Способ и установка для улучшения характеристик текучести сырой нефти

Способ и установка для улучшения характеристик текучести сырой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Настоящее изобретение относится к новому способу и установке для улучшения характеристик текучести сырой нефти.

Уровень техники

При бурении с целью добычи нефти в отдаленных местах значительные расходы обусловлены транспортировкой сырой нефти от скважины до приемного устройства. Одной из трудностей при транспортировке сырой нефти является то, что некоторые нефти могут содержать значительное количество твердого парафина, который имеет очень высокую температуру кипения. Температуру, при которой твердый парафин загустевает, называют температурой застывания. Температуру, при которой твердый парафин затвердевает, называют температурой помутнения. В тех случаях, когда температура помутнения или температура застывания парафинистой сырой нефти выше комнатной температуры, вероятность затвердевания и отложения твердого парафина является серьезной угрозой для непрерывного транспортирования сырой нефти. Очистка трубопровода, который оказался забитым твердым парафином или застывшим сырьем, является очень дорогой и отнимает много времени.

Другим техническим условием для прокачиваемости трубопровода является вязкость нефти. Вязкость нефти пропорциональна нагрузке, которая необходима для прокачки нефти. Следовательно, каждый трубопровод имеет технические условия на вязкость, плотность в градусах API и температуру застывания. Например, для транспортирования через Энбриджскую трубопроводную систему в Канаде и США техническим условием на вязкость является 350 сСт при температуре эксплуатации трубопровода, которая меняется в зависимости от времени года.

Еще одним техническим условием для прокачиваемости трубопровода является гравитационный индекс API (Американский нефтяной институт). Сырую нефть часто описывают с использованием выражений «легкая» или «тяжелая» в соответствии с гравитационным индексом. Высокое значение означает «легкое» сырье, а низкое значение означает «тяжелое» сырье.

Битум является вязким продуктом, который может оказаться затруднительным транспортировать в трубопроводе. Природный битум представляет собой природный асфальт (битуминозные пески, нефтеносные пески) и был определен как порода, содержащая углеводороды более вязкие чем 10000 сП. Например, битум из Холодного озера в Канаде имеет 10°API и требует повышения технических условий на трубопроводе, обычно не ниже 18°API. Битум часто содержит большое количество никеля, ванадия и углерода Конрадсона, а также много других загрязнителей, и по этой причине он может оказаться неподходящим в качестве прямого сырья для установки крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора (КПС).

Для нефтепереработчиков является желательным нефтепродукт с хорошими характеристиками текучести, такими как низкая температура застывания, высокая плотность в градусах API и низкая вязкость.

Для работы с медленно текущей в трубопроводах сырой нефтью были разработаны несколько способов. В одном из способов температуры застывания парафинистых нефтей были улучшены путем удаления части твердого парафина экстракцией растворителями при низких температурах. Однако это требует значительных расходов на регенерацию растворителя, удаление твердого парафина и охлаждение до достаточно низких температур.

В другом способе парафинистую сырую нефть разбавляют внешним источником более легких фракций углеводородов. Однако в этом способе для транспортировки относительно дешевого продукта используется относительно большое количество дорогостоящих углеводородных растворителей. Кроме того, в отдаленных местах трудно получить большие количества более легких углеводородов.

Еще один способ улучшения текучести сырой нефти включает в себя термический крекинг сырой нефти с целью уменьшения или удаления молекул твердого парафина путем превращения их в более легкие углеводороды. Для инициирования термического крекинга к молекулам твердого парафина подводится достаточный объем тепла. Однако термический крекинг сырой нефти может не понизить температуру застывания или вязкость сырых нефтей в достаточной степени для того, чтобы получить желаемый материал для смешивания с сырьем с целью транспортирования через трубопровод. Термообработка типа висбрекинга может создать проблему стабильности, заключающуюся в выпадении в трубопроводе асфальтенового осадка.

КПС является каталитическим процессом превращения тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды в результате контакта тяжелых углеводородов в псевдоожиженной зоне реакции с катализатором, состоящим из тонко измельченного зернистого материала. На большей части КПС-установок в настоящее время используется цеолитсодержащий катализатор, обладающий высокой активностью и селективностью. По мере прохождения реакции крекинга на катализаторе отлагаются значительные количества высокоуглеродистого материала, называемого коксом, в результате чего образуется отработанный катализатор. При высокотемпературной регенерации отработанного катализатора происходит выгорание кокса. Регенерированный катализатор после этого охлаждают и возвращают в зону реакции. Отработанный катализатор непрерывно удаляется из зоны реакции и заменяется катализатором из зоны регенерации, который в существенной степени освобожден от углерода. Для поддержания протекания процесса КПС-реакция и регенерация должны непрерывно обеспечиваться электроэнергией. В отдаленных районах внешние источники энергии могут оказаться труднодоступными и очень дорогими.

