Объединенные деасфальтизация растворителем и обезвоживание

Объединенные деасфальтизация растворителем и обезвоживание

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящие варианты осуществления в общем относятся к системам и способам деасфальтизации и обезвоживания углеводородов. Конкретнее, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к системам и способам обезвоживания сырой нефти с использованием растворителя, использованного для экстракции остаточной нефти.

Уровень техники

Сырая нефть типично содержит большое количество воды, которая должна быть отделена перед переработкой, повышающей качество нефти. Обезвоживание представляет собой дорогостоящий этап процесса повышения качества сырой нефти для транспортировки и/или очистки вследствие малых различий в плотности нефти и воды. Например, чтобы отделить воду от нефти путем фазового разделения используются большие разделительные сосуды, но такой подход требует чрезвычайно больших затрат времени и малоэффективен. Применяется также нагревание нефти и воды, чтобы увеличить разницу в плотности, а также используются специальные химикаты для содействия разделению. Однако такие технологии требуют больших капитальных затрат и расходов на эксплуатацию и обслуживание.

Существует потребность в усовершенствованном способе обезвоживания сырых нефтей, при минимизации капиталовложения.

Краткое описание изобретения

Таким образом согласно изобретению предлагается способ обезвоживания и деасфальтизации сырой нефти, включающий этапы, на которых: смешивают сырую нефть, включающую углеводороды, асфальтены и воду, с одним или более растворителями с получением первой смеси; селективно разделяют первую смесь с получением нефтяной фазы и водной фазы, причем нефтяная фаза включает углеводороды, асфальтены и растворитель; селективно отделяют асфальтены от нефтяной фазы с получением деасфальтизированной нефти, включающей по меньшей мере часть углеводородов и по меньшей мере часть растворителя, и асфальтеновой смеси, включающей асфальтены, оставшуюся часть углеводородов и оставшуюся часть растворителя; селективно отделяют растворитель от асфальтеновой смеси; и рециркулируют по меньшей мере часть отделенного растворителя в первую смесь.

Предпочтительно растворитель включает по меньшей мере 50% по весу одного или более парафинов и олефинов, содержащих от одного до семи атомов углерода.

3 Предпочтительно углеводородный подаваемый материал имеет плотность от примерно 6° API до примерно 25° API, измеренную согласно ASTM D D4052 при 60°F.

Предпочтительно нефтяную фазу нагревают до температуры, меньшей критической температуры растворителя, перед разделением на деасфальтизированную нефть и асфальтеновую смесь.

Предпочтительно сырая нефть представляет собой неотбензиненную нефть.

Предпочтительно способ дополнительно включает этапы, на которых:

отделяют деасфальтизированную нефть от одного или более растворителей; и

рециркулируют по меньшей мере часть отделенного растворителя в первую смесь.

Предпочтительно растворитель селективно отделяют от деасфальтизированной нефти при температуре более 15°С и при давлении более 101 кПа.

Предпочтительно растворитель и углеводородный подаваемый материал смешивают в соотношении от 0,4:1 до 10:1 по весу.

Предпочтительно асфальтены селективно отделяют от нефтяной фазы при температуре более 15°С и при давлении более 101 кПа.

Предпочтительно деасфальтизированную нефть селективно отделяют от нефтяной фазы при температуре более 15°С и при давлении более 101 кПа.

Предпочтительно способ дополнительно включает этапы, на которых:

нагревают деасфальтизированную нефть;

селективно разделяют нагретую деасфальтизированную нефть с получением легкой деасфальтизированной смеси, включающей легкую деасфальтизированную нефть и по меньшей мере часть одного или более растворителей, и тяжелой деасфальтизированной смеси, включающей тяжелую деасфальтизированную нефть и оставшуюся часть растворителя;

селективно отделяют легкую деасфальтизированную нефть от растворителя; и

селективно отделяют тяжелую деасфальтизированную нефть от растворителя.

Предпочтительно способ дополнительно включает рециркуляцию по меньшей мере части отделенного растворителя в первую смесь.

Предпочтительно упомянутая температура нагретой деасфальтизированной нефти выше критической температуры одного или более растворителей.

Предпочтительно растворитель селективно отделяют от легкой деасфальтизированной нефти при температуре более 15°С и при давлении более 101 кПа.

Предпочтительно растворитель селективно отделяют от тяжелой деасфальтизированной нефти при температуре более 15°С и при давлении более 101 кПа.

