный нефтеперерабатывающий завод требуются более дорогие процессы нефтепереработки для получения продуктов, пригодных для коммерческого сбыта. В результате экономическая ценность тяжелой нефти является более низкой, чем ценность легкой нефти, и по этой причине значительный процент мировых запасов тяжелой нефти остается использованным не полностью.
Для облегчения этой проблемы неполного использования предлагаются многочисленные способы для облагораживания тяжелой нефти. Хотя термины "тяжелая нефть" и "облагораживание" могут определяться с использованием различных технических параметров, параметр, который часто используется для характеризации качества углеводородов, представляет собой плотность в градусах Американского нефтяного института (АНИ). Тяжелая нефть характеризуется, в целом, низким значением указанной плотности, например, но без ограничения, в диапазоне от 5 до 25 градусов АНИ. Легкие нефти имеют более высокие значения указанных плотностей, например, в диапазоне от 35 до 50 градусов АНИ. Термин "облагораживание" относится к способу увеличения указанной плотности нефти от относительно более низкой плотности до относительно более высокой плотности в градусах АНИ. Например, но без ограничения, качество нефти может быть повышено от 5 до 15 или от 30 до 40 градусов АНИ. Облагораживание представляет собой относительный термин и не является ограниченным конкретным начальным значением или диапазоном значений плотности в градусах АНИ либо конкретным конечным значением или диапазоном плотности в градусах АНИ. Наконец, фраза "реакция облагораживания тяжелой нефти" относится, в целом, к химическим реакциям, которые осуществляются в процессе облагораживания тяжелой нефти.
Способы облагораживания тяжелой нефти иногда включают стадии предварительной обработки, предназначенные для увеличения эффективности реакции облагораживания тяжелой нефти. Например, патент США № 4294686 описывает предварительную дистилляционную разгонку потока тяжелой нефти на фракцию легкой нефти и фракцию тяжелой нефти. Целью предварительной дистилляции является предотвращение нежелательного крекинга и крекирования до кокса фракции легкой нефти, которые могут осуществляться, если такая фракция присутствует во входном потоке в реактор для облагораживания нефти. Фракция легкой нефти, которая получается, как правило, находится в форме, удовлетворительной либо для промышленного использования в качестве топлива, либо для транспорта на нефтеперерабатывающий завод. Однако предварительная дистилляция добавляет как стоимость, так и сложность способу облагораживания тяжелой нефти в целом и является полезной только тогда, когда известно, что тяжелая нефть содержит значительный объем легких углеводородов.
Другие предложенные способы облагораживания включают стадию предварительной обработки, смешивания присадки для нефти с тяжелой нефтью. Затем полученную смесь вводят в реактор для облагораживания нефти. Например, патент США № 6059957 описывает создание эмульсии путем смешивания тяжелой нефти и воды. Это описание также предусматривает необязательное включение поверхностно-активного вещества для стабилизации эмульсии. Патент США № 6004453 описывает создание суспензии путем смешивания некаталитической присадки с тяжелой нефтью. Публикация Moll, J.K. и Ng, F.T.T., "A Novel Process for Upgrading Heavy Oil/Bitumen Emulsions Via In Situ Hydrogen", 16th World Petroleum Congress, Calgary, Canada, June 2000 описывает использование эмульсии из водорастворимого диспергированного катализатора. Однако каждый из этих трех способов имеет два общих ограничения. Во-первых, стадия смешивания добавляет как стоимость, так и сложность способу облагораживания нефти в целом. Во-вторых, добавки вызывают во время реакций облагораживания образование материалов отходов, которые должны после этого соответствующим образом обрабатываться и утилизироваться. Эти обработка и утилизация также добавляют стоимость и сложность.
Третий набор способов облагораживания тяжелой нефти включает стадию использования реакционной присадки в реакторе облагораживания для облегчения или улучшения эффективности реакции облагораживания. Например, публикация Paez, R., Luzardo, L., and Guitian, J., "Current and Future Upgrading Options for Orinoco Heavy Crude Oils," 16th World Petroleum Congress, Calgary, Canada, June 2000 описывает использование катализаторов на основе кокса или железа в способе облагораживания. Публикация международной заявки WO 00/61705 описывает использование некаталитического теплоносителя в виде частиц. Патент США № 5817229 описывает использование активированного угля в отсутствие добавленного водорода как для понижения содержания нежелательных минералов, так и для облагораживания поступающих исходных материалов. Эти способы имеют оба ограничения способов с использованием присадок для нефти, обсуждаемых выше, а именно добавление стоимости и сложности и повышение требований к обработке материалов отходов.
В способе гидрирования патента США № 5069775 водород и тяжелая нефть взаимодействуют в течение от пяти минут до четырех часов в предпочтительном диапазоне температур реакции от 800 до 900°F (427-482°C). Патент США № 5269909 описывает способ, в котором газ, обогащенный метаном, взаимодействует с тяжелой нефтью в течение, по меньшей мере, тридцати минут в предпочтительном диапазоне температур от 380 до 420°C (716-788°F). В способе патента США № 5133941 водород и тяжелая нефть протекают сквозь последовательно соединенные реакционные проходы в предпочтительном диапазоне температур от 700 до 900°F (371-482°C). Как будет понятно специалистам в данной области, ограничение этих способов заключается в том, что большие, в целом, продолжительности реакции вызывают значительное увеличение генерации нежелательных материалов отходов, в частности пека, кокса и олефинов. Эти материалы предъявляют значительные требования к перерабатывающему оборудованию и, кроме того, приводят к уменьшению эффективности оборудования.
Публикация международной заявки WO 00/18854 описывает способ из двух стадий, в котором газообразный водород смешивается с тяжелой нефтью способом, обеспечивающим достижение молекулярного уровня диспергирования водорода в тяжелой нефти. Способ имеет первую реакцию облагораживания, в которой более легкие углеводороды отделяются от тяжелой нефти, и продолжается в виде второй реакции облагораживания во втором реакторе. Вторая реакция облагораживания дополнительно повышает качество тяжелой нефти посредством реакции гидрирования в предпочтительном диапазоне температур от 343 до 510°C (650-950°F). Способ включает дополнительную стадию, предусматривающую подачу внешнего тепла в смесь водорода и тяжелой нефти для дополнительного облегчения реакции во втором реакторе. Недостатками этого способа являются сложность достижения необходимого однородного перемешивания водорода и тяжелой нефти, стоимость и сложность осуществления способа, который требует двух стадий реакции.
Эти и другие способы облагораживания нефти имеют ограничения, отражающиеся на промышленности. С одной стороны, специалистам в данной области хорошо известно, что реакции облагораживания нефти предпочтительно осуществляются при наибольшей возможной температуре реакции, поскольку способы облагораживания нефти являются более эффективными при более высоких температурах. К сожалению, как также хорошо известно специалистам в данной области, высокие температуры реакции могут приводить к значительному нежелательному крекингу и крекированию до кокса молекул тяжелой нефти, если реакции быстро не гасятся. Ни один из этих способов не имеет механизма быстрого гашения реакций, и, по этой причине, они ограничиваются более низкими диапазонами рабочих температур. Однако, с другой стороны, при более низких температурах продолжительность реакций больше, а также хорошо известно, что продолжительная реакция тоже приводит к нежелательному крекингу и крекированию до кокса, и, кроме того, к более низким эффективностям способа из-за дополнительного времени, необходимого для облагораживания. Эти способы по этой причине ограничиваются промежуточным диапазоном температур, который представляет собой компромисс между этими ограничениями.
Публикация международный заявки WO 00/23540 описывает способ, в котором струя газа, состоящая в основном из перегретого пара, активирует облагораживание тяжелой нефти. Способ имеет ряд ограничений. Использование пара в качестве механизма гидрирования означает, что в реакциях облагораживания генерируются как водородные, так и кислородно-водородные радикалы. В результате доступно меньшее количество молекул водорода по сравнению со способами, в которых для насыщения радикалов углерода, возникающих при разрыве углеродных связей тяжелой нефти, преимущественно используются газы на основе углеводородов. Кроме того, требуется большой объем перегретого пара. Поскольку генерирование пара является эндотермическим, это ограничение является дорогим, имеющим внутренние ограничения и изначально неэффективным, т.к. топливо употребляется для генерирования пара, но энергия этого пара используется лишь пассивно с целью обеспечения подвода тепла для облагораживания тяжелой нефти. Таким образом, потери энергии происходят как при генерации пара, так и при пассивном облагораживании. Это ограничивает эффективность способа облагораживания.
Другой недостаток способа по указанной публикации заключается в том, что связывание кислородно-водородных радикалов пара с углеродными радикалами тяжелой нефти создает выходной продукт в форме эмульсии. Эмульсии являются менее желательным продуктом на нефтеперерабатывающих заводах из-за необходимости в манипуляциях с увеличенным объемом получаемой воды, которая возникает в способе нефтепереработки. Эмульсии также повышают требования в реакционной камере для обеспечения стабилизации выходящих продуктов. Поскольку сокинг-камеры не могут быстро погасить реакции облагораживания или активно контролировать времена стабилизации, это приводит к образованию пека и других нежелательных материалов отходов.
Наконец, данный способ также является ограниченным использованием пара в качестве главного источника гидрирования для реакций облагораживания. Пар вызывает побочные реакции, которые не могут полностью ингибироваться за исключением узкого диапазона условий давления и температуры. Вне этого диапазона генерируются нежелательные газы и продукты отходов, и выходной продукт страдает потерей стабильности. В результате температуры реакций, в целом, ограничиваются до 500°C (932°F) или ниже, что является другим ограничением эффективности. Относительно дополнительных предпосылок см. патент США № 4298457, Oblad et al. и патент США № 4415431, Matyas et al.
Техническим результатом настоящего изобретения является создание эффективных способа и реактора для облагораживания тяжелой нефти, не требующих реакционных присадок, предотвращающих нежелательный крекинг и крекирование до кокса тяжелой нефти, сводящих к минимуму производство нежелательных материалов отходов, не требующих однородного диспергирования водорода или другого поступающего газа в тяжелую нефть или относительно больших длительностей экспонирования для высоких температур поступающего газа в тяжелую нефть, осуществляющих процесс облагораживания нефти при высоких температурах и тем самым способствующих обеспечению малого времени реакции и высокой эффективности облагораживания, имеющих непосредственный механизм переноса поступающего тепла в тяжелую нефть и активный механизм быстрого гашения реакций облагораживания.
Этот технический результат достигается тем, что реактор для облагораживания тяжелой нефти содержит: реакционную камеру для парциального окисления, пригодную для генерирования синтетического газа, содержащего газообразный водород; реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти, содержащую высокотемпературную реакционную зону, пригодную для термического крекинга, по меньшей мере, части тяжелой нефти в присутствии синтетического газа при температуре, превышающей 1225°F, в течение менее чем 10 секунд с образованием термически крекированной нефти; зону быстрого гашения, пригодную для гашения термически крекированной нефти с помощью гасящей тяжелой нефти в пределах 10 секунд инициирования термического крекинга тяжелой нефти в высокотемпературной реакционной зоне; стабилизационную зону, пригодную для обеспечения времени пребывания для термически крекированной нефти от 1 до 60 минут при пониженной температуре менее 850°F с образованием облагороженной нефтяной смеси; по меньшей мере, одно выпускное сопло, пригодное для приема синтетического газа, образованного в реакционной камере парциального окисления и протекающего через выпускное сопло при скорости, достаточной для выпуска тяжелой нефти из реакционной камеры тяжелой нефти в выпускное сопло, тем самым, приводя в контакт синтетический газ, с, по меньшей мере, частью тяжелой нефти; и проход, пригодный для извлечения, по меньшей мере, части облагороженной нефтяной смеси из реакционной камеры облагораживания тяжелой нефти.
Высокотемпературная реакционная зона в основном может быть расположена в выпускном сопле или полностью расположена в выпускном сопле.
Зона быстрого гашения в основном может быть расположена в выпускном сопле.
Реакционная камера облагораживания тяжелой нефти может быть приспособлена для внутреннего рециклирования смеси термически крекированной нефти и гасящей тяжелой нефти в выпускное сопло, тем самым, обеспечивая множество прохождений рециклированной нефти через высокотемпературную реакционную зону реакционной камеры облагораживания тяжелой нефти.
Выпускное сопло может быть приспособлено для прохождения через него более чем 10 единиц нефти на каждую единицу свежей тяжелой нефти, поступающей в реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти.
Реакционная камера парциального окисления может содержать проход для поступления окислительного реагента, пригодный для прохождения окислительного реагента, состоящего в основном из воздуха, в реакционную камеру для парциального окисления.
