CN1903983A - 含沥青的重油及沥青的纯化 - Google Patents

含沥青的重油及沥青的纯化 Download PDF

Info

Publication number
CN1903983A
CN1903983A CN 200610106199 CN200610106199A CN1903983A CN 1903983 A CN1903983 A CN 1903983A CN 200610106199 CN200610106199 CN 200610106199 CN 200610106199 A CN200610106199 A CN 200610106199A CN 1903983 A CN1903983 A CN 1903983A
Authority
CN
China
Prior art keywords
oil
water
purifying agent
purifying
bituminous matter
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN 200610106199
Other languages
English (en)
Other versions
CN1903983B (zh
Inventor
C·K·叶昂
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Value Creation Inc
Technoeconomics Inc
Original Assignee
Value Creation Inc
Technoeconomics Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Value Creation Inc, Technoeconomics Inc filed Critical Value Creation Inc
Publication of CN1903983A publication Critical patent/CN1903983A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1903983B publication Critical patent/CN1903983B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/003—Solvent de-asphalting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1033—Oil well production fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80—Additives
    • C10G2300/805—Water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80—Additives
    • C10G2300/805—Water
    • C10G2300/807—Steam

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Working-Up Tar And Pitch (AREA)

Abstract

一种从沥青、重油或渣油中脱除沥青质污染物以生产低粘度石油产品和高纯度沥青质的方法和装置。

Description

含沥青的重油及沥青的纯化
技术领域
本发明一般涉及提高重油和沥青的质量。特别地，本发明包括从沥青、重油或渣油中脱除沥青质污染物以生产低粘度石油产品和高纯度沥青质的方法和装置。
背景技术
世界上有大量的烃储量是重油的形式。在这里使用的术语“重油”通常指沥青、特重油、重油或残余烃，包括天然的和干馏的。工业上定义轻原油的API重度大于31.1°和密度小于870kg/m3，中等油的API重度在31.1°-22.3°之间以及密度在870kg/m3-920kg/m3之间，重油的API重度在22.3°-10°之间以及密度在920kg/m3-1000kg/m3之间，特重油的API重度小于10°和密度大于1000kg/m3。在加拿大，沥青通常指从油砂中提取的特重油。沥青不被加热或用低粘度烃稀释的情况下是不易流动的。