Предпочтительно легкую деасфальтизированную нефть подергают гидрокрекингу в условиях, достаточных для получения продукта, включающего керосин, дизельное топливо, газойль, газолин, их сочетания, их производные или их смеси.

Также согласно изобретению предлагается способ обезвоживания и деасфальтизации углеводородного подаваемого материала, включающий этапы, на которых: смешивают углеводородный подаваемый материал, включающий один или более углеводородов, один или более асфальтенов и воду, с одним или более растворителями с получением первой смеси; селективно разделяют первую смесь с получением нефтяной фазы и водной фазы, причем нефтяная фаза включает углеводороды, асфальтены и растворитель; селективно отделяют один или более асфальтенов от нефтяной фазы с получением деасфальтизированной нефти, включающей по меньшей мере часть одного или более углеводородов и по меньшей мере часть одного или более растворителей, и асфальтеновой смеси, включающей асфальтены, оставшуюся часть одного или более углеводородов и оставшуюся часть одного или более растворителей; селективно отделяют один или более растворителей от деасфальтизированной нефти; селективно отделяют один или более растворителей от асфальтеновой смеси; и рециркулируют по меньшей мере часть одного или более отделенных растворителей в первую смесь.

Предпочтительно углеводородный подаваемый материал включает неотбензиненную нефть, сырую нефть, нефтеносные сланцы, нефтеносные пески, гудроны, битумы, их сочетания, их производные или их смеси.

Предпочтительно способ дополнительно включает этапы, на которых:

нагревают деасфальтизированную нефть до сверхкритических условий на основе физических свойств одного или более растворителей;

селективно отделяют нагретую деасфальтизированную нефть с получением легкой деасфальтизированной смеси, включающей легкую деасфальтизированную нефть и по меньшей мере часть одного или более растворителей, и тяжелую деасфальтизированную смесь, включающую тяжелую деасфальтизированную нефть и оставшуюся часть одного или более растворителей;

селективно отделяют легкую деасфальтизированную нефть от одного или более растворителей; и

селективно отделяют тяжелую деасфальтизированную нефть от одного или более растворителей.

Предпочтительно растворитель(и) и углеводородный подаваемый материал смешивают в соотношении от 0,4:1 до 10:1 по весу. Краткое описание чертежей

Для того чтобы манера изложения, с помощью которой описаны вышеприведенные признаки настоящего изобретения, могла быть понята в подробностях, более конкретное описание изобретения, кратко изложенного выше, может быть получено со ссылкой на варианты осуществления, некоторые из которых проиллюстрированы в приложенных чертежах. Необходимо, однако, отметить, что приложенные чертежи иллюстрируют лишь типичные варианты осуществления данного изобретения и, следовательно, не должны рассматриваться ограничивающими его объем, поскольку изобретение может допускать другие эквивалентно эффективные варианты осуществления.

На Фиг.1 изображена иллюстративная система деасфальтизации растворителем и обезвоживания согласно одному или более описанным вариантам осуществления.

На Фиг.2 изображена иллюстративная система экстракции растворителем для использования с интегрированной системой деасфальтизации и обезвоживания согласно одному или более описанным вариантам осуществления.

На Фиг.3 изображена еще одна иллюстративная система экстракции растворителем для использования с интегрированной системой деасфальтизации и обезвоживания согласно одному или более описанным вариантам осуществления.

На Фиг.4 изображена еще одна иллюстративная система экстракции растворителем для использования с интегрированной системой деасфальтизации и обезвоживания согласно одному или более описанным вариантам осуществления.

Подробное описание

Ниже будет дано подробное описание. Каждый из прилагаемых пунктов формулы изобретения определяет отдельное изобретение, которое в целях защиты от нарушения патента признается включающим эквиваленты различных элементов или ограничений, описанных в формуле изобретения. В зависимости от контекста все ссылки, приведенные ниже, на "изобретение" могут в некоторых случаях относится только к определенным конкретным вариантам осуществления. В других случаях будет признано, что ссылки на "изобретение" будут относиться к объекту изобретения, описанному в одном или более, но необязательно во всех, пунктах формулы изобретения. Далее каждое из изобретений будет описано более подробно ниже, включая конкретные варианты осуществления, модификации и примеры, но изобретения не ограничены данными вариантами осуществления, модификациями или примерами, которые включены для того, чтобы позволить специалисту, имеющему обычную квалификацию в данной области техники, осуществить и применить изобретения, если информация, приведенная в данном патенте, рассматривается в сочетании с доступной информацией и технологией.