Реакционная камера для облагораживания тяжелой нефти может быть приспособлена для работы при внутреннем давлении от 200 до 600 фунт/кв.дюйм.
Реакционная камера для облагораживания тяжелой нефти может быть приспособлена для работы при парциальном давлении газообразного водорода от 40 до 120 фунт/кв.дюйм.
Стабилизационная зона может быть приспособлена для обеспечения времени пребывания для термически крекированной нефти от 20 до 50 минут.
Высокотемпературная реакционная зона может быть приспособлена для термического крекинга, по меньшей мере, части тяжелой нефти в присутствии синтетического газа при температуре, превышающей 1225°F, в течение менее чем 2 секунд.
Реактор может содержать множество проходов выпускных сопел.
Указанный технический результат достигается и тем, что способ облагораживания тяжелой нефти, обеспечивающий получение, по меньшей мере, 80 мас.% жидких продуктов, содержит следующие стадии:
термический крекинг поступающей нефти, содержащей тяжелую нефть, при температуре выше 1225°F в течение менее чем 10 секунд в присутствии газа, содержащего водород, с получением продукта термически крекированной нефти;
гашение продукта термически крекированной нефти в пределах 10 секунд инициирования термического крекинга поступающей нефти путем смешивания продукта термически крекированной нефти с гасящей нефтью с образованием продукта гашеной нефти;
стабилизация продукта гашеной нефти при температуре менее 850°F в течение от 1 до 60 минут с образованием продукта стабилизированной нефти.
Продолжительность стадии термического крекинга может составлять менее 2 секунд.
Стадия термического крекинга может представлять собой в основном газофазную реакцию термического крекинга.
Гасящая нефть может содержать тяжелую нефть.
Способ может дополнительно включать создание потока свежей тяжелой нефти, поступающей с первым удельным массовым расходом.
Поступающая нефть для стадии термического крекинга может содержать продукт рециклированной погашенной нефти и/или продукт стабилизированной нефти.
Удельный массовый расход поступающей нефти на стадии термического крекинга может быть, по меньшей мере, в 10 раз большим, чем первый удельный массовый расход потока свежей тяжелой нефти.
Нефть могут облагораживать до более легкой нефти как на стадии термического крекинга, так и на стадии стабилизации.
По меньшей мере, 30 процентов общего облагораживания тяжелой нефти можно осуществлять на стадии стабилизации.
Способ может обеспечивать получение менее 4 мас.% углеводородов C1-C4 или менее 1 мас.% углеводородов C1-C4.
Продукт погашенной нефти можно стабилизировать в течение от 20 до 50 минут.
Газ, содержащий водород, может представлять собой синтетический газ, получаемый в основном из воздуха в качестве окислительного реагента и содержащего газообразный водород.
Стадию термического крекинга можно осуществлять при давлении системы от 200 до 600 фунт/кв.дюйм или при парциальном давлении газообразного водорода от 40 до 120 фунт/кв.дюйм.
Получение синтетического газа дополнительно может включать использование пара и газообразных углеводородов, при этом молярное отношение пара к газообразным углеводородам составляет от 0,5:1 до 2,0:1.
Способ может обеспечивать получение менее чем 1,0 мас.% кокса по отношению к свежей поступающей нефти, или менее чем 0,5 мас.% кокса по отношению к свежей поступающей нефти, или менее чем 0,1 мас.% кокса по отношению к свежей поступающей нефти.
Способ может обеспечивать облагораживание тяжелой нефти при 1050°F большее, чем 30 мас.% или большее, чем 35 мас.%.
Индекс интенсивности реакции стадии стабилизации может составлять менее 300 секунд или менее 200 секунд.
Способ может обеспечивать получение, по меньшей мере, 90 мас.% жидких продуктов или, по меньшей мере, 95 мас.% жидких продуктов.
Способ может быть некаталитическим способом.
Поступающая нефть может содержать до 5 мас.% твердых продуктов.
Способ может дополнительно включать отделение от продукта стабилизированной нефти фракции тяжелой нефти и рециклирование указанной фракции тяжелой нефти на стадию термического крекинга.
Гасящая нефть может содержать газойль.
Объектом настоящего изобретения является также продукт стабилизированной нефти, полученный с помощью описанного выше способа.
Особенности настоящего изобретения станут более понятными из следующего далее описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 представляет вид в частичном разрезе варианта выполнения инжекторного реактора, который может использоваться в вариантах способа по настоящему изобретению;
фиг.2 представляет блок-схему, иллюстрирующую один из вариантов способа облагораживания тяжелой нефти по настоящему изобретению;
фиг.3 представляет блок-схему способа облагораживания тяжелой нефти, иллюстрируемого на фиг.1, с подробной иллюстрацией теплообменника и оборудования для разделения;
фиг.4 представляет блок-схему способа, подобную фиг.3, за исключением того, что на входе в инжекторный реактор способа по настоящему изобретению добавляется рециклированная непрореагировавшая тяжелая нефть;
фиг.5 представляет блок-схему варианта выполнение реактора парциального окисления, который может быть использован в способе по настоящему изобретению, с подробной иллюстрацией теплообменника и оборудования для разделения;
фиг.6 представляет блок-схему способа, подобную фиг.5, с добавлением рециклированного остаточного газа, в качестве исходного материала для реактора парциального окисления;
фиг.7 представляет вид одного из вариантов объединенного реактора с двумя реакционными камерами, содержащего реакционную камеру парциального окисления и реакционную камеру облагораживания тяжелой нефти;
фиг.8 представляет вид изнутри реакционной камеры облагораживания тяжелой нефти, изображенной на фиг.7, если смотреть снизу на нижнюю часть реакционной камеры облагораживания тяжелой нефти;
фиг.9 изображает объединенный реактор с двумя реакционными камерами пилотной установки в соответствии с одним из воплощений настоящего изобретения;
фиг.10 изображает блок-схему упрощенного способа с объединенным реактором, с двумя реакционными камерами, пилотной установки, в соответствии с одним из воплощений настоящего изобретения;
фиг.11 представляет вид в частичном разрезе варианта выполнения инжекции, которая может быть использована в некоторых воплощениях способа по настоящему изобретению.
Изменения и модификации в конкретно описанных воплощениях могут осуществляться без отклонения от рамок настоящего изобретения, которое, как предполагается, ограничивается только рамками прилагаемой формулы изобретения.
Настоящее изобретение направлено на облагораживание тяжелой нефти и часто упоминается как способ "Partial Crude Upgrading" (парциального облагораживания сырой нефти) ("PCU"). Воплощения этого способа могут альтернативно облагораживать нефть за одну стадию без необходимости в предварительной дистилляции или в присадках для нефти, или в реакционных присадках. Эти преимущества повышают простоту и понижают стоимость указанного способа по сравнению с предложенными ранее технологиями облагораживания тяжелой нефти.
При осуществлении способа парциального облагораживания нефти быстро нагревают тяжелую нефть, при этом быстро разрывая углеродные связи в молекулах тяжелой нефти. Эта характеристика сокращает время, необходимое для способа облагораживания в целом, и повышает эффективность всего оборудования для облагораживания. Реакции могут быстро гаситься с помощью непрореагировавшей, другими словами, необлагороженной тяжелой нефти. Эта технология активного гашения понижает как величину крекирования до кокса, которое обычно происходит, когда реакции облагораживания не контролируются быстро, так и получение других нежелательных материалов отходов.
В одном из воплощений реакция облагораживания для указанного способа инициируется путем инжектирования сжатого воздуха и топливной смеси в реакторную емкость. Исключительно высокие температуры реакции получают при поджигании этих газов с помощью зажигателей в инжекторах. Эти температуры возникают из-за экзотермической реакции, которая высвобождает большое количество энергии для испарения молекул тяжелой нефти и крекирования молекулярных связей в них. Облагораживание тяжелой нефти происходит благодаря экспонированию молекул тяжелой нефти для энергии, высвобождаемой благодаря экзотермической реакции. Экзотермическое генерирование энергии представляет собой аспект настоящего изобретения по сравнению с используемыми ранее способами, поскольку при этом становится доступно повышенное количество энергии для разрыва молекулярных связей в тяжелой нефти.
Энергия способа облагораживания нефти возникает благодаря реакции парциального окисления сжатого воздуха с топливной смесью. Сжатый воздух действует в качестве окислительного агента, а топливная смесь в качестве источника водорода в реакции, которая создает синтетический газ, упоминаемый как синтетический газ. Создание синтетического газа дает возможность для экзотермического создания высоких температур для реакции облагораживания и сокращает времена реакции облагораживания по сравнению с предложенными ранее технологиями облагораживания. Синтетический газ также содержит реакционноспособные газообразные компоненты, которые облегчают реакцию облагораживания, и предпочтительно генерирует избыток водородных радикалов для связывания с углеродными радикалами, образующимися в реакциях облагораживания. Наличие углеродных радикалов, связанных скорее с водородом, чем с другими нежелательными радикалами, результат, который обычно получают при использовании газов, которые состоят в основном из перегретого пара, понижает вероятность того, что выходной продукт будет нежелательной эмульсией или что будут создаваться кокс, пек и нестабильные олефины.
Газообразные углеводороды, такие как природный газ, являются предпочтительными топливами для генерирования синтетического газа благодаря высокой концентрации водорода в них. Однако при генерировании синтетического газа могут быть использованы либо жидкие топлива, либо исходные материалы тяжелой нефти. Кроме того, либо воздух, обогащенный воздух (то есть воздух, обогащенный дополнительным кислородом), либо чистый кислород могут использоваться в качестве источника кислорода. Реакторная емкость, внутри которой имеют место крекинг и гашение тяжелой нефти, может работать при давлениях ниже 700 фунт/кв.дюйм (изб.) (4,928 кПа), а более предпочтительно может работать при давлениях ниже 500 фунт/кв.дюйм (изб.) (2,859 кПа).
Реакции могут гаситься в той же реакторной емкости с использованием непрореагировавшей тяжелой нефти, которая находится при температуре более низкой, чем облагороженная тяжелая нефть. Гашение осуществляют вскоре после экспонирования тяжелой нефти для синтетического газа. Контролирование давлений в реакторе и скорости поступления воздуха, топлива и непрореагировавшей тяжелой нефти обеспечивает способ контролирования скорости, при которой гасятся реакции. Альтернативно для гашения продукта реакции может использоваться рециклированный газойль или газойль из внешнего источника. Например, могут использоваться газойли с диапазоном температур кипения 300-1050°F (149-566°C), альтернативно 350-750°F (177-399°C).
Способ парциального облагораживания нефти облегчает синергизм между объединением топлива и тепла и промышленным оборудованием. Топливный газ, получаемый с помощью этого способа, может использоваться для генерирования пара высокого давления, который может использоваться, например, для облегчения производства тяжелой нефти или для предварительного нагрева исходных материалов для реакторной емкости. Альтернативно топливный газ может поступать в газовые турбины с целью генерации энергии для снабжения промышленного оборудования.
На фиг.1 показан инжекторный реактор 14, который состоит из внешних стенок 32, верхней стенки 41 и нижней стенки 45, с инжектором-горелкой 30, установленным по центру внутри инжекторного реактора 14. Воплощение на фиг.1 упрощено исключительно для целей описания. Например, инжектор-горелка 30 изображен в увеличенном масштабе по сравнению с инжекторным реактором 14. Как ясно специалистам в данной области, в инжекторном реакторе 14 может использоваться один или несколько инжекторов-горелок для достижения, в целом, однородных реакций облагораживания и гашения реакции, и пространственные пропорции инжектора-горелки 30 по отношению к инжекторному реактору 14 будут определяться предполагаемой пропускной способностью оборудования для облагораживания.
Воплощение инжектора-горелки 30 на фиг.1 сходно со смесительным соплом выпускного типа, которое предпочтительно изготавливается из сплавов, стойких к высоким температурам, оно соединяется с расположенным по центру зажигателем 42. Инжектор-горелка 30 содержит стенку 34 инжектора и основание 36 инжектора. Основание 36 инжектора соединено со стенкой 34 инжектора посредством стоек 38 инжектора. В этом воплощении основание 36 инжектора соединено с нижней стенкой 45 инжекторного реактора 14 с помощью резьбового соединения. Ясно, что способ по настоящему изобретению не является ограниченным использованием резьбового соединения или присоединением инжектора-горелки 30 на основании инжекторного реактора 14, или расположением входов 47 и выхода 49, которые обеспечивают поступающий и выходящий поток в верхней и нижней части инжекторного реактора 14, соответственно, и что геометрия на фиг.1 выбрана только для иллюстративных целей. Проход 40 инжектора расположен по центру в основании 36 инжектора. Зажигатель 42, в свою очередь, расположен по центру в проходе 40 инжектора.
