Прогнозирование высокотемпературного осаждения асфальтенов

Предложен способ определения зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов углеводородной текучей среды, причем вышеупомянутый способ предусматривает: разделение множества углеводородных текучих сред на подгруппы на основании отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при которой происходит осаждение асфальтенов; определение порогового содержания легких парафинов для каждой из подгрупп углеводородных текучих сред, причем вышеупомянутое пороговое содержание легких парафинов представляет собой содержание легких парафинов углеводородных текучих сред в точке, в которой тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред превышает порог загрязнения; и определение зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов. Кроме того, предложен способ определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения, где используется зависимость, которая описана выше, а также предложен способ уменьшения осаждения асфальтена из углеводородной текучей среды на нефтеперерабатывающем заводе, в котором используют способ, описанный выше. Технический результат - разработка улучшенного способа прогнозирования отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором происходит осаждение асфальтенов, таким образом, чтобы избегать неожиданного загрязнения на нефтеперерабатывающем заводе. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 5 ил.

 

Область техники настоящего изобретения

Настоящее изобретение относится к способам прогнозирования осаждения асфальтенов из углеводородной текучей среды при высоких температурах. В частности, настоящее изобретение относится к способам прогнозирования осаждения асфальтенов из текучей среды, используемой в качестве потока исходного материала для нефтеперерабатывающего завода.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

Тяжелые сырые нефти, как правило, содержат асфальтены. Асфальтены представляют собой органические гетероциклические макромолекулы, которые обычно являются наиболее тяжелыми соединениями в сырой нефти. Асфальтены определены как класс растворимости, причем они обычно растворяются в ароматических растворителях, таких как толуол, и не растворяются в парафиновых растворителях, таких как н-гептан.

В нормальных условиях (т.е. при атмосферной температуре и давлении) асфальтены в сырой нефти обычно являются устойчивыми и остаются в растворе. Однако в ходе нефтепереработки сырую нефть обычно пропускают через ряд теплообменников, прежде чем она поступает в главную установку дистилляции сырой нефти (CDU). Как правило, сырую нефть подвергают «низкотемпературному предварительному нагреванию», которое включает в себя пропускание сырой нефти через ряд теплообменников для доведения ее до начальной температуры от 90° до 140°С с последующей стадией деминерализации. Нефть затем дополнительно нагревают в блоке теплообменников до температуры от 230 до 270°С. Эта стадия известна как «высокотемпературное предварительное нагревание». Сырую нефть затем направляют в печь для дополнительного нагревания, прежде чем она поступает в CDU.

В течение всех стадий низкотемпературного и высокотемпературного предварительного нагревания сырая нефть претерпевает тепловое расширение. Растворяющая способность сырой нефти связана обратной зависимостью с молярным объемом сырой нефти. Таким образом, когда сырая нефть претерпевает тепловое расширение, молярный объем увеличивается, и растворяющая способность уменьшается. Если растворяющая способность уменьшается ниже критической растворяющей способности сырой нефти, асфальтены в сырой нефти становятся неустойчивыми, и может наблюдаться осаждение. Когда осадок начинает прикрепляться к металлическим поверхностям на нефтеперерабатывающем заводе, возникает загрязнение.

Кроме того, в течение стадий предварительного нагревания происходит постепенное падение давления, и сырая нефть, исходное давление которой составляет от 30 до 60 бар, после окончания стадий предварительного нагревания обычно имеет давление, составляющее лишь от 15 до 30 бар. Падение давления снижает эффективную температуру кипения сырой нефти, усиливая эффекты теплового расширения.

Как правило, сырая нефть максимально приближается к своей температуре кипения в теплообменниках, расположенных непосредственно выше по потоку относительно печи, и, таким образом, растворяющая способность сырой нефти находится на своем минимальном уровне на данной стадии процесса предварительного нагревания. Следовательно, в указанных теплообменниках степени загрязнения стремятся к наиболее высокому уровню.

В печи также наблюдается значительное загрязнение. Однако когда сырая нефть поступает в печь, компоненты сырой нефти начинают испаряться. Когда компоненты выходят из нефти, растворяющая способность остальной жидкой фазы увеличивается, и риски осаждения асфальтенов обычно снижаются.