Предоставлены системы и способы деасфальтизации и обезвоживания углеводородов. В по меньшей мере одном конкретном варианте осуществления углеводородный подаваемый материал, содержащий один или более углеводородов, асфальтенов и воду, может быть смешан или иным образом объединен с одним или более растворителями. Добавление растворителя может уменьшить плотность углеводородов, давая более тяжелую водную фазу и более легкую нефтяную фазу, которые могут быть легче и эффективнее отделены друг от друга при окружающих условиях. Другими словами, не требуется подведение дополнительной энергии.

Нефтяная фаза может содержать один или более углеводородов, асфальтенов и растворителей. Асфальтены могут быть отделены от углеводородов и растворителя, давая богатую асфальтенами смесь и смесь деасфальтизированной нефти. Богатая асфальтенами смесь может включать асфальтены и часть растворителей. Смесь деасфальтизированной нефти может включать углеводороды и оставшуюся часть растворителей. Растворители могут быть отделены от богатой асфальтенами смеси и/или смеси деасфальтизированной нефти и рециркулированы в углеводородный подаваемый материал для обезвоживания. Термин "асфальтены", использованный здесь, относится к углеводороду или смеси углеводородов, которые нерастворимы в н-алканах, но все же полностью или частично растворимы в ароматических соединениях, таких как бензол или толуол.

На Фиг.1 изображена иллюстративная система деасфальтизации растворителем и обезвоживания согласно одному или более вариантам осуществления. Система может включать один или более смесителей 10, сепараторов 20 и установок 30 сольвентной экстракции. Углеводородный подаваемый материал (сырье), подлежащий обезвоживанию, может быть введен в один или более смесителей 10 по линии 5, где углеводородный подаваемый материал может быть приведен в контакт с одним или более растворителями по линии 35. Углеводородный подаваемый материал и растворитель(и) могут быть смешаны или иным образом объединены в смесителе 10, давая смесь углеводородов и раствоителя(ей) ("первую смесь") в линии 15.

Углеводородный подаваемый материал в линии 5 может представлять собой или включать неотбензиненную нефть, сырую нефть, нефтеносные сланцы, нефтеносные пески, гудроны, битумы, их сочетания, их производные или их смеси. В одном или более вариантах осуществления углеводородный подаваемый материал может представлять собой один или более углеводородов, имеющих плотность по API при 60°F (ASTM D4052) менее 35 или менее 25. Плотность по API также может находиться в диапазоне от примерно б до примерно 25 или от примерно 8 до примерно 15. В одном или более вариантах осуществления углеводородный подаваемый материал (сырье) может представлять собой или включать один или более углеводородов, имеющих нормальную, атмосферную точку кипения менее 1090°С (2000°F). В одном или более вариантах осуществления углеводородный подаваемый материал может представлять собой или включать один или более асфальтенов.

Как будет объяснено более подробно ниже, один или более растворителей по линии 35 может быть рециркулирован из установки 30 сольвентной экстракции. Присутствие растворителя облегчает отделение воды от сырой нефти. Может быть использован любой растворитель, который может увеличивать разницу в плотности нефти и воды, для того чтобы облегчить фазовое разделение между ними. Например, подходящие растворители могут включать следующие, но не ограничены ими: алифатические углеводороды, циклоалифатические углеводороды и ароматические углеводороды, и их смеси. В одном или более вариантах осуществления один или более растворителей могут включать пропан, бутан, пентан, бензол или их смеси. В одном или более вариантах осуществления один или более растворителей могут включать по меньшей мере 90 вес.%, по меньшей мере 95 вес.% или по меньшей мере 99 вес.% одного или более углеводородов, имеющих нормальную точку кипения ниже 538,0°С (1000°F). В одном или более вариантах осуществления растворитель(и) могут включать один или более газовых конденсатов, имеющих интервал кипения от примерно 27°С (80°F) до примерно 121°С (250°F), одну или более легких нафт, имеющих интервал кипения от примерно 32°С (90°F) до примерно 82°С (180°F), одну или более тяжелых нафт, имеющих интервал кипения от примерно 82°С (180°F) до примерно 221°С (430°F) или их смеси. В одном или более вариантах осуществления растворитель(и) могут иметь критическую температуру от примерно 90°С (195°F) до примерно 538°С (1000°F), от примерно 90°С (195°F) до примерно 400°С (750°F) или от примерно 90°С (195°F) до примерно 300°С (570°F). В одном или более вариантах осуществления растворитель(и) могут иметь критическое давление от примерно 2000 кПа (275 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 6000 кПа (855 фунтов/кв. дюйм, манометрическое), от примерно 2300 кПа (320 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 5800 кПа (830 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) или от примерно 2600 кПа (365 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 5600 кПа (800 фунтов/кв. дюйм, манометрическое). В одном или более вариантах осуществления растворитель в линии 35 может быть частично или полностью переведен в пар. В одном или более вариантах осуществления растворитель в линии 35 может представлять собой пар в количестве более примерно 50 вес.%, пар в количестве более примерно 75 вес.%, пар в количестве более примерно 90 вес.% или пар в количестве более примерно 95 вес.%, где оставшейся частью является жидкий растворитель.