Нагретый сжатый воздух 12 поступает в реакционную камеру 44 сквозь кольцевой вход 39 для воздуха, созданный между проходом 40 инжектора и зажигателем 42. Зажигатель 42 может представлять собой любой зажигатель с раскаленной поверхностью или искровой зажигатель, который обеспечит надежное воспламенение газов. Нагретая топливная смесь 9 поступает в реакционную камеру 44 сквозь кольцевой вход 37 для топлива, создаваемый между основанием 36 инжектора и проходом 40 инжектора. Тяжелая нефть входит в реакционную камеру 44 сквозь входные щели 35, которые представляют собой отверстия между стойками 38 инжектора, обеспечивающие прохождение нефти из наружного кольцевого прохода 33 между наружной стенкой 32 и инжектором-горелкой 30 в реакционную камеру 44.
Кончик 43 зажигателя 42 воспламеняет нагретый сжатый воздух 12 и нагретую топливную смесь 9 для создания высокотемпературного синтетического газа в нижней части реакционной камеры 44 вблизи стоек 38. Нагретая тяжелая нефть 2 протекает в инжекторный реактор 14 через входы 47 в нижней стенке 45 и входит в реакционную камеру 44 сквозь входные щели 35 инжектора-горелки 30 и при контакте с высокотемпературным синтетическим газом быстро подвергается реакции облагораживания тяжелой нефти в реакционной камере 44. Поток нагретой тяжелой нефти 2 через входные щели 35 возникает из-за выпускающей силы, создаваемой импульсом, генерируемым от воспламенения газов, которое генерирует синтетический газ. Быстрая реакция облагораживания тяжелой нефти возникает прежде всего из-за испарения части нагретой тяжелой нефти 2, когда воспламеняются нагретый сжатый воздух 12 и нагретая топливная смесь 9, однако реакция облагораживания тяжелой нефти будет осуществляться также в любой неиспаренной тяжелой нефти в реакционной камере 44. Как испаренная, так и любая неиспаренная облагороженная тяжелая нефть выходят из реакционной камеры 44 в смесительную камеру 46, которая представляет собой открытую область в инжекторном реакторе 14 ниже верхней стенки 41, но выше инжектора-горелки 30. Для предотвращения нежелательных вторичных реакций реакция облагораживания тяжелой нефти быстро гасится путем смешивания выходящего потока из реакционной камеры 44 с помощью дополнительной нагретой тяжелой нефти 2 в смесительной камере 46. Дополнительная нагретая тяжелая нефть 2 проходит сквозь кольцевой проход 33 реактора в смесительную камеру 46. Альтернативно, для гашения продукта реакции может использоваться рециклированный газойль или газойль из внешнего источника. Например, могут использоваться газойли с диапазоном температур кипения 300-1050°F (149-566°C), альтернативно, 350-750°F (177-399°C). Полученная смесь 3 облагороженной нефти выходит из верхней стенки 41 инжекторного реактора 14 через выход 49 под действием давления после пребывания в смесительной камере 46 в течение предпочтительно от 1 до 60 минут, а более предпочтительно от 2 до 20 минут, что дополнительно стабилизирует смесь 3 облагороженной нефти. Инжекторный реактор 14 может работать при умеренных давлениях, как правило, ниже 700 фунт/кв.дюйм (изб.) (4,928 кПа), а предпочтительно ниже 400 фунт/кв.дюйм (изб.) (2,859 кПа).
Синтетический газ, генерируемый в реакционной камере 44, в целом будет, как правило, иметь температуру выше 1200°F (649°C) или 1225°F (662°C), предпочтительно в пределах от 1200 до 3000°F (649-1649°C) или от 1225 до 3000°F (662-1649°C), а более предпочтительно в пределах от 1400 до 2400°F (760-1316°C) для быстрого облагораживания нагретой тяжелой нефти 2. Природный газ является предпочтительным топливом для генерирования синтетического газа благодаря высокому содержанию водорода в нем. Термин природный газ относится в целом к газообразным смесям углеводородов, например содержит такие компоненты, как метан, этан и пропан. Природный газ может также содержать серу и микроколичества различных металлов. Однако любой источник топлива, содержащего водород, такой как сжиженный нефтяной газ или нафта, может использоваться в качестве топлива для генерирования синтетического газа. Альтернативно тяжелые исходные материалы, такие как сама тяжелая сырая нефть, остаточные нефтепродукты и коксы, могут использоваться с целью генерирования синтетического газа для облагораживания.
Время реакции в реакционной камере 44 предпочтительно будет составлять 10 секунд или менее, а более предпочтительно менее чем 2 секунды для ограничения вторичных реакций крекинга. Скорости нагретой топливной смеси 9 и нагретого сжатого воздуха 12 в реакционной камере 44 предпочтительно должны быть относительно высокими для предотвращения повреждения инжектора-горелки 30 из-за реакции горения, в которой создается синтетический газ. Предпочтительной является минимальная скорость, равная 10 фут/сек (3 м/сек), хотя в зависимости от сплава, из которого изготавливают инжектор-горелку 30, могут использоваться и более низкие скорости. В зависимости от используемых скоростей реакционная зона реакции облагораживания тяжелой нефти может простираться выше нижней части реакционной камеры 44 и, возможно, в камеру 46.
Предпочтительный инжектор-горелка представляет собой инжекторное сопло выпускного типа, как изображено на фиг.1, которое имеет камеру конической формы для облегчения воспламенения как нагретого сжатого воздуха 12, так и нагретой топливной смеси 9, и крекинга молекулярных связей тяжелой нефти. В конструкции, изображенной фиг.1, с зажигателем центрального расположения, установленным в инжекторном сопле, реакция парциального окисления, как предполагается, осуществляется прежде всего в центре реакционной камеры 44, при этом часть нагретой тяжелой нефти 2 проходит вдоль внутренней поверхности стенки 34 инжектора, тем самым служа в качестве защитной пленки для внутренней поверхности стенки 34 инжектора.
Ясно, что инжектор 30 и зажигатель 42 необязательно ограничиваются геометрией воплощения, изображенного на фиг.1. Хотя инжектор коаксиально-кольцевого типа является предпочтительным для достижения быстрого воспламенения смеси топлива и воздуха и для предотвращения обратного удара пламени, любой инжекторный зажигатель, который способен генерировать синтетический газ без повреждения инжектора, может использоваться в этом воплощении. Кроме того, вместо введения нагретого сжатого воздуха 12 и нагретой топливной смеси 9 через концентрические круговые отверстия в основании 36 инжектора для поступления нагретого сжатого воздуха 12 и нагретой топливной смеси 9 в реакционную камеру 44 могут использоваться отдельные входные трубопроводы. Подобным же образом нагретая тяжелая нефть 2 может поступать через отдельную неконцентрическую систему ввода. В зависимости от геометрии и длины стенки 34 инжектора нагретая тяжелая нефть 2 может поступать в верхнюю часть реакционной камеры 44 через щели в верхней части стенки 34 инжектора, тем самым дополнительно облегчая гашение реакции. Не каждый из примеров этого параграфа изображен на фиг.1, но они будут понятны специалистам в данной области, которые увидят также другие примеры использования соответствующих инжекторов-горелок, основанные на концепциях настоящего описания.
Инжекторное сопло 80, показанное на фиг.11, может использоваться там, где синтетический газ образуется в отдельной реакционной камере для парциального окисления и транспортируется в отдельную реакционную камеру облагораживания тяжелой нефти, как здесь описывается более подробно ниже. Главное отличие между инжекторным соплом 80 на фиг.11 и соплом на фиг.1 заключается в том, что инжекторное сопло 80 на фиг.11 не содержит зажигателя и отдельных входных проходов для топлива и окислителя, как у сопла 30, изображенного на фиг.1. Сопло 80 на фиг.11 содержит один проход 82 для синтетического газа 81 к точке, где такой синтетический газ вступает в контакт с тяжелой нефтью, поступающей через входные щели 35, которые представляют собой отверстия между стойками 38 инжектора.
В другом воплощении реактор облагораживания тяжелой нефти состоит из двух реакционных камер. Реакционная камера для парциального окисления предназначена для генерирования газа, содержащего водород, например синтетического газа, и реакционная камера облагораживания тяжелой нефти предназначена для облагораживания тяжелой нефти. В одном из воплощений обе реакционные камеры объединяются.
Фиг.7 изображает одно из воплощений объединенного реактора 300 облагораживания тяжелой нефти. Реакционная камера 120 для парциального окисления может представлять собой нижнюю секцию и иметь огнеупорную футеровку 130. В реакционной камере 120 для парциального окисления синтетический газ может генерироваться из источника углеводородного топлива 171, воздуха 172 и, необязательно, пара. Верхняя секция может представлять собой реакционную камеру облагораживания тяжелой нефти 110, в которой улучшается качество тяжелой нефти 111, и она может иметь огнеупорную футеровку 353. Две реакционные камеры могут соединяться через один или множество проходов 310 с огнеупорной футеровкой 330.
Синтетический газ может генерироваться в реакционной камере 120 парциального окисления путем сжигания углеводородного топлива 171 вместе с окислительным агентом, например воздухом 172. Реакция парциального окисления может альтернативно включать в себя добавление пара. Альтернативно синтетический газ может генерироваться от парциального окисления смеси углеводородного топлива 171 и пара с помощью воздуха 172 под давлением. Смесь углеводородного топлива 171 и пара может предварительно нагреваться до температуры, находящейся в диапазоне 300-1500°F (149-816°C), альтернативно до 350-1000°F (149-538°C) или 400-600°F (204-316°C). Сжатый воздух или, альтернативно, обогащенный воздух может предварительно нагреваться до 200-1500°F (93-816°C), или, альтернативно, до 225-1000°F (107-538°C), или до 250-750°F (121-399°C) перед взаимодействием с углеводородным топливом 171 и паром в реакционной камере 120 для парциального окисления. Альтернативно часть входного пара может вводиться в систему ввода сжатого воздуха. Как обсуждалось ранее, окислительный реагент может представлять собой, например, воздух, обогащенный воздух или чистый кислород, и топливо может представлять собой любой газообразный или жидкий углеводород, но предпочтительно представляет собой природный газ. Например, углеводородное топливо может представлять собой природный газ, сжиженный природный газ, легкую нафту, нафту или дистиллятное топливо. В одном из воплощений реакция парциального окисления может осуществляться с использованием одного лишь воздуха в качестве окислительного реагента, таким образом уменьшая стоимость окислительного реагента по сравнению с обогащенным воздухом или чистым кислородом. Кроме того, реакция парциального окисления может осуществляться с добавлением меньшего количества пара, чем используется в других системах, таким образом понижая количество сточных вод, производимых способом в целом и приводящих к более высокой температуре синтетического газа. В некоторых воплощениях молярное отношение пара к углеводородному топливу может составлять от 0,25:1 до 10:1. Альтернативно молярное отношение пара к топливу может составлять от 0,25:1 до 3:1, 0,3:1 до 2,5:1, 5:1 до 2:1 или 0,75:1 до 1,5:1.
Множество инжекторов 170 может использоваться для введения углеводородного топлива 171, пара и воздуха 172 в реакционную камеру 120 парциального окисления. Предпочтительным является использование инжекторов торцевого смешивания для достижения более низкой температуры пламени и для приспособления к компактному размеру реакционной камеры 120 парциального окисления. Каждый инжектор торцевого смешивания может необязательно содержать множество отверстий для введения множества сопел торцевого смешивания в реакционную камеру 120 парциального окисления. Система зажигания, например зажигатель 320, может быть встроена в камеру 120 для инициирования реакции парциального окисления. Зажигатель 320 может представлять собой, например, искровой зажигатель или зажигатель с раскаленной поверхностью.
Поскольку реакторная камера парциального окисления способна работать при отношениях пара к топливу около 1:1, воздух может использоваться в качестве окислительного реагента, в то же время по-прежнему достигая температуры синтетического газа выше 1200°F (649°C) или 1225°F (662°C). В альтернативных воплощениях температура синтетического газа может находиться в пределах от 1200 до 3000°F (649-1649°C), 1225-3000°F (662-1649°C) или в пределах от 1400 до 2400°F (760-1316°C). Воплощения реакции парциального окисления могут осуществляться при давлении ниже 700 фунт/кв.дюйм (изб.) (4,928 кПа), а более предпочтительно ниже 500 фунт/кв.дюйм (изб.) (3,549 кПа).