На отдаленных нефтепромыслах должна быть поэтому желательной система добычи и транспортирования сырой нефти без необходимости во внешнем источнике тока при непрерывном получении желаемого продукта, который может транспортироваться через трубопровод.

Раскрытие изобретения

Один из аспектов изобретения касается способа улучшения характеристик текучести нефтепродукта путем крекинга первого сырьевого потока и смешения по крайней мере части первого сырьевого потока со вторым сырьевым потоком. Этот аспект включает в себя переработку первого сырьевого потока, которая может включать в себя крекинг первого сырьевого потока со свежим катализатором, в результате чего образуются крекированный поток и отработанный катализатор. Крекированный поток может быть отделен от отработанного катализатора. Отработанный катализатор может быть регенерирован с образованием свежего катализатора, который может быть затем возвращен в процесс. По крайней мере часть крекированного потока может быть смешана со вторым сырьевым потоком. Первый сырьевой поток перед крекингом может быть подвергнут отпарке. В другом аспекте первый сырьевой поток обладает по меньшей мере одним из следующих свойств: плотность в градусах API ниже 18, вязкость выше 10000 сСт при 38°С и температура застывания выше 20°С. В еще одном аспекте отношение части крекированного потока ко второму потоку сырья подбирают таким, чтобы иметь по меньшей мере одно из следующих свойств: плотность в градусах API не ниже 18, вязкость не выше 10000 сСт (38°С) и температура застывания не выше 20°С.

Преимуществом этого способа в случае его применения является то, что крекированный поток может быть разделен на кубовый остаток, легкий рецикловый газойль и лигроин и при этом легкий рецикловый газойль может быть смешан со вторым сырьевым потоком. Лигроин может быть подвергнут дебутанизации с образованием сжиженного нефтяного газа и бензина, причем оба этих продукта могут быть смешаны со вторым сырьевым потоком. Кубовый остаток, легкий рецикловый газойль, сжиженный нефтяной газ и бензин могут каждый иметь соответствующую пропорцию и на стадии смешения каждую из этих соответствующих пропорций можно подбирать таким образом, чтобы иметь плотность в градусах API равной по меньшей мере 18.

В еще одном аспекте изобретения при регенерации катализатора может образовываться дымовой газ, который можно сжигать в котле с целью получения водяного пара. Пар может быть перегретым. На стадии регенерации кокс на отработанном катализаторе частично сгорает с образованием регенерационного дымового газа с отношением СО/СО₂ от 0,6:1 до 1:1.

В еще одном аспекте смесь части крекированного потока со вторым сырьевым потоком транспортируют через трубопровод на расстояние более 20 миль от места смешения до перерабатывающей установки.

В еще одном аспекте изобретения первый сырьевой поток может содержать битум и процесс перед стадией крекинга может включать деасфальтизацию битума растворителем. На стадии деасфальтизации может образовываться смола, которая может сжигаться в котле для получения водяного пара.

В еще одном аспекте изобретения установка для снижения температуры застывания может включать в себя загруженный свежим катализатором стояк, имеющий днище и крышу, куда по трубопроводу для сырья через днище подается первый сырьевой поток, а через вывод с крыши выводятся отработанный катализатор и испаренный крекированный поток. Вывод может сообщаться по потоку с емкостью, в которой находится циклон, для приема и отделения испаренного крекированного потока от отработанного катализатора. С этой емкостью может сообщаться по потоку регенератор для приема и регенерации отработанного катализатора с образованием свежего катализатора. Между стояком и регенератором может быть подсоединена напорная труба для загрузки стояка свежим катализатором. Емкость может сообщаться по потоку с фракционирующей колонной для приема испаренного крекированного потока, где он будут фракционироваться на легкие фракции, лигроин, легкое рецикловое масло и кубовый остаток, а линии, сообщающиеся по потоку с фракционирующей колонной, могут подавать по крайней мере часть лигроина и по крайней мере часть легкого рециклового масла во второй сырьевой поток. Кроме того, питающая линия от фракционирующей колонны сообщается по потоку со стояком.