Первая смесь может выходить из смесителя 10 по линии 15 и может быть введена в один или более сепараторов 20. В одном или более вариантах осуществления один или более смесителей 10 могут включать следующие, но не ограничены ими: эжекторы, линейные статические смесители, линейные механические/мощностные смесители, гомогенизаторы или их сочетания. В одном или более вариантах осуществления один или более смесителей 10 могут включать одну или более колонн, содержащих тарелки, нерегулярную насадку, структурированную насадку или другие внутренние элементы, подходящие для смешения или иного объединения одной или более жидкостей и одного или более паров. Сепаратор 20 может представлять собой любую систему или устройство, способные осуществлять фазовое разделение смеси. Например, сепаратор 20 может представлять собой или включать любой один или более гравитационных сепараторов и сепараторов с коалесцирующими фильтрами. Химические и/или пластинчатые сепараторы также могут быть использованы. В одном или более вариантах осуществления первая смесь в линии 15 может быть нагрета и/или охлаждена, чтобы дополнительно увеличить разницу в плотности нефтяной фазы и водной фазы, чтобы улучшить общую эффективность разделения.

В одном или более сепараторах 20 разница в плотности между углеводородной и водной фазами позволяет осуществиться разделению фаз. Хотя это не показано, водная фаза, удаленная из сепаратора 20 по линии 27, может быть дополнительно переработана и/или обработана, чтобы удалить увлеченные углеводороды и другие загрязнители перед направлением в рецикл, повторным использованием и/или сбросом. Нефтяная фаза ("углеводороды"), удаленная по линии 25 из сепаратора 20, может содержать один или более углеводородов, включая асфальтены, из углеводородного подаваемого материала помимо растворителя, добавленного в смеситель 10. В одном или более вариантах осуществления подаваемый материал в линии 25 может иметь плотность (при 60°F) от примерно -5° API до примерно 35° API или от примерно 6° API до примерно 20° API. В одном или более конкретных вариантах осуществления углеводород в линии 25 может иметь плотность (при 60°) менее 35° API или, более предпочтительно, менее 25° API. Углеводород в линии 25 может иметь отношения разбавления растворителя к сырью от примерно 1:1 до примерно 100:1, от примерно 2:1 до примерно 10:1 или от примерно 3:1 до примерно 6:1. Концентрация растворителя в линии 25 может находиться в диапазоне от примерно 50 вес.% до примерно 99 вес.%, от примерно 60 вес.% до примерно 95 вес.% или от примерно бб вес.% до примерно 86 вес.%, где оставшаяся часть составляет подаваемый материал. Концентрация углеводорода в линии 25 может находиться в диапазоне от примерно 1 вес.% до примерно 50 вес.%, от примерно 5 вес.% до примерно 40 вес.% или от примерно 14 вес.% до примерно 34 вес.%, где оставшаяся часть составляет растворитель.

Углеводород и асфальтены в линии 25 могут быть селективно разделены в одной или более экстракционных установках 30; давая асфальтены по линии 32 и деасфальтизированную нефть по линии 37. Растворитель может быть извлечен из экстракционной установки 30 и рециркулирован в смеситель 10 по линии 35. В одном или более вариантах осуществления экстракционная установка 30 может работать при субкритических; критических или сверхкритических температурах и/или давлениях по растворителю; что делает возможным отделение асфальтенов от нефти.