Одна из наиболее трудных проблем, которые возникают на нефтеперерабатывающих заводах, перерабатывающих сырые нефти, представляет собой способность обеспечения того, чтобы асфальтены в сырой нефти сохраняли устойчивость и оставались в растворе в течение всей нефтепереработки.

Типичные способы оценки риска загрязнения от сырых нефтей или их смесей предусматривают осуществление лабораторных исследований при атмосферном давлении и при температурах вплоть до 60°С. Указанные лабораторные измерения в условиях окружающей среды использованы для создания параметров совместимости (т.е. растворяющей способности и критической растворяющей способности), на основании которых может быть спрогнозирован риск осаждения асфальтенов в течение переработки сырой нефти.

Один способ уменьшения риска осаждения асфальтенов представляет собой обеспечение того, чтобы растворяющая способность сырой нефти или смеси сырых нефтей составляла на 5-15% выше, чем критическая растворяющая способность (см. документ US 2004/0121472).

Однако высокие уровни загрязнения проявляли смеси сырой нефти, которые считались имеющими достаточную разность между растворяющей способностью и критической растворяющей способностью, в том числе смеси сырой нефти с отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности, составляющим более чем 1,30. Соответственно, фиксированная разность между растворяющей способностью и критической растворяющей способностью в некоторых случаях не является достаточной, чтобы предотвращать нежелательное осаждение асфальтенов. Кроме того, разность между растворяющей способностью и критической растворяющей способностью сырой нефти смесь может иметь экономические последствия для нефтеперерабатывающего завода, поскольку чрезмерно большая разность может ограничивать исходные материалы, которые могут быть использованы на нефтеперерабатывающем заводе. При этом подходящая разность между растворяющей способностью и критической растворяющей способностью может быть определена методом проб и ошибок, что может вызывать затраты времени и средств на оборудование.

Соответственно, существует потребность в улучшенном способе прогнозирования отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором происходит осаждение асфальтенов, таким образом, чтобы избегать неожиданного загрязнения на нефтеперерабатывающем заводе.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

Настоящее изобретение предлагает способ определения зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов углеводородной текучей среды, причем вышеупомянутый способ предусматривает:

разделение множества углеводородных текучих сред на подгруппы на основании отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности;

определение порогового содержания легких парафинов для каждой из подгрупп, причем вышеупомянутое пороговое содержание легких парафинов представляет собой содержание легких парафинов углеводородных текучих сред в точке, в которой тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред превышает порог загрязнения; и

определение зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов.

Кроме того, настоящее изобретение предлагает способ определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения, причем вышеупомянутый способ предусматривает:

(a) определение отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности и содержания легких парафинов углеводородной текучей среды;

(b) на основании содержания легких парафинов углеводородной текучей среды прогнозирование отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором углеводородная текучая среда будет находиться ниже порога загрязнения, с использованием зависимости, определяемой с применением способа, описанного в настоящем документе; и

(c) сравнение отношения, определяемого на стадии (а), с отношением, прогнозируемым на стадии (b), для определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения.

Кроме того, предложен способ уменьшения осаждения асфальтена из углеводородной текучей среды на нефтеперерабатывающем заводе, причем вышеупомянутый способ предусматривает:

определение того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения, с применением способа, описанного в настоящем документе; и

если да, направление углеводородной текучей среды на нефтеперерабатывающий завод, а если нет, дополнительное смешивание углеводородной текучей среды для увеличения отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности.

Настоящее изобретение основано отчасти на обнаружении того, что наиболее высокие уровни загрязнения наблюдаются в течение переработки сбалансированных смесей сырой нефти, т.е. смесей тяжелых и легких сырых нефтей, которые смешаны друг с другом в правильных пропорциях для получения оптимальной исходной смеси для нефтепереработки. Однако такие смеси, как правило, имеют высокое содержание парафинов. Было обнаружено, что смеси, обогащенные легкими парафинами на высоких уровнях, обычно представляют собой смеси, которые проявляют наиболее высокие уровни загрязнения. При рассмотрении содержания легких парафинов углеводородных текучих сред более точная зависимость между загрязнением и отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности может быть определена и использована для прогнозирования тенденции к загрязнению других углеводородных текучих сред.