Краткое описание нескольких видов на чертежах

Фиг.1 - технологическая схема, показывающая общий вид процесса и установки.

Фиг.2 - технологическая схема перерабатывающего битум комплекса.

Фиг.3 - технологическая схема рекуперирующей энергию установки.

Детальное описание изобретения

Настоящее изобретение может улучшить характеристики текучести сырой нефти. Согласно способу из части сырой нефти может производиться дистиллятный нефтепродукт с использованием модульных компонентов. Сырая нефть может включать в себя сырье для каталитического крекинга с использованием каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора (КПС), а продукт может смешиваться с необработанной сырой нефтью с образованием смеси обработанного и необработанного сырья для улучшения характеристик текучести сырья путем понижения температуры застывания сырья, повышения API-плотности и/или понижения вязкости для облегчения транспортирования смешанного продукта по трубопроводу до отдаленного места с целью его дальнейшей переработки.

Для переработки остаточного углерода Конрадсона и загрязненного металлами сырья, такого как остатки атмосферной перегонки или смеси остатка вакуумной перегонки и газойлей, может быть использован каталитический крекинг остатков с псевдоожиженным слоем катализатора (RKПC). В зависимости от уровней углеродного остатка и никелевых и ванадиевых загрязнителей, сырье этого типа перед его подачей на установку RKПC может быть подвергнуто гидроочистке и деасфальтизации. Гидроочистка и деасфальтизация сырья понижают уровни углеродного остатка и металлов в сырье, снижая при этом как тенденцию сырья к коксообразованию, так и дезактивацию катализатора.

Настоящее изобретение имеет высокоинтегрированную технологическую схему, которая сводит к минимуму количество необходимого оборудования и может быть максимально автономной. Любой избыток энергии в комплексе может быть использован для генерирования водяного пара, который может направляться на нефтепромысел для нагнетания пара в пласт. Потребности в энергии комплекса могут высокоэффективно удовлетворяться путем использования пара из СО-бойлера (котла для дожигания СО в нефтепродуктах), работающего при высоком давлении с перегревом, или с помощью рекуперирующего энергию детандера на линии дымового газа от регенератора катализатора. Такой комплекс должен иметь избыток электроэнергии и рекуперированного водяного пара, так как выход кокса очень высок по сравнению с выходом кокса при стандартной реакции КПС. Предполагается, что производство энергии для работы комплекса с помощью технологического газа или высококачественного водяного пара, генерируемого с помощью СО-бойлера, плюс рекуперация водяного пара будет иметь на нефтепромысле синергетический эффект, поскольку для способов усиленной добычи нефти требуется насыщенный пар среднего давления, который на нефтеперерабатывающем предприятии обычно имеется в избытке. Для нефтепромысла требуется также электрическая энергия для работы насосов, выкачивающих сырье из земных недр.

Сырая нефть из источника может целиком или частично состоять из сырья для переработки с помощью КПС. Сырье, обрабатываемое с помощью настоящего изобретения, может быть содержащей тяжелые углеводороды тяжелой нефтью или битумом. Битум может целиком состоять из смол и асфальтенов, которые представляют собой сложные многоядерные углеводороды, увеличивающие вязкость сырой нефти и повышающие температуру застывания. Сырьем может быть обычная сырая нефть, кубовые продукты атмосферной колонны, кубовые продукты вакуумной колонны, угольная нефть, остаточные нефтепродукты, битуминозные пески, сланцевое масло и асфальтовые фракции.

Сырая нефть обычно обладает очень высокой вязкостью, имея плотность в градусах API от 8 до 13 и, как правило, ниже 18, и/или температуру застывания от 20 до 50°С. Вязкость сырой нефти может составлять от 10000 до 15000 сСт при 40°С. Сырую нефть можно охарактеризовать как углеводородный поток, обладающий по меньшей мере одним свойством из следующего ряда: температура застывания выше 20°С, вязкость выше 10000 сСт и API плотность, как правило, выше 18.