Синтетический газ может транспортироваться в реакционную камеру 110 облагораживания тяжелой нефти через один или несколько проходов 310, которые могут иметь огнеупорную футеровку 330. Каждый снабженный огнеупорной футеровкой 330 проход 310 может соединяться со столбиком 340 для присоединения выпускного сопла 190. Столбики 340 могут устанавливаться на стальной опорной плите 355, которая может привариваться к оболочке 351 реакционной камеры 120. Опорная плита может быть изогнута под углом, чтобы дать возможность для теплового расширения. Столбик 340 может содержать внутренний проход и может также иметь огнеупорную футеровку, чтобы выдерживать работу при высоких температурах. Входной узел 350 выпускного сопла 190, куда вводится синтетический газ, предпочтительно имеет огнеупорную футеровку для продолжительной работы. Высокотемпературные сплавы могут использоваться в качестве конструкционного материала выпускных сопел 190 без защиты керамической футеровкой, когда температура синтетического газа ниже примерно 2000°F (1093°C).
В одном из воплощений выпускные сопла 190 заканчиваются в реакционной камере 110 для облагораживания тяжелой нефти. Выпускные сопла 190 могут полностью или частично располагаться внутри реакционной камеры 110 для облагораживания тяжелой нефти. В одном из воплощений реакционная камера 110 может содержать три зоны. Высокотемпературная реакционная зона 360 осуществляет приведение в контакт поступающей тяжелой нефти с горячим синтетическим газом при температуре, превышающей 1200°F (649°C), или, альтернативно, превышающей 1225°F (662°C), в течение менее чем 10 секунд или, альтернативно, менее чем 2 секунды. В альтернативных воплощениях температура высокотемпературной реакционной зоны 360 может находиться в пределах от 1200 до 3000°F (649-1649°C), от 1225 до 3000°F (662°C-1649°C) или в пределах от 1400 до 2400°F (от 760 до 1316°C). Высокотемпературная реакционная зона 360 может полностью в основном или частично располагаться в выпускном сопле 190.
Реакционная камера 110 для облагораживания тяжелой нефти может также содержать зону быстрого гашения 361, в которой термически крекированная нефть из высокотемпературной реакционной зоны 360 быстро гасится с понижением ее температуры и завершением быстрого высокотемпературного термического крекинга поступающей тяжелой нефти. В зоне 361 быстрого гашения температура термически крекированной нефти понижается от более чем 1200°F (649°C) или, альтернативно, более чем 1225°F (662°C) до менее чем 850°F (454°C) и альтернативно менее чем 800°F (427°C) в пределах 10 секунд инициирования высокотемпературного термического крекинга поступающей тяжелой нефти. Зона 361 быстрого гашения может в основном или частично располагаться в выпускном сопле 190 и в основном частично или полностью вне сопла 190, в реакционной камере 110 облагораживания тяжелой нефти. В одном из воплощений непрореагировавшая тяжелая нефть может служить в качестве гасящей среды. В одном из воплощений гасящая среда представляет собой неиспаренную, непрореагировавшую, более холодную тяжелую нефть, которая представляет собой часть тяжелой нефти, поступающей в выпускное сопло 190, но не вступающей в тесный контакт с горячим синтетическим газом и по этой причине неиспаренной. Более холодная, непрореагировавшая поступающая тяжелая нефть может протекать вдоль внутренней стенки выпускного сопла 190 и по этой причине избегать тесного контакта с синтетическим газом. Альтернативно, рециклированный газойль или газойль из внешнего источника может использоваться для гашения продукта реакции. Например, могут использоваться газойли с температурами кипения в диапазоне 300 -1050°F (149-566°C), альтернативно, 350 -750°F (177-399°C).
Реакционная камера облагораживания тяжелой нефти 110 может также содержать стабилизационную зону 362, в которой охлажденная термически крекированная нефть, смешанная с гасящей средой, получает возможность для стабилизации в течение от 1 до 60 минут, альтернативно от 20 до 50 минут. Стабилизационная зона 362 может работать ниже 850°F (454°C) и, альтернативно, ниже 800°F (427°C) или 740-790°F (393-421°C), так что быстрый термический крекинг уменьшается или исключается. Однако стабилизационная зона 362 может дополнительно способствовать процессу облагораживания нефти. В воплощениях настоящего изобретения стабилизационная зона 362 может обеспечивать более 30 процентов, альтернативно, более 40 или 50 процентов от всего процесса преобразования тяжелой нефти. Преобразование определяется как мас.% от исходного материала, обрабатываемого в способе, который кипит при температуре выше 1050°F и который преобразуется в материал, который кипит ниже 1050°F. То есть облагораживание или преобразование определяется как
Преобразование = ((% массовый исходного материала, 1050°F+) - (% массовый продукта, 1050°F+))/(% массовый исходного материала, 1050°F+).
Температура и время пребывания влияют на стабильность и облагораживание нефти в стабилизационной зоне 362. Индекс интенсивности реакции (RSI875°F), основанный на эталонной температуре 875°F (468°C), может применяться для отслеживания влияния времени пребывания на стабильность облагороженной нефти. Этот индекс определяется как
RSI875°F = (время стабилизации) x e(E/R)(1/(875+460)-1/(T+460))
где (время стабилизации) измеряется в секундах
| E = | энергия активации (калория/моль) |
| R = | универсальная газовая константа (калория/(моль-°K) |
| T = | температура реакции (°F) |
В воплощениях настоящего изобретения RSI875°F облагороженной сырой нефти может поддерживаться ниже 300 секунд и, альтернативно, ниже 250, 200 или 150 секунд. В воплощениях настоящего изобретения RSI875°F облагороженной сырой нефти может поддерживаться выше 5 секунд и, альтернативно, выше 10 или 20 секунд. По этой причине объем стабилизационной зоны 362 может выбираться с целью обеспечения стабильности облагороженной сырой нефти. Альтернативно, вода 370 может инжектироваться либо в стабилизационную зону 362, либо в выходную трубу 119 реактора для дополнительного охлаждения облагороженной сырой нефти. В случае инжектирования воды является желательным охлаждение облагороженной сырой нефти до температуры ниже 750°F (399°C), а более предпочтительно ниже 700°F (371°C).
Реакционная камера 110 для облагораживания тяжелой нефти может работать при различных давлениях, превышающих 1000 фунт/кв.дюйм, или в режиме низких давлений. В режиме низких давлений реакционная камера 110 облагораживания тяжелой нефти работает при давлении ниже 700 фунт/кв.дюйм (изб.) (4,928 кПа) или ниже 500 фунт/кв.дюйм (изб.)(3,549 кПа). Реакционная камера 110 облагораживания тяжелой нефти может, альтернативно, работать в диапазоне от 200 фунт/кв.дюйм (изб.) (1480 кПа) до 600 фунт/кв.дюйм (изб.) (4,238 кПа). При такой работе парциальное давление водорода в реакционной камере может находиться в диапазоне от 20 фунт/кв.дюйм (абс.) (138 кПа) до 200 фунт/кв.дюйм (абс.) (1379 кПа), или, альтернативно, от 40 фунт/кв.дюйм (абс.) (276 кПа) до 120 фунт/кв.дюйм (абс.) (827 кПа), или от 40 фунт/кв.дюйм (абс.) (276 кПа) до 115 фунт/кв.дюйм (абс.) (793 кПа).
Предварительно нагретая тяжелая нефть 111 может поступать в реакционную камеру облагораживания тяжелой нефти 110 через множество входов 371, расположенных в нижней части камеры 110. Фиг.8 изображает три входа 371a, 371b, 371c для тяжелой нефти, расположенные под углом 120° друг к другу, однако количество этих входов для тяжелой нефти не ограничивается тремя. Альтернативно, внутренняя система распределительных труб может использоваться в нижней части реакционной камеры 110 для облагораживания тяжелой нефти для однородного распределения поступающей тяжелой нефти. Температура предварительно нагретой тяжелой нефти 111a, 111b, 111c может изменяться, но предпочтительно находится в пределах между 300 и 800°F (149 и 427°C), а более предпочтительно между 400 и 600°F (204 и 316°C).
Сила естественного притяжения и выпускающая сила, создаваемая инжектируемым синтетическим газом в выпускном сопле, может перемещать часть 20-50% предварительно нагретой тяжелой нефти в выпускных соплах через отверстия, расположенные вблизи нижней части сопел. Эта часть тяжелой нефти быстро крекируется и испаряется после того, как она вступает в контакт с горячим синтетическим газом во внутреннем отделении выпускных сопел. Является вероятным, что определенное количество тяжелой нефти, протекающей вверх вдоль внутренней стенки выпускных сопел, будет подвергаться реакциям крекинга в жидкой фазе; однако предполагается, что большая часть тяжелой нефти в выпускных соплах проходит через реакции крекинга в газовой фазе. Водород в синтетическом газе выполняет функцию захвата радикалов, сводя к минимуму ретрогрессивные реакции, которые образуют кокс. Время пребывания газофазных реакций крекинга предпочтительно является меньшим чем 10 секунд, а более предпочтительно меньшим чем 2 секунды, чтобы свести к минимуму выход легких газообразных углеводородов. Продукты крекинга покидают сопла и немедленно оказываются в контакте с оставшейся частью 50-80% тяжелой нефти и/или рециклированной, охлажденной термически крекированной нефти, которая идет в обход выпускных сопел. Продукты крекинга смешиваются с обошедшей тяжелой нефтью под действием сил турбулентности и быстро охлаждаются в зоне быстрого гашения реакционной камеры облагораживания тяжелой нефти. Быстрое гашение продуктов крекинга сведет к минимуму вторичные реакции крекинга и крекирование до кокса. Над зоной быстрого гашения находится стабилизационная зона, где продукты крекинга полностью смешиваются с непрореагировавшей тяжелой нефтью, и достигается химическое равновесие.
Альтернативно, вся поступающая тяжелая нефть вместе с некоторым количеством текучих сред, содержащихся в реакционной камере облагораживания тяжелой нефти (например, охлажденной термически крекированной нефти, погашенной нефти и/или стабилизированной нефти), может поступать в выпускное сопло благодаря созданию мощной выпускной силы с помощью потока с высокой скоростью синтетического газа в выпускном сопле. В этом воплощении смесь поступающей тяжелой нефти и других текучих сред реактора может служить в качестве гасящей среды внутри выпускного сопла. В различных воплощениях количество рециклируемых в реакционную камеру текучих сред, выпускаемых в выпускное сопло, может изменяться путем регулировки скорости синтетического газа в выпускном сопле и путем регулировки скоростей потока поступления свежей тяжелой нефти и извлечения продукта стабилизированной нефти. Таким образом, некрекированная или частично крекированная тяжелая нефть может рециклироваться несколько раз через выпускное сопло и высокотемпературную реакционную зону для дополнительного облагораживания. В различных воплощениях общая скорость поступления в выпускное сопло (сопла) может в 2, 5 или 10 раз, или больше превышать скорость поступления свежей тяжелой нефти в реакционную камеру тяжелой нефти.
Различные воплощения настоящего изобретения предусматривают способ, который дает более низкий выход газообразных легких углеводородов, чем другие доступные способы. Например, воплощения настоящего изобретения могут давать менее чем 4% массовых газообразных C1-C4. Альтернативно, воплощения настоящего изобретения дают менее чем 3, 2 или 1% массовый газообразных C1-C4. В дополнение к этому воплощения настоящего изобретения дают меньше, чем 2% массовых кокса, альтернативно, меньше чем 1% массовый, меньше чем 0,5% массового или меньше чем 0,1% массового кокса.
Фиг.2 изображает упрощенную схему способа по одному из воплощений настоящего изобретения, которое может использоваться вместе с различными конфигурациями реактора, обсуждаемыми здесь. Тяжелая сырая нефть 1 из какого-либо источника предварительно нагревается в теплообменнике 13 с генерированием нагретой тяжелой нефти 2, которая вводится в инжекторный реактор 14 или, альтернативно, в реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти. Температура нагретой тяжелой нефти 2 предпочтительно является достаточно низкой, чтобы свести к минимуму термический крекинг молекул нефти, и для большинства тяжелых нефтей будет находиться в пределах от 300 до 800°F (149-427°C), а более предпочтительно от 400 до 700°F (204-371°C).