Краткое описание фигур

На фиг. 1 представлена диаграмма имитатора процессов в горячих жидкостях (HLPS), который может быть использован в исследовании тенденции к загрязнению углеводородной текучей среды;

на фиг. 2 представляет график зависимости прироста массы от отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности для 137 сбалансированных смесей сырой нефти;

на фиг. 3а и 3b представлены графики зависимости прироста массы от содержания легких парафинов для подгрупп сбалансированных смесей сырой нефти, имеющих отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, составляющие приблизительно 1,15 и 1,20, соответственно; и

на фиг. 4 представлен график зависимости отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности от порогового содержания парафинов C_1-8 для смесей сырой нефти.

Подробное раскрытие настоящего изобретения

Разделение на подгруппы углеводородных текучих сред

Множество углеводородных текучих сред разделяют на подгруппы на основании отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности.

Множество углеводородных текучих сред можно разделить по меньшей мере на 3 подгруппы, предпочтительно по меньшей мере на 4 подгруппы и предпочтительнее по меньшей мере на 5 подгрупп. Чем больше число подгрупп, тем более точной будет получаемая зависимость между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и содержанием легких парафинов. Однако необходимо учитывать преимущества наличия большего числа углеводородных текучих сред в каждой подгруппе.

Каждая подгруппа может содержать по меньшей мере 2 углеводородные текучие среды, предпочтительно по меньшей мере 4 углеводородные текучие среды и предпочтительнее по меньшей мере 8 углеводородных текучих сред.

Каждая из подгрупп может иметь диапазон вплоть до 0,1 единицы отношения, предпочтительно вплоть до 0,08 единицы отношения и предпочтительнее вплоть до 0,05 единицы отношения. Например, если каждая подгруппа имеет диапазон 0,05 единицы отношения, первая подгруппа может включать в себя отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, превышающие 1,075 и составляющие вплоть до 1,125 (т.е. подгруппа 1,10), вторая подгруппа может включать в себя отношения, превышающие 1,125 и составляющие вплоть до 1,175 (т.е. подгруппа 1,15), третья подгруппа может включать в себя отношения, превышающие 1,175 и составляющие вплоть до 1,225 (т.е. подгруппа 1,20), и четвертая подгруппа может включать в себя отношения, превышающие 1,225 и составляющие вплоть до 1,275 (т.е. подгруппа 1,25).

Каждая подгруппа может иметь одинаковый диапазон, но это не является обязательным. Например, одна подгруппа может покрывать 0,03 единицы отношения (например, включая в себя углеводородные текучие среды, имеющие отношение в пределах диапазона от 1,10 до 1,13), в то время как другая подгруппа может покрывать 0,5 единицы отношения (например, включать в себя углеводородные текучие среды, имеющие отношение в пределах диапазона от 1,13 до 1,18).

Растворяющая способность

Растворяющая способность углеводородной текучей среды может быть определена с использованием любого известного способа. Например, может быть использован способ, раскрытый в документе US 2004/0121472 (Nemana, S. et al.; Predictive Crude Oil Compatibility Model), включенном в настоящий документ посредством ссылки. Согласно указанному способу, растворяющая способность оценивают, используя характеристический фактор K. Характеристический фактор K (K_HF) вычисляют согласно следующей формуле:

K_HF=VABP_HF^1/3/SG_HF,

где VABP_HF представляет собой среднеобъемную температуру кипения углеводородной текучей среды в градусах Ранкина, и

SG_HF представляет собой стандартную относительную плотность углеводородной текучей среды. Среднеобъемная температура кипения углеводородной текучей среды VABP_HF может быть определена с использованием известных способов. В некоторых случаях VABP_HF может быть определена по профилю выходов углеводородной текучей среды.