Перерабатывающая установка

Обратимся к фиг.1. Установка 10 подает сырую нефть от нефтепромысловой площадки 1 по линии 3. Поток сырой нефти в линии 3 обычно подвергают нагреву и отделению нефти от водной фазы с целью обезвоживания потока сырой нефти в линии 3. Поток сырой нефти в линии 3 разделяют на две части. Один сырьевой поток направляют по линии 5 для переработки, а другой сырьевой поток направляют по линии 499 в обход переработки на линии 5. Сырая нефть может подаваться к пламенному нагревателю 20, где сырая нефть может быть подогрета. В некоторых случаях сырая нефть может также нагреваться в теплообменнике 18 путем непрямого теплообмена с кубовым остатком, рециркулирующим по линии 22. После выхода из нагревателя 20 нагретая сырая нефть может вводиться в нижнюю часть 31 фракционирующей колонны 30. В некоторых процессах КПС сырую нефть направляют не к фракционирующей колонне 30, а непосредственно к стояку 40 для осуществления каталитического крекинга.

Извлечение остатков, или кубовых фракций, включает в себя испарение или фракционную перегонку сырой нефти с минимальными или нулевыми химическими изменениями в сырой нефти. Процесс фракционирования может дать сырье, более подходящее для КПС переработки. Избирательное испарение сырой нефти происходит в условиях отсутствия крекинга без какого-либо понижения вязкости компонентов сырья. Легкие углеводороды (углеводороды, кипящие ниже 371°С, предпочтительно углеводороды, кипящие ниже 357°С, и, наиболее предпочтительно, углеводороды, кипящие ниже 343°С) моментально испаряются из сырой нефти в зоне 36 для сырья. Легкие углеводороды, как правило, не подвергают каталитическому крекингу. Таким образом, зона для сырья служит в качестве отгонного устройства, в котором от сырья отгоняются легкие углеводороды.

В зависимости от количества легких фракций, бензина, газойлей и остатков сырье может направляться непосредственно в стояк 40 без стадии фракционирования. Прямая подача должна быть целесообразной, если количество углеводородов, выкипающих ниже 343°С, относительно низко, и их отделение, следовательно, не является обязательным. Кубовый остаток фракционирующей колонны 30 в зоне 36 для сырья отводится по линии 32 для сырья КПС и направляется с помощью насоса 33 к днищу стояка 40.

Поступление сырья к установке 10 может составлять от 50000 до 200000 баррелей в сутки, преимущественно составлять от 75000 до 150000 баррелей в сутки и, наиболее предпочтительно, 100000 баррелей в сутки, хотя поступление сырья может и выходить за эти пределы. Поступление сырья в процесс КПС может составлять от 10 до 60 об.% от сложной загрузки в линии 3 от нефтепромысла 1, причем более низкие поступления более предпочтительны, чем более высокие поступления, если только для балансов полезности не потребуются более высокие поступления сырья. Сырье в линии 32 вступает в контакт с катализатором в стояке 40 и крекируется до легких углеводородных продуктов, которые выводятся из стояка 40. Катализатор становится отработанным по мере нарастания на поверхности катализатора углеродного остатка. Отработанный катализатор и продукты транспортируются с крыши стояка 40 в реакторный аппарат 50, возможно через предварительный сепаратор 51 для отделения паров продукта от отработанного катализатора. Одна или более ступеней циклонов 52 отделяют затем отработанный катализатор от продуктов, заставляя смесь катализатора и газообразных продуктов завихряться, в результате чего более тяжелый отработанный катализатор перемещается вниз, а более легкие газообразные продукты перемещаются вверх.

Приблизительно оцененные рабочие условия включают нагрев сырья для каталитического крекинга от 149 до 260°С, преимущественно от 177 до 232°С и, более предпочтительно, при 204°С. Температура в реакторном аппарате 50 может составлять от 454 до 593°С, преимущественно от 482 до 586°С и, более предпочтительно, от 510 до 538°С. Установка 10 может регенерировать катализатор при температуре от 593 до 896°С, преимущественно от 649 до 760°С и, более предпочтительно, от 660 до 732°С. Конверсия в процессе КПС может составлять от 60 до 80 об.% в бензин и более легкие продукты, преимущественно от 65 до 75 об.% в бензин и более легкие продукты и, более предпочтительно, 70 об.% в бензин и более легкие продукты.