由于重油的极高粘度组分导致重油的运输性差和由于污染物、焦炭前体和催化剂中毒组分导致重油的加工性差使得重油储量的开发已经受到了限制。这些问题组分在此处统称为“污染物”。主要的污染物是含沥青的烃和非常高沸点的聚合芳烃。
为了生产可运输和易加工的适用于传统精制工艺的石油产品，有必要从重油中脱除含沥青的污染物。已知通过一系列传统工艺可部分达到该结果。例如，井口乳液可经过脱水、热破乳和化学破乳、沉降、干燥、冷却、添加稀释剂(为了运输)、常压蒸馏和减压蒸馏、戊烷脱沥青、随后进行丙烷脱沥青进行处理，然而回收的含沥青物料仍不是纯沥青。
含沥青物料通常指残余的原油液体馏分，可含有沥青质、树脂和渣油。沥青质被认为是由带有烷基侧链的聚合芳烃片段的联合体系组成的复杂分子。它们经常是重油中发现的最重的和极性最强的馏分。沥青质中还存在杂原子O、N和S及金属V、Ni和Fe。由于沥青质分子的复杂性，无法得知沥青质的精确分子结构。因此，沥青质的定义是基于它们的溶解度。通常，沥青质是不溶于石蜡基溶剂例如正庚烷或正戊烷但溶于芳族溶剂例如苯或甲苯的馏分油。
已知沥青质可使用石蜡基溶剂例如戊烷或庚烷通过沉淀与沥青或含沥青原油分离。通常确信为分离出纯沥青质需要高剂油比，其体积比约为40∶1。较低的溶剂水平，通常用于溶剂脱沥青，大量的不含沥青物料将随沥青质一起沉淀。此外，溶剂脱沥青依赖的是不混溶液态烃多个理论分离阶段，并不能存在水。
溶剂脱沥青的油产量受高粘度的所得含沥青物料的限制，尤其是高粘度沥青原料。另外，很难以高产量获得高品质油，因为难以达到油和含沥青馏分的完全分离。
溶剂脱沥青中，沥青(实质是含残余油的沥青质)作为极粘的热流体形成，其在冷却后形成玻璃状固体。为了可被运输、限制结垢和堵塞，该粘性流体必须加热至高温。
另一种脱除沥青质的技术包括用加热和稀释溶剂例如石脑油打破超重油和水的泡沫。就石蜡基石脑油而言，有部分沥青质脱除效果。但是，经过该处理只有约50％的沥青质被脱除，即使使用多段处理也是如此，因此，完全脱除沥青质是不现实的。结果，所得到的油仍然必须使用资金密集型技术进行处理，该技术相对而言可耐受沥青质。
因此，现有技术中需要一种从重油中选择性且高效脱除沥青质污染物的方法，以减轻现有技术的困难。
发明内容
本发明的方法部分基于一个令人惊奇的发现：以相对低的轻质烃剂油比可获得几乎完全的沥青质沉淀。该沉淀沥青质的初始粒径为微米级，甚至亚微米级，不能使用传统工艺分离。但是，在不受理论束缚的情况下，本发明确信粒径通过絮凝作用增长，然后可有效分离。
本发明中的轻质烃剂包括非芳族轻质烃，其提供多种用途：沉淀沥青质的“反溶剂”、促进沥青质流动的粘度降低剂、破乳剂、便于油水浆液分离的密度控制组分、从沥青质浆液中提取渣油的“溶剂”、和便于控制沥青质聚集体粒径的试剂。本发明中使用的完成这些作用的一个或多个的烃在本文中称为“纯化剂”或“DA”。
因此，一方面，本发明可以包括一种在油/水乳液中纯化含沥青质的重油原料的方法，所述方法包括如下步骤：
(a)用纯化剂调节原料，剂油比DA∶油(w∶w)为约10.0或更低(由油的性质和温度决定)，基本上保持为油/水乳液，其中纯化剂包括具有7个或更少碳原子的轻质烃并基本上不含芳族组分；
(b)混合油/水乳液和纯化剂并基本上使油/水乳液破乳，含纯化油和纯化剂的油相与沥青质/水相基本上分离；和
(c)回收油相和回收沥青质/水相；
(d)用附加的纯化剂处理来自步骤(c)的沥青质/水相以提取渣油；和使轻质油相与基本上纯的沥青质/水相分离。
该方法可进一步包含附加的步骤：从基本上纯的沥青质/水相回收沥青质和再循环来自步骤(d)的轻质油相以在调节之前或之后与油/水乳液组合。
优选地，调节步骤发生在约70℃-200℃之间的温度下。纯化剂优选包括具有3-7个碳原子的环烃、烯烃或链烷烃或其混合物。步骤(b)之后的DA∶油重量比优选低于约10.0，更优选低于约3.5，最优选低于约2.5。
纯化剂可从由步骤(c)回收的油相中脱除以生产纯化油。该方法可进一步包括再循环来自步骤(d)纯化剂以在调节之前或之后与油/水乳液组合的步骤。