Профиль выходов углеводородной текучей среды может быть определен посредством физической дистилляции, например, согласно стандарту ASTM D 2892 или ASTM D 5236. В качестве альтернативы, профиль выходов углеводородной текучей среды может быть определенен с использованием газовой хроматографии (GC) и высокотемпературной имитированной дистилляции (HT-SIMDIS). Использование анализа GC позволяет определять углеводородный состав нефти для компонентов, кипящих в диапазоне углеводородов С_1-9. Анализ GC может быть осуществлен согласно стандартному методу исследования IP 601. Анализ HT-SIMDIS может быть осуществлен согласно стандартному методу исследования IP 545.

Стандартная относительная плотность углеводородной текучей среды (SG_HF) представляет собой отношение плотности углеводородной текучей среды к плотности воды при 60°F (т.е. 15,6°С). SG_HF может быть определена с использованием известных способов. Например, как упомянуто выше, плотность углеводородной текучей среды может быть измерена экспериментально согласно стандарту ASTM D 4052 или D 5002.

Растворяющая способность углеводородной текучей среды (SP_HF) может быть определена по характеристическому фактору K с использованием линейной интерполяции. Например, SP_HF может быть определена по K_HF на основании зависимости между характеристическим фактором K и параметром растворимости гептана и толуола. Характеристический фактор K и параметр растворимости гептана и толуола известны из уровня техники.

Критическая растворяющая способность

Критическая растворяющая способность углеводородной текучей среды (CSP_HF) может быть определена посредством титрования углеводородной текучей среды осадителем. В некоторых случаях CSP_HF может быть определена согласно следующей формуле:

CSP_HF=V_{(onset fraction HF)} × SP_HF/100,

где V_{(onset fraction HF)} представляет собой объемную долю углеводородной текучей среды в начале осаждения асфальтенов; и

SP_HF представляет собой растворяющую способность углеводородной текучей среды, которая может быть определена, как описано выше, например, на основании характеристического фактора K.

Осадитель, используемый для определения CSP_HF, предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5 и предпочтительно менее чем 2. В некоторых случаях осадитель может иметь растворяющую способность, составляющую приблизительно 0. Подходящие осадители включают в себя алканы, такие как С_4-20-алканы и предпочтительно С_4-20-н-алканы или С_4-20-изоалканы. В некоторых случаях осадитель выбран из гептана, ундекана и пентадекана.

Углеводородная текучая среда и осадитель могут быть выдержаны до достижения равновесия в течение от 20 минут до 40 минут, например, 30 минут. В некоторых случаях углеводородная текучая среда и осадитель остаются невозмущенными в течение этого времени, т.е. их не подвергают какому-либо перемешиванию или встряхиванию. Могут быть использованы интервалы титрования, составляющие менее чем 15% по объему, например, менее чем 10% по объему и предпочтительно менее чем 5% по объему.

Смеси углеводородной текучей среды и осадителя, которые могут быть получены для определения CSP_HF, можно наблюдать в оптический микроскоп, чтобы определять, когда происходит осаждение асфальтенов. В качестве альтернативы, смеси могут быть подвергнуты центрифугированию с промыванием любых твердых веществ (например, с использованием осадителя) и взвешиванию для определения количества осажденных асфальтенов.

Пороговое содержание легких парафинов

Как правило, чем выше содержание легких парафинов в углеводородной текучей среде, тем больше тенденция к загрязнению углеводородной текучей среды. Пороговое содержание легких парафинов представляет собой содержание легких парафинов углеводородных текучих сред в подгруппе в точке, в которой тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред превышает порог загрязнения.

Пороговое содержание легких парафинов может быть определено посредством нахождения наиболее высокого содержания легких парафинов тех углеводородных текучих сред в подгруппе, имеющей тенденцию к загрязнению, находящуюся ниже порога загрязнения.

В качестве альтернативы, линейная зависимость между тенденцией к загрязнению и содержанием легких парафинов может быть смоделирована, например, с использованием методов простой линейной регрессии. Затем может быть легко определено содержание легких парафинов углеводородной текучей среды в точке, в которой тенденция к загрязнению равна порогу загрязнения. Указанный способ является особенно подходящим для использования, если ни одна из 10 углеводородных текучих сред в подгруппе не проявляет тенденции к загрязнению в превышение порога загрязнения.