Возвращаясь к фиг.1, отметим, что парообразные продукты выходят с верха реакторного аппарата 50 и могут направляться по линии 53 к зоне 37 продуктов в нижней части 31 фракционирующей колонны 30. Тепло от паров продуктов может поглощаться внутри фракционирующей колонны 30 так, чтобы перегретые пары охлаждались, и происходило отделение первичного продукта. Источником тепла, необходимого для разделения продуктов во фракционирующей колонне 30, в основном является поток крекированного продукта. Таким образом, в том случае, когда сырье непосредственно направляется к стояку 40, на фракционирующую колонну не подается никакого дополнительного тепла. Фракционирование продукта, подаваемого в зону 37 продуктов, может происходить скорее с отводом, чем с подводом тепла. Тепло может отводиться из фракционирующей колонны с помощью ряда потоков через теплообменники с циркуляционным насосом в сочетании с парообразованием от остатков фракционирующей колонны и охлаждением верхнего погона в конденсаторе с воздушно-водяным охлаждением.

Фракционирующая колонна

Обратимся вновь к фиг.1. Фракционирующая колонна 30 может быть фракционирующей колонной разделенного типа с вертикально установленной перегородкой 35 для отделения зоны 36 сырья от зоны 37 продуктов в донной части фракционирующей колонны 30. Перегородка 35 может быть образована из по меньшей мере одного щита, который в основном является неперфорированным (неперфорированным по меньшей мере на 80%, преимущественно на 90%). Могут быть использованы и множество щитов. Сырая нефть направляется к зоне 36 сырья и нагревается до температуры от 315 до 427°С, преимущественно от 343 до 399°С и, наиболее предпочтительно, до температуры 371°С при давлении от 1,3 до 2 атм, преимущественно от 1,5 до 1,9 атм и, наиболее предпочтительно, при 1,7 атм. Отогнанные от сырой нефти легкие углеводороды могут выходить из верхней части 39 фракционирующей колонны 30 и включать в себя легкий лигроиновый продукт, проходящий по линии 42, узкий тяжелый лигроиновый продукт, проходящий по линии 44, и/или узкий легкий рециклово-масляный продукт, проходящий по линии 46. Легкий лигроиновый продукт в линии 42 может быть сконденсирован с помощью конденсатора 41 и парогенератора 43, после чего он направляется в приемник 300 головного погона. Из приемника 300 декантируется вода, а парообразный влажный газ отделяется в линии 302 от нестабилизированной лигроиновой жидкости в линии 303. Влажный газ расширяется в расширительном устройстве 310 и подается в низ абсорбционной колонны 400 по линии 312, в то время как нестабилизированный жидкий лигроин сжимается в компрессоре 320 и подается вверх абсорбционной колонны 400 по линии 322. Часть нестабилизированного лигроина подается в качестве орошения во фракционирующую колонну 30 по линии 304. В абсорбционной колонне 400 нестабилизированный жидкий лигроин поглощает сжиженный нефтяной газ (LPG) из влажного газа и выходит из абсорбционной колонны 400 по абсорбентной линии 401, в которой содержится С₃ ⁺. Абсорбентная линия разделяется на линию 200 продукта для подачи C₃ ⁺ в линию 500 для смешения и линию 402 сырья для дебутанизатора. В одном из вариантов осуществления тяжелый лигроин в линии 201 отводится по линии 503 к линии 624 для пополнения лигроинового сырья для абсорбционной колонны и увеличения выхода сжиженного нефтяного газа в линии 401. Сухой газ, содержащий C₂ ^-, H₂S и Н₂, выходит из абсорбционной колонны 400 в линию 404 сухого газа. Сухой газ подводится по линии 404 сухого газа в качестве топлива к пламенному нагревателю 20 и/или СО-бойлеру 90 по линии 96. Сухой газ в линии 404 может также направляться к газовой турбине для выработки электроэнергии.