Воздух 10 сжимают в воздушном компрессоре 15. Сжатый воздух 11 нагревается в печи 17 предпочтительно до температуры, находящейся в пределах между 200 и 1000°F (93-538°C), а более предпочтительно между 250 и 800°F (121-427°C). Затем нагретый сжатый воздух 12 поступает в инжекторный реактор 14. Как отмечено выше, могут использоваться и другие источники молекул кислорода. Будет понятно, что предварительный нагрев тяжелой сырой нефти 1 или сжатого воздуха 11 не является требованием настоящего изобретения, но является предпочтительным для повышения эффективности реакции облагораживания. Пар 7 создают путем нагрева поступающей из бойлера воды 6 в печи 17. Природный газ 5 смешивается с паром 7 в смесителе 16 и нагревается в печи 17 до температуры, предпочтительно находящейся в пределах между 300 и 1000°F (149-538°C). Полученная нагретая топливная смесь 9 поступает в инжекторный реактор 14 или, альтернативно, в реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти реактора с двумя камерами.
Как описывается выше в связи с фиг.1, воспламенение нагретого сжатого воздуха 12 и нагретой топливной смеси 9 в присутствии нагретой тяжелой нефти 2 может использоваться для инициирования реакции облагораживания или синтетический газ может генерироваться в отдельной реакционной камере для парциального окисления и транспортироваться в горячем виде в отдельную реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти, как здесь описывается. В первом воплощении реактора является предпочтительным, если множество инжекторов-горелок 30 равномерно распределяется внутри инжекторного реактора 14 для достижения максимальной производительности и эффективности оборудования для облагораживания. Точное количество инжекторов-горелок 30 будет зависеть от размера инжекторного реактора 14 и желаемого объема пропускания оборудования для облагораживания. Также как описывается выше, выходным продуктом инжекторного реактора 14 является облагороженная нефтяная смесь 3.
Малое количество твердых материалов предпочтительно меньше чем пять процентов массовых может необязательно смешиваться (на чертежах не показано) с нагретой тяжелой нефтью 2 перед ее поступлением в инжекторный реактор 14 или, альтернативно, в реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти двухкамерного реактора для контроля возможных осаждений в инжекторном реакторе 14. Эти твердые продукты могут быть либо инертными, такими как песок, либо реакционноспособными, такими как уголь.
В настоящем воплощении облагороженная нефтяная смесь 3 используется в качестве источника тепла для теплообменника 13. Затем охлажденная облагороженная тяжелая нефть 4 поступает в обычный сепаратор 18, который производит продукт сырой нефти 21, топливный газ 19, продукт 20 серы и сточные воды 2.
Для полного понимания настоящего изобретения полезным является сопоставление способа парциального облагораживания нефти со способами улучшения качества тяжелой нефти, предложенными ранее. Множество предложенных ранее способов направлено на жидкофазную реакцию облагораживания тяжелой нефти, в которой молекулярные связи в тяжелой нефти в жидкой фазе разрываются, и полученные углеродные радикалы объединяются с доступными водородными радикалами для создания стабилизированной облагороженной тяжелой нефти.
В противоположность этому одно из воплощений способа парциального облагораживания направлено преимущественно на газофазную реакцию облагораживания тяжелой нефти. Конкретно, тепло, высвобождающееся во время образования синтетического газа, испаряет часть тяжелой нефти, тем самым делая возможным осуществление газофазной реакции облагораживания тяжелой нефти. Это испарение и газофазная реакция осуществляются гораздо быстрее, чем это происходит в жидкофазной реакции, причем водород в синтетическом газе является одновременно доступным для связывания с атомами углерода тяжелых нефтей. Хотя этот способ может осуществляться при высоких давлениях, высокие давления не являются необходимыми для облегчения этой газофазной реакции, тем самым появляется возможность для использования более низких давлений, если это желательно. Кроме того, в газовой фазе молекулы водорода и углерода легче связываются, дополнительно способствуя уменьшению времени реакции облагораживания и высокой эффективности способа облагораживания.
Поскольку газофазная реакция облагораживания по указанному способу осуществляется быстро, является также необходимым способ быстрого гашения облагороженной тяжелой нефти. Поскольку разность температур между облагороженной испаренной тяжелой нефтью и необлагороженной тяжелой нефтью является большой, дополнительная облагороженная тяжелая нефть быстро гасит реакцию облагораживания и тем самым предотвращает генерирование нежелательных материалов отходов. В жидкофазных технологиях разность температур является гораздо меньшей, и по этой причине реакции в этих технологиях не могут гаситься настолько же быстро, а нежелательные материалы отходов не могут исключаться до такой же степени, как в способе PCU.
Воплощения предлагаемого изобретения могут обеспечить преимущества с помощью доступных в настоящее время компонентов для облегчения изготовления надежного оборудования для облагораживания тяжелой нефти. Например, могут использоваться сопла, которые уже давно используются для циркуляции и смешивания текучих сред в закрытых и открытых танках. Одним из примеров сопел, которые могут использоваться или модифицироваться, чтобы они удовлетворяли требованиям к инжектору-горелке или выпускному соплу, используемому в воплощениях настоящего изобретения, представляют собой продукты TurboMix™ от BETE Fog Nozzle, Inc. of Greenfield, MA. Подобным же образом зажигатель 42, используемый в некоторых воплощениях настоящего изобретения, может основываться на зажигателях с раскаленной поверхностью, которые уже давно используются в газовых бытовых приборах. Например, линия продуктов MINI-IGNITER от Saint-Goban/Advanced Ceramics-Norton Igniter of Milford, MA может модифицироваться, чтобы они удовлетворяли потребностям способа PCU. Преимуществами зажигателей с раскаленной поверхностью по сравнению с зажигателями искрового типа являются более низкие требования к электропитанию и более безопасная работа. Способность настоящего изобретения строиться на доступных в настоящее время технологиях и составляющих деталях - в каждом случае из различных и ранее не связанных друг с другом областей промышленности - является уникальной характеристикой способа парциального облагораживания и важным преимуществом перед предложенными ранее способами облагораживания тяжелой нефти.
Учитывая отличия способа парциального облагораживания от описанных ранее способов, авторы не связаны какой-либо конкретной физической, химической или механической теорией работы. Авторы приводят эти теории в попытке объяснения того, почему и как, как предполагается, работает настоящее изобретение. Эти теории приводятся только для информационных целей и не должны интерпретироваться как ограничивающие каким-либо образом истинный смысл и объем настоящего изобретения.
Второе воплощение способа парциального облагораживания нефти изображено на фиг.3. Это воплощение иллюстрирует эффективность облагораживания, которое связано с применением указанного способа. На фиг.3 работа теплообменника 13, инжекторного реактора 14 или, альтернативно, реакционной камеры для облагораживания тяжелой нефти двухкамерного реактора, воздушного компрессора 15, смесителя 16 и печи 17 является такой, как описано выше.
В этой конфигурации облагороженная нефтяная смесь 3 поступает во второй теплообменник 50 для дополнительного охлаждения перед поступлением после охлаждения облагороженной тяжелой нефти 4 в сепаратор 51 газовой и жидкой фаз. Эффективность этого варианта заключается в том, что вода 6, поступающая из бойлера, может использоваться в качестве охлаждающей среды для теплообменника 50, при этом нагретая вода 23, которая поступает в бойлер, затем поступает в печь 17. В результате появляется второй источник воды для печи 17, для генерирования пара 7 или, альтернативно, для генерирования отдельной подачи 24 пара высокого давления для таких применений, как повышение добычи нефти.
Газы, отделенные в сепараторе 51 газообразной и жидкой фаз, направляются через расширительное устройство, такое как клапан 53 Джоуля-Томсона, и смеситель 54 перед поступлением в виде газа 67 в установку 57 для обработки газа. Выходной материал установки 57 для обработки газа представляет собой топливный газ 19 и продукт 20 серы. В этом воплощении продукт 20 серы с наибольшей вероятностью будет представлять собой газообразный сероводород, как будет понятно специалистам в данной области. В результате продукт 21 сырой нефти будет иметь более низкое содержание серы, чем тяжелая нефть 1. Другая эффективность настоящего воплощения заключается в том, что топливный газ 19 может использоваться в качестве источника энергии для печи 17 и, или как альтернатива, в качестве источника энергии для турбины 60 с генерированием энергии 61.
Жидкости, отделенные в сепараторе 51 газообразной и жидкой фаз, направляются через расширительное устройство 52 для генерирования жидкого продукта 66, который поступает в сепаратор 55 жидкостей. Сточные воды 22, если они генерируются, происходят от сепаратора 55 жидкостей. Любой дополнительный газ 74, не отделенный ранее, посылается в смеситель 59, где он смешивается с газом, извлеченным из разделительной колонны 58. Эту смесь сжимают в компрессоре 56 остаточного газа и вводят в смеситель 54. Углеводородные жидкости 65 из сепаратора 55 направляются в разделительную колонну 58 для генерирования продукта 21 сырой нефти.
Осуществляют имитационное моделирование процесса для способа парциального облагораживания. Различные программы имитационного моделирования процесса являются коммерчески доступными; один из примеров представляет собой программу HYSYS™, версия 2.2, продукт Hyprotech Ltd., дочерняя компания AEA Technology plc. Другие такие программы известны специалистам в данной области. Таблица 1 приводит типичные рабочие температуры, давления и скорости потока на различных стадиях указанного способа, и она ссылается на позиции, показанные на фиг.3. Для простоты результаты имитационного моделирования процесса, показанные в таблице 1, используют предполагаемую смесь тяжелых парафинов и содержащих серу парафиновых соединений для представления тяжелой нефти 1. Конкретно, тяжелую нефть, как предполагается, представляет смесь 50% n-C30H62 и 50% n-C30H61SH. Имитационное моделирование предполагает, что 40% часть поступающего потока тяжелой нефти взаимодействует с синтетическим газом для завершения преобразования в крекированные продукты посредством следующих двух реакций:
1) n-C30H61SH + H2 → n-C30H62 + H2S
2) n-C30H62 + x H2 → Крекированные продукты
Крекированные продукты, как предполагается, являются смесью соединений, имеющих индивидуальные последовательности атомов углерода, находящиеся в пределах от 1 до 22 молекул углерода в длину. Предполагаемый химический механизм крекинга дает 6,6% газов с одной-четырьмя молекулами углерода, и общее потребление водорода составляет 268 куб.фут/баррель. Осуществляют исследования чувствительности для смесей, имеющих предполагаемые углеродные последовательности, находящиеся в пределах от 1 до 28 молекул в длину, с выходом газа после крекинга 4,7% и с общим потреблением водорода 230 куб.фут/баррель без значительных отличий от результатов, приведенных ниже.
Имитационное моделирование предполагает, что 10% моноокиси углерода в синтетическом газе взаимодействует с водой с образованием дополнительных молекул водорода для связывания с радикалами тяжелой нефти. Имитационное моделирование предполагает, что непрореагировавшие 60% входного потока тяжелой нефти используются для гашения реакции облагораживания.
Результаты имитационного моделирования в таблице 1 демонстрируют преимущества способа парциального облагораживания нефти. Отношение пара 7 к природному газу 5, равное 0,6, является более низким, чем требуется в описанных ранее технологиях облагораживания тяжелой нефти. В результате этот способ генерирует низкий объем сточных вод 22. Кроме того, продукт 21 сырой нефти не страдает уменьшениями выходного объема, которые являются типичными для многих технологий облагораживания тяжелой нефти. Продукт 21 сырой нефти, который состоит из смеси 61,8% (молярные проценты) компонентов крекированной тяжелой нефти и 38,2% некрекированной тяжелой нефти, облагораживается на 6,8 в градусах по АНИ, по сравнению с тяжелой нефтью 1.