在本发明的另一个方面，本发明可包括一种在油/水乳液中纯化含沥青质的重油原料的***，包括：
(a)调节组件，有原料入口、蒸汽/水入口和乳液出口，并进一步包括在调节单元之前或之后或在调节单元之前和之后有向原料中添加纯化剂的设备；
(b)第一相分离容器，包括具有与调节组件出口相连的入口的上部腔室、油出口和具有纯化剂入口的下部腔室、任选的水/固体出口和浆液出口、以及连接上部和下部腔室的降液管；和
(c)第二相分离容器，包括具有与所述第一容器的浆液出口相连的入口的上部腔室、油出口和具有浆液出口的下部腔室、以及连接上部和下部腔室的降液管。
在一个实施方案中，所述***可进一步包含用于分离来自所述第一容器油出口的纯化剂和纯化油的纯化油回收设备，以及为在调节组件或第一相分离容器中重复使用来自油回收设备纯化剂的纯化剂再循环设备。
附图说明
现参照附图描述本发明：
图1是纯化过程一个实施方案的示意图。
图2是本发明一个实施方案中使用的分离容器的示意图。
图2A是另一种分离容器的示意图。
具体实施方式
本发明提供一种纯化重油原料的新方法。在描述本发明时，本文中所有未定义的术语均具有本领域公认的常用含义。关于数值使用的术语“约”，指的是在所述数值上下10％的范围或在可接受的测量误差或不确定性的范围内。
下面描述本发明的一个实施方案，其间参照图1所示工艺流程图。为了简化起见，没有画出泵，因为在实践中可以应用不同的压力曲线。
原料可包含重油，也可被称作沥青、重油或渣油，并且也可包括结合固体和结合水。适合的原料例如可包括油气田生产的乳液或浆液例如来自原位蒸汽强化生产过程的井口产物或来自传统油砂沥青提取的泡沫。
原料(1)首先在调节罐(C)中通过添加纯化剂(2，3)进行调节，如果需要，与蒸汽或水或蒸汽和水一起添加。使用纯化剂是为达到如上所述的多个目的。纯化剂可包括纯轻质烃，优选C3-C7，或这些轻质烃的混合物，基本上不含芳烃。优选地，所述纯化剂包括非芳烃或低芳烃、主要由C4-C6组分组成的轻质烃混合物。所述混合物可包含环烃、烯烃或链烷烃组分。在一个实施方案中，纯化剂由C5混合物组成。
冷凝的蒸汽和水形成油-水乳液，其可以是水包油乳液或油包水乳液。如果油水乳液、浆液或泡沫用作原料，则用于调节的蒸汽和水的用量可减少或完全不用。一定量的水是必须的，因为确信水油界面在本发明中起着重要的作用。在不受理论束缚的情况下，据信在调节过程中，相对纯的沥青质以迁移至水-油界面的细颗粒沉淀。这些沥青质颗粒随后絮凝形成聚集体。
在调节步骤中，各种参数间有复杂的关系，可包括温度、压力、停留时间、纯化剂/重油比、油基质的胶体悬浮能力(针对沥青质)、沥青质的分子量分布、纯化剂的物理性质、水滴粒径分布和水/沥青质比以及沥青质脱除目标。基于在适当设计的试验设备中的经验测试，最佳或适宜的条件可以针对任何特定的原料和希望的产品来确定。
通常，控制压力以避免较轻的烃汽化。温度和纯化剂/油比是密切相关的，因为两个变量都影响液体介质的粘度。较低的粘度有利于沥青质向油-水界面的迁移。温度范围从下限的稀释沥青的可泵送温度到上限的纯化剂的临界温度。优选将温度保持在70℃-200℃范围内。纯化剂/油比(“DA/油比”)随着原料和温度在很宽范围内变化，但是一般保持在0.2-10w/w的范围内，并且基于经济原因优选低于2.5w/w。
调节步骤中的停留时间在高温和高DA/油比下为几秒到几分钟，针对低温和低DA/油比为几小时或几天。在一个优选的实施方案中，考虑到资金成本效率，将停留时间保持在30分钟以下。
沥青质的脱除效率至少部分取决于油/水界面的可得性，但其测量很难。为了实际的目的，油/水界面可与乳液水含量经验关联。对于油/水乳液，水含量优选为5％重量或更高，并优选等于或大于所要脱除的沥青质的重量百分含量。如果原料不含足够的水、水或蒸汽、或水和蒸汽，则可在调节步骤中加入。
为了保持油/水界面的可得性，在调节过程中油/水乳液保持基本上不变是很重要的。因此，在调节过程中促进破乳的条件不是优选的。
在调节步骤中使用的纯化剂可以是来自补充来源的清洁纯化剂或如文中所述由后续阶段回收的纯化剂、或来自下游分离容器的富含纯化剂的物流。如上所述，在调节阶段的破乳应当避免或最小化。