Тенденция к загрязнению

В некоторых случаях информация о тенденции к загрязнению углеводородной текучей среды может быть легко доступной. В других случаях способ, определяемый в настоящем документе, предусматривает измерение тенденции к загрязнению множества углеводородных текучих сред, например, с использованием известных методов.

Тенденцию к загрязнению углеводородных текучих сред можно определять, подвергая углеводородную текучую среду условиям, которые имитируют воздействие нефтепереработки на углеводородные текучие среды.

Как правило, эксперименты проводят в уменьшенном масштабе таким образом, что не требуются полномасштабные исследования на нефтеперерабатывающем заводе. Полномасштабная работа нефтеперерабатывающего завода может быть имитирована экспериментами в уменьшенном масштабе. Соответственно, для осуществления моделирования требуется лишь небольшое количество углеводородной текучей среды. В некоторых случаях для исследования требуется менее чем 10 л и предпочтительно менее чем 5 л каждой углеводородной текучей среды.

Эксперименты могут включать в себя нагревание углеводородной текучей среды и введение углеводородной текучей среды в контакт с поверхностью, такой как металлическая поверхность. Углеводородную текучую среду можно нагревать посредством поверхности. Это имитирует воздействие теплообменника на углеводородную текучую среду на полномасштабном нефтеперерабатывающем заводе.

Условия осуществления исследований загрязнения можно варьировать, чтобы отражать условия на различных нефтеперерабатывающих заводах.

Например, углеводородная текучая среда может быть введена в контакт с поверхностью, которая нагревается до температуры, составляющей от 200 до 800°С, например, от 250 до 600°С.

Углеводородная текучая среда может находиться в контакте с поверхностью в течение периода времени, составляющего от 15 минут до 24 часов, в том числе от 30 минут до 15 часов и предпочтительно от 2 до 10 часов,

Углеводородная текучая среда может проходить над поверхностью со скоростью, составляющей от 0,1 до 20 см³/мин, в том числе от 0,5 до 10 см³/мин.

Поверхность, с который вступает в контакт углеводородная текучая среда, может представлять собой, например, металлическую трубу, которую окружает поток углеводородной текучей среды, или плоскую поверхность.

Тенденция к загрязнению текучей среды может быть определена посредством измерения массы отложений, образованных углеводородной текучей средой, или посредством наблюдения изменения теплообмена с углеводородной текучей средой в результате отложений из текучей среды.

Если углеводородная текучая среда вступает в контакт с поверхностью, поверхность может быть взвешена после завершения исследования для определения прироста массы. Если поверхность использована для нагревания углеводородной текучей среды, температура углеводородной текучей среды вдоль поверхности может быть измерена в течение исследования для определения изменений температуры, которые наблюдаются в результате накопления отложений. Например, температура углеводородной текучей среды может быть измерена до и после контакта с поверхностью. Когда увеличиваются отложения, накопленные на поверхности, ухудшается передача тепла углеводородной текучей среде, и будет наблюдаться уменьшение разности между температурой углеводородной текучей среды до и после контакта с поверхностью.

В некоторых случаях тенденция к загрязнению углеводородной текучей среды может быть определена посредством осуществления исследований с имитатором процессов в горячих жидкостях (HLPS), например, с имитирующей загрязнения установкой Alcor. HLPS представляет собой упрощенный теплообменник, который может состоять из электрически нагреваемой металлической трубы (обычно из углеродистой стали), помещенной внутри цилиндрического корпуса. Трубы могут быть одноразовыми, таким образом, что для каждого эксперимента может быть использована свежая труба. Трубы можно взвешивать в начале каждого эксперимента. Углеводородная текучая среда протекает через кольцевое пространство, которое присутствует между нагреваемой трубой и цилиндрическим корпусом. Можно поддерживать постоянную температуру стенок трубы.