Фракционирующая колонна 30 может конденсировать перегретые продукты реакции КПС с образованием жидких углеводородных продуктов. Фракционирующая колонна 30 может также в определенной степени производить фракционирование (или отпарку) продуктов жидких боковых погонов. После охлаждения парообразных продуктов от температур в пределах от 482 до 966°С, преимущественно от 510 до 537°С и, чаще всего, от температуры 521°С до температур от 10 до 66°С, преимущественно от 21 до 49°С и, наиболее предпочтительно, до 38°С парообразные продукты обычно конденсируются в жидкие продукты, а жидкие продукты отводятся из фракционирующей колонны 30 и направляются на смешение с непрореагировавшим сырьем в линии 500. Как правило, продукты несколько более тяжелые, чем C₅, могут оставаться в жидкой фазе, а несколько более легкие могут оставаться в парообразном состоянии как головные фракции и могут отводиться из фракционирующей колонны 30 через потолочный трубопровод 42. Жидкие продукты, отбираемые в виде фракций из фракционирующей колонны 30, могут включать в себя легкое рецикловое масло, кубовый остаток колонны или осветленное масло, тяжелое рецикловое масло и тяжелый лигроин (бензин). На фиг.1 тяжелое рецикловое масло не является отдельной фракцией, а включено в кубовый остаток. Поток тяжелого лигроина в линии 44 выводится из фракционирующей колонны 30 с помощью насоса 45 и охлаждается в парогенераторе 47. Оросительную часть возвращают в колонну на более высокий уровень по линии 44а. Линия 201 тяжелого лигроина переносит остальную часть к линии 500. Линия 503 может переносить некоторое или все количество тяжелого лигроина к колонне дебутанизатора 600 по линии 402. Аналогичным образом, поток легкого рециклового масла в линии 46 выводится из фракционирующей колонны 30 с помощью насоса 48 и охлаждается в парогенераторе 49. Оросительную часть возвращают в колонну на более высокий уровень по линии 46а. Линия 202 легкого рециклового масла переносит остальную часть к линии 500. Наконец, осветленное масло выводится из фракционирующей колонны 30 в линию 34 кубового остатка с помощью насоса 21, и возвратная часть охлаждается в сырьевом теплообменнике 18 и возвращается в зону 37 продуктов колонны 30, отделенную от сырьевой стороны 36 перегородкой 35. Линия 203 кубового остатка может переносить остаток осветленного масла к линии 500 для смешения или для отвода к СО-бойлеру 90 через линии 205 и 96.

Продукты КПС

Наиболее подходящим катализатором для использования в стояке 40 являются цеолитные молекулярные сита, обладающие большим средним размером пор. Как правило, молекулярные сита с большим размером пор имеют поры с эффективным диаметром большим 0,7 нм, который ограничен более чем 10-членными и, как правило, 12-членными кольцами. Индексы размера пор для больших пор имеют значения выше 31. В число подходящих крупнопористых компонентов цеолитов входят синтетические цеолиты, такие как цеолиты Х-типа и Y-типа, морденит и фауджазит. Предпочтительным катализатором могут быть Y-цеолиты с низким содержанием редкоземельных металлов. Низкое содержание редкоземельных металлов подразумевает содержание, меньшее или равное 1,0 вес.% оксидов редких земель на цеолитной части катализатора. Катализатор может быть диспергирован на матриксе, включающем связующий материал типа кремнезема или глинозема и/или инертный наполнительный материал типа каолина. Предполагается, что подходящим для использования в стояке настоящего изобретения может быть равновесный катализатор, который ранее использовался в качестве катализатора в стояке процесса КПС, или другие типы катализаторов крекинга.

Система КПС крекирует большую часть сырья в материал в диапазоне С₅ ⁺, кипящий при 204°С. Эти продукты могут иметь плотность в градусах API от 30 до 60, преимущественно от 35 до 55 и, более предпочтительно, 40 до 50 и, таким образом, вносят значительный вклад в повышение API-плотности смешанного потока в линии 502. Каталитический крекинг сырой нефти максимизирует повышение API-плотности при переработке минимального количества сырой нефти.

Объединенный жидкий продукт КПС-переработки сырой нефти может содержать превращенные продукты из сырой нефти или битумного сырья и может транспортироваться по линии 500. Жидкий продукт переработки сырой нефти характеризуется тем, что он имеет API-плотность по меньшей мере 30, преимущественно выше 30 и, более предпочтительно, выше 37. Жидкие продукты могут также иметь вязкость менее 2 сСт, преимущественно менее 1,5 сСт и, более предпочтительно, менее 1 сСт при 50°С. Образующиеся жидкие продукты могут иметь температуру застывания ниже 4°С, преимущественно ниже -1°С и, более предпочтительно, ниже -3,8°С. Объединенные жидкие продукты конверсии после переработки тяжелой нефти в процессе КПС являются более легкими и менее вязкими благодаря снижению молекулярного веса. Более глубокий крекинг в процессе КПС может приводить к более низким вязкости и плотности продукта.