На Фиг.2 изображена иллюстративная система 30 экстракции растворителем согласно одному или более вариантам осуществления. Экстракционная система 30 может включать один или более смесителей 110; сепараторов 120; 150 и отпарных колонн 130; 160. Любое число смесителей; сепараторов и отпарных колонн может быть использовано в зависимости от объема подлежащего переработке углеводорода. В одном или более вариантах осуществления углеводородный подаваемый материал; идущий по линии 25; и один или более растворитель(ей); идущих по линии 177; могут быть смешаны или иным образом объединены в одном или более смесителях 110; давая углеводородную смесь в линии 112. Массовое отношение растворителя к сырью может изменяться в зависимости от физических свойств и/или композиции подаваемого материала. Например; подаваемый материал с высокой точкой кипения может требовать большего разбавления растворителем(ями) с низкой точкой кипения; чтобы получить желаемую точку кипения основной массы конечной смеси. Углеводородная смесь в линии 112 может иметь отношение разбавления растворителя к сырью от примерно 1:1 до примерно 100:1; от примерно 2:1 до примерно 10:1 или от примерно 3:1 до примерно 6:1.

Один или более смесителей 110 может представлять собой любое устройство или систему, подходящие для порционного, периодического и/или непрерывного смешения подаваемого материала и растворителя(ей). Смеситель 110 может обладать способностью гомогенизировать несмешивающиеся текучие среды. Иллюстративные смесители могут включать следующие, но не ограничены ими:

эжекторы, линейные статические смесители, линейные механические/мощностные смесители, гомогенизаторы или их сочетания. Смеситель 110 может работать при температурах от примерно 25°С (80°F) до примерно 600°С (1110°F), от примерно 25°С (80°F) до примерно 500°С (930°F) или от примерно 25°С (80°F) до примерно 300°С (570°F). Смеситель 110 может работать при давлении несколько большем, чем давление сепаратора 120. В одном или более вариантах осуществления смеситель может работать при давлении от примерно 101 кПа (0 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до давления примерно на 700 кПа (100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) превышающего критическое давление растворителя (ей) ("P_C,S"), от примерно Pc,s - 700 кПа (P_C,S - 100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно P_C,S + 700 кПа (P_C,S + 100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) или от примерно P_C,S - 300 кПа (P_C,S - 45 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно P_C,S + 300 кПа (P_C,S + 45 фунтов/кв. дюйм, манометрическое).

Углеводородная смесь в линии 112 может быть введена в один или более сепараторов ("сепараторов асфальтенов") 120, давая верхний продукт по линии 122 и кубовый остаток по линии 128. Верхний продукт в линии 122 может содержать деасфальтизированную нефть ("ОАО") и первую часть одного или более растворителя(ей). Кубовый остаток в линии 128 может содержать нерастворимые асфальтены и оставшуюся часть растворителя. В одном или более вариантах осуществления концентрация ОАО в линии 122 может находиться в диапазоне от примерно 1 вес.% до примерно 50 вес.%, от примерно 5 вес.% до примерно 40 вес.% или от примерно 14 вес.% до примерно 34 вес.%. В одном или более вариантах осуществления концентрация растворителя в линии 122 может находиться в диапазоне от примерно 50 вес.% до примерно 99 вес.%, от примерно 60 вес.% до примерно 95 вес.% или от примерно 66 вес.°; до примерно 86 вес.%. В одном или более вариантах осуществления плотность (API при 60°F) верхнего продукта в линии 122 может находиться в диапазоне от примерно 10° до примерно 100°, от примерно 30° до примерно 100° или от примерно 50° до примерно 100°.

В одном или более вариантах осуществления концентрация асфальтенов в кубовом остатке в линии 128 может находиться в диапазоне от примерно 10 вес.% до примерно 99 вес.%, от примерно 30 вес.% до примерно 95 вес.% или от примерно 50 вес.°; до примерно 90 вес.%. В одном или более вариантах осуществления концентрация растворителя в линии 128 может находиться в диапазоне от примерно 1 вес.% до примерно 90 вес.%, от примерно 5 вес.% до примерно 70 вес.% или от примерно 10 вес.% до примерно 50 вес.%.