| Таблица 1 Результаты имитационного моделирования для воплощения способа парциального облагораживания нефти, показанного на фиг.3 | |||||||
| Материал, участвующий в способе | Объем потока | Объем потока, Кгмоль/час | Температура, °F | Температура, °C | Давление, фунт/кв.дюйм (абс.) | Давление, КПа | Качество нефти АНИ |
| Тяжелая нефть 1 | 40,000 баррель/день | 528,4 | 199,5 | 93,1 | 169 | 1,165 | 32,8 |
| Природный газ 5, поступающий в смеситель 16 | 9,1 мегакуб.фут /день | 453,6 | 80 | 26,7 | 178,5 | 1,231 | |
| Пар 7 | 10,810 фунт/час | 272,2 | 372,8 | 189,3 | 178,5 | 1,231 | |
| Горячая вода 23, поступающая в бойлер | 551,000 фунт/час | 13,870 | 357,2 | 180,7 | 1520 | 10,480 | |
| Нагретый сжатый воздух 12 | 96,400 фунт/час | 1,518 | 1050 | 565,6 | 177 | 1,220 | |
| Нагретая топливная смесь 9 | 27,830 фунт/час | 725,8 | 1050 | 565,6 | 177 | 1,220 | |
| Синтетический газ, генерируемый в инжекторном реакторе 14 | 124,230 фунт/час | 2,768 | 2237 | 1,225 | 167 | 1,151 | |
| Нагретая тяжелая нефть 2c | 40,000 баррель/день | 528,4 | 500 | 260 | 167 | 1,151 | |
| Облагороженная тяжелая нефть 3 | 635,400 фунт/час | 3,295 | 752,8 | 400,2 | 160 | 1,103 | |
| Охлажденная облагороженная тяжелая нефть 4 | 635,400 фунт/час | 3,295 | 120 | 48,9 | 112,5 | 776 | |
| Жидкий продукт 66 | 507,600 фунт/час | 1,255 | 118,9 | 48,3 | 14,8 | 102 | |
| Сернистая сырая нефть 65 | 40,840 баррель/день | 846,1 | 118,9 | 48,3 | 14,8 | 102 | |
| Природный газ 5, поступающий в разделительную колонну 58 | 910 килокуб.фут /день | 45,4 | 69,2 | 20,7 | 15,8 | 109 | |
| Газ 67 | 135,600 фунт/час | 2,147 | 110 | 43,3 | 45 | 310 | |
| Сточные воды 22 | 991 баррель/день | 363,6 | 118,9 | 48,3 | 14,8 | 102 | |
| Отработавший газ из печи 17 | 279 мегакуб.фут /день | 13,880 | 505,8 | 263,2 | 14,8 | 102 | |
| Продукт сырой нефти 21 | 40,620 баррель/день | 829,3 | 117,4 | 47,4 | 15,8 | 109 | 39,6 |
Фиг.4 изображает воплощение способа парциального облагораживания, подобное воплощению на фиг.3, за исключением того, что дистилляционная колонна 62 использована вместо разделительной колонны 58, и часть непрореагировавшей тяжелой нефти 25 рециклируется обратно в инжекторный реактор 14 путем смешивания с тяжелой нефтью 1 в смесителе 63. При имитационном моделировании этого воплощения 20% непрореагировавшей тяжелой нефти из дистилляционной колонны 62 рециклируется, хотя это воплощение не является ограниченным рециклированием какого-либо конкретного процента непрореагировавшей тяжелой нефти из дистилляционной колонны. Перед поступлением в инжекторный реактор 14 смешанная тяжелая нефть 26 нагревается в теплообменнике 13. Имитационное моделирование опять предполагает, что 40% нагретой тяжелой нефти 2 взаимодействует с синтетическим газом, а оставшиеся 60% представляют собой гасящий материал. Результаты имитационного моделирования этого воплощения изображены в таблице 2. Заметим, что продукт 21 сырой нефти имеет гораздо более высокую плотность в градусах по АНИ, чем в воплощении фиг.3. В этом воплощении продукт 21 сырой нефти содержит 66,9 молярных процента компонентов крекированной тяжелой нефти.
| Таблица 2 Результаты имитационного моделирования воплощения способа облагораживания нефти для рециклированной тяжелой нефти, показанного фиг.4 | |||||||
| Материал, участвующий в способе | Объем потока | Объем потока, Кгмоль/час | Температура, °F | Температура, °C | Давление, фунт/кв.дюйм (абс.) | Давление, кПа | Качество нефти АНИ |
| Тяжелая нефть 1 | 40,000 баррель/день | 528,4 | 199,5 | 93,1 | 169 | 1,165 | 32,8 |
| Рециклированная тяжелая нефть 25 | 5,454 баррель/день | 72,0 | 200 | 93,3 | 169 | 1,165 | |
| Природный газ 5, поступающий в смеситель 16 | 10,4 мегакуб.фут /день | 517,1 | 80 | 26,7 | 178,5 | 1,231 | |
| Пар 7 | 12,320 фунт/час | 310,3 | 372,8 | 189,3 | 178,5 | 1,231 | |
| Горячая вода 23, поступающая в бойлер | 626,500 фунт/час | 15,770 | 357,7 | 180,9 | 1520 | 10,480 | |
| Нагретый сжатый воздух 12 | 109,900 фунт/час | 1,730 | 1050 | 565,6 | 177 | 1,220 | |
| Нагретая топливная смесь 9 | 31,730 фунт/час | 827,4 | 1050 | 565,6 | 177 | 1,220 | |
| Синтетический газ, генерируемый в инжекторном реакторе 14 | 141,630 фунт/час | 3,155 | 2237 | 1,225 | 167 | 1,151 | |
| Нагретая тяжелая нефть 2 | 40,000 баррель/день | 528,4 | 500 | 260 | 167 | 1,151 | |
| Облагороженная тяжелая нефть 3 | 722,500 фунт/час | 3,754 | 752,9 | 400,5 | 160 | 1,103 | |
| Охлажденная облагороженная тяжелая нефть 4 | 722,500 фунт/час | 3,754 | 120 | 48,9 | 112,5 | 776 | |
| Жидкий продукт 66 | 576,800 фунт/час | 1,427 | 118,9 | 48,3 | 14,8 | 102 | |
| Сернистая сырая нефть 65 | 556,100 фунт/час | 961,4 | 118,9 | 48,3 | 14,8 | 102 | |
| Природный газ 5, поступающий в разделительную колонну 58 | 1,0 мегакуб.фут /день | 49,9 | 69,2 | 20,7 | 15,8 | 109 | |
| Газ 67 | 154,400 фунт/час | 2,447 | 110 | 43,3 | 45 | 310 | |
| Сточные воды 22 | 1,130 баррель/день | 414,5 | 118,9 | 48,3 | 14,8 | 102 | |
| Отработавший газ из печи 17 | 310 мегакуб.фут /день | 15,580 | 506,3 | 263,5 | 14,8 | 102 | |
| Продукт сырой нефти 21 | 40,710 баррель/день | 870,7 | 118 | 47,8 | 15,8 | 109 | 56,6 |
Другое воплощение изображено на фиг.5. В этом воплощении инжекторный реактор 14 заменен реактором 75 для парциального окисления и реактором 66 для облагораживания. Парциальное окисление относится к способу ограничения количества кислорода, у которого есть возможность взаимодействовать с топливной смесью, с тем чтобы обеспечить, чтобы выходные продукты представляли собой в основном водород и моноокись углерода, а не двуокись углерода и воду. Реакторы для парциального окисления хорошо известны в области преобразования газа в жидкости, а также в других областях, и настоящее воплощение представляет собой пример применения способа парциального облагораживания нефти с использованием хорошо понятных коммерчески доступных компонентов. Нагретая топливная смесь 9 и нагретый сжатый воздух 12 поступают в реактор 75 для парциального окисления с генерированием синтетического газа 76. Горячий синтетический газ 76 направляется через набор инжекторных сопел (не показаны), расположенных в реакторе для 66 облагораживания. В этом воплощении используется высокое отношение пара к природному газу в нагретой топливной смеси 9 для поддержания синтетического газа 76 при температуре приблизительно 1400°F (760°C). Это предотвращает высокотемпературные повреждения проточных трубопроводов и сопел, используемых для транспортировки синтетического газа 76 в реактор 66 для облагораживания. Эта приблизительная температура не является ограничением настоящего воплощения, но скорее является функцией температурной стойкости материалов, используемых для изготовления компонентов оборудования для облагораживания. Имитационное моделирование этого воплощения опять предполагает, что 40% нагретой тяжелой нефти 2 взаимодействует с синтетическим газом, а оставшиеся 60% представляют собой гасящий материал. Результаты имитационного моделирования этого воплощения приведены в табл.3. Продукт 21 сырой нефти содержит 60,7 молярных процентов крекированной тяжелой нефти и имеет улучшение плотности до 8,4 градусов АНИ.
| Таблица 3 Результаты имитационного моделирования воплощения способа парциального облагораживания нефти для реактора для парциального окисления, показанного на фиг.5 | |||||||
| Материал, участвующий в способе | Объем потока | Объем потока, Кгмоль/час | Температура, °F | Температура, °C | Давление, фунт/кв.дюйм (абс.) | Давление, кПа | Качество нефти АНИ |
| Тяжелая нефть 1 | 40,000 баррель/день | 528,4 | 199,5 | 93,1 | 169 | 1,165 | 32,8 |
| Природный газ 5, поступающий в смеситель 16 | 20,0 мегакуб.фут/день | 997,9 | 80 | 26,7 | 178,5 | 1,231 | |
| Пар 7 | 150,600 фунт/час | 3,792 | 372,8 | 189,3 | 178,5 | 1,231 | |
| Горячая вода 23, поступающая в бойлер | 930,000 фунт/час | 23,420 | 450,1 | 232,3 | 1520 | 10,480 | |
| Нагретый сжатый воздух 12 | 154,200 фунт/час | 2,429 | 800 | 426,7 | 177 | 1,220 | |
| Нагретая топливная смесь 9 | 188,050 фунт/час | 4,790 | 800 | 426,7 | 177 | 1,220 | |
| Синтетический газ 76 | 342,250 фунт/час | 8,223 | 1401 | 760,8 | 167 | 1,151 | |
| Нагретая тяжелая нефть 2 | 40,000 баррель/день | 528,4 | 500 | 260 | 167 | 1,151 | |
| Облагороженная тяжелая нефть 3 | 853,500 фунт/час | 8,751 | 792,5°F | 422,5 | 160 | 1,103 | |
| Охлажденная облагороженная тяжелая нефть 4 | 853,500 фунт/час | 8,751 | 120 | 48,9 | 112,5 | 776 | |
| Жидкий продукт 66 | 626,400 фунт/час | 4,356 | 119,7 | 48,7 | 14,8 | 102 | |
| Сернистая сырая нефть 65 | 484,500 фунт/час | 818,1 | 119,7 | 48,7 | 14,8 | 102 | |
| Природный газ 5, поступающий в разделительную колонну 58 | 910 килокуб.фут /день | 45,4 | 69,2 | 20,7 | 15,8 | 109 | |
| Газ 67 | 233,400 фунт/час | 4,490 | 110 | 43,3 | 45 | 310 | |
| Сточные воды 22 | 9,538 баррель/день | 3,499 | 119,7 | 48,7 | 14,8 | 102 | |
| Отработавший газ из печи 17 | 520,0 мегакуб.фут/день | 25,900 | 507 | 263,9 | 14,8 | 102 | |
| Продукт сырой нефти 21 | 40,170 баррель/день | 806,4 | 119,5 | 48,6 | 15,8 | 109 | 41,2 |
Воплощение, изображенное на фиг.6, подобно воплощению фиг.5, за исключением того, что часть топливного газа 19 рециклируется в реактор 14 для облагораживания. Поскольку топливный газ 19 содержит реакционноспособные газы, водород и моноокись углерода, настоящее воплощение имеет уменьшенную потребность в природном газе 5, находящемся в топливной смеси 9. После того как топливный газ 19 сжимается в компрессоре 71, пар смешивается в смесителе 70 с топливным газом 19 для уменьшения коррозии металла с образованием пыли в печи 77. Смесь 72 нагревается в печи 77 предпочтительно до температуры, находящейся в диапазоне от 1000 до 1500°F (538-816°C), а более предпочтительно в диапазоне от 1200 до 1400°F (649-760°C), и смешивается с синтетическим газом в смесителе 69. В этом воплощении какое-либо количество, но предпочтительно от 0 до 70% топливного газа 19, может рециклироваться в смеситель 70. Имитационное моделирование опять предполагает, что 40% нагретой тяжелой нефти 2 взаимодействует с синтетическим газом, а оставшиеся 60% представляют собой гасящий материал.