调节后，含有悬浮沥青质聚集体的稀释乳液物流(4)在迅速破乳条件下与热的纯化剂(5)或富含纯化剂的物流(6)混合，或同时与物流(5)和(6)混合。一般地，提高温度和添加附加的纯化剂足以破乳。由于成本效率，累积DA/油比优选为约1-10w/w，更优选低于3.5w/w。温度和DA/油比相互关联。温度可以从沥青-水浆液的可泵送温度至纯化剂的临界温度变化，并优选为约70℃至约200℃，可根据所使用的纯化剂确定。
如图1所示，被调节和被破乳的浆液物流(7)进入第一分离容器(V1)的上部(PS1)，分离为油相和沥青质-水浆液相。分离是快速的，更近似于脱盐操作中的油-水分离，而不是如溶剂提取或溶剂脱沥青中的两个油相的分离。
来自PS1的底部物流(9)是沥青质聚集体与少量渣油的水浆液。沉降浆液是比较稠的浆液，其很难被泵送或离心分离。因此，在一个优选的实施方案中，第一分离容器(V1)被分成两个垂直叠置部分，两部分用降液管连接。稠的浆液(9)向下流过降液管进入V1的下部(ES)，(ES)经密封与上部(PS1)隔离，因此纯化油相留在PS1中。
在流出降液管时，沥青质浆液立即与来自纯化剂回收过程(11)的热的纯化剂物流混合。新鲜的热纯化剂提取与沥青质共存的所有渣油剩余物，并且由于水的存在使所形成的轻质油相很容易与沥青质分离。
纯化剂-油和水-沥青质混合物在靠近ES段的顶部(即V1的底部)作为物流(12)流出。清澈水在ES的底部沉降并可作为物流(13)采出。细粒固体物(如果存在)将在ES的底部沉降并可被清除(14)。
替代地，如图2A所示，纯化剂物流(11A)可进入ES的顶部，而DA-油和水-沥青质混合物(12A)从ES段的底部流出。在该实施方案中，没有应用出自ES的单独的水采出(13)或固体清除(14)。
PS1和ES可以是单独的容器；但是，优选提供用降液管连接的两个阶段。因此利用重力来转移沥青质-水浆液，并且可消除泵送粘稠浆液时的困难。
纯化剂/油-沥青质/水浆液物流(12或12A)被运送至第二分离容器(V2)的顶部(PS2)。在一个实施方案中，第二分离容器与第一分离容器类似或相同，但容量或尺寸不一定相同。含提取油的纯化剂物流很容易与含水的沥青质浆液(16)分离并作为富含纯化剂的物流以物流(15)被脱除。优选将其再循环至调节和破乳阶段(3和6)。含水沥青质浆液流过降液管至V2的底部(SM)并被运送至用于脱除纯化剂和回收沥青质(AF)的下游设备。浆液的分流(18)可再循环至SM的底部以防止沥青质沉降。
在回收沥青质中，沥青质可通过任何传统和公知的工艺容易地从含水沥青质浆液中脱除，例如，通过过滤或闪蒸脱除。
用纯化剂稀释的基本不含沥青质的轻质油作为物流(8)流出V1。油和纯化剂的混合物然后被送至纯化剂回收组件。纯化剂可通过不同的轻质烃回收方法被回收，由具体应用的V1和V2的优选温度和压力决定。超临界分离可以是有效的选择，其中较高的温度操作是优选的。热量输入(E2)是有效回收纯化剂通常必需的。回收的纯化剂(10)然后可再循环，用于调节段、破乳段或第一分离容器中(2，5，11或11A)。
在优选的超临界分离中，物流(8)被加热至高于纯化剂的超临界温度(Tr)。在此高温下，纯化剂形成易于与油分离的低密度流体。在一个实施方案中，可在低于温度(Tr)时引入一个中间分离阶段(未示出)，以使物流(8)分离为富含纯化剂的较轻的油物流和贫含纯化剂的较重的油物流。富含纯化剂的物流然后可进行超临界分离。
轻质油物流(8)在纯化剂回收组件中脱去纯化剂后，即作为纯化油产品(DCO)产生。DCO可具有低的至非常低的沥青质含量，因为该工艺可脱除原料中含有的50％-99％或更多的沥青质。
实施例
下面给出的实施例用于描述本发明，并不打算限制本发明。
含有由原位热回收工艺生产的沥青乳液的原料(35％重量的水)在130℃下用戊烷纯化剂调节少于15分钟，所述纯化剂以小于约2.5DA/油重量比加入。
如下表1所示，回收的DCO含小于0.56％重量的沥青质，相比而言原料中含18％重量的沥青质，油收率为82％体积。
表1
       原料   产品
 水   无水沥青   DCO
收率C5沥青质  35％w   65％w18％w 82％v0.18-0.56％w

