NO20120137A1 - prosess for samtidig utvinning og oppgradering av en tung hydrokarbonblanding - Google Patents

Abstract

Den foreliggende oppfinnelsen angir en prosess for simultan utvinning og oppgradere av en tung hydrokarbonblanding, hvor prosessen omfatter: i) å injisere superkritisk eller nær superkritisk CO2 ved en temperatur på rundt den kritiske temperaturen og et trykk fra rundt det kritiske trykket inn i en tung hydrokarbonforekomst, og ii) fjerne en CO2 strøm fra forekomsten hvor strømmen belastes med en hydrokarbonblanding med en lavere gjennomsnittlig molekylvekt enn i den tunge hydrokarbonforekomsten, hvor den CO2 som ble fjernet er eventuelt gjenvunnet og enten resirkuleres for senere re-injeksjon eller injisert inn i undergrunnen for langtidslagring.

Description

Prosess

Denne oppfinnelsen gjelder en prosess for simultan utvinning av hydrokarboner og oppgradering av tunge hydrokarboner, spesielt fra undersjøiske reservoarer, ved hjelp av karbondioksid ved temperaturer rundt den kritiske temperaturen. Spesielt gir prosessen ifølge oppfinnelsen en delvis raffinert olje med forbedrede egenskaper (f.eks lavere viskositet og bedre raffineriutbytte) fra de tunge hydrokarbonene i reservoaret.

Tunge hydrokarboner, f.eks tunge og ekstra tunge oljer og bitumen, er konvensjonelt definert som hydrokarboner med en American Petroleum Institute (API) vekt på mindre enn 25 grader, særlig mindre enn 20 grader, og antas å skylde nedbrytning av lettere råoljer gjennom eksponering for bakterier og vann ved temperaturer under 8O0C, noe som resulterer i tap av de lettere fraksjonene mens de tyngre og mer naftenske/aromatiske fraksjoner blir igjen i reservoaret.

Tunge hydrokarboner utgjør en stor naturressurs av verdens totale potensielle oljereserver.

Nyere beregninger estimerer mengden av tunge hydrokarbonerreserver på flere billioner fat, noe som er mer enn 5 ganger den kjente mengden av de konvensjonelle, dvs. ikke-tunge, hydrokarbonreserver. Men tunge til ekstra tunge hydrokarbonreserver er generelt vanskelig eller umulig å utvinne og prosessere på konvensjonell måte, hvorved disse hydrokarbonene er preget av svært høye viskositeter og lav API-vekt (American Petroleum Institute) samt høye nivåer av uønskede komponenter som asfaltener, spormetaller og svovel.

Som en ekstra ulempe kreves det større mengder hydrogen under oppgradering av tunge hydrokarboner for å produsere produkter for markedet, spesielt for bil-markedet. Videre kan den økologiske effekten av å utvinne og foredle tunge hydrokarbonblandingene være veldig signifikant, spesielt der reservene fra grunne brønner blir utnyttet.

Metoder har blitt utviklet for å utvinne og prosessere tunge hydrokarbonblandinger. Økt oljeutvinnings (Enhanced Oil Recovery-EOR) teknikker som dampinjeksjon og Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) er kjent for det formålet å utvinne fra grunne brønner på land. Fortrengning av lettere og konvensjonelle oljer med gassinjeksjon er også kjent. Her kan gass som karbondioksid (C02), naturgass eller nitrogen injiseres inn i reservoaret, hvorpå den ekspanderer og presser mer olje til en produksjonsbrønn. Den injiserte gassen kan også oppløses i oljen for å senke viskositeten og bedre strømningshastighet.

Offshore utvinning og prosessering, spesielt oppgradering, av tunge hydrokarboner fra undersjøiske reservoarer utgjør et særlig problem, siden kapasiteten for energiproduksjon, materiell overføring og behandling, løsemiddel håndtering etc. er betydelig redusert i forhold til et anlegg på land. Den begrensede plassen på offshore anlegg kombinert med deres strenge sikkerhetskrav fører til særlig akutte problemer ved håndtering av tunge og viskøse hydrokarbonforekomster.

Et ytterligere problem med de tunge og ekstra tunge oljer utvunnet ved tunge hydrokarbon reservoarer, er behovet for å forbedre flyteevnen gjennom delvis oppgradering av oljene før transport i rør eller skip til et konvensjonelt raffineri. Transporterbarheten av viskøse tunge oljer er konvensjonelt forbedret ved fortynning med et lettere hydrokarbon som nafta, en veldig lett råolje eller kondensat. Likevel er behovet for å transportere et fortynningsmiddel til utvinnings/produksjonsanlegg eller å transportere tungolje til et oppgraderingsanlegg eller raffineriet en betydelig ulempe ved de konvensjonelle prosessene. Dette problemet blir særlig akutt for offshore aktiviteter.

Alternativt kan en utvunnet tung hydrokarbonblanding være delvis eller helt raffinert eller oppgradert på stedet, f.eks ved bruk av et prosessanlegg som ligger i nærheten av produksjonsbrønnen. Noen kjente prosesser bruker vann (eller andre hydrogen-holdige materialer) i superkritisk tilstand for oppgradering, f.eks cracking og/eller reformering, av tunge hydrokarbonblandinger. Men disse prosessene krever vanligvis spesialutstyr slik som høyt-trykk og høy-temperatur reaktorer som er dyrt å anskaffe og vedlikeholde, spesielt på offshore-plattformer.

Den superkritiske flytende tilstanden beskriver en tilstand til et stoff i en ikke-faststoff tilstand når dette er ved en temperatur og trykk på eller over sitt kritiske punkt. Det kritiske punktet beskriver endepunktet av væske-damp sameksistenslinjen på fasediagrammet for stoffet, for karbondioksid oppstår det kritiske punktet ved en temperatur på 31.1oC (304,1 K) og et trykk på 72,8 atm (7,39 MPa). Superkritiske fluider er kjent for å ha interessante egenskaper, for eksempel de har høye diffusjonsrater og lave viskositet og de kan fungere som kraftige løsemidler.

En rekke superkritiske fluider har vært foreslått eller undersøkt for mulig bruk som løsemidler for utvinning av hydrokarboner gjennom årene. US Patent No 4,532,992, inngitt i 1982, foreslo bruken av en superkritisk gass for utvinning av petroleum fra en forekomst som allerede har blitt underkastet primærutvinning, eller som ikke egner seg for primærutvinning, etter en prosess som omfatter innføring av en gass i sin kritiske tilstand inn i forekomsten ved en temperatur på mellom lOoC og lOOoC over gassens kritiske temperatur og ved et trykk på mellom 2 og 350 bar over gassens kritiske trykk. Den ladete gassen (dvs. gass pluss petroleum) skal da fjernes fra forekomsten i superkritisk tilstand og petroleum er separert fra den superkritiske gassen i minst to separate fraksjoner ved trinnvis trykkreduksjon og/eller endringer i temperatur. Prosessen med US Patent No 4,532,992 er ikke rettet spesielt mot utvinning av hydrokarboner med lav API-vekt. Den er heller ikke rettet mot utvinning fra undersjøiske forekomster ved offshore-anlegg siden den støtter bruk av gasser under forhold som langt overgår deres kritiske punkter hvor slike forhold er dyrt og vanskelig å oppnå offshore.

Mer nylig har interessen for superkritisk gassutvinning fokusert på en rekke løsemidler for bruk i den superkritiske utvinningen av tunge hydrokarboner. Propan, etan, eten og C02 har alle blitt foreslått for bruk. For tiden tror man at superkritisk etan kan markert utkonkurrere C02 som løsemiddel for prosessering av komplekse hydrokarbonblandinger eksempel bitumen og tunge oljer (Rose et al., Ind Eng. Chem. Res., 2000, 39, 3875-3883).

Når det gjelder C02, er det foreløpig antatt at injeksjon av varm C02, dvs. C02 ved en temperatur betydelig over den kritiske temperaturen, for eksempel en temperatur i området 150oC, er optimal for utvinning av tunge hydrokarboner. Denne prosessen har blitt kalt "Hot C02 Flooding". Imidlertid er bruken av varm C02 begrenset på grunn av den etsende karakteren av varm gass. Dette gjør "Hot C02 Flooding" prosesser spesielt uegnet for offshore bruk.

Til tross for nylige fremskritt innen utvinning og prosessering av tunge hydrokarboner, finnes det fortsatt et akutt behov for en kommersielt levedyktig prosess for raffinering og oppgradering av tunge hydrokarbonblandinger på en billig, rask og miljømessig ren som mulig måte. Spesielt er en prosess som kan oppskaleres og samtidig redusere behovet for oppgradering på overfalten eller raffinering nødvendig for å bedre utnytte dype undersjøiske forekomster av tunge hydrokarboner.

De nåværende oppfinnere har utviklet en slik prosess som åpner for kombinert utvinning og delvis oppgradering av tunge hydrokarbonblandinger, selv fra slike undersjøiske forekomster. Særlig har oppfinnerne funnet at superkritiske C02 er et overraskende allsidig løsemiddel, og at den resulterende sammensetningen av en oppgradert olje kan styres til en uventet grad ved å variere utvinningsforholdene.

Følgelig, i en første aspekt oppfinnelsen angir en prosess for simultan utvinning og oppgradering en tung hydrokarbonblanding, hvor prosessen omfatter: i) å injisere superkritisk eller nær superkritisk C02 ved en temperatur på rundt den kritiske temperaturen og et trykk på rundt det kritiske trykket inn i en tung hydrokarbonforekomst, og ii) å fjerne en strøm av C02 fra forekomsten hvor strømmen belastes med en hydrokarbonblanding med en lavere gjennomsnittlig molekylvekt enn i den tunge hydrokarbonforekomsten, hvor den fjernede C02 eventuelt er gjenvunnet og enten resirkuleres for senere re-injeksjon eller injisert inn i undergrunnen for langtidslagring.

I en foretrukket prosess ifølge oppfinnelsen, er den tunge hydrokarbonblandingen til stede i en forekomst som ligger i et offshore reservoar. Fortrinnsvis har reservoaret allerede blitt utsatt for primærutvinning eller er uegnet for primærutvinning.

En fordel ved foreliggende oppfinnelse er at den tunge hydrokarbonblandingen fra forekomsten blir trukket ut og delvis oppgradert i en enkelt operasjon. Strømmen av C02 gjennom reservoaret tjener til å "dytte" hydrokarbon til overflaten og den simultane utvinningen av hydrokarbon i C02 oppnår oppgradering. De lettere fraksjoneme av hydrokarboner blir utvunnet mens den stadig tyngre restmengden blir liggende i reservoaret. Oppfinnerne har overraskende funnet ut at prosessen ved oppfinnelsen angir en selektivt oppgradert olje (den utvunnede hydrokarbonblandingen) med en lettere raffineristruktur og en høyere API-vekt enn hydrokarbonblandingen i forekomsten. Med mindre annet er angitt refererer begrepet "utvunnede hydrokarbonblanding" til alle de hydrokarbyl komponentene som finnes innenfor C02 strømmen når den når overflaten, dvs. ved utvinningsstedet.

Prosessen ved oppfinnelsen er derfor spesielt attraktiv fordi det muliggjør en kontrollerbar utvinning av en ønsket hydrokarbonblanding. Dermed hvilke vilkår utvinningsprosessen utføres kan manipuleres for å sikre at den utvunnede hydrokarbonblandingen har, for eksempel, en høyere API-vekt og/eller en lavere mengde av asfaltener i forhold til den tunge hydrokarbonblandingen i forekomsten.

En annen fordel med foreliggende oppfinnelse er at uønskede ekstra tunge komponenter (f.eks asfaltener) og polare komponenter beholdes innenfor forekomsten og bare oppgradert hydrokarbon utvinnes. Lavere mengder ekstra tunge og polare komponenter samt spormetaller og svovel i produktstrømmen fører til færre problemer med vannemulsjoner og økt viskositet av produktstrømmen ved separasjon av hydrokarbon fra C02 løsemidlet og gjengir nedstrøms prosesser som er billigere og mer effektive.

I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen, har hydrokarbonblandingen, som C02 strømmen belastes, et økt utbytte av komponenter opp til ca 375oC og et redusert utbytte av komponenter over 375oC, f.eks ved 525oC, f.eks i forhold til den tunge hydrokarbonblandingen til stede i forekomsten. Dette tilsvarer omtrent til en økt andel av C2-24 hydrokarboner og en redusert andel av C25+ hydrokarboner, f.eks i forhold til den tunge hydrokarbonblandingen til stede i forekomsten. Spesielt har hydrokarbonblandingen egenskaper og kvaliteter som heretter er definert.

I en foretrukket utførelsesform er den utvunnede hydrokarbonblandingen, da skilt fra C02 strømmen, er pumpbar, f.eks den har en tilstrekkelig lav tetthet og viskositet (f.eks under normale forholdene) for å kunne strømme gjennom en rørledning. Den utvunnede hydrokarbonblandingen er spesielt en hydrokarbonblanding som krever lite, f.eks egentlig ingen, ekstra løsemidler som må tilsettes for å gjøre blandingen pumpbar. Fortrinnsvis trenger den utvunnede hydrokarbonblandingen ingen tilsats av eventuelle fortynningsmiddel for å gjøre blandingen pumpbar, f.eks med konvensjonelt utstyr.

Det har også overraskende blitt funnet at prosessen ifølge oppfinnelsen typisk gir en utvunnet hydrokarbonblanding med overraskende reduserte mengder katalysatorforurensende komponenter, og dermed gjør den mer egnet for katalytisk oppgradering. Det antas at katalysator forurensende komponentene er fortrinnsvis beholdt i den tunge resten som ligger igjen i reservoaret. Ytterligere fordeler ved oppfinnelsen omfatter produksjon av en utvunnet hydrokarbonblanding som er mindre forurenset med giftige løsemiddelrester, og muligheten til å hente termisk labile forbindelser fra den tunge hydrokarbonforekomsten uten skade på grunn av de relativt lave temperaturene som er brukt.

I tillegg kan den C02 som brukes og produseres i løpet av prosessen fanges og enten reinjiseres i trinn (i) av ovennevnte prosess, eller kan det bli injisert i reservoaret for EOR formål og/eller for langtids karbondioksidsekvenstrasjon. Fortrinnsvis blir minst noe av C02 reinjisert i trinn (i). Dermed kan C02 fanges, eventuelt renset og re-komprimert til superkritisk eller i nærheten av superkritisk tilstand.

Begrepene "oppgradering" og "raffinering" er godt kjent for fagmannen på området. "Oppgradering" refererer vanligvis til prosessen for å endre en hydrokarbonblanding til å ha merønskelige egenskaper, f.eks å gi lettere, syntetiske råoljer fra tyngre oljer ved hydrogenering. "Raffinering" omfatter prosesser for separasjon og rensing ved destillasjon og fraksjonering, samt reformering og cracking.

Med "hydrokarbonblanding" menes en kombinasjon av ulike typer molekyler som inneholder karbonatomer, hvor noen er bundet til hydrogenatomer. Det er forutsatt at en hydrokarbonblanding kan omfatte et stort antall molekylære forbindelser som har et bredt spekter av molekylærvekt. Tunge oljer i henhold til oppfinnelsen vil også typisk omfatte atomer i tillegg til hydrogen og karbon, som svovel, nitrogen og oksygen, samt metaller som jern, nikkel og vanadium i de tyngre delene av blandingen. Vanligvis består minst 90% av vekten av hydrokarbonblandingen av karbon og hydrogenatomer.

Tunge hydrokarbonblandinger ved oppfinnelsen er spesielt de som har en API-vekt på mindre enn ca 25 (grader), fortrinnsvis på mindre enn ca 22, f.eks mindre enn ca 15 eller 12. Det er spesielt ønskelig at API-vekten i den tunge hydrokarbonblandingen er fra mellom ca 8 og ca 25, f.eks mellom ca 10 og 20 eller mellom ca 12 og 15. Spesielt foretrukne tunge hydrokarbonblandinger ved oppfinnelsen har en API på ca 22, ca 19, ca 13 eller ca 9.

Begrepet "tung hydrokarbonblanding" i henhold til den foreliggende oppfinnelsen ville bli forstått av fagmannen. Tung råolje, ekstra tung olje og bitumen er eksempler av tunge hydrokarbonkilder. Begreper som "lett", "lettere", "tyngre" osv. skal tolkes i forhold til "tung". Ved et gitt trykk og temperatur, foreslår oppfinnerene at superkritisk C02 vil trekke den samme type komponenter fra to forskjellige tunge hydrokarbonkilder, men at den totale utvinningen (prosent utvinning i vekt av den totale olje på plass) vil være høyere fra den lettere av de to kildene. Prosessene ved oppfinnelsen er derfor spesielt egnet for tunge hydrokarbonblandinger som har en API-vekt mellom 10 og 20 grader, hvor viskositet, flyteevne og vann-i-olje emulsjoner må tas hensyn til. Denne kategorien av tunge hydrokarbonblandinger har en tendens til å omfatte betydelige mengder aromatiske og naftalen forbindelser som danner emulsjoner under flomoperasjoner som gjør hydrokarbonutvinning derfra svært problematisk.

Begrepet "superkritisk" har særlig betydning innenfor fagområdet, det vil si innenfor et fasediagram utover det kritiske punktet for det aktuelle stoffet. I denne sammenheng er begrepet "superkritisk" også brukt til å betegne den nær-superkritisk tilstand, dvs. tilstanden tilstrekkelig nær superkritisk tilstand at stoffet innehar nyttige egenskaper som er spesielt karakteristisk for superkritisk tilstand. Eksempler på slike egenskaper er densitet, viskositet og oppløselighet.

Følgelig refererer begrepet "rundt den kritiske temperaturen" til en temperatur der C02 er i superkritisk (eller nær superkritisk) tilstand. I en utførelsesform ved oppfinnelsen, er temperaturen (T) av den injiserte superkritiske C02 litt under den kritiske temperaturen. I en mer foretrukket utførelsesform, er temperaturen på eller litt over den kritiske temperaturen.

Når injisert i hydrokarbonforekomsten kan C02 være i eller ikke være i superkritisk tilstand. Hvis den C02 ikke er i superkritisk tilstand ved injeksjon, vil forholdene i reservoaret (dvs. trykk og / eller temperatur) konvertere den til superkritisk tilstand. Fortrinnsvis er C02 i superkritisk tilstand ved tidspunktet for injeksjonen.

De optimale temperatur-og trykkintervallene for at en selektiv hydrokarbonutvinningsprosess skal skje vil være avhengig av kvaliteten til den tunge hydrokarbonblandingen samt reservoarforholdene i undergrunnen (f.eks trykk og temperatur). Disse in situ (dvs. i reservoaret) forholdene fastsetter minimum dybden under overflaten (eller havbunnen) for en eventuell hydrokarbonreservoarkilde dersom C02 ikke er vesentlig oppvarmet eller satt under trykk ved injeksjon. Vanligvis vil temperaturen i reservoaret øke ettersom dybdenøker under overflaten (eller havbunnen) og samtidigøker trykket i reservoaret. Dermed vil det vanligvis finnes et intervall av reservoardybder innen hvilke superkritisk eller i nærheten av superkritisk tilstand av C02 lett kan bli opprettholdt. Disse er de mest vanlige dybdene hvorfra tung hydrokarbon kan utvinnes ved hjelp av utvinningsprosessene i foreliggende oppfinnelse. Dermed når det er angitt heri at reservoarforholdene bør ha visse forhold (for eksempel trykk og/eller temperatur), er det ment at reservoaret på den dybden der utvinning skjer bør ha disse betingelsene. Dybdeintervallene der tung hydrokarbon kan utvinnes kan imidlertidøkes ved f.eks injisere C02 inn i forekomsten under trykk.

Fortrinnsvis har reservoarer, for bruk av superkritisk C02 utvinningsprosesser i henhold til oppfinnelsen, et trykk- og temperaturforhold som tilsvarer eller overstiger det kritiske punktet for

C02. Spesielt fordelaktig har reservoaret, for bruk av superkritisk C02 utvinningsprosesser i henhold til oppfinnelsen, en temperatur på 31,loC eller høyere. Spesielt fordelaktig har reservoaret, for bruk av superkritisk C02 utvinningsprosesser i henhold til oppfinnelsen, et trykk på 72,8 atm eller høyere. Særlig fordelaktig har reservoaret, for bruk av superkritisk C02 utvinningsprosesser i henhold til oppfinnelsen, en temperatur på 31,loC eller høyere og et trykk på 72,8 atm eller høyere.

For offshore anvendelse av superkritisk C02 i henhold til de prosessene av oppfinnelsen, er temperaturen avhengig av den geotermiske gradienten ned gjennom sedimentene i et reservoar og trykket er avhengig av en gradient basert på vannsøylen samt det litostratigrafiske trykket på den gitte reservoardybden. Dermed er reservoarer ovenfor (dvs. mindre dyp enn) en dybde som har betingelser som tilsvarer det kritiske punktet for C02 mindre foretrukket for bruk av superkritisk C02 utvinningsprosesser i henhold til oppfinnelsen. Tilsvarende er reservoarer under en dybde som tilsvarer de forholdene for det kritiske punktet for C02 mer foretrukket for bruk av superkritisk C02 utvinningsprosesser i henhold til oppfinnelsen.

In situ temperaturer og trykk er anti-korrelerende faktorer som påvirker tettheten og

utvinningsevnen avC02 i superkritisk tilstand. Temperaturen i reservoaret er i praksis bare justerbar ved injeksjon av store mengder oppvarmet eller nedkjølt væske (f.eks C02), noe som ikke er praktisk for offshore applikasjoner. Dermed foretrekkes modulering av C02 trykket for instillingen (tuning) av profilen av utvunnet hydrokarbon fra hydrokarbonreservoarer i undergrunnen, spesielt undersjøiske reservoarer, i prosesser i henhold til oppfinnelsen.

I en foretrukket utførelsesform, er superkritisk C02 injisert inn i en tung hydrokarbonforekomst hvor de in situ forholdene i forekomsten har en temperatur på mellom ca 25oC og 120oC, helst mellom ca 31oC og lOOoC, mer fordelaktig mellom om 35oC og 6O0C, og et trykk større enn ca 7 MPa, f.eks større enn ca 8 eller 12 MPa, fordelaktig et trykk på mindre enn ca 30 MPa, f.eks mindre enn 26 eller 22 MPa, helst er in situ trykket i forekomsten mellom ca 7,4 og 30 MPa, spesielt fordelaktig mellom ca 8 og 20 MPa eller mellom ca 10 og 15 MPa. Helst blir C02 injisert inn i en tung hydrokarbonforekomst under de samme forholdene (f.eks samme temperatur og/eller trykk) gjennom hele utvinningsprosessen.

Metoder for bestemmelse av in situ forholdene til et reservoar er kjent for fagmannen.

C02-injeksjon har en effekt på utvinning og kvaliteten av oppgradert hydrokarbon. Det er nå funnet ut at trykket av superkritisk C02 i trinn (i) av prosessen i henhold til oppfinnelsen er en svært kritisk parameter. Ved en gitt temperatur vil bruk av høyere trykk vil gjøre C02 mer tett som muliggjør at C02 kan kutte dypere inn i den tyngre delen av råoljen. Dette funnet åpner for en uventet tunbarhet av prosessen ifølge oppfinnelsen. Bruk av trykket som beskrevet ovenfor, særlig når temperaturen er rundt den kritiske temperaturen, forenkler reguleringen av prosessen og spesielt reguleringen av kvaliteten av sluttproduktet på de to fraksjoner (dvs. oppgradert hydrokarbon "produkt" og tyngre "rester" som er igjen i reservoaret). Sammensetningen av den utvunnede hydrokarbonblandingen kan dermed optimaliseres for salgbarhet, markedsverdi, råstoff verdi etc.

For en gitt temperatur når et lavere trykk benyttes, er tettheten av C02 redusert og generelt blir mindre hydrokarbon ekstrahert inn i C02 strømmen. Dermed er det generelt fordelaktig å bruke C02 ved høyere trykk (og tilsvarende høyere C02 tettheter). Men hvis for høyt C02 trykk (og tetthet) blir brukt, vil den utvunnede hydrokarbonfraksjonen inneholder en økt mengde asfaltener og/eller naftalenforbindelser som er uønsket. I tillegg kan C02 føre til utfelling av asfaltener i formasjonen som igjen kan blokkere porehalsene og redusere permeabiliteten av reservoaret. Dette er svært uønsket. Dermed finnes det intervaller av C02 trykk (og tetthet) innen hvilke størst mulig grad avønskelig oppgradering av hydrokarbon kan skje. Dette må veies opp mot den totale mengden av utvunnet hydrokarbon oppnådd i prosessen. Ved å regulere tettheten av C02, vanligvis ved å regulere trykket og/eller ved å velge dybden hvor tung hydrokarbon skal utvinnes, kan regulering av oppgraderingsomfang ifølge de prosessene av oppfinnelsen oppnås.

I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen, er temperaturen av den injiserte C02 mer enn 25oC, f.eks mer enn om 31oC, og mindre enn lOOoC, f.eks mindre enn 50oC eller mindre enn ca 40oC. Fortrinnsvis er temperaturen av den injiserte C02 mellom ca 25oC og lOOoC, særlig mellom ca 28oC og 50oC og spesielt mellom om 31oC og 41oC. Bruken av en temperatur like under, på eller litt over den kritiske temperaturen resulterer i et utvunnet, oppgradert hydrokarbon som har optimale egenskaper, hvor den tyngre og mindre ønskede fraksjonen sitter igjen i reservoaret og også i et optimalt utbytte av hydrokarbonprodukt.

I en ytterligere foretrukket utførelsesform, er trykket av den injiserte C02 mellom 0,1 og 50 MPa, særlig mellom ca 7,4 og 30 MPa og spesielt mellom ca 10 og 25 MPa. Spesielt foretrukket er forholdene hvor den injiserte superkritisk C02 er ved en temperatur på mellom ca 31oC og lOOoC og ved et trykk på mellom ca 10 MPa og 30 MPa.

Som det vil bli verdsatt av fagmannen, skal injeksjonstrykket av superkritisk C02 generelt være under bruddtrykket i reservoarkappen.

Prosessen ved oppfinnelsen kan utføres ved hjelp av konvensjonelt utstyr og brønner. C02 kan injiseres i forekomsten via et hvilket som helst borehull. C02 injiseres inn i forekomsten helst via en injeksjonsbrønn, spesielt en vertikal injeksjonsbrønn. Tilsvarende kan strømmen av C02-holdig hydrokarbon fjernes fra forekomsten via et hvilket som helst borehull. Strømmen av C02-holdig hydrokarbon fjernes helst fra forekomsten via en produksjonsbrønn. Injeksjons- og produksjonsbrønner som brukes til hydrokarbonproduksjon kan brukes, dvs. prosessene ved oppfinnelsen krever ikke at brønnene skal være forberedt på forhånd på noen bestemt måte.

C02 blir fordelaktig injisert inn i forekomsten ved hjelp av pumper, dvs. konvensjonelle pumper kjent for fagmannen. En kompressorenhet er fordelaktig knyttet til pumpen. Kompressoren brukes til å konvertere C02 til nær superkritisk tilstand eller superkritisk tilstand. Som nevnt tidligere kan C02 som brukes i prosessen være kommersielt tilgjengelige C02, C02 brakt opp fra undergrunnen (dvs. fra C02-lagring) eller C02 fra forekomsten, f.eks via en produksjonsbrønn. Fortrinnsvis blir noe av C02 gjenvunnet C02.

Prosessen ifølge oppfinnelsen kan fordelaktig brukes til å utvinne og oppgradere hydrokarbonforekomster fra dypere reservoarer, fordelaktig de som har utilstrekkelig geologisk stabilitet til å kunne utnytte de høye trykkene og temperaturene som kreves for varmflomoperasjoner. Spesielt dype reservoarer er de der mesteparten av hydrokarbon (for eksempel mer enn 80%) ligger på en dybde på mer enn ca 1000 m, særlig mer enn ca 1200 m under overflaten, f.eks overflaten av havet.

I en spesielt foretrukket utførelsesform, er prosessen ifølge oppfinnelsen utført for å utvinne hydrokarbon fra et undersjøisk reservoar, spesielt fra et undersjøisk reservoar som bare kan nås fra et offshore utvinningsanlegg.

Siden det ved en gitt temperatur har blitt funnet at trykket bestemmer dybden av kuttet i den opprinnelige råoljen, vil et lavere trykk fortrinnsvis utvinne de lettere delene av den tunge hydrokarbonblandingen. Medøkende trykk, vil C02 kutte dypere i den opprinnelige råolje og et "fyldigere" spekter i raffineriutbyttestruktur ("refinery-yield-structure") vil oppnås. For å øke utvinningen, dvs. mengde av olje i forhold til det akkumulerte hydrokarbonet i reservoaret over tid, kan operatøren søke å optimalisere de in situ forholdene (for eksempel gjennom modulering av injeksjonsforholdene), slik som å produsere kontinuerlig en salgbar kvalitet av utvunnet hydrokarbon i forhold til den opprinnelige tunge hydrokarbonakkumulasjonen. I en slik prosess, kan trykket der C02 blir injisert i forekomsten fordelaktig modifiseres for å muliggjøre optimalisering av utvunnede hydrokarbon.

I et annet aspekt gir oppfinnelsen en metode for å optimalisere hydrokarbonproduksjon fra en tung hydrokarbonforekomst, hvor metoden omfatter overvåking av en prosess i henhold til oppfinnelsen der en tung hydrokarbonblanding kan samtidig utvinnes og oppgraderes ved å endre injeksjonsforholdene til C02 inn i forekomsten og/eller endre dybden hvor tung hydrokarbon utvinnes slik at egenskapene (f.eks API-vekten) av produsert hydrokarbon holdes så konstant som mulig. Egenskapene til den utvunnede hydrokarbonblandingen kan foreksempel bli overvåket ved hjelp av gasskromatografi. Overvåking kan gjennomføres periodisk eller kontinuerlig.

I en utførelsesform, er injeksjonsforholdene endret slik at temperaturen kan gradvis senkes over tid. I en andre utførelsesform kan trykket gradvis senkes over tid. I en foretrukket utførelsesform kan både temperaturen og trykket blir gradvis senket over tid. I andre tilfeller kan injeksjonforholdene opprettholdes konstant. I sistnevnte tilfelle kan dybden hvorfra tung hydrokarbon gradvis utvinnes reduseres ellerøkes, helstøkes over tid. Injeksjonsforholdene holder seg fordelaktig innenfor grensene som definert ovenfor.

I et relatert aspekt av oppfinnelsen, kan en prosess for å produsere et oppgradert hydrokarbonprodukt overveies, hvor prosessen som omfatter prosessen for utvinning og delvis oppgradering av en tung hydrokarbonblanding som beskrevet her og ytterligere omfatter det trinnet å skille det oppgraderte hydrokarbonproduktet fra C02 strømmen. Det oppgraderte hydrokarbonproduktet kan bli ytterligere raffinert eller oppgradert før transport (f.eks i rør). Fortrinnsvis kan det oppgraderte hydrokarbonproduktet være en pumpbar råolje, spesielt en som kan transporteres i rør, f.eks til et konvensjonelt raffineri for produksjon av typiske salgbare retail produkter som bensin, diesel og jet-parafin.

I en utførelsesform er det oppgraderte hydrokarbonproduktet skilt fra C02 strømmen i én fraksjonering, fordelaktig i hovedsak en enkelt fraksjon, f.eks ved en reduksjon i trykk og/eller ved en endring i temperaturen av strømmen. En fordel av prosessen i denne oppfinnelsen er at i mange tilfeller kommer C02 opp fra brønnen og er ikke i superkritisk tilstand og kan dermed lett skilles fra den utvunnede hydrokarbonblandingen. Fortrinnsvis er den C02, som inneholder utvunnede hydrokarboner og som kommer tilbake til overflaten, ikke i en superkritisk tilstand.

Det utvunnede og/eller det oppgraderte hydrokarbonproduktet ifølge oppfinnelsen består av en stor andel av mellom destillat, f.eks minst 45% vektprosent av det produktet er parafin, lett gassolje og tung gassolje. Fortrinnsvis omfatter det oppgraderte hydrokarbonproduktet minst 50% vektprosent, spesielt minst 60%, 70%, 80% eller 90% etter vekt, av mellom destillat. Det oppgraderte hydrokarbonproduktet består fordelaktig minst 10% vektprosent av parafin, f.eks minst 15% eller minst 20% etter vekt. Det oppgraderte hydrokarbonproduktet omfatter også fordelaktig minst 35% vektprosent av lett gassolje, f.eks minst 40%, 45% eller 50% vektprosent.

Videre omfatter det utvunnede og/eller oppgraderte hydrokarbonproduktet av oppfinnelsen en liten andel av atmosfærisk rester, dvs. lite av ekstra tung fraksjon, f.eks mindre enn 45% vektprosent av produktet er vakuum gassolje og vakuumrester. Fortrinnsvis omfatter det oppgraderte hydrokarbonproduktet mindre enn 40% vektprosent, særlig mindre enn 35% etter vekt, av atmosfærisk rester. Det oppgraderte hydrokarbonproduktet består fordelaktig av mindre enn 15% vektprosent av vakuumrester, f.eks mindre enn 10% eller mindre enn 5% vektprosent.

Med "kerosene" menes det en hydrokarbonfraksjon som har et kokepunkt mellom ca 180oC og 240oC; med "lett gassolje" menes en hydrokarbonfraksjon som har et kokepunkt mellom ca 240oC og 320oC, og med "tung gassolje" menes en hydrokarbonfraksjon som har et kokepunkt mellom 320oC og 375oC. Med "vakuum gassolje" menes det en hydrokarbonfraksjon som har et kokepunkt mellom ca 375oC og 525oC, og med "vakuumrester" menes en hydrokarbonfraksjon som har et kokepunkt på mer enn ca 525oC.

En fordel med den utvinnings- og oppgraderingsprosessen ifølge oppfinnelsen er at det utvunnede hydrokarbon har et lavere nivå av miljøgifter enn den opprinnelige tunge hydrokarbonblandingen. Følgelig i en utførelsesform, har det oppgraderte hydrokarbonproduktet av oppfinnelsen fordelaktig et svovelinnhold på mindre enn 50% av den opprinnelige tunge hydrokarbonblandingen. For eksempel kan det oppgraderte hydrokarbonproduktet av oppfinnelsen utgjør mindre enn 4%, fordelaktig mindre enn 3% og spesielt fordelaktig mindre enn 2,5% vektprosent av svovel. I en videre utførelsesform, har det oppgraderte hydrokarbonproduktet av oppfinnelsen fortrinnsvis et innhold av aromater (f.eks asphaltene og/eller naftenisk) som er mindre enn den opprinnelige tunge hydrokarbonblandingen, mer fordelaktig minst 10% mindre enn den opprinnelige tunge hydrokarbonblandingen, enda mer fordelaktig minst 20% mindre enn den opprinnelige tunge hydrokarbonblandingen.

Det oppgraderte hydrokarbonproduktet ifølge oppfinnelsen har fordelaktig en API-vekt på minst ca 5 grader høyere enn den tunge hydrokarbonblandingen, f.eks en API-vekt på minst ca 8,12,15 eller 18 grader høyere. I en foretrukket utførelsesform, har den utvunnede hydrokarbonblandingen en API-vekt større enn 20, f.eks større enn 25 eller 30, f.eks opp til ca 35. Foretrunkne oppgraderte hydrokarbonprodukter har en API-vekt på ca 25, ca 30 eller ca 33 grader.

I en alternativ utførelsesform, er det oppgraderte hydrokarbonproduktet skilt fra C02 strømmen i et flertall fraksjoner. Separasjon inn i et flertall fraksjoner tillater med fordel et videreforedlingstrinn for å finjustere egenskapene til pumpbar råolje. Den fraksjonerte separasjonen av olje fra C02 strømmen kan skje utelukkende ved trykkreduksjon (f.eks trinnvis reduksjon) av C02 strømmen, eller utelukkende ved endringer i temperatur (f.eks trinnvis reduksjon ellerøkning) av C02 strømmen, eller ved samtidig reduksjon av trykk og endring i temperatur på C02 strømmen. Separasjonen kan oppnås ved å sende C02 strømmen etter hverandre gjennom fraksjoneringsenhetene, hvori utformingen av utstyret ville være opplagt for fagmannen. Under separasjonen, ville forbindelsene med høy molekylvekt utfelle først, etterfulgt av forbindelsene med lavere molekylvekt. Hvis separasjonen mellom fraksjoner erkarakterisert vedenøkning i temperatur, må man sørge for at temperaturene blir unngått der enkelte petroleumkomponenter blir krakket med mindre dette er et ønsket utfall avfraksjoneringsprosessen. Flere fraksjoner kan da bli ytterligere prosessert og/eller rekombinert for å gi en endelig hydrokarbonblanding (f.eks en pumpbar råolje) medønskede egenskaper, f.eks en API-vekt større enn 25, fordelaktig av større enn 30, f.eks fra 30 til 40 grader.

I en ytterligere aspekt gir oppfinnelsen et oppgradert hydrokarbonprodukt, for eksempel en pumpbar råolje, som er produserbar (f.eks produsert) ved en prosess som definert heri. Spesielt er det oppgraderte hydrokarbonproduktet ifølge oppfinnelsen preget av en betydelig lavere viskositet og en lysere farge (f.eks lys brun til gul i fargen) enn den opprinnelige tunge hydrokarbonblandingen.

Det oppgraderte hydrokarbonproduktet ifølge oppfinnelsen har fortrinnsvis de egenskapene som er beskrevet ovenfor. Det oppgraderte hydrokarbonproduktet ifølge oppfinnelsen har fortrinnsvis et forbedret (dvs. redusert) karbon/hydrogen-forhold, f.eks som vist ved en økt andel av mettede hydrokarboner i forhold til aromatiske hydrokarboner og spesielt til den heteroatom-holdige (f.eks N, 0 eller S inneholder) fraksjonen av produktet. 1 et ennå ytterligere aspekt, gir oppfinnelsen et apparat som er tilpasset for bruk i en prosess som beskrevet heri. Apparatet ifølge oppfinnelsen omfatter konvensjonelle komponenter som brukes for håndtering, trykksetting og lagring av C02, samt komponenter for mottak, utvinning og prosessering av den utvunnede hydrokarbonfraksjonen, osv. Oppbyggingen og bruken av et slikt apparat ville være kjent for fagmannen innenfor området.

Et ytterligere aspekt ifølge oppfinnelsen overveier bruk av superkritisk eller i nærheten av superkritisk C02 i en prosess som beskrevet her, f.eks i en prosess for samtidig utvinning eller produksjon og oppgradering av en tung hydrokarbonblanding, f.eks en tung til ekstra tung blanding, in situ.

Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere med referanse til følgende ikke-begrensende figurene og eksemplene, hvori: Figur 1 viser resultatene av et kjerneoversvømmings-eksperiment som illustrerer den selektive utvinnbarheten av superkritisk C02 ved konstant temperatur. Den forbedrede kvaliteten av den produserte oljen er åpenbar gjennom økt utbytte av komponenter opp til et kokepunkt på ca 375oC (C2-24 hydrokarboner) og en sterk reduksjon i utbyttet av komponenter over 375oC; Figur 2 viser eksemplifiserte alternativer av raffineriutbyttestrukturer. Den opprinnelige ekstra tunge oljen (andre stolpen) fortynnes til spesifikasjoner for transport gjennom rørledninger (til venstre) og er oppgradert in situ til varierende grader gjennom kjerneoversvømming med superkritisk C02 (til høyre); Figur 3 viser resultatene av kontakt eksperimenter med en 19o API råolje (til venstre) under ulike forhold og en sammenligning med kommersielle 26o og 31o API råoljer; Figur 4 viser resultatene av kontakt-eksperimenter med en 25o API råolje under forskjellige forhold, og Figur 5 viser resultatene av slimtube-eksperimenter med en ekstra tungolje (<10o API) under kontrollerte temperatur-og trykkforhold, der (A) viser foreløpige raffineriutbyttestrukturer, (B) viser trykkforandringer, (C) viser vektprosent av svovel, (D) viser C/H masseforhold, og (E) viser prøvesammensetningener ved latroscan-analyse over prøverørene.

Tegnforklaringer i figur 5: "VRES" viser vakuumrester; "VGO" viser vakuumgassolje; "ARES" og

"Atm Resid" viser atmosfærisk rester, dvs. VRES og VGO, "HGO" viser tung gassolje; "LGO" viser lett gassolje; "Kero" viser parafin, "HVN" viser tung jomfrunafta (har et kokepunkt på mellom 90oC og 180oC), og "LVN" viser lett jomfrunafta (har et kokepunkt på mellom 5oC og 90oC). Begrepene "SATS", "ARO" og "Polars" henholdsvis viser mettede, aromater og polare komponenter.

Eksempel 1 - Kjerneoversvømming med superkritisk C02

Forsøkene ble utført i et kjerne-apparat under kontrollerte temperatur- og poretrykk forhold. Bentheimer sandstein kjerneplugger ble brukt som porøse medium som var mettet med en ekstra tung olje hvor de kritiske parametrene for kjernepluggene var som følger:

- Bulkvolum: 53-79 cm3

- Porevolum: 12-17 cm3

- Porøsitet: 21-24%

- Permeabilitet: 951-2846 rtiD

- Flomraten var på 0,5 ml / min

Oljen som ble brukt i eksperimentene var en ekstra tung olje med en API på <10°. Eksperimentet ble utført i løpet av et par timer, og resultatene er vist i Figur 1, som er et HTSimDist-kromatogram av de innhentede prøvene fra kjerneoversvømmings-eksperimentet. Bakgrunn er trukket og dataene ble normalisert til konstant areal (pseudo 100%).

Linjen "Kjerne l/A" viser kromatogrammet av første flommen med C02, linjen "Kjerne l/B" viser kromatogrammet av den andre flommen med C02 og så videre. Linjen "XHO" viser kromatogrammet av ekstra tung olje som ble brukt i eksperimentet. Linjen, "Utv. Kjerne-1" viser kromatogrammet av den restoljen som var igjen i kjernen etter flom-eksperimentene ble utført.

Det kan lett sees fra figur 1 at prosessen, ifølge oppfinnelsen, oppnår oppgradering av tungolje under utvinningsprosessen. Dette kan sees, for eksempel ved å sammenligne kromatogrammer av XHO og Extr. Kjerne-1. Kromatogrammet for Utv. Kjerne-1 inneholder en lavere mengde lettere hydrokarboner og en økt mengde av tyngre hydrokarboner i forhold til kromatogrammet for XHO. Dette er fordi C02- flommen har utvunnet mer lettere hydrokarboner enn tunge hydrokarboner. Dette resultatet samsvarer med de kromatogrammene for hver av kjerneoversvømmingingene l/A til l/D, som viser at den viktigste ekstraherte komponenten er lettere hydrokarboner.

Figur 2 eksemplifiserer henholdsvis en raffineriutbyttestruktur av den opprinnelige ekstra tunge oljen i midten vs raffineriets utbytte-strukturene etter konvensjonell fortynning ifølge rørledningsspesifikasjoner (venstre) og variable grader av in situ oppgradering gjennom kjerneoversvømming med superkritisk C02 (til høyre), henholdsvis. De 4 raffineristrukturer vist til høyre for "ekstra tung råolje/bitumen" struktur tilsvarer hydrokarboner strukturer oppnådd i kjerneoversvømming- eksperimenter 1/A-l/D.

Eksempel 2 - Superkritisk C02 utvinning

Eksperimentene ble utført med ulike råoljer i en lukket celle av rustfritt stål under temperatur og trykkontroll. Cellen var utstyrt med ventiler for å utvinne den nedre oljefasen og en øvre C02-fase, og et vindu i cellen gjorde det mulig å se de to fasene og grensen mellom dem.

Råoljer med API-vekt av 19o og 25o ble kontaktet med C02 i trykkcellen og prøver kunne tas for analyse av sammensetning, tetthet og viskositet av de øvre (C02) og nedre (råolje) fasene. Temperatur-og trykkforhold som ble brukt var a) Temperatur på 28oC, trykk på 7,4 MPa; b) Temperatur på 35oC, trykk på 8,0 MPa;

c) Temperatur på 35oC, trykk på 12 MPa, og

d) Temperatur på 28oC, trykk på 12 MPa.

Eksperimentene ble utført i løpet av et par timer og resultatene, vist i figur 3 og 4, viser at utvinning

med superkritisk C02 ved relativt lave temperaturer og trykk tillater selektiv oppgradering av utbyttestrukturen.

Eksempel 3 - Slimtube eksperimenter

Eksperimentene ble utført i en typisk slimtube laget av Hastelloy C. Slimtuben var pakket med glassperler og hadde de følgende egenskapene:

- Kolonnelengde: 1830 cm

- Bulkvolum: 380 ml

- Porevolum: 137 ml

- Porøsitet: 36%

- Permeabilitet: 4478 mD

Under eksperimentene kunne produktprøver kontinuerlig tas (samlet og veid) før analyse ved HTSimDist (simulert destillasjon for raffineriutbyttestruktur) latroscan (for mettede, aromatiske og polare komponenter) og en element-analysator (for C, H, S og N henhold til ASTM D-5291 og D-5762). Svovel (ASTM D-4294) og tetthet (ASTM D-4052/5002) også kunne bli analysert.

Et hydrokarbon av graden ekstra tung råolje/bitumen (<10° API) ble utvunnet på 50oC ved et trykk på 15 MPa i et langtids Slimtube-eksperiment med superkritisk C02 som mobilfase. På slutten av eksperimentet ble trykket økt til 25 MPa. Følgende resultater ble observert (se også figur 5): I den første delen av eksperimentet (50oC og 15 MPa trykk) ble kvaliteten av produsert hydrokarbon gradvis anriket i de midterste destillatfraksjonene (parafin, lette og tunge gassoljer), fra 15-20 vekt% i begynnelsen, opp til 75 - 80 vekt% ved slutten av denne perioden mens de atmosfæriske produktrestene (vakuum gassolje og vakuum rester) samtidig ble gradvis redusert fra rundt 80 vekt%

i begynnelsen til ca 20 vekt% ved slutten. Endringen i kvaliteten på det produserte hydrokarboner antas å skylde flytting fra en "dytt" til en reell utvinning av ekstra tung råolje/bitumen i slimtuben.

Forholdet mellom karbon og hydrogen ble i denne perioden gradvis redusert fra ca 8,7 i den opprinnelige hydrokarbonblandingen til ca 6,9 til 7,0 ved slutten av 150 bar trykkperioden dvs. graden av hydrogenmetning ble gradvis økt i det utvunnede produktet i forhold til den opprinnelige hydrokarbonblanding. Produktet viste også en nedadgående trend i forhold til svovelholdige komponenter i produktet som går fra ca 5 vekt% svovel i den opprinnelige hydrokarbonblandingen til ca 2,2 vekt% svovel i gjennomsnitt i det utvunnede produktet ved slutten av samme trykkperioden. SARA analyser (mettede, aromater, harpiks og asfaltener) ble også utført på de undersøkte produktpartiene som viser at mettede/aromatisk/polar fraksjonssammensetning endret fra 27/46/27 til 51/37/12 over denne fasen av eksperimentet. Resultatene støtter selektiv utvinning av komponenter av god kvalitet i produktene fremstilt ved superkritisk utvinning av en ekstra tung råolje/bitumen prøve, og de beste resultatene ble oppnådd når det var god kontakt mellom den opprinnelige hydrokarbonblandingen og den superkritiske C02-fasen.

Når trykket ble økt til 25 MPa ble C02 tettere og begynte å kutte dypere inn i den opprinnelige råoljen, noe som resulterer i en tyngre raffineriutbyttestruktur. Her økte de atmosfæriske (lang) rester igjen til ca 70 vekt% i gjennomsnitt, mens nivået av svovel nådde ca 4 wt%. Den relative sammensetningen av mettede, aromatiske og polar komponenter kom tilbake til et forhold nærmere til den av den opprinnelige hydrokarbonblandingen, mens karbon/hydrogen-forholdet nådde et nivå på 8,3. (Legg merke til injeksjon av C02 ble midlertidig stanset da T-60-T-62 ble oppnådd. Dette er hvorfor disse resultatene ikke viser samme trend som resten av resultatene).

Graden av oppgradering oppnådd gir bedre raffineriutbytte enn konvensjonell fortynning av den ekstra tunge fraksjonen.

Det kan derfor konkluderes med at en ekstra tung råolje/bitumen kan utvinnes med superkritisk C02 ved 50oC med trykk mellom 15 og 25 MPa, som gir et pumpbart produkt med høy verdi.

Claims (12)

1. En prosess for samtidig utvinning og oppgradering av en tung hydrokarbonblanding, hvori prosess omfatter følgende: i) å injisere superkritisk eller nær superkritisk C02 ved en temperatur på rundt kritisk temperatur og et trykk på rundt kritiske trykk inn i en tung hydrokarbonforekomst, og ii) å fjerne en strøm av C02 fra forekomsten, hvori strømmen belastes med et hydrokarbon som har en lavere gjennomsnittlig molekylvekt enn den tunge hydrokarbonforekomsten, hvori den fjernede C02 er eventuelt gjenvunnet og enten resirkuleres for senere re-injeksjon eller injisert for langtidslagring i undergrunnen.

2. Prosessen ifølge krav 1, hvori den tunge hydrokarbonforekomsten er en undersjøisk forekomst og hvori injeksjonsstedet for superkritisk C02 er et offshore injeksjonssted.

3. Prosessen ifølge krav 1 eller krav 2, hvor den tunge hydrokarbonblandingen har en API-vekt på mellom ca 8 og ca 25 grader.

4. Prosessen ifølge ett hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvori C02 blir injisert ved en temperatur på mellom ca 25 og ca lOOoC.

5. Prosessen ifølge ett hvilket som helst av kravene 1 til 4, hvori det superkritisk C02 injiseres ved et trykk på mellom 7,4 og 30 MPa.

6. Prosessen ifølge ett hvilket som helst av kravene 1 til 5, hvori den hydrokarbonblandingen inneholder en økt andel av C2-24 hydrokarboner og en redusert andel av C25+ hydrokarboner i forhold til den tunge hydrokarbonforekomsten.

7. En prosess for å produsere et oppgradert hydrokarbon produkt bestående av en prosess ifølge ett hvilket som helst av kravene 1 til 6, og videre omfatter et trinn (iii) for å skille det oppgraderte hydrokarbonproduktet fra C02 strømmen.

8. Prosessen ifølge krav 7, hvori det oppgraderte hydrokarbonproduktet er delt i hovedsak en enkel fraksjon.

9. Prosessen ifølge krav 7 eller krav 8, hvori det oppgraderte hydrokarbonproduktet er en pumpbar råolje som har en API-vekt på mer enn 25 grader.

10. En metode for å optimalisere produksjonen av hydrokarbon fra en tung hydrokarbonforekomst, hvori metoden omfatter overvåking av en prosess ifølge ett hvilket som helst av kravene 1 til 9, og å endre injeksjonsforholdene for C02 i forekomsten og/eller endre dybden hvorfra det tunge hydrokarbonet utvinnes slik at egenskapene til hydrokarbonet som produseres holdes så konstant som mulig.

11. En pumpbar produserbar råolje (for eksempel produsert) ved en prosess ifølge ett hvilket som helst av kravene 7 til 9.

12. Anvendelse av superkritisk eller nær superkritisk C02 i en prosess ifølge ett hvilket som helst av kravene 1 til 9.