Таблица 4 показывает, что использование природного газа 5 понижается на 45% благодаря использованию при имитационном моделировании рециклирования 50% топливного газа 19. Это, в свою очередь, уменьшает требования к объему нагретого сжатого воздуха 12 и пара 7. Эти уменьшения, в свою очередь, приводят к преимуществам понижения выбросов отходящего газа из печи 17 и понижения объема сточных вод 22. Продукт 21 сырой нефти содержит 61,9 молярных процентов компонентов крекированной тяжелой нефти. Альтернативная схема процесса, основывающаяся на этом воплощении, позволила бы рециклированному топливному газу обходить установку обработки газа. Это альтернатива имела бы преимущества уменьшения установки для обработки газа и позволила бы реакционноспособным радикалам сероводорода и водорода в непрореагировавшем топливном газе облегчить реакции облагораживания.
| Таблица 4 Результаты имитационного моделирования воплощения способа парциального облагораживания нефти с реактором и рециклированным газом, показанного на фиг.6 | |||||||
| Материал, участвующий в способе | Объем потока | Объем потока, Кгмоль/час | Температура, °F | Температура, °C | Давление, фунт/кв.дюйм (абс.) | Давление, кПа | Качество нефти АНИ |
| Тяжелая нефть 1 | 40,000 баррель/день | 528,4 | 199,5 | 93,1 | 169 | 1,165 | 32,8 |
| Природный газ 5, поступающий в смеситель 16 | 10,5 мегакуб.фут /день | 521,6 | 80 | 26,7 | 178,5 | 1,231 | |
| Пар 7 | 78,730 фунт/час | 1,982 | 372,8 | 189,3 | 178,5 | 1,231 | |
| Горячая вода 23, поступающая в бойлер | 579,000 фунт/час | 14,580 | 596,3 | 313,5 | 1520 | 10,480 | |
| Нагретый сжатый воздух 12 | 80,630 фунт/час | 1,270 | 800 | 426,7 | 177 | 1,220 | |
| Нагретая топливная смесь 9 | 98,300 фунт/час | 2,504 | 800 | 426,7 | 177 | 1,220 | |
| Синтетический газ 76 | 178,900 фунт/час | 4,299 | 1401 | 760,8 | 167 | 1,151 | |
| Рециклированный остаточный газ | 174,300 фунт/час | 3,383 | 1401 | 760,8 | 167 | 1,151 | |
| Нагретая тяжелая нефть 2 | 40,000 баррель/день | 528,4 | 500 | 260 | 167 | 1,151 | |
| Облагороженная тяжелая нефть 3 | 864,400 фунт/час | 8,209 | 797,6 | 425,3 | 160 | 1,103 | |
| Охлажденная облагороженная тяжелая нефть 4 | 864,400 фунт/час | 8,209 | 120 | 48,9 | 112,5 | 776 | |
| Жидкий продукт 66 | 617,100 фунт/час | 3,990 | 119,1 | 48,4 | 14,8 | 102 | |
| Сернистая сырая нефть 65 | 490,100 фунт/час | 849,8 | 119,1 | 48,4 | 14,8 | 102 | |
| Природный газ 5, поступающий в разделительную колонну 58 | 910 килокуб.фут /день | 45,4 | 69 | 20,7 | 16 | 109 | |
| Газ 67 | 255,700 фунт/час | 4,333 | 110 | 43,3 | 45 | 310 | |
| Сточные воды 22 | 8,417 баррель/день | 3,088 | 119,1 | 48,4 | 14,8 | 102 | |
| Отработавший газ из печи 17 | 297 мегакуб.фут /день | 14,780 | 504,5 | 262,5 | 14,8 | 102 | |
| Продукт сырой нефти 21 | 40,680 баррель/день | 832,5 | 117,5 | 47,5 | 14,8 | 109 | 41,9 |
Примеры
Концепция способа парциального облагораживания нефти с объединенной реакторной системой демонстрируется в установке с непрерывным потоком, как изображено на фиг.9 и 10. Как показано на фиг.9, объединенный реактор 100 состоит из реакционной камеры 110 для облагораживания тяжелой нефти, расположенной поверх реакционной камеры 120 для парциального окисления, которые соединены с помощью фланцевого соединения 140. Реакционная камера 120 для парциального окисления имеет огнеупорную футеровку 130 с внутренним диаметром 150 в 4 дюйма и длиной камеры 160 в 16 дюймов. Природный газ, смешанный с паром 171 и воздухом 172, вводят в реакционную камеру 120 через торцевой смесительный инжектор 170. Зажигатель 180 с раскаленной поверхностью и электронным управлением используется для инициирования термической реакции парциального окисления. Горячий синтетический газ, генерируемый в реакционной камере 120, направляется в реакционную камеру 110 через проход 121 для синтетического газа и через отверстие выпускного сопла 190. Тяжелая сырая нефть 111 поступает в нижнюю часть реакционной камеры 110 через утопленную трубу 112. Нижняя секция реакционной камеры 110 имеет внутренний диаметр 113 в 4,9 дюйма и имеет огнеупорную футеровку 114 для уменьшения потерь тепла. Горячий синтетический газ инжектируется в смесительную камеру 191 выпускного сопла 190, где тяжелая сырая нефть и циркулирующие в реакторе текучие среды сначала вступают в контакт и взаимодействуют. Выходящий поток покидает камеру 191 сопла, и дополнительные реакции облагораживания осуществляются в реакционной камере 110. Облагороженная нефть 118 покидает реакционную камеру 110 через выход 119. Верхняя секция реакционной камеры 110 имеет внутренний диаметр 115 в 3 дюйма и длину 3 фута. Для измерения температуры реакции вдоль верхней части реакционной камеры 110 расположено множество термопар 116a, 116b, 116c, 116d, 116e, 116f, 116g. Гидродинамика реакционной камеры 110 находится под сильным влиянием выпускной силы выпускного сопла 190. В случае очень сильной выпускной силы молекулы тяжелой нефти до выхода из реакционной камеры 110 могут пройти через выпускное сопло 190 множество раз.
Упрощенная схема способа парциального облагораживания нефти пилотной установки 290 изображена на фиг.10. Облагороженная сырая нефть и газообразный продукт 210 покидают реакционную камеру 110 и поступают в горячий сепаратор 200. Углеводороды и пары воды, покидающие горячий сепаратор 200, конденсируются в холодном сепараторе 220. Дополнительная жидкость из легких углеводородов и вода, содержащаяся в продукте газа, собираются в емкости ловушки 230. Обе жидкости из холодного сепаратора 220 и из емкости ловушки 230 объединяются в сепараторе нефти и воды 231, и легкая нефть 240 отделяется от воды 241. Затем легкая нефть 240 объединяется с тяжелой нефтью 250 из горячего сепаратора 200 с образованием облагороженной сырой нефти 260. Хотя и не изображенный на фиг.10 альтернативный поток процесса должен включать в себя рециклирование тяжелой нефти 250 из горячего сепаратора 200 обратно в реакционную камеру 110. Альтернативно, в реактор 110 может рециклироваться фракция газойлей легкой нефти 240 с получением в целом более легкого жидкого продукта с более высокой плотностью АНИ и с более низкой вязкостью. Газообразный продукт 270 покидает пилотную установку 290 и анализируется online с помощью газового хроматографа 280. Могут осуществляться различные характеризации облагороженной сырой нефти. Примеры двух наборов реакционных условий приводятся для иллюстрации, но не предназначены для ограничения каким-либо образом указанного способа.
Пример 1
Битум Cold Lake используют в качестве тяжелой сырой нефти для демонстрации концепции способа парциального облагораживания нефти. Скорости потока для различных входных потоков и потоков продуктов и реакционные условия перечислены в таблице 5.
| Таблица 5 | ||||||
| Материал, участвующий в способе | Объем потока | Массовый поток, грамм/час | Температура, °F | Температура, °C | Давление, фунт/кв.дюйм (абс.) | Давление, кПа |
| Природный газ для парциального окисления | 32,57 куб.фут/час | 661,8 | 695,3 | 368,5 | 327,1 | 2,255,4 |
| Пар для парциального окисления | 32,72 куб.фут /час | 685,0 | 695,3 | 368,5 | 327,1 | 2,255,4 |
| Сжатый воздух для парциального окисления | 146,45 куб.фут /час | 5,049,9 | 711,2 | 377,4 | 335,0 | 2,309,8 |
| Синтетический газ для парциального облагораживания | 244,22 куб.фут /час | 6,396,7 | 1,619,6 | 882,0 | 316,3 | 2,180,9 |
| Тяжелая сырая нефть для парциального облагораживания | 1,24 баррель/день | 8,248,0 | 658,2 | 347,9 | 316,3 | 2,180,9 |
| Нижняя часть камеры для парциального облагораживания | 14,644,7 | 763,3 | 406,3 | 316,3 | 2,180,9 | |
| Средняя часть камеры для парциального облагораживания | 14,644,7 | 756,5 | 402,5 | 315,8 | 2,177,4 | |
| Нижняя часть камеры для парциального облагораживания | 14,644,7 | 752,4 | 400,2 | 315,3 | 2,174,0 | |
| C2-C4 в продуктах газов | 54,6 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 | |
| C5-C9 в продуктах газов | 47,5 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 | |
| Облагороженная сырая нефть | 1,22 баррель/день | 7,967,2 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 |
| Кокс | 0,0 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 | |
| Сточные воды | 0,16 баррель/день | 1,047,2 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 |
| Углеродистый материал в целом = 97,4% массового Преобразование 1050°F(565,6°C) = 39,6% массового |
Даже при очень высокой температуре синтетического газа 1619°F (882°C) и низком парциальном давлении водорода (18% от давления синтетического газа) реакции облагораживания не производят продукт кокса. Это может быть связано с очень коротким временем реакции внутри камеры сопла и быстрым гашением текучей средой реактора после того, как выходящий поток реакции покидает камеру сопла. Воплощения настоящего изобретения дают меньше чем 1% массовый кокса по отношению к свежей поступающей нефти, альтернативно, менее чем 0,5% массового или менее чем 0,1% массового кокса. Реактор парциального облагораживания нефти является очень эффективным для сведения к минимуму вторичных реакций крекинга, как показывает очень низкий выход (<1% массового) газообразных легких углеводородов (C1-C4) по отношению к свежей поступающей нефти, как показано выше. Воплощения настоящего изобретения дают менее чем 4% массовых газообразных легких углеводородов (C1-C4) по отношению к свежей поступающей нефти, альтернативно, менее чем 3 или 2% массовых, или менее чем 1% массовый газообразных легких углеводородов (C1-C4). Воплощения настоящего изобретения дают более 80% массовых жидких продуктов. Жидкие продукты представляют собой материалы, которые являются жидкостями при комнатной температуре и не включают газы (C1-C4) и кокс. Воплощения настоящего изобретения обеспечивают получение больше 85, 90 или 95% массовых жидких продуктов.
Данные по качеству продукта в сравнении с исходным битумом Cold Lake перечислены в таблице 6. Даже при преобразовании при 1050°F (565,6°C), близком к 40%, облагороженная сырая нефть содержит только небольшую фракцию с температурой кипения ниже 350°F (177°C). Это может быть связано с неадекватным охлаждением выходной части пилотной установки, что может приводить к некоторым потерям фракции C5-C7 легкой нефти. Воплощения настоящего изобретения дают преобразование при 1050°F (565,6°C) по отношению к свежей поступающей нефти, равное более 30% массовых, альтернативно, более 35% массовых или более 37,5% массового. Облагороженная сырая нефть имеет гораздо более низкую вязкость, чем исходный битум, но имеет более высокие содержания углерода по Конрадсонуи нерастворимого толуола. Элементный анализ показывает, что облагороженная сырая нефть имеет более высокое содержание водорода, чем исходный битум, при этом бромное число и P-фактор показывают, что облагороженная сырая нефть является очень стабильной.
| Таблица 6 | |||
| Свойства жидкости | Единица | Битум Cold Lake | Облагороженная сырая нефть |
| Фракция <350°F(176,7°C) | мас.% | 0,00 | 2,59 |
| Фракция < 650°F (343,3°C) | мас.% | 15,17 | 27,35 |
| Фракция < 1050°F (565,6°C) | мас.% | 52,49 | 70,33 |
| Фракция > 1050°F (565,6°C) | мас.% | 47,51 | 29,67 |
| Плотность АНИ | 10,07 | 11,83 | |
| Кинетическая вязкость @40°C | сантистокс | 7,730,0 | 369,00 |
| Кинетическая вязкость @100°C | сантистокс | 128,00 | 21,62 |
| MCRT | мас.% | 13,03 | 13,78 |
| Нерастворимый толуол | мас.% | 0,09 | 0,20 |
| Бромное число | гBr2/100г | 17,18 | 16,52 |
| C | мас.% | 84,42 | 84,88 |
| Н | мас.% | 10,03 | 10,22 |
| N | мас.% | 0,33 | 0,42 |
| S | мас.% | 4,73 | 4,26 |
| Содержание воды | мас.% | 0,15 | 0,26 |
| P-фактор | 2,41 |
Пример 2
Для этого исследования в качестве тяжелой сырой нефти используется битум Athabasca. Скорости потока для различных входных потоков и потоков продуктов и реакционные условия перечислены в таблице 7.