Claims (13)

1、一种纯化含沥青质的重油原料的方法，所述方法包括如下步骤：
(a)如果原料不是油-水乳液或是含水量低的乳液，则向该原料中添加蒸汽或水或蒸汽和水二者形成乳液；
(b)用纯化剂以约10.0或更低的DA∶油比(w∶w)调节原料，同时基本上保持油-水乳液，其中纯化剂包括具有7个或更少碳原子的轻质烃并基本上不含芳族组分；
(c)混合油/水乳液与附加的纯化剂并基本上使油/水乳液破乳，使含纯化油和纯化剂的油相与沥青质/水相基本上分离；和
(d)回收油相和回收沥青质/水相；
(e)用附加的纯化剂处理来自步骤(d)的沥青质/水相以提取渣油；并使纯化剂相与基本上纯的沥青质/水相分离。
2、如权利要求1的方法，进一步包括从基本上纯的沥青质/水相回收沥青质和再循环来自步骤(e)的纯化剂相以在调节之前或之后与油/水乳液组合的附加步骤。
3、如权利要求1的方法，其中调节步骤发生在约70℃至约200℃之间的温度下。
4、如权利要求1的方法，其中纯化剂包括具有3-7个碳原子的环烃、烯烃或链烷烃或它们的混合物。
5、如权利要求4的方法，其中步骤(b)之后的DA∶油比小于约10.0重量。
6、如权利要求5的方法，其中步骤(b)之后的DA∶油比小于约3.5重量。
7、如权利要求6的方法，其中步骤(b)之后的DA∶油比小于约2.5重量。
8、如权利要求1的方法，其中沥青质颗粒在步骤(b)中作为聚集体汇集至水相。
9、如权利要求1的方法，进一步包括从由步骤(c)回收的油相中脱除纯化剂以产生纯化油的步骤。
10、如权利要求2的方法，进一步包括再循环来自步骤(d)的纯化剂以在调节之前或之后与油/水乳液组合的步骤(f)。
11、一种在油/水乳液中纯化含沥青质的重油原料的***，包括：
(a)调节组件，具有原料入口、蒸汽/水入口和乳液出口，并进一步包括在调节组件之前或之后或在调节组件之前和之后向原料中添加纯化剂的设备；
(b)第一相分离容器，包括具有与调节组件出口相连的入口的上部腔室、油出口和具有纯化剂入口的下部腔室、水/固体出口和浆液出口、以及连接上部和下部腔室的降液管；
(c)第二相分离容器，包括具有与所述第一容器的浆液出口相连的入口的上部腔室、油出口和具有浆液出口的下部腔室、以及连接上部和下部腔室的降液管。
12、如权利要求10的***，进一步包括用于分离来自所述第一容器的油出口的纯化剂和纯化油的纯化油回收设备。
13、如权利要求11的***，进一步包括用于在调节组件或第一相分离容器中重复使用来自油回收设备的纯化剂的纯化剂再循环设备。
CN 200610106199 2005-05-20 2006-05-19 含沥青的重油及沥青的纯化 Active CN1903983B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US59493605P 2005-05-20 2005-05-20
US60/594,936 2005-05-20

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1903983A true CN1903983A (zh) 2007-01-31
CN1903983B CN1903983B (zh) 2012-07-18

Family

ID=37451477

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN 200610106199 Active CN1903983B (zh) 2005-05-20 2006-05-19 含沥青的重油及沥青的纯化

Country Status (4)

Country Link
US (2) US7625466B2 (zh)
CN (1) CN1903983B (zh)
CA (1) CA2547147C (zh)
EA (1) EA012692B1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112239700A (zh) * 2020-10-23 2021-01-19 泉州市欧美润滑油制品有限公司 一种高效加工长寿命高清高压液压油的装置及方法