Точное количество сырья, которое необходимо переработать, зависит от конкретных связанных с прокачиваемостью требований приемки трубопровода. Эти требования могут быть специфицированы в виде максимальной плотности или минимальной плотности в градусах API, максимальной вязкости при определенной температуре, максимальной температуры застывания или любой комбинации этих спецификаций. Кроме того, спецификации могут различаться в зависимости от времени года из-за изменений температур эксплуатации трубопроводов. Корректировка уровня конверсии в процессе КПС или объема переработки могут осуществляться в качестве удобного способа достижения соответствия с техническими условиями при минимальных эксплуатационных затратах.

Жидкие продукты реакции процесса КПС смешивают с потоком непереработанной сырой нефти в линии 499, в результате чего образуется смесевая сырая нефть, подходящая для транспортирования по линии 502. С помощью процесса КПС может быть переработано и добавлено к непереработанной, или непрореагировавшей сырой нефти в линии 499 от 5 до 60 об.% сырой нефти в линии 3, предпочтительно может быть переработано и добавлено к непереработанному сырью от 10 до 40 об.% сырой нефти и, более предпочтительно, может быть переработано и добавлено к непереработанному сырью 30 об.% сырой нефти. Отношение непереработанной сырой нефти к добавляемым жидким продуктам может составлять от 0,5:1 до 9:1, предпочтительно от 1:1 до 4:1 и, более предпочтительно, от 2:1 до 3:1. С непереработанным сырьем, так же как и все другие жидкие потоки из фракционирующей колонны 30, может смешиваться и нижний поток из абсорбционной колонны, переносимый по линии 3. В зависимости от местных требований или от желаемого сорта сырья может оказаться целесообразным сжигать всю или часть осветленного масла в линии 32 кубовых остатков с целью удовлетворения местных потребностей в энергии или с целью повышения качества сырьевого потока в линии 500 и/или 502.

Дебутанизатор

В еще одном из вариантов осуществления нижний поток из абсорбционной колонны в линии 401 может направляться в дебутанизирующую фракционирующую колонну 600 по линии 402 с целью отделения сжиженного нефтяного газа от лигроина. Фракционирование дает головную фракцию С_4- в линии 602, которая конденсируется в конденсаторе 606 с образованием водяного пара и обезвоживается в приемнике 608. Обезвоженный сжиженный нефтяной газ перекачивается и распределяется между линией 610 орошения, которая возвращается к дебутанизатору 600, и отводящей линией 612. Отводящая линия 612 разделяется на смесевую линию 614, в которой сжиженный нефтяной газ смешивается с переработанными продуктами в линии 500, и возможную линию 616 продукта, которая могла бы отводить сжиженный нефтяной газ в качестве продукта, который мог бы храниться и/или продаваться на месте. Сжиженный нефтяной газ является великолепным компонентом смазочно-охлаждающей жидкости, но из-за своего высокого давления пара он может смешиваться только в количестве, ограниченном техническими условиями на вспышку. Таким образом, распределение между линиями 610 и 612 и линиями 614 и 616 должно быть установлено таким образом, чтобы максимизировать сжиженный нефтяной газ, смешанный в линии 500, в соответствии с техническими условиями на вспышку. Любой избыток может отводиться и продаваться как сжиженный нефтяной газ или же использоваться в пламенном нагревателе или СО-бойлере 90. Дебутанизирующая колонна 600 также производит поток кубового остатка в линии 604, обычно содержащего C₅ ⁺-материал. Поток 604 кубового остатка распределяется по ребойлерной линии 620, которая обогревается ребойлером 622 и возвращается к дебутанизационной колонне 600, и линии 624 отвода лигроина, которая отводит лигроин с преимущественной целью его возврата на верх абсорбционной колонны 400 или направляет его к линии 626 в качестве продукта, который может храниться и/или продаваться на месте.

Смесевой продукт

Как следует из фиг.1, отдельные продукты конверсии: тяжелый лигроин в линии 210, легкое рецикловое масло в линии 202 и нижний поток абсорбционной колонны в линии 200 объединяются в линии 500, где они смешиваются с непереработанной сырой нефтью из линии 499, образуя, таким образом, смесевой поток 502, или синтетический продукт. Непереработанная сырая нефть может непосредственно поступать с нефтепромысла, но более предпочтительно, если она подвергается отпарке для удаления легких углеводородов и обезвоживается. В одном из альтернативных вариантов осуществления часть одного или более продуктов конверсии отбирают в качестве побочного продукта и затем обрабатывают или перерабатывают в качестве товарного продукта. В этом варианте, по желанию, потребуется переработать с помощью процесса КПС большую долю сырья для возмещения потери маловязкого материала для смешения.