| Таблица 7 | ||||||
| Материал, участвующий в способе | Объем потока | Массовый поток, грамм/час | Температура, °F | Температура, °C | Давление, фунт/кв.дюйм (абс.) | Давление, кПа |
| Природный газ для парциального окисления | 30,81 куб.фут час | 626,0 | 615,1 | 323,9 | 370,0 | 2,551,4 |
| Пар для парциального окисления | 33,99 куб.фут час | 731,9 | 615,1 | 323,9 | 370,0 | 2,551,4 |
| Сжатый воздух для парциального окисления | 139,12 куб.фут час | 4,797,4 | 629,7 | 332,1 | 378,5 | 2,609,8 |
| Синтетический газ для парциального облагораживания | 226,89 куб.фут час | 6,155,3 | 1,530,0 | 832,2 | 368,6 | 2,541,8 |
| Тяжелая сырая нефть для парциального облагораживания | 0,91 баррель/день | 6,070,4 | 580,3 | 304,6 | 368,6 | 2,541,8 |
| Нижняя часть камеры парциального облагораживания | 12,225,6 | 770,5 | 410,3 | 368,6 | 2,541,8 | |
| Средняя часть камеры парциального облагораживания | 12,225,6 | 763,0 | 406,1 | 368,1 | 2,538,3 | |
| Нижняя часть камеры парциального облагораживания | 12,225,6 | 758,8 | 403,8 | 367,6 | 2,534,9 | |
| C2-C4 в продуктах газов | 60,5 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 | |
| C5-C9 в продуктах газов | 61,7 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 | |
| Облагороженная сырая нефть | 0,89 баррель/ день | 5,796,5 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 |
| Кокс | 0,0 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 | |
| Сточные воды | 0,17 баррель/ день | 1,128,1 | 80,0 | 26,7 | 14,7 | 101,4 |
| Углеродистый материал в целом = 97,7% массового Преобразование 1050°F(565,6°C) = 39,1% массового |
Скорость поступления битума (0,91 баррель/день) и температура синтетического газа (832°C) примера 2 меньше, чем в примере 1. Опять же, продукта кокса не наблюдается при преобразовании при 1050°F (565,6°C), близком к 40%. Для облагороженной сырой нефти достигается очень высокая степень понижения вязкости, как показано в таблице 8. Содержание углерода по Конрадсону облагороженного битума чуть ниже, чем у исходного битума, в то время как нерастворимый толуол поддерживается на том же уровне. Облагороженная сырая нефть имеет большее содержание водорода, чем исходный битум, как в примере 1. Как бромное число, так и P-фактор показывают, что облагороженная сырая нефть является стабильной без необходимости в дальнейшей гидрообработке.
| Таблица 8 | |||
| Свойства жидкости | Единица | Битум Athabasca | Облагороженная сырая нефть |
| Фракция <350°F (176,7°C) | мас.% | 0,00 | 2,72 |
| Фракция <650°F (343,3°C) | мас.% | 12,25 | 26,58 |
| Фракция <1050°F (565,6°C) | мас.% | 54,30 | 70,83 |
| Фракция >1050°F (565,6°C) | мас.% | 45,70 | 29,17 |
| Плотность АНИ | 9,16 | 11,84 | |
| Кинетическая вязкость @40°C | сантистокс | 20,900,00 | 228,65 |
| Кинетическая вязкость @100°C | сантистокс | 205,00 | 16,30 |
| MCRT | мас.% | 12,93 | 12,17 |
| Нерастворимый толуол | мас.% | 0,03 | 0,07 |
| Бромное число | гBr2/100г | 19,18 | 19,08 |
| C | мас.% | 84,50 | 84,87 |
| Н | мас.% | 10,26 | 10,74 |
| N | мас.% | 0,36 | 0,33 |
| S | мас.% | 4,83 | 4,25 |
| Содержание воды | мас.% | 0,18 | 0,14 |
| P-фактор | 2,03 |
Должно быть понятно, что все предыдущее описание представляет собой только подробное описание конкретных воплощений настоящего изобретения. Другие воплощения могут использоваться, и многочисленные изменения в описанных воплощениях могут производиться в соответствии с описанием, приведенным здесь, без отклонения от духа или рамок настоящего изобретения. Например, каждое из указанных выше воплощений включает в себя использование отдельного инжекторного реактора или реактора облагораживания. Способ парциального облагораживания нефти не ограничивается таким образом. В частности, воплощения указанного способа, в которых более одного инжекторного реактора или реактора облагораживания используются последовательно, применяются для получения таким образом высоких эффективностей облагораживания. Указанный способ также может использоваться в воплощениях, в которых более одного инжекторного реактора или реактора облагораживания используются параллельно, с тем чтобы могла быть достигнута более высокая объемная пропускная способность при облагораживании тяжелой нефти. Каждое из этих воплощений находится в рамках настоящего изобретения. По этой причине предшествующее описание не предназначено для ограничения рамок настоящего изобретения. Скорее, рамки настоящего изобретения должны определяться только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.
Все документы, цитируемые здесь, полностью включаются в качестве ссылок для всех юрисдикций, в которых такое включение разрешается, и до той степени, когда они уже не согласуются с настоящим описанием. Хотя некоторые зависимые пункты формулы изобретения имеют одиночные зависимости, в соответствии с практикой, принятой в США, каждая из особенностей в любом из зависимых пунктов может объединяться с каждой из особенностей одного или нескольких других зависимых пунктов, зависящих от одного и того же независимого пункта или пунктов. Определенные особенности настоящего изобретения описаны в терминах набора численных верхних пределов и набора численных нижних пределов. Необходимо понять, что пределы, получаемые путем любого объединения этих пределов, находятся в рамках настоящего изобретения, если не указано иного.
1. Реактор для облагораживания тяжелой нефти, содержащий реакционную камеру для парциального окисления, пригодную для образования синтетического газа, содержащего газообразный водород, реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти, содержащую высокотемпературную реакционную зону, пригодную для термического крекинга, по меньшей мере, части тяжелой нефти в присутствии синтетического газа при температуре, превышающей 1225°F, в течение менее 10 с с образованием термически крекированной нефти, зону быстрого гашения, пригодную для гашения термически крекированной нефти с помощью гасящей тяжелой нефти в течение 10 с инициирования термического крекинга тяжелой нефти в высокотемпературной реакционной зоне, стабилизационную зону, пригодную для обеспечения времени пребывания для термически крекированной нефти от 1 до 60 мин при пониженной температуре менее 850°F с образованием облагороженной нефтяной смеси, и, по меньшей мере, одно выпускное сопло, пригодное для приема синтетического газа, образованного в реакционной камере парциального окисления и протекающего через выпускное сопло со скоростью, достаточной для выпуска тяжелой нефти из реакционной камеры тяжелой нефти в выпускное сопло с обеспечением контакта синтетического газа с, по меньшей мере, частью тяжелой нефти, и проход, пригодный для извлечения, по меньшей мере, части облагороженной нефтяной смеси из реакционной камеры облагораживания тяжелой нефти.
2. Реактор по п.1, в котором высокотемпературная реакционная зона в основном расположена в выпускном сопле.
3. Реактор по п.2, в котором высокотемпературная реакционная зона полностью расположена в выпускном сопле.
4. Реактор по п.3, в котором зона быстрого гашения в основном расположена в выпускном сопле.
5. Реактор по п.2, в котором реакционная камера облагораживания тяжелой нефти приспособлена для внутреннего рециклирования смеси термически крекированной нефти и гасящей тяжелой нефти в выпускное сопло, тем самым обеспечивая множество прохождений рециклированной нефти через высокотемпературную реакционную зону реакционной камеры облагораживания тяжелой нефти.
6. Реактор по п.5, в котором выпускное сопло приспособлено для прохождения через него более чем 10 единиц нефти на каждую единицу свежей тяжелой нефти, поступающей в реакционную камеру для облагораживания тяжелой нефти.
7. Реактор по п.2, в котором реакционная камера парциального окисления содержит проход для поступления окислительного реагента, пригодный для прохождения окислительного реагента, состоящего в основном из воздуха, в реакционную камеру для парциального окисления.
8. Реактор по п.2, в котором реакционная камера для облагораживания тяжелой нефти приспособлена для работы при внутреннем давлении от 200 до 600 фунт/кв.дюйм.
9. Реактор по п.8, в котором реакционная камера для облагораживания тяжелой нефти приспособлена для работы при парциальном давлении газообразного водорода от 40 до 120 фунт/кв.дюйм.
10. Реактор по п.2, в котором стабилизационная зона приспособлена для обеспечения времени пребывания для термически крекированной нефти от 20 до 50 мин.
11. Реактор по п.2, в котором высокотемпературная реакционная зона приспособлена для термического крекинга, по меньшей мере, части тяжелой нефти в присутствии синтетического газа при температуре, превышающей 1225°F, в течение менее 2 с.
12. Реактор по п.2, который содержит множество проходов выпускных сопел.
13. Способ облагораживания тяжелой нефти, осуществляемый в реакторе по п.1, обеспечивающий получение, по меньшей мере, 80 мас.% жидких продуктов и содержащий следующие стадии:
термический крекинг поступающей нефти, содержащей тяжелую нефть, при температуре выше 1225°F в течение менее 10 с в присутствии газа, содержащего водород, с получением продукта термически крекированной нефти;
гашение продукта термически крекированной нефти в течение 10 с инициирования термического крекинга поступающей нефти путем смешивания продукта термически крекированной нефти с гасящей нефтью с образованием продукта гашеной нефти;
стабилизация продукта гашеной нефти при температуре менее 850°F в течение от 1 до 60 мин с образованием продукта стабилизированной нефти.
14. Способ по п.13, в котором продолжительность стадии термического крекинга составляет менее 2 с.
15. Способ по п.14, в котором стадия термического крекинга представляет собой в основном газофазную реакцию термического крекинга.
16. Способ по п.15, в котором гасящая нефть содержит тяжелую нефть.
17. Способ по п.16, дополнительно включающий создание потока свежей тяжелой нефти, поступающей с первым удельным массовым расходом.
18. Способ по п.17, в котором поступающая нефть для стадии термического крекинга содержит продукт рециклированной погашенной нефти и/или продукт стабилизированной нефти.
19. Способ по п.18, в котором общий удельный массовый расход поступающей нефти на стадии термического крекинга превышает, по меньшей мере, в 10 раз первый удельный массовый расход потока свежей тяжелой нефти.
20. Способ по п.16, в котором тяжелую нефть облагораживают до более легкой нефти как на стадии термического крекинга, так и на стадии стабилизации.
21. Способ по п.20, в котором, по меньшей мере, 30% общего облагораживания тяжелой нефти осуществляют на стадии стабилизации.
22. Способ по п.16, который обеспечивает получение менее 4 мас.% углеводородов С1-С4.
23. Способ по п.22, который обеспечивает получение менее 1 мас.% углеводородов C1-C4.
24. Способ по п.16, в котором продукт погашенной нефти стабилизируют в течение от 20 до 50 мин.
25. Способ по п.16, в котором газ, содержащий водород, представляет собой синтетический газ, получаемый в основном из воздуха, в качестве окислительного реагента и содержит газообразный водород.
26. Способ по п.25, в котором стадию термического крекинга осуществляют при давлении системы от 200 до 600 фунт/кв.дюйм.
27. Способ по п.26, в котором стадию термического крекинга осуществляют при парциальном давлении газообразного водорода от 40 до 120 фунт/кв.дюйм.
28. Способ по п.27, в котором получение синтетического газа дополнительно включает использование пара и газообразных углеводородов, при этом молярное отношение пара к газообразным углеводородам составляет от 0,5:1 до 2,0:1.
29. Способ по п.16, который обеспечивает получение менее 1 мас.% кокса по отношению к свежей поступающей нефти.
30. Способ по п.29, который обеспечивает получение менее 0,5 мас.% кокса по отношению к свежей поступающей нефти.
31. Способ по п.30, который обеспечивает получение менее 0,1 мас.% кокса по отношению к свежей поступающей нефти.
32. Способ по п.16, обеспечивающий облагораживание тяжелой нефти при 1050°F, превышает 30 мас.%.
33. Способ по п.32, обеспечивающий облагораживание тяжелой нефти при 1050°F, превышает 35 мас.%.
34. Способ по п.16, в котором индекс интенсивности реакции стадии стабилизации составляет менее 300 с.
35. Способ по п.16, в котором индекс интенсивности реакции стадии стабилизации составляет менее 200 с.
36. Способ по п.16, который обеспечивает получение, по меньшей мере, 90 мас.% жидких продуктов.
37. Способ по п.36, который обеспечивает получение, по меньшей мере, 95 мас.% жидких продуктов.
38. Способ по п.16, который является некаталитическим способом.
39. Способ по п.16, в котором поступающая нефть содержит до 5 мас.% твердых продуктов.
40. Способ по п.16, дополнительно включающий отделение от продукта стабилизированной нефти фракции тяжелой нефти и рециклирование указанной фракции тяжелой нефти на стадию термического крекинга.
41. Способ по п.15, в котором гасящая нефть содержит газойль.
42. Продукт стабилизированной нефти, полученный с помощью способа по п.13.