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2400258C (en) 2002-09-19 2005-01-11 Suncor Energy Inc. Bituminous froth inclined plate separator and hydrocarbon cyclone treatment process
US7736501B2 (en) 2002-09-19 2010-06-15 Suncor Energy Inc. System and process for concentrating hydrocarbons in a bitumen feed
CA2614669C (en) * 2007-05-03 2008-12-30 Imperial Oil Resources Limited An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process
CA2592725C (en) * 2007-06-26 2009-04-14 Imperial Oil Resources Limited A method for cleaning fouled vessels in the paraffinic froth treatment process
US7919645B2 (en) 2007-06-27 2011-04-05 H R D Corporation High shear system and process for the production of acetic anhydride
CA2594205C (en) * 2007-07-20 2009-11-24 Imperial Oil Resources Limited Use of a fluorocarbon polymer as a surface of a vessel or conduit used in a paraffinic froth treatment process for reducing fouling
CA2595336C (en) * 2007-07-31 2009-09-15 Imperial Oil Resources Limited Reducing foulant carry-over or build-up in a paraffinic froth treatment process
CA2609859C (en) * 2007-11-02 2011-08-23 Imperial Oil Resources Limited Recovery of high quality water from produced water arising from a thermal hydrocarbon recovery operation using vacuum technologies
CA2609419C (en) * 2007-11-02 2010-12-14 Imperial Oil Resources Limited System and method of heat and water recovery from tailings using gas humidification/dehumidification
CA2610052C (en) * 2007-11-08 2013-02-19 Imperial Oil Resources Limited System and method of recovering heat and water and generating power from bitumen mining operations
CA2610463C (en) * 2007-11-09 2012-04-24 Imperial Oil Resources Limited Integration of an in-situ recovery operation with a mining operation
CA2610230C (en) * 2007-11-13 2012-04-03 Imperial Oil Resources Limited Water integration between an in-situ recovery operation and a bitumen mining operation
US20090200210A1 (en) * 2008-02-11 2009-08-13 Hommema Scott E Method Of Removing Solids From Bitumen Froth
US8357291B2 (en) * 2008-02-11 2013-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Upgrading bitumen in a paraffinic froth treatment process
CA2716809C (en) * 2008-03-20 2014-04-08 Exxonmobil Upstream Research Company Enhancing emulsion stability
US8354020B2 (en) 2008-06-27 2013-01-15 Exxonmobil Upstream Research Company Fouling reduction in a paraffinic froth treatment process by solubility control
US8252170B2 (en) 2008-06-27 2012-08-28 Exxonmobil Upstream Research Company Optimizing feed mixer performance in a paraffinic froth treatment process
CA2645267C (en) * 2008-11-26 2013-04-16 Imperial Oil Resources Limited Solvent for extracting bitumen from oil sands
CA2644821C (en) * 2008-11-26 2013-02-19 Imperial Oil Resources Limited A method for using native bitumen markers to improve solvent-assisted bitumen extraction
CA2748872C (en) * 2009-01-08 2016-11-08 Bp Corporation North America Inc. Hydrocarbon recovery process
CA2650750C (en) * 2009-01-23 2013-08-27 Imperial Oil Resources Limited Method and system for determining particle size distribution and filterable solids in a bitumen-containing fluid
CA2672004C (en) 2009-07-14 2012-03-27 Imperial Oil Resources Limited Feed delivery system for a solid-liquid separation vessel
WO2011071651A1 (en) 2009-12-07 2011-06-16 Exxonmobil Upstream Research Company Solvent surveillance in solvent-based heavy oil recovery processes
CA2689021C (en) 2009-12-23 2015-03-03 Thomas Charles Hann Apparatus and method for regulating flow through a pumpbox
CA2693640C (en) 2010-02-17 2013-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Solvent separation in a solvent-dominated recovery process
CA2696638C (en) 2010-03-16 2012-08-07 Exxonmobil Upstream Research Company Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery
CA2705643C (en) 2010-05-26 2016-11-01 Imperial Oil Resources Limited Optimization of solvent-dominated recovery
CA2714842C (en) 2010-09-22 2012-05-29 Imperial Oil Resources Limited Controlling bitumen quality in solvent-assisted bitumen extraction
CA2734811C (en) 2011-03-29 2012-11-20 Imperial Oil Resources Limited Feedwell system for a separation vessel
CA2738560C (en) 2011-05-03 2014-07-08 Imperial Oil Resources Limited Enhancing fine capture in paraffinic froth treatment process
US8920636B2 (en) * 2011-06-28 2014-12-30 Shell Canada Energy and Chervon Canada Limited Methods of transporting various bitumen extraction products and compositions thereof
CA2783819C (en) 2011-11-08 2014-04-29 Imperial Oil Resources Limited Dewatering oil sand tailings
US10161233B2 (en) 2012-07-13 2018-12-25 Harris Corporation Method of upgrading and recovering a hydrocarbon resource for pipeline transport and related system
US20150218461A1 (en) * 2012-09-12 2015-08-06 The University Of Wyoming Research Corporation D/B/A Western Research Institute Methods for Changing Stability of Water and Oil Emulsions
US10808183B2 (en) 2012-09-12 2020-10-20 The University Of Wyoming Research Corporation Continuous destabilization of emulsions
US20140259883A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Petrosonic Energy Inc. Emulsion fuel from sonication-generated asphaltenes
CN104610995B (zh) * 2013-11-05 2018-10-12 中国石油化工股份有限公司 一种基质沥青的生产方法
US9758733B2 (en) * 2014-11-18 2017-09-12 Exxonmobil Upstream Research Company Separation of asphaltenes
US10358610B2 (en) 2016-04-25 2019-07-23 Sherritt International Corporation Process for partial upgrading of heavy oil
CN114032115B (zh) * 2021-02-03 2024-01-16 臧正军 废煤焦油的资源化回收方法