Один или более сепараторов 120 могут представлять собой любую систему или устройство, подходящие для отделения одного или более асфальтенов от углеводородного подаваемого материала и смеси растворителей, давая верхний продукт в линии 122 и кубовый остаток в линии 128. В одном или более вариантах осуществления сепаратор 120 может включать в себя колпачковые тарелки, насадочные элементы, такие как кольца или седла, структурированную насадку, или их сочетания. В одном или более вариантах осуществления сепаратор 120 может представлять собой сквозную колонну без внутренних элементов. В одном или более вариантах осуществления сепараторы 120 могут работать при температуре от примерно 15°С (60°F) до температуры, примерно на 150°С (270°F) превышающей критическую температуру одного или более растворителя (ей) (“T_C,S”)y от примерно 15°С (60°F) до примерно T_C,S + 100°С (T_C,S + 180°F) или от примерно 15°С (60°F) до примерно T_C,S + 50°С (T_C,S + 90°F). В одном или более вариантах осуществления сепараторы 120 могут работать при давлении от примерно 101 кПа (0 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до давления, примерно на 700 кПа (100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) превышающего критическое давление растворителя (ей) (“P_C,S”), от примерно P_C,S - 700 кПа (P_C,S - 100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно P_C,S + 700 кПа (P_C,S + 100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) или от примерно P_C,S - 300 кПа (P_C,S - 45 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно P_C,S + 300 кПа (P_C,S + 45 фунтов/кв. дюйм, манометрическое).

В одном или более вариантах осуществления кубовый остаток в линии 128 может быть нагрет с использованием одного или более теплообменников 115 и затем введен в одну или более отпарных колонн 130. В отпарной колонне 130 кубовый остаток 128 может быть селективно разделен, давая верхний продукт по линии 132 и кубовый остаток по линии 32. В одном или более вариантах осуществления верхний продукт по линии 132 может содержать первую часть одного или более растворителя(ей), а кубовый остаток 32 может содержать смесь нерастворимых асфальтенов и оставшуюся часть одного или более растворителя(ей). В одном или более вариантах осуществления пар может быть добавлен по линии 134 в отпарную колонну 130, чтобы улучшить отделение одного или более растворителей от ОАО. В одном или более вариантах осуществления пар в линии 134 может находиться при давлении в диапазоне от примерно 200 кПа (15 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 2160 кПа (300 фунтов/кв. дюйм, манометрическое)у от примерно 300 кПа (30 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 1475 кПа (200 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) или от примерно 400 кПа (45 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 1130 кПа (150 фунтов/кв. дюйм, манометрическое). В одном или более вариантах осуществления кубовый остаток в линии 128 может быть нагрет до температуры от примерно 100°С (210°F) до примерно T_C,S + 150°С (T_C,S + 270°F), от примерно 150°С (300°F) до примерно T_C,S + 100°С (T_C,S + 180°F) или от примерно 300°С (570°F) до примерно T_C,S + 50°С (T_C,S + 90°F) с использованием одного или более теплообменников 115. В одном или более вариантах осуществления концентрация растворителя в верхнем продукте в линии 132 может находиться в диапазоне от примерно 70 вес.% до примерно 99 вес.% или от примерно 85 вес.% до примерно 99 вес.%. В одном или более вариантах осуществления концентрация ОАО в верхнем продукте в линии 132 может находиться в диапазоне от примерно 0 вес.% до примерно 50 вес.%, от примерно 1 вес.% до примерно 30 вес.% или от примерно 1 вес.% до примерно 15 вес.%.

В одном или более вариантах осуществления концентрация растворителя в кубовом остатке 32 может находиться в диапазоне от примерно 5 вес.% до примерно 80 вес.%, от примерно 20 вес.% до примерно 60 вес.% или от примерно 25 вес.% до примерно 50 вес.%. В одном или более вариантах осуществления по меньшей мере часть кубового остатка 32 может быть дополнительно переработана, высушена и гранулирована с получением твердого углеводородного продукта. В одном или более вариантах осуществления по меньшей мере часть кубового остатка 32 может быть подвергнута дополнительной переработке, включающей следующие виды переработки, но без ограничения ими: газификацию, производство электроэнергии, технологический нагрев или их сочетания. В одном или более вариантах осуществления по меньшей мере часть кубового остатка 32 может быть направлена в газификатор, чтобы произвести пар, энергию и водород. В одном или более вариантах осуществления по меньшей мере часть кубового остатка 32 может быть использована в качестве топлива для производства пара и энергии. В одном или более вариантах осуществления концентрация асфальтенов в кубовом остатке 32 может находиться в диапазоне от примерно 20 вес.% до примерно 95 вес.%, от примерно 40 вес.% до примерно 80 вес.% или от примерно 50 вес.% до примерно 75 вес.%. В одном или более вариантах осуществления плотность (при 60°F) кубового остатка 32 может находиться в диапазоне от примерно 5° API до примерно 30° API, от примерно 5° API до примерно 20° API или от примерно 5° API до примерно 15° API.