В число жидких продуктов могут входить кубовые продукты, легкое рецикловое масло и лигроин, причем доли каждого из них могут быть подобраны таким образом, чтобы при их смешении с непереработанным сырьем можно было получить желаемые характеристики текучести. Непереработанным сырьем может быть часть источника сырья, не подвернутого переработке с помощью процесса КПС. В частности, с непереработанным сырьем можно смешивать все жидкие потоки. Лигроин может направляться в дебутанизатор (не показан) с целью получения сжиженного нефтяного газа и бензина. Сжиженный нефтяной газ и бензин могут добавляться к непереработанному сырью в расчетных количествах для получения желаемых характеристик текучести. Возможность менять относительные количества легких углеводородов (от пропана до пентана) в смесевом трубопроводном сырье имеет то преимущество, что это сырье можно хранить в резервуарах и, следовательно, на него могут быть наложены дополнительные технические условия в отношении упругости паров по Рейду (RVP) с целью минимизировать испарение материала в условиях окружающей среды, которое могло бы вступить в противоречие с экологическим законодательством, привести к потерям на факельный выброс или потребовать дорогостоящих систем для сбора паров. Добавление сжиженного нефтяного газа к непереработанному сырью должно контролироваться приборами, чтобы поддерживать баланс между давлением пара и текучестью.

Смесевой поток в линии 502 может иметь следующие характеристики: 18°API или выше, преимущественно не менее 19°API и, более предпочтительно, выше 19,5°API. Смесевой поток может иметь вязкость при 38°С не выше 10000 сСт, преимущественно не выше 5000 сСт и, более предпочтительно, не выше 25 сСт. Смесевой поток может также иметь температуру застывания не выше 20°С, преимущественно не выше 15°С и, более предпочтительно, не выше 0°С. Смесевой поток можно перекачивать в трубопроводе 502 до отдаленного места с целью дальнейшей переработки либо на нефтеперерабатывающем предприятии, либо на распределительной станции. Обычно отдаленное место расположено более чем в 20 милях о т скважины нефтепромысла 1.

Регенерация катализатора

Как следует из фиг.1, отделенный от продуктов с помощью циклонов 52 отработанный катализатор опадает вниз, образуя слой, который отпаривают от углеводородов водяным паром в отпарной колонне 54 и направляют по регулируемому вентилем трубопроводу 55 для отработанного катализатора к регенератору 70. В регенераторе 70 с поверхности отработанного катализатора выжигают кокс, в результате чего получают свежий, или регенерированный катализатор. С помощью вентилятора 73 из линии 72 откачивают воздух, который поступает в днище регенератора для выжигания кокса при температуре от 482 до 871°С, преимущественно от 538 до 760°С и, более предпочтительно, от 649 до 704°С. После того, как кокс в основном выжжен, отработанный катализатор вновь становится свежим катализатором. Выгорающий углерод образует регенерационный дымовой газ, содержащий Н₂, СО, CO₂ и легкие углеводороды. Циклоны 75 отделяют отработанный катализатор от регенерационного дымового газа. Регенерированный катализатор может быть возвращен в стояк 40 по трубопроводу 74 для регенерированного катализатора с целью введения его в контакт с сырьем, поступающим по линии 32.

Регенерационный дымовой газ может отводиться из регенератора 70 с помощью дымохода 80 в СО-бойлер 90. Отношение СО/СО₂ в регенерационном дымовом газе в потоке 80 может составлять от 0,6:1 до 1:1, преимущественно от 0,7:1 до 0,99:1 и, более предпочтительно, 0,9:1. Работа регенератора в режиме частичного сгорания в наибольшей степени подходит для проведения в случае тяжелых остатков, когда выделение тепла регенерации и потребление воздуха высоки благодаря большому коксообразованию. Кроме того, регенерация с малым количеством кислорода улучшает поддержание активности катализатора при высоких уровнях катализаторного ванадия благодаря пониженной подвижности ванадия при более низких уровнях кислорода. При работе регенератора в режиме существенно ограниченного сгорания для максимизации выхода СО установка снизит объем тепла, которое бы выделилось в том случае, если бы углерод получил возможность полностью сгорать до CO₂. Это понизит температуру регенератора и позволит использовать более высокое отношение катализатора к нефти.

Теплоемкос