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3334043A (en) 1965-09-29 1967-08-01 Sun Oil Co Neopentane separation of bituminous materials
US3684699A (en) * 1971-02-10 1972-08-15 Univ California Process for recovering oil from tar-oil froths and other heavy oil-water emulsions
US3830732A (en) 1972-09-18 1974-08-20 Universal Oil Prod Co Solvent deasphalting process
US4021335A (en) * 1975-06-17 1977-05-03 Standard Oil Company (Indiana) Method for upgrading black oils
US4125459A (en) 1977-03-28 1978-11-14 Kerr-Mcgee Refining Corporation Hydrocarbon solvent treatment of bituminous materials
US4239616A (en) 1979-07-23 1980-12-16 Kerr-Mcgee Refining Corporation Solvent deasphalting
US4278529A (en) 1980-06-30 1981-07-14 Kerr-Mcgee Refining Corporation Process for separating bituminous materials with solvent recovery
US4273644A (en) 1980-06-30 1981-06-16 Kerr-Mcgee Refining Corporation Process for separating bituminous materials
US4279739A (en) 1980-06-30 1981-07-21 Kerr-Mcgee Refining Corporation Process for separating bituminous materials
FR2504934A1 (fr) 1981-04-30 1982-11-05 Inst Francais Du Petrole Procede ameliore de desasphaltage au solvant de fractions lourdes d'hydrocarbures
GB8318313D0 (en) 1983-07-06 1983-08-10 British Petroleum Co Plc Transporting and treating viscous crude oils
FR2550545B1 (fr) 1983-08-08 1986-04-11 Elf France Procede et appareil pour deshydrater, dessaler et desasphalter simultanement un melange d'hydrocarbures
CA1239371A (en) 1983-11-04 1988-07-19 Georgi Angelov De-asphalting heavy crude oil and heavy crude oil/water emulsions
SU1281586A1 (ru) 1985-08-19 1987-01-07 Уфимский Нефтяной Институт Способ деасфальтизации гудрона
GB8606902D0 (en) 1986-03-20 1986-04-23 Shell Int Research Extraction process
US4747936A (en) 1986-12-29 1988-05-31 Uop Inc. Deasphalting and demetallizing heavy oils
US4944845A (en) * 1987-11-05 1990-07-31 Bartholic David B Apparatus for upgrading liquid hydrocarbons
DE4325745C2 (de) * 1992-09-04 1995-03-09 Mann & Hummel Filter Koaleszenz-Abscheider mit verwirbelungsfreier Funktionsweise
US6214213B1 (en) * 1995-05-18 2001-04-10 Aec Oil Sands, L.P. Solvent process for bitumen seperation from oil sands froth
US5814286A (en) * 1996-08-22 1998-09-29 Ormat Process Technologies, Inc. Apparatus for separating solvent in a feed of solvent and deasphalted oil
DE19643832A1 (de) * 1996-10-30 1998-05-07 Clariant Gmbh Schwere Öle mit verbesserten Eigenschaften und ein Additiv dafür
US5948242A (en) * 1997-10-15 1999-09-07 Unipure Corporation Process for upgrading heavy crude oil production
US5958365A (en) 1998-06-25 1999-09-28 Atlantic Richfield Company Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods
US6168709B1 (en) 1998-08-20 2001-01-02 Roger G. Etter Production and use of a premium fuel grade petroleum coke
CN1087335C (zh) * 1998-12-21 2002-07-10 安庆市科环石油化工科技公司 从催化重油中分离芳基沥青、芳烃油和富饱和烃蜡油的方法
DE19926313A1 (de) * 1999-06-09 2000-12-14 Satec Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Trennung von mehrphasigen Lösungsmittelgemischen mit geringen Dichteunterschieden
US6849182B2 (en) * 2003-05-14 2005-02-01 Heron Innovators Inc. Hydrocyclone having unconstrained vortex breaker
US7566394B2 (en) * 2006-10-20 2009-07-28 Saudi Arabian Oil Company Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112239700A (zh) * 2020-10-23 2021-01-19 泉州市欧美润滑油制品有限公司 一种高效加工长寿命高清高压液压油的装置及方法
CN112239700B (zh) * 2020-10-23 2022-06-07 泉州市欧美润滑油制品有限公司 一种高效加工长寿命高清高压液压油的装置及方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20100116716A1 (en) 2010-05-13
EA012692B1 (ru) 2009-12-30
EA200600816A1 (ru) 2006-12-29
US7625466B2 (en) 2009-12-01
US20060260980A1 (en) 2006-11-23
CN1903983B (zh) 2012-07-18
CA2547147C (en) 2014-08-05
US8932450B2 (en) 2015-01-13
CA2547147A1 (en) 2006-11-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1903983B (zh) 含沥青的重油及沥青的纯化
US8262865B2 (en) Optimizing heavy oil recovery processes using electrostatic desalters
US7867382B2 (en) Processing unconventional and opportunity crude oils using one or more mesopore structured materials
KR101886858B1 (ko) 중질 탄화수소의 안정화 방법
US8257579B2 (en) Method for the well-head treatment of heavy and extra-heavy crudes in order to improve the transport conditions thereof
CN106459772A (zh) 从原油中生产芳族化合物的方法
CN1275156A (zh) 改进重质原油生产的方法
AU2018202188A1 (en) Improved separation of solid asphaltenes from heavy liquid hydrocarbons using novel apparatus and process ("IAS")
CN105400545B (zh) 一种重质油分离方法及其处理***
US10336951B2 (en) Desalter emulsion separation by hydrocarbon heating medium direct vaporization
WO2015119815A1 (en) Fluid compositions and methods for using cross-linked phenolic resins
CA2928473C (en) Paraffinic froth treatment
CA2914565C (en) Process for enhancing solids reduction in bitumen processing
RU2783102C1 (ru) Способ деасфальтизации и обессеривания тяжелой нефти с получением битумного вяжущего
US20150122703A1 (en) Fouling reduction in supercritical extraction units
CA2900794A1 (en) Paraffinic froth pre-treatment
US20210017455A1 (en) Crude oil upgrading
CA2972665C (en) Paraffinic froth treatment
RU2330060C1 (ru) Способ подготовки высоковязкой нефти
CA2901786A1 (en) Paraffinic froth treatment
WO2024129372A1 (en) Co-processing pyoil through desalter and cracking furnace with integral vapor-liquid separator to generate circular products

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant