Прогнозирующая модель совместимости сырой нефти
Группа изобретений относится к определению возможности смешивания двух или более жидких углеводородов или различных видов сырой нефти. Способ определения растворяющей способности одного или нескольких жидких углеводородов, который включает в себя следующие операции:
(a) определение кривой перегонки и плотности каждого жидкого углеводорода;
(b) цифровое интегрирование кривой перегонки каждого жидкого углеводорода и получение средней объемной температуры кипения для каждого жидкого углеводорода;
(c) вычисление характеристического фактора К для каждого жидкого углеводорода, с использованием средней объемной температуры кипения, полученной в операции из соотношения
(d) определение растворяющей способности каждого жидкого углеводорода, с использованием характеристического фактора K, полученного в операции (с), из соотношения
где VAPB - средняя объемная температура кипения, SG - удельная масса нефти. Представлены также способ определения критической растворяющей способности жидких углеводородов, способ смешивания, как минимум, двух жидких углеводородов, способ смешивания, как минимум, двух различных видов сырой нефти и смесь сырой нефти. Достигается улучшение качества прогнозирования. 5 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Область применения изобретения
Настоящее изобретение имеет отношение к созданию способа для определения возможности или невозможности смешивания вместе двух или больше жидких углеводородов или различных видов сырой нефти.
Предпосылки к созданию изобретения
Для достижения благоприятных экономических результатов при переработке сырой нефти часто необходимо смешивать два или больше различных видов сырой нефти ранее проведения различных процессов переработки. Однако существуют специфические проблемы, связанные со смешиванием различных видов сырой нефти. Первой основной проблемой является то, что различные виды сырой нефти часто являются несовместимыми друг с другом, что приводит к засорению оборудования и, в конечном счете, к остановке оборудования. Такое оборудование включает в себя (но без ограничения) трубопроводы, резервуары, теплообменники, печи, ректификационные колонны и реакторы. Другой основной проблемой, связанной со смешиванием различных видов сырой нефти и других углеводородов, является порождение эмульсий нефти и воды в системе остатка после перегонки сырой нефти, что не позволяет производить обработку нефтяного остатка при помощи нефтеочистительного оборудования, такого как блоки перегонки сырой нефти. Еще одной основной проблемой является порождение эмульсий в опреснителях сырой нефти, которые часто оказывают вредное воздействие на систему сточных вод, связанную с опреснителем. В свете этих проблем несмешиваемость сырой нефти является бедствием для нефтеочистительной промышленности в течение многих лет, что приводит к упущенной выгоде, вызванной ненужным простоем оборудования и ограниченным количеством приемлемых для перегонки нефтяных сланцев.
Первой причиной, которая вызывает несмешиваемость различных видов сырой нефти, является присутствие органических твердых веществ в виде осажденных асфальтенов в смеси различных видов сырой нефти. Современная теория относительно связи асфальтенов с сырой нефтью предполагает, что такая взаимосвязь является аналогичной взаимодействию растворителя с растворенным веществом, в котором требуется некоторая крепость растворителя для удержания асфальтенов в растворе в сырой нефти. Первичным параметром, который управляет способностью асфальтенов оставаться в растворе в сырой нефти, является отношение насыщения ароматсоединениями сырой нефти. Известно, что асфальтены являются растворимыми в ароматсоединениях, таких как толуол, но нерастворимыми в соединениях парафина, таких как n-гептан. Таким образом, асфальтены могут быть определены здесь как нелетучая и полярная фракция сырой нефти, которая не растворяется в n-алканах.
Основной проблемой, связанной с присутствием асфальтенов в различных видах сырой нефти, является то, что асфальтены часто выпадают в осадок из раствора во время смешивания двух или больше несовместимых видов сырой нефти. Обычно полагают, что это вызвано нарушениями композиции природной сырой нефти, подрывающими хрупкий баланс, который удерживает асфальтены растворимыми в сырой нефти. Также полагают, что масляно-водные эмульсии образуются и стабилизируются частично за счет наличия асфальтенов, выпавших в осадок из несовместимых смесей сырой нефти. Следовательно, если его оставлять бесконтрольным, выпадение осадка асфальтенов будет проявлять себя в различных нежелательных областях, в том числе в нефтеочистительном оборудовании, за счет образования коксового остатка и порождения масляно-водных эмульсий в складских резервуарах.
Раньше совместимость сырой нефти можно было определить только путем проведения длительных лабораторных испытаний. Для смесей двух различных видов сырой нефти, определение совместимости сырой нефти является относительно простым, так как число испытаний, которые требуются для определения приемлемых соотношений материалов в смеси, является относительно небольшим. Однако для каждого дополнительного вида сырой нефти, добавляемого в смесь, число лабораторных испытаний, которые требуются для определения диапазона несмешиваемости, растет экспоненциально, что делает определение совместимости сырой нефти затруднительным. Это создает трудности, когда экономические условия оправдывают смешивание трех или больше различных видов сырой нефти вместе для подачи на блоки перегонки сырой нефти или в другие процессы переработка нефти. Таким образом, существует необходимость в создании практических и экономически выгодных средств определения способности к смешиванию различных видов сырой нефти.
В ответ на такую необходимость нефтеперерабатывающая промышленность направляет огромные ресурсы и усилия на развитие новых методов для решения проблемы смешивания различных видов сырой нефти. Однако такие усилия позволили достичь только частичного успеха в создании практических и экономически выгодных способов смешивания различных видов сырой нефти.
Одно из таких успешных решений описано в патенте США No. 4843337, в котором раскрыт способ смешивания жидких углеводородов при таком соотношении, которое позволяет поддерживать отношение объединенных ароматических соединений к асфальтенам вышеопределенного заданного уровня, чтобы предупредить засорение технологического оборудования. Однако предложенный в этом патенте способ ограничивается случаем смешивания двух жидких углеводородов и оставляет нерешенной проблему смешивания трех или больше различных видов сырой нефти.
В патентах США No. 5871634 и No. 5997723 раскрыт способ смешивания потенциально несовместимых видов сырой нефти за счет комбинирования различных видов сырой нефти таким образом, чтобы получить такие коэффициенты растворимости при смешивании, что коэффициент растворимости при смешивании для смеси становится больше, чем коэффициент нерастворимости любого вида сырой нефти в смеси. Однако в этих патентах предлагается способ, в котором используются неточные и трудоемкие лабораторные испытания, такие как обычная оптическая микроскопия или фильтрация сырой нефти, для определения присутствия асфальтенов в каждом виде сырой нефти. Более того, в этих патентах используют сложное смешивание и титрование для определения коэффициента нерастворимости и коэффициента растворимости при смешивании для каждого вида сырой нефти.
Несмотря на то, что приведенные патенты и обеспечивают прогресс в данной области, все еще остается необходимость в создании способа для точного определения несмешиваемости сырой нефти, который является практическим и экономически выгодным.
Было также обнаружено, что центрифугирование одного или нескольких различных видов сырой нефти, смешанных с заданными количествами гептана, представляет собой простое, но рентабельное средство определения нестабильности асфальтена и количества асфальтенов в каждом виде сырой нефти.
Было также обнаружено, что относительное отношение ароматсоединений к продуктам насыщения в каждом виде сырой нефти для смешивания может быть легко определено с использованием зависимости между температурой кипения и плотностью каждого вида сырой нефти.
Было также обнаружено, что совместимые смеси двух или больше различных видов сырой нефти могут быть определены на основании зависимости между температурой кипения и плотностью каждого вида сырой нефти в смеси и определения нестабильности асфальтена в каждом виде сырой нефти в смеси.
Краткое изложение изобретения
Настоящее изобретение направлено на создание способа смешивания вместе по меньшей мере двух жидких углеводородов путем определения критической растворяющей способности для каждого жидкого углеводорода, определения растворяющей способности для каждого жидкого углеводорода и, после этого, смешивания жидких углеводородов вместе с получением смеси жидких углеводородов, имеющей растворяющую способность, которая больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
Используемый здесь термин "сырая нефть" следует понимать как жидкая нефть и все другие углеводороды, вне зависимости от удельного веса, полученные из скважины в жидком виде при помощи обычных способов добычи.
Используемый здесь термин "жидкий углеводород" следует понимать как жидкое соединение, которое содержит водород и углерод.
Используемый здесь термин "растворяющая способность" следует понимать как относительное отношение ароматсоединений к продуктам насыщения в сырой нефти или в смеси различных видов сырой нефти.
Используемый здесь термин "критическая растворяющая способность" следует понимать как растворяющая способность, при которой асфальтены начинают выпадать в осадок из сырой нефти или из смеси различных видов сырой нефти.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ определения критической растворяющей способности одного или нескольких жидких углеводородов. Способ включает в себя операции перемешивания каждого жидкого углеводорода с заданными количествами нормального парафина, центрифугирования каждой результирующей смеси и извлечения и взвешивания любых полученных нерастворимых примесей, выпавших из смеси и, после этого, сопоставления веса нерастворимых примесей с растворяющей способностью, при которой асфальтены начинают выпадать в осадок из смеси.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ определения растворяющей способности одного или нескольких жидких углеводородов. Способ включает в себя операции определения кривой перегонки и плотности каждого углеводорода, цифрового интегрирования кривой перегонки каждого жидкого углеводорода, получения средней объемной температуры кипения для каждого жидкого углеводорода, вычисления модифицированного характеристического фактора К для каждого жидкого углеводорода с использованием средней объемной температуры кипения и, после этого, определения растворяющей способности каждого жидкого углеводорода с использованием вычисленного модифицированного характеристического фактора К, причем гептан и толуол используют в качестве эталонов растворяющей способности, при этом гептан имеет нулевую растворяющую способность, а толуол имеет растворяющую способность 100.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается практический и рентабельный способ определения растворяющей способности одного или нескольких жидких углеводородов и/или различных видов сырой нефти, который не требует проведения сложного смешивания и титрования для определения коэффициента нерастворимости и коэффициента растворимости при смешивании для каждого из жидких углеводородов и/или различных видов сырой нефти.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается также практический и рентабельный способ определения количества асфальтенов в одном или нескольких жидких углеводородах и/или различных видах сырой нефти, позволяющий производить определение оптимальной смеси двух или нескольких жидких углеводородов и/или различных видов сырой нефти при различных экономических условиях.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается также практический и рентабельный способ определения совместимости двух или нескольких различных видов сырой нефти, облегчающий гибкость выбора разнообразных видов нефтяных сланцев для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается также практический и рентабельный способ смешивания двух или нескольких жидких углеводородов и/или различных видов сырой нефти для переработки на нефтеперерабатывающем заводе, без обработки осадка асфальтенов, что снижает время простоя за счет засорения или образования коксового остатка в магистралях или в оборудовании, вызванных несовместимыми смесями сырой нефти.
В соответствии с настоящим изобретением обеспечивается также снижение потребления электроэнергии за счет предотвращения засорения теплообменника, вызванного смешиванием несовместимых жидких углеводородов и/или различных видов сырой нефти.
В соответствии с настоящим изобретением обеспечивается также способ удаления сырой нефти из очищенных сточных вод опреснителя, что исключает отказы в системе сточных вод и сброса сточных вод. Аналогично устраняется вода, переносимая вместе с нефтью из опреснителя, что позволяет снизить до минимума нестабильную работу блока перегонки сырой нефти.
Несмотря на то, что настоящее изобретение в первую очередь относится к различным видам сырой нефти, следует иметь в виду, что специалист в данной области может использовать настоящее изобретение к другим жидким углеводородам, когда возникает проблема выпадения осадка нерастворимых примесей и засорения оборудования.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показан вариант способа в соответствии с настоящим изобретением, который графически иллюстрирует непрерывное прогнозирующее моделирование смешивания вместе трех различных видов сырой нефти.
На фиг.2 показан опасный уровень засорения нефтеперерабатывающего блока, возникающий с течением времени за счет смешивания множества различных видов сырой нефти.
Описание предпочтительных вариантов изобретения
Далее будет описан более подробно способ смешивания двух или нескольких различных видов сырой нефти в соответствии с настоящим изобретением таким образом, чтобы предотвращать выпадение осадка асфальтена из смеси различных видов сырой нефти. Более конкретно, в соответствии с настоящим изобретением предлагается способ определения растворяющей способности и критической растворяющей способности различных видов сырой нефти, которые являются кандидатами для смешивания и, после этого, смешивания вместе различных видов сырой нефти таким образом, что растворяющая способность смеси различных видов сырой нефти будет больше, чем критическая растворяющая способность сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси. Как уже было упомянуто здесь ранее, растворяющую способность следует понимать как среднее относительное отношение ароматсоединений к продуктам насыщения в сырой нефти или в смеси различных видов сырой нефти, а критическую растворяющую способность следует понимать как среднюю растворяющую способность, при которой асфальтены начинают выпадать в осадок из сырой нефти или из смеси сырой нефти.
Каждый вид сырой нефти имеет единственную растворяющую способность и единственную критическую растворяющую способность. Если два или несколько различных видов сырой нефти смешивают вместе, то растворяющая способность полученной смеси варьируется между растворяющими способностями каждого вида сырой нефти в смеси. С учетом этого основной заботой является безошибочное и точное предсказание растворяющей способности смеси сырой нефти, чтобы поддерживать асфальтены в смеси сырой нефти в растворимом состоянии. Для решения этой первостепенный задачи в соответствии с настоящим изобретением предлагается: (1) способ определения растворяющей способности одного или нескольких различных видов сырой нефти; (2) способ определения критической растворяющей способности одного или нескольких различных видов сырой нефти; и (3) способ смешивания вместе двух или нескольких различных видов сырой нефти.
Определение растворяющей способности сырой нефти
Как уже было упомянуто здесь ранее, в соответствии с известной практикой используют повторяющиеся лабораторные испытания для определения растворяющей способности сырой нефти. Однако принимая во внимание, что первичным параметром, который управляет способностью асфальтенов оставаться в растворе сырой нефти, является отношение ароматсоединений к продуктам насыщения сырой нефти, можно построить точную модель сырой нефти как растворителя, с использованием данных количественного анализа, в том числе данных относительно перегонки и данных относительно плотности сырой нефти. За счет использования зависимости между данными перегонки и данными плотности сырой нефти можно определить относительное отношение ароматсоединений к продуктам насыщения в сырой нефти. Следовательно, можно определить растворяющую способность одного или нескольких различных видов сырой нефти, как это обсуждается далее более подробно.
При определении растворяющей способности конкретного вида сырой нефти, преимущественно получают данные количественного анализа для выбранного вида сырой нефти. Предпочтительными данными количественного анализа являются данные перегонки и данные плотности для выбранного вида сырой нефти. Если такие данные отсутствуют или если есть подозрения, что имеющиеся данные являются неточными, то легко может быть проведена обычная высокотемпературная имитированная дистилляция, чтобы получить предпочтительные данные перегонки конкретного вида сырой нефти. Плотность сырой нефти может быть получена любым обычным способом, известным специалистам в данной области.
Типичными имитированными дистилляциями, которые используют в нефтеперерабатывающей промышленности, являются ASTM аналитическая разгонка и аналитическая разгонка при истинной температуре кипения (ТВР), обе из которых часто используют для определения характеристик летучести фракций нефти и других комплексных смесей. Обе эти дистилляции являются периодическими и отличаются главным образом степенью фракционирования, полученной при перегонке. ASTM дистилляции являются более подходящими, чем ТВР дистилляции, так как ASTM дистилляции являются более простыми, менее дорогими и требуют ориентировочно в 10 раз меньше времени. Применяемые в настоящее время способы ASTM дистилляции соответствуют следующим документам: ASTM Method D86; ASTM Method D1160; ASTM Method D2887; ASTM Method D2892; ASTM Method D3710. Специалисты легко поймут, что использованный способ перегонки часто зависит от фракции нефти, которую хотят перегнать.
Несмотря на то, что в соответствии с настоящим изобретением могут быть использованы данные дистилляции, полученные при помощи любого из указанных способов дистилляции, преимущественно используют данные дистилляции, полученные при помощи способа ASTM Method D86. Если имеющиеся данные дистилляции получены не при помощи способа ASTM Method D86, то эти данные дистилляции преимущественно преобразуют в кривую перегонки D86. Это преобразование может быть осуществлено вручную в соответствии со способом преобразования API, описанным в публикации API Technical Data Book, Chapter 3: Petroleum Fraction Distillation Inter conversions, 5th ed., 1992, которая включена в данное описание в качестве ссылки. Однако это преобразование преимущественно следует произвести с использованием компьютерной программы HYSYS, PRO II или любой другой компьютерной программы, которая позволяет осуществить API способ преобразования. Если для преобразования используют HYSYS или PRO II, то преимущественно используют вероятностный способ экстраполяция кривой.
Следующим шагом в определении растворяющей способности конкретного вида сырой нефти является цифровое интегрирование кривой перегонки, а преимущественно D86 кривой перегонки, от 0% до 100%, и деление на 100. Это интегрирование дает среднюю объемную температуру кипения (VABP) выбранного вида сырой нефти в соответствии с выражением:
При интегрировании кривой перегонки, предпочтительным способом является подгонка кривой перегонки под кубическую сплайн-функцию (полиномиальную функцию третьего порядка), которую затем интегрируют в числовом отношении, при приращениях 1%.
После завершения интегрирования кривой перегонки преимущественно вычисляют характеристический фактор К для выбранного вида сырой нефти, Koil, с использованием средней объемной температуры кипения и плотности выбранного вида сырой нефти. Характеристический фактор К основан на уотсоновском факторе К, описанном в публикации API Technical Data Book, Chapter 2: Petroleum Fraction Distillation Interconversions, 5th ed., 1992, которая включена в данное описание в качестве ссылки. Вычисление для определения характеристического фактора К преимущественно проводят в соответствии с выражением:
в котором SG представляет собой удельная массу нефти.
После вычисления характеристического фактора К выбранного вида сырой нефти легко может быть определена растворяющая способность выбранного вида сырой нефти. Растворяющую способность выбранного вида сырой нефти преимущественно определяют с использованием гептана и толуола в качестве эталонов, причем гептан имеет нулевую растворяющую способность, а толуол имеет растворяющую способность 100. Таким образом, сырая нефть с нулевой растворяющей способностью эквивалентна гептану, а сырая нефть с растворяющей способностью 100 эквивалентна толуолу. Обычно большинство видов сырой нефти не имеют растворяющую способность больше, чем 50, что ориентировочно эквивалентно циклогексану. Определение растворяющей способности (SP) сырой нефти преимущественно проводят в соответствии с выражением:
Таким образом:
когда SP=0, то нефть ориентировочно эквивалентна гептану;
когда SP=100, то нефть ориентировочно эквивалентна толуолу;
когда SP=50, то нефть ориентировочно эквивалентна циклогексану.
Специалисты легко поймут, что описанное здесь определение растворяющей способности одного или нескольких различных видов сырой нефти или жидких углеводородов является относительно упрощенным и дает полезное средство для определения совместимости смешивания различных видов сырой нефти. Другим полезным, но также упрощенным средством для определения совместимости смешивания различных видов сырой нефти является описанное здесь далее определение критической растворяющей способности одного или нескольких различных видов сырой нефти.
Определение критической растворяющей способности
Имеются экспериментальные свидетельства того, что, ниже определенного порога растворяющей способности, асфальтены выпадают в осадок из сырой нефти. Этот порог называют критической растворяющей способностью сырой нефти. При растворяющей способности выше критического значения, асфальтены остаются в растворе и выпадения осадка не происходит. С учетом того, что растворяющая способность сырой нефти является относительным отношением продуктов насыщения к ароматсоединениям, в предусмотренном здесь определении критической растворяющей способности используют упрощенное титрование парафина (продукта насыщения) для каждого вида сырой нефти, который является кандидатом для смешивания.
В соответствии с настоящим изобретением парафин преимущественно добавляют с увеличением в сырую нефть, которая является кандидатом для смешивания с одним или несколькими различными видами сырой нефти. Парафином преимущественно является нормальный гептан (n-гептан). Однако для использования в соответствии с настоящим изобретением подходят и другие парафины, такие как нормальный пентан или изооктан. По мере того, как концентрация парафина в сырой нефти возрастает, отношение продуктов насыщения к ароматсоединениям повышается до тех пор, пока асфальтены не начинают выпадать в осадок из сырой нефти. Точка начала выпадения в осадок асфальтена отображает критическую растворяющую способность сырой нефти. Критическую растворяющую способность испытываемой сырой нефти документируют для дальнейших определений ее совместимости для смешивания с другими видами сырой нефти.
В соответствии с предпочтительным вариантом по меньшей мере около 50 мл пробы выбранной сырой нефти получают для определения ее критической растворяющей способности. Заранее определенные количества подходящего парафина добавляют с увеличением в пробу сырой нефти, перемешивают и создают возможность для уравновешивания. Преимущественно, n-гептан добавляют с увеличением в пробу сырой нефти, при отношении по меньшей мере около 1:5, при измерении в вес.%, объем. % или моль. %. Еще лучше, если n-гептан добавляют в пробу сырой нефти при отношении по меньшей мере около 1:10, при измерении в вес.%, объем.% или моль.%. В наилучшем варианте, n-гептан добавляют в пробу сырой нефти при отношении по меньшей мере около 1:20, при измерении в вес.%, объем.% или моль.%, для получения наилучших результатов.
Из выбранной пробы преимущественно готовят отдельные растворы выбранной сырой нефти и n-гептана. Приготовленные растворы преимущественно имеют различные отношения n-гептана к выбранной сырой нефти. Например, проба выбранной сырой нефти с объемом 100 мл может быть разделена на 10 пробирок. Одна пробирка преимущественно содержит 100 вес.% сырой нефти, в то время как другие 9 пробирок преимущественно содержат раствор выбранной сырой нефти и различных количеств n-гептана. Пробирки преимущественно имеют растворы с увеличивающимися концентрациями n-гептана, преимущественно с приращениями 10 вес.%. Например, пробирка 1 содержит 100 вес.% сырой нефти, пробирка 2 содержит 90 вес.% сырой нефти и 10 вес.% n-гептана, пробирка 3 содержит 80 вес.% сырой нефти и 20 вес.% n-гептана, и т.д. Последняя пробирка преимущественно содержит 100 вес.% n-гептана.
Пробы тщательно перемешивают и создают возможность для уравновешивания, после чего проводят центрифугирование. Процесс центрифугирования может быть осуществлен при помощи любой обычной серийной центрифуги, такой как Eppendorf Micro Centrifuge 5415С.
Пробирки обычно центрифугируют на скорости по меньшей мере около 10,000 об/мин, преимущественно на скорости по меньшей мере около 11,000 об/мин, а еще лучше, на скорости по меньшей мере около 12,000 об/мин, в течение времени по меньшей мере около 10 минут, преимущественно в течение времени по меньшей мере около 15 минут, а еще лучше, в течение времени по меньшей мере около 20 минут.
После проведения центрифугирования проб надосадочную жидкость удаляют и осаждают, если есть осадок. Этот осадок представляет собой асфальтены, которые являются нерастворимыми в конкретной пробирке. Асфальтены после этого промывают в нормальном парафине, а преимущественно в n-гептане или n-пентане. Полученные нерастворимые примеси затем взвешивают, преимущественно в вес.%, и значение веса откладывают на графике в функции вес.% n-гептана или n-пентана, который содержится в растворе в конкретной пробирке.
Т.о, согласно изобретению определенное количество парафиновых углеводородов, таких как н-гептан, смешивают с сырой нефтью, чтобы изменить естественную растворяющую способность сырой нефти. Рассчитывают базовую растворяющую способность и рассчитывают растворяющую способность разведенной смеси. Измеряют количество выпавших в осадок асфальтенов и значение откладывают на графике напротив растворяющей способности. Точка, в которой масса выпавших в осадок асфальтенов начинает увеличиваться, является критической растворяющей способностью.
Расчет критической растворяющей способности производят в той точке полученного графика, в которой асфальтены начинают выпадать в осадок. Это производят при помощи определения растворяющей способности раствора в конкретной пробирке, в которой асфальтены начинают выпадать в осадок. Расчет растворяющей способности раствора производят в соответствии с ранее описанной здесь методикой расчета растворяющей способности. Разность между точками кривой перегонки будет соответствовать количеству гептана, полученному при 98.5°С, то есть при температуре кипения гептана. Удельный вес сырой нефти также будет снижаться при добавлении гептана.
В дополнение к определению критической растворяющей способности сырой нефти, полученный график представляет собой кривую, которая описывает состояние равновесия асфальтена между осажденным и растворенным состояниями асфальтенов, ниже критической растворяющей способности испытываемой сырой нефти. Эта кривая является полезной, так как она позволяет предсказывать полное количество асфальтенов в сырой нефти и количество осадка асфальтена при различных растворяющих способностях ниже критической растворяющей способности сырой нефти.
Смешивание двух или нескольких различных видов сырой нефти
Если производят смешивание вместе двух или нескольких различных видов сырой нефти, то растворяющая способность смеси варьируется между растворяющими способностями каждого вида сырой нефти. Определение растворяющей способности смеси двух видов сырой нефти является относительно простым, так как его можно произвести аналитически. Однако для каждого дополнительного вида сырой нефти, добавляемого в смесь, степень свободы увеличивается, так что число потенциальных смесей растет экспоненциально. Например, для пяти различных видов сырой нефти, смешанных с приращениями 10%, число подлежащих оценке смесей исчисляется тысячами. Следовательно, становится все более затруднительным производить аналитический расчет растворяющей способности и совместимости смеси углеводородов по мере роста числа различных видов сырой нефти в смеси. По этой причине, преимущественно используют моделирование методом Монте-Карло для того, чтобы выбрать представительное число различных смесей для расчета растворяющей способности при каждом соотношении материалов в смеси и для сравнения с критической растворяющей способностью каждого вида сырой нефти. В результате получают достаточное число точек представительных данных для получения точной модели совместимости смешивания двух или нескольких различных видов сырой нефти.
Моделирование методом Монте-Карло в его основных формах просто учитывает вероятности каждого потенциального исхода для потенциальной переменной и использует генератор случайных чисел для определения значения каждой переменной. Моделирование методом Монте-Карло используют в соответствии с настоящим изобретением для вариации фракции каждого вида сырой нефти в смеси сырой нефти преимущественно в соответствии с функцией распределения вероятности весовой фракции, которую задает пользователь. В соответствии с предпочтительным вариантом моделирование методом Монте-Карло позволяет выбирать соотношения выбранных видов сырой нефти в случайной смеси сырой нефти. Весовая фракция асфальтенов, если они есть, выводится в осадок из случайных смесей сырой нефти и затем вычисляется для каждого из случайно выбранных соотношений смеси.
При использовании моделирования методом Монте-Карло преимущественно ставят условие, чтобы ошибка при вычислении растворяющей способности смеси сырой нефти не превышала заданную ошибку. Ошибка при вычислении растворяющей способности смеси сырой нефти преимущественно не превышает 0.5 SP (Е=0.5). Число требуемых итераций преимущественно имеет порядок 
где r представляет собой гладкость кривой растворимости асфальтена, а n представляет собой число видов сырой нефти в смеси. Преимущественно r=0.3. Таким образом, для 2 различных видов сырой нефти в смеси, генерируют 100 случайных точек. Для 3 различных видов сырой нефти в смеси генерируют 1000 случайных точек.
Предполагают, что растворяющая способность смесей сырой нефти изменяется линейно при изменении веса. Тогда растворяющая способность смеси сырой нефти будет равна сумме произведений весовой фракции сырой нефти в смеси на растворяющую способность сырой нефти, в соответствии с выражением:
в котором
SPblend представляет собой растворяющую способность смеси;
Хi представляет собой весовую фракцию сырой нефти i в смеси;
SPi представляет собой растворяющую способность смеси i; и
n представляет собой номер сырой нефти в смеси.
Для исключения несмешиваемости растворяющая способность смеси должна быть больше, чем критическая растворяющая способность сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси. Соотношение материалов в смеси преимущественно ориентировочно по меньшей мере на 15 объем.% больше, чем соотношение материалов в смеси при критической растворяющей способности сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси. Еще лучше, если соотношение материалов в смеси сырой нефти ориентировочно будет по меньшей мере на 10 объем.% больше, чем соотношение материалов в смеси при критической растворяющей способности сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси. Однако, в наилучшем случае, соотношение материалов в смеси сырой нефти ориентировочно по меньшей мере на 5 объем.% больше, чем соотношение материалов в смеси при критической растворяющей способности сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси. Альтернативно, растворяющая способность смеси сырой нефти преимущественно по меньшей мере на 15 процентов больше, чем критическая растворяющая способность сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси сырой нефти. Еще лучше, если растворяющая способность смеси сырой нефти будет по меньшей мере на 10 процентов больше, чем критическая растворяющая способность сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси сырой нефти. Однако в наилучшем случае, растворяющая способность смеси сырой нефти по меньшей мере на 5 процентов больше, чем критическая растворяющая способность сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси сырой нефти.
Несмотря на то, что настоящее изобретение уже было описано здесь достаточно подробно, приведенные далее примеры служат для дополнительного пояснения изобретения, причем следует иметь в виду, что они не ограничивают объем патентных притязаний.
ПРИМЕР 1
В Примере 1, который графически отображен на фиг.1, показана прогнозирующая модель в соответствии с настоящим изобретением, в которой смешивают сырую нефть X, сырую нефть Y и сырую нефть Z, чтобы получить трехкомпонентную смесь. Как это показано на фиг.1, модель ранжирует в объем.% области, в которых отдельные виды сырой нефти являются совместимыми и несовместимыми для смешивания. По оси X отложены объем.% сырой нефти X, а по оси Y отложены объем.% сырой нефти Y. Баланс в любой точке соответствует объем.% сырой нефти Z.
Чтобы упростить данный пример, было принято, что плотность указанных трех видов сырой нефти является одинаковой. На самом деле это не так, но если плотность трех видов сырой нефти считать одинаковой, то не потребуется перевод единиц измерения из объем.% в вес.%. В данном примере три вида сырой нефти - сырую нефть X, сырую нефть Y и сырую нефть Z смешивают.Они имеют растворяющую способность 40.0, 37.3 и 22.2 соответственно и критическую растворяющую способность 27.2, 30.1 и 16.6 соответственно. Если например, смешать 10% сырой нефти X, 10% сырой нефти Y и 80% сырой нефти Z, растворяющая способность смеси сырой нефти составит 0.1×40+0.1×37.3+0.8×22.2=25.49. Если бы плотность этих трех видов сырой нефти не была бы одинаковой, объем.% смеси мог бы быть скорректирован к вес.% смеси. Растворяющая способность смешивается линейно по весу. Поскольку растворяющая способность смеси 25.49 меньше критической растворяющей способности 27.2 сырой нефти X и 30.1 сырой нефти Y, данная смесь является несовместимой.
В дополнение к прогнозированию несмешиваемости различных видов сырой нефти, "диапазон несовместимых смесей" показывает также количество асфальтенов в вес.%, которые могут выпадать в осадок из смеси сырой нефти в этом диапазоне смешивания.
Т.o. график на фиг.1. показывает, что смесь находится в диапазоне несовместимых смесей. На основе количества асфальтенов, выпавших в осадок, в тесте на определение растворяющей способности количество асфальтенов, выпавших в осадок, можно вычислить путем сравнения растворяющей способности смеси с критической растворяющей способностью каждого вида сырой нефти в отдельности. График показывает, что если смеси содержат более 48% сырой нефти X и более 57% сырой нефти Y, все возможные соотношения компонентов смеси являются совместимыми.
ПРИМЕР 2
В Примере 2 показана прогнозирующая модель засорения с течением времени технологического блока (осаждения асфальтенов) в результате смешивания различных видов сырой нефти на нефтеперерабатывающем заводе. Эта модель показана в виде графика на фиг.2 и в числовом виде приведена в Таблице. На фиг.2 показана растворяющая способность различных смесей в сравнении с критической растворяющей способностью сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в каждой смеси. Растворяющая способность каждого вида сырой нефти и каждой смеси сырой нефти были рассчитаны в соответствии с описанным здесь ранее. Критические растворяющие способности для каждого вида сырой нефти также были рассчитаны в соответствии с описанным здесь ранее. Таблица в числовом виде иллюстрирует фиг.2 для выбранных представительных временных периодов. В Таблице также показаны растворяющие способности каждого вида сырой нефти в различных смесях и вес.% фракции каждого вида сырой нефти, входящего в различные смеси.
фиг.2. представляет собой график растворяющей способности различных смесей сырой нефти в выбранные периоды времени. Выбранные смеси содержат от 9 до 11 разных видов сырой нефти, как показано в Таблице, напр., D1, D2, D3, ... и D9. Период 1 иллюстрирует смесь из 11 разных видов нефти с растворяющей способностью 30.6. Самый высокий показатель критической растворяющей способности любого вида сырой нефти из данной смеси - 26.9. Поскольку сырая нефть, которая контролирует критическую растворяющую способность, не определена в данном примере, то это A3 для данной смеси. Поскольку растворяющая способность выше критической растворяющей способности, эта смесь является совместимой и никакого осадка и загрязнения не ожидается. Период 13 иллюстрирует смесь из 11 видов сырой нефти с растворяющей способностью 30.3. Сырая нефть В3 имеет самую высокую критическую растворяющую способность 26.9, поэтому эта смесь также является стабильной. Период 23 иллюстрирует смесь из 10 разных видов сырой нефти с растворяющей способностью 26.4. Сырая нефть С3, тем не менее, имеет самую высокую критическую растворяющую способность 26.9, поэтому данная смесь является нестабильной, поэтому ожидается выпадение осадка и загрязнения.
Растворяющая способность смеси из 9 видов сырой нефти периода 28 составляет 23.6. т.е. меньше, чем критическая растворяющая способность 26.9 сырой нефти D3, поэтому данная смесь является несовместимой. Временные периоды приведены, чтобы показать, как смеси сырой нефти могут изменяться во времени при переработке таких смесей. Некоторые могут быть совместимыми, а некоторые несовместимы.
Данные Примера 2 предсказывают, что несмотря на то, что растворяющая способность смеси меньше, чем критическая растворяющая способность 26.9, происходит существенное засорение технологических блоков нефтеперерабатывающего завода.
| ТАБЛИЦА | |||||||||||
| Период 1 | Период 13 | Период 23 | Период 28 | ||||||||
| Сырая нефть | SP | Вес.% фракции | Сырая нефть | SP | Вес.% фракции | Сырая нефть | SP | Вес.% фракции | Сырая нефть | SP | Вес.% фракции |
| А1 | 29.7 | 3.7 | В1 | 31.0 | 14.8 | С1 | 27.8 | 29.1 | D1 | 27.8 | 11.6 |
| А2 | 21.0 | 3.9 | В2 | 22.1 | 11.5 | С2 | 22.1 | 9.4 | D2 | 22.1 | 16.2 |
| A3 | 32.4 | 26.6 | В3 | 32.4 | 9.0 | СЗ | 32.4 | 5.5 | D3 | 32.4 | 2.6 |
| А4 | 28.8 | 6.8 | В4 | 28.8 | 3.0 | С4 | 29.9 | 4.4 | D4 | 26.8 | 13.0 |
| А5 | 26.4 | 2.0 | В5 | 29.9 | 23.0 | С5 | 39.4 | 3.5 | D5 | 16.4 | 6.5 |
| А6 | 39.4 | 24.1 | В6 | 26.4 | 2.0 | С6 | 28.6 | 16.4 | D6 | 19.7 | 15.5 |
| А7 | 28.6 | 8.8 | В7 | 39.4 | 16.0 | С7 | 19.7 | 11.0 | D7 | 26.1 | 12.7 |
| А8 | 19.7 | 13.5 | В8 | 28.6 | 12.0 | С8 | 26.1 | 5.3 | D8 | 22.2 | 7.6 |
| А9 | 35.0 | 4.1 | В9 | 19.7 | 2.7 | С9 | 22.2 | 7.4 | D9 | 23.3 | 14.3 |
| А10 | 22.2 | 2.9 | В10 | 26.1 | 3.1 | С10 | 23.3 | 8.0 | |||
| А11 | 23.3 | 3.6 | В11 | 23.2 | 2.9 | ||||||
| SP смеси: 30.6 Крит.SP: 26.9 | SP смеси: 30.3 Крит.SP: 26.9 | SP смеси: 26.4 Крит.SP: 26.9 | SP смеси: 23.6 Крит.SP: 26.9 | ||||||||
| В таблице: SP = растворяющая способность |
1. Способ определения растворяющей способности одного или нескольких жидких углеводородов, который включает в себя следующие операции:
(a) определение кривой перегонки и плотности каждого жидкого углеводорода;
(b) цифровое интегрирование кривой перегонки каждого жидкого углеводорода и получение средней объемной температуры кипения для каждого жидкого углеводорода;
(c) вычисление характеристического фактора К для каждого жидкого углеводорода, с использованием средней объемной температуры кипения, полученной в операции из соотношения
(d) определение растворяющей способности каждого жидкого углеводорода, с использованием характеристического фактора К, полученного в операции (с), из соотношения
где VAPB - средняя объемная температура кипения, SG - удельная масса нефти.
2. Способ по п.1, в котором жидкий углеводород представляет собой сырую нефть.
3. Способ определения критической растворяющей способности одного или нескольких жидких углеводородов, который включает в себя следующие операции:
(a) перемешивание каждого жидкого углеводорода с заданными количествами парафинированного углеводорода;
(b) высокоскоростное центрифугирование каждой результирующей смеси;
(c) извлечение и взвешивание полученных асфальтенов, выпавших в осадок из смеси при проведении операции (b); и
(d) сопоставление веса асфальтенов, полученных в операции (с), с растворяющей способностью, при которой асфальтены начинают выпадать в осадок из жидкого углеводорода.
4. Способ по п.3, в котором парафинированный углеводород представляет собой нормальный гептан.
5. Способ по п.3, в котором парафинированный углеводород представляет собой нормальный пентан.
6. Способ смешивания по меньшей мере двух жидких углеводородов, который включает в себя следующие операции:
(a) определение критической растворяющей способности для каждого жидкого углеводорода при помощи: (i) перемешивания каждого жидкого углеводорода с заданными количествами парафинированного углеводорода; (ii) высокоскоростного центрифугирования каждой результирующей смеси; (iii) извлечения и взвешивания асфальтенов, выпавших в осадок при проведении операции (ii); и (iv) сопоставления веса асфальтенов, полученных в операции (iii), с растворяющей способностью, при которой асфальтены начинают выпадать в осадок из жидкого углеводорода;
(b) определение растворяющей способности для каждого жидкого углеводорода за счет: (i) определения кривой перегонки и плотности каждого жидкого углеводорода; (ii) цифрового интегрирования кривой перегонки каждого жидкого углеводорода и получения средней объемной температуры кипения для каждого жидкого углеводорода; (iii) вычисления характеристического фактора К для каждого жидкого углеводорода, с использованием средней объемной температуры кипения, полученной в операции (ii) из соотношения
где VAPB - средняя объемная температура кипения, SG - удельная масса нефти;
и (iv) определения растворяющей способности каждого жидкого углеводорода, с использованием характеристического фактора К, полученного в операции (iii) из соотношения
(с) смешивание жидких углеводородов и получение углеводородной смеси, причем растворяющая способность углеводородной смеси будет больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
7. Способ по п.6, в котором по меньшей мере три жидких углеводорода смешивают вместе для получения углеводородной смеси.
8. Способ по п.6, в котором по меньшей мере четыре жидких углеводорода смешивают вместе для получения углеводородной смеси.
9. Способ по п.6, в котором жидкие углеводороды смешивают таким образом, что растворяющая способность углеводородной смеси будет по меньшей мере на 5 процентов больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
10. Способ по п.6, в котором жидкие углеводороды смешивают таким образом, что растворяющая способность углеводородной смеси будет по меньшей мере на 10 процентов больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
11. Способ по п.6, в котором жидкие углеводороды смешивают таким образом, что растворяющая способность углеводородной смеси будет по меньшей мере на 15 процентов больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
12. Способ смешивания по меньшей мере двух различных видов сырой нефти, который включает в себя следующие операции:
(a) определение критической растворяющей способности для каждого вида сырой нефти при помощи: (i) перемешивания каждого вида сырой нефти с заданными количествами парафина; (ii) высокоскоростного центрифугирования каждой результирующей смеси; (iii) извлечения и взвешивания асфальтенов, выпавших в осадок при проведении операции (ii); и (iv) сопоставления веса асфальтенов, полученных в операции (iii), с растворяющей способностью, при которой асфальтены начинают выпадать в осадок из сырой нефти;
(b) определение растворяющей способности для каждого вида сырой нефти при помощи: (i) определения кривой перегонки и плотности каждого вида сырой нефти; (ii) цифрового интегрирования кривой перегонки каждого вида сырой нефти и получения средней объемной температуры кипения для каждого вида сырой нефти; (iii) вычисления характеристического фактора К для каждого вида сырой нефти, с использованием средней объемной температуры кипения, полученной в операции (ii), из соотношения
где VAPB - средняя объемная температура кипения, SG - удельная масса нефти;
и (iv) определения растворяющей способности каждого вида сырой нефти с использованием характеристического фактора К, полученного в операции (iii), из соотношения
(с) смешивание всех видов сырой нефти друг с другом, для получения смеси сырой нефти, причем растворяющая способность смеси сырой нефти будет больше, чем критическая растворяющая способность сырой нефти, имеющей самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
13. Способ по п.12, в котором по меньшей мере три различных вида сырой нефти смешивают вместе для получения смеси углеводородов.
14. Способ по п.12, в котором по меньшей мере четыре различных вида сырой нефти смешивают вместе для получения смеси углеводородов.
15. Способ по п.12, в котором различные виды сырой нефти смешивают таким образом, что растворяющая способность смеси сырой нефти будет по меньшей мере на 5 процентов больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
16. Способ по п.12, в котором различные виды сырой нефти смешивают таким образом, что растворяющая способность смеси сырой нефти будет по меньшей мере на 10 процентов больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
17. Способ по п.12, в котором различные виды сырой нефти смешивают таким образом, что растворяющая способность смеси сырой нефти будет по меньшей мере на 15 процентов больше, чем критическая растворяющая способность жидкого углеводорода, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси.
18. Смесь сырой нефти, которая содержит два или несколько различных видов сырой нефти, смешанных способом по п.12.
19. Смесь сырой нефти по п.18, в которой смесь сырой нефти содержит три или больше различных вида сырой нефти.
20. Смесь сырой нефти по п.18, в которой смесь сырой нефти содержит четыре или больше различных вида сырой нефти.
21. Смесь сырой нефти по п.18, в которой растворяющая способность смеси сырой нефти по меньшей мере на 5 процентов больше, чем критическая растворяющая способность вида сырой нефти, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси сырой нефти.
22. Смесь сырой нефти по п.18, в которой растворяющая способность смеси сырой нефти по меньшей мере на 10 процентов больше, чем критическая растворяющая способность вида сырой нефти, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси сырой нефти.
23. Смесь сырой нефти по п.18, в которой растворяющая способность смеси сырой нефти по меньшей мере на 15 процентов больше, чем критическая растворяющая способность вида сырой нефти, имеющего самую высокую критическую растворяющую способность в смеси сырой нефти.