Один или более теплообменников 115 могут включать любую систему или устройство, подходящие для увеличения температуры кубового остатка в линии 128. Иллюстративные теплообменники, системы или устройства могут включать следующие, но не ограничены ими: кожухотрубные, рамные или спирально-намотанные теплообменные конструкции. В одном или более вариантах осуществления нагревающая среда, такая как пар, горячая нефть, горячие технологические текучие среды, тепло электрического сопротивления, горячие отработанные текучие среды или их сочетания, могут быть использованы для передачи необходимого тепла кубовому остатку в линии 128. В одном или более вариантах осуществления один или более теплообменников 115 могут представлять собой нагреватель прямого подогрева или его эквивалент. В одном или более вариантах осуществления один или более теплообменников 115 могут работать при температуре от примерно 25°С (80°F) до примерно Т_C,S + 150°С (T_C,S + 270°F), от примерно 25°С (80°F) до примерно T_C,S + 100°С (T_C,S + 180°F) или от примерно 25°С (80°F) до примерно T_C,S + 50°С (T_C,S + 90°F). В одном или более вариантах осуществления один или более теплообменников 115 могут работать при давлении от примерно 100 кПа (0 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно Pc,s + 700 кПа (P_C,S + 100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое), от примерно 100 кПа до примерно P_C,S + 500 кПа (P_C,S + 75 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) или от примерно 100 кПа до примерно P_C,S + 300 кПа (P_C,S + 45 фунтов/кв. дюйм, манометрическое).

Одна или более колонн 130 отпаривания асфальтенов могут включать любую систему или устройство, подходящие для селективного отделения кубового остатка в линии 128, давая верхний продукт в линии 132 и кубовый остаток 32. В одном или более вариантах осуществления колонна 130 отпаривания асфальтенов может включать в себя, но без ограничения ими, внутренние элементы, такие как кольца, седла, шары, нерегулярные листы, трубки, спирали, тарелки, перегородки или тому подобное или любые их сочетания. В одном или более вариантах осуществления сепаратор 130 асфальтенов может представлять собой сквозную колонну без внутренних элементов. В одном или более вариантах осуществления одна или более колонн 130 отпаривания асфальтенов может работать при температуре от примерно 30°С (85°F) до примерно 600°С (1110°F), от примерно 100°С (210°F) до примерно 550°С (1020°F) или от примерно 300°С (570°F) до примерно 550°С (1020°F). В одном или более вариантах осуществления одна или более колонн 130 отпаривания асфальтенов может работать при давлении от примерно 100 кПа (0 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 4000 кПа (565 фунтов/кв. дюйм, манометрическое), от примерно 500 кПа (60 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 3300 кПа (465 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) или от примерно 1000 кПа (130 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно 2500 кПа (350 фунтов/кв. дюйм, манометрическое).

Верхний продукт в линии 122 может быть нагрет с использованием одного или более теплообменников 145, 148, тем самым давая нагретый верхний продукт по линии 124. В одном или более вариантах осуществления температура нагретого верхнего продукта в линии 124 может быть увеличена выше критической температуры растворителя(ей) T_C,S. В одном или более вариантах осуществления температура нагретого верхнего продукта в линии 124 может быть увеличена с использованием одного или более теплообменников 145 и/или 148 до температуры в диапазоне от примерно 25°С (80°F) до примерно T_C,S + 150°С (T_C,S + 270°F), от примерно T_C,S - 100°С (T_C,S - 180°F) до примерно T_C,S + 100°С (T_C,S + 180°F) или от примерно T_C,S - 50°С (T_C,S - 90°F) до примерно T_C,S + 50°С (T_C,S + 90°F).

Один или более теплообменников 145, 148 могут включать любую систему или устройство, подходящие для увеличения температуры верхнего продукта в линии 122. В одном или более вариантах осуществления теплообменник 145 может представлять собой теплообменник регенеративного типа, использующий нагретый технологический поток, например верхний продукт по линии 152 из сепаратора 150, чтобы нагреть верхний продукт в линии 122 перед введением в сепаратор 150. В одном или более вариантах осуществления один или более теплообменников 145, 148 могут работать при температуре от примерно 25°С (80°F) до примерно T_C,S + 150°С (T_C,S + 270°F), от примерно T_C,S - 100°С (T_C,S - 180°F) до примерно T_C,S + 100°С (T_C,S + 180°F) или от примерно T_C,S - 50°С (T_C,S - 90°F) до примерно T_C,S + 50°С (T_C,S + 90°F). В одном или более вариантах осуществления один или более теплообменников 145, 148 могут работать при давлении от примерно 100 кПа (0 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно P_C,S + 700 кПа (P_C,S + 100 фунтов/кв. дюйм, манометрическое), от примерно 100 кПа (О фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно P_C,S + 500 кПа (P_C,S + 75 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) или от примерно 100 кПа (0 фунтов/кв. дюйм, манометрическое) до примерно P_C,S + 300 кПа (P_C,S + 45 фунтов/кв. дюйм, манометрическое).

Нагретый верхний продукт в линии 124, содержащий смесь DАО и одного или более растворителей, может быть введен в один или более сепараторов 150 и селективно разделен в них, давая верхний продукт по линии 152 и кубовый остаток по линии 158. В одном или более вариантах осуществления верхний продукт в линии 152 может содержать первую часть одного или более растворителя(ей), а кубовый остаток в линии 158 может содержать DAO и оставшуюся часть одного или более растворителя(ей). В одном или более вариантах осуществления концентрация растворителя в верхнем продукте в линии 152 может находиться в диапазоне от примерно 50 вес.% до примерно 100 вес.%, от примерно 70 вес.% до примерно 99 вес.% или от примерно 85 вес.% до примерно 99 вес.%. В одном или более вариантах осуществления концентрация DАО в верхнем продукте в линии 152 может находиться в диапазоне от примерно 0 вес.% до примерно 50 вес.%, от примерно 1 вес.% до примерно 30 вес.% или от примерно 1 вес.% до примерно 15 вес.%.

В одном или более вариантах осуществления концентрация DАО в кубовом остатке в линии 158 может находиться в диапазоне от примерно 20 вес.% до примерно 95 вес.%, от примерно 40 вес.% до примерно 80 вес.% или от примерно 50 вес.% до примерно 75 вес.%. В одном или более вариантах осуществления концентрация растворителя в кубовом остатке в линии 158 может находиться в диапазоне от примерно 5 вес.% до примерно 80 вес.%, от примерно 20 вес.% до примерно 60 вес.% или от примерно 25 вес.% до примерно 50 вес.%. В одном или более вариантах осуществления плотность (при 60°F) кубового остатка в линии 158 может находиться в диапазоне от примерно 5° API до примерно 30° API, от примерно 5° API до примерно 20° API или от примерно 5° API до примерно 15° API.

Один или более сепараторов 150 могут включать любую систему или устройство; подходящие для разделения DАО и одного или более растворителей; давая верхний продукт в линии 152 и кубовый остаток в линии 158. В одном или более вариантах осуществления сепаратор 150 может содержать внутренние элементы; такие как кольца; седла; структурированная насадка; шары; нерегулярные листы; трубки; спирали; тарелки; перегородки или любые их сочетания. В одном или более вариантах осуществления сепаратор 150 может представлять собой сквозную колонну без внутренних элементов. В одном или более вариантах осуществления сепаратор 150 может работать при температуре от примерно 15°С (60°F) до примерно 600°С (1110°F); от примерно 15°С (60°F) до примерно 500°С (930°F) или от примерно 15°С (60°F) до примерно 400°С (750°F). В одном или более вариантах осуществления сепараторы 150 могут работать при давлении от примерно 101 кПа (0 фунтов/кв. дюйм; манометрическое) до давления примерно на 700 кПа (100 фунтов/кв. дюйм; манометрическое) выше критического давления растворителя (ей) ("P_C,S"), от примерно P_C,S - 700 кПа (P_C,S - 100 фунтов/кв. дюйм; манометрическое) до примерно P_C,S + 700 кПа (P_C,S + 100 фунтов/кв. дюйм; манометрическое) или от примерно P_C,S -300 кПа (P_C,S - 45 фунтов/кв. дюйм; манометрическое) до примерно P_C,S + 300 кПа (P_C,S + 45 фунтов/кв. дюйм; манометрическое).

В одном или более вариантах осуществления по меньшей мере часть кубового остатка в линии 158 может быть направлена в одну или более отпарных колонн 160 и селективно разделена в них, давая верхний продукт по линии 162 и кубовый остаток по линии 37. В одном или более вариантах осуществления верхний продукт в линии 162 может содержать первую часть одного или более растворителей, а кубовый остаток в линии 37 может содержать DАО и оставшуюся часть одного или более растворителей. В одном или более вариантах осуществления пар может быть добавлен по линии 164 в о