В исследовании HLPS поверхность трубы первоначально является чистой, и эффективность теплопередачи является высокой. Это приводит к быстрому увеличению температуры углеводородной текучей среды по длине нагреваемой секции и в результате этого к стабилизированной (и высокой) температуре на выпуске. Максимум может быть достигнут за 10-15 минут в течение эксперимента. Если асфальтены осаждаются из углеводородной текучей среды и образуют отложения на поверхности электрически нагреваемой трубы, наблюдается уменьшение эффективности теплопередачи. Это приводит к снижению температуры текучей среды на выпуске с течением времени. Полное уменьшение температуры на выпуске в течение типичного эксперимента может быть использовано в качестве средства оценки тенденции к загрязнению для различных исходных материалов.

В конце эксперимента нагревательная труба может быть извлечена из корпуса, промыта растворителем (например, петролейным эфиром), высушена и взвешена. Можно регистрировать изменение массы трубы в течение эксперимента и использовать прирост массы в качестве показателя тенденции к загрязнению.

Регулируя условия исследования HLPS (например, изменяя скорость потока исходных материалов, давление в системе, температуру стенки, температуру на впуске и т.д.), можно определять зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов углеводородных текучих сред в многочисленных разнообразных условиях которые, например, отражают условия, существующие на различных нефтеперерабатывающих заводах.

Порог загрязнения

Нефти, имеющие тенденцию к загрязнению, которое находится на уровне или ниже порога загрязнения, считают подходящими для использования на нефтеперерабатывающем заводе. Соответственно, следует выбирать порог загрязнения, соответствующий требованиям полномасштабного нефтеперерабатывающего завода, на котором может быть использована углеводородная текучая среда. Порог загрязнения может изменяться в зависимости от ряда различных факторов. Например, некоторые нефтеперерабатывающие заводы могут быть способными выдерживать более высокие степени загрязнения, чем другие нефтеперерабатывающие заводы.

Порог загрязнения будет предварительно определенным, а не зависимым от результатов исследований загрязнения для углеводородной текучей среды. Порог загрязнения обычно определяют, используя опыт работы на конкретном нефтеперерабатывающем заводе или нефтеперерабатывающих заводах. Например, один или несколько известных исходных материалов, которые производят низкие, приемлемые или высокие степени загрязнения на нефтеперерабатывающем заводе, могут быть исследованы, например, на установке HLPS для определения тенденций к загрязнению, например, прироста массы или изменения температуры, для каждого исходного материала. Затем тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред может быть измерена и классифицирована по отношению к одному или нескольким известным исходным материалам, которые производят низкие, приемлемые или высокие степени загрязнения.

В тех случаях, где тенденция к загрязнению определена с использованием методов HLPS, соответствующий порог загрязнения для стандартного нефтеперерабатывающего завода могут представлять собой те углеводородные текучие среды, которые проявляют низкую тенденцию к загрязнению (т.е. углеводородные текучие среды, которые имеют ΔT более 25°С или прирост массы более 30 мг, находятся выше порога загрязнения, поскольку их тенденция к загрязнению является чрезмерно высокой для использования на нефтеперерабатывающем заводе):

В других случаях, где тенденция к загрязнению определена с использованием методов HLPS, соответствующий порог для тенденции к загрязнению может представлять собой умеренный порог загрязнения.

Содержание легких парафинов

Содержание легких парафинов углеводородной текучей среды может быть измерено с использованием анализа GC, например, согласно способу, определенному в IP 601, или эквивалентным способом. В качестве альтернативы, содержание различных парафинов в углеводородной текучей среде может быть легко получено из аналитических данных для углеводородной текучей среды.

Точка отсечения, позволяющая рассматривать парафин как «легкий парафин», не имеет решающего значения. Предпочтительно любое измерение содержания легких парафинов обычно включает в себя по меньшей мере парафины С_1-4 и обычно исключает любые парафины С₁₃₊ (т.е. С₁₃ и выше).

Авторы считают, что точные результаты могут быть получены посредством наблюдения полного содержания легких дистиллятов в углеводородной текучей среде. Легкие дистилляты обычно включают в себя сжиженный нефтяной газ (LPG), бензин, тяжелый лигроин и легкий лигроин. Легкие дистилляты могут быть отнесены к категории компонентов с температурой кипения ниже 150°С, например, при измерении согласно стандарту ASTM D 2892 или IP 545, предпочтительно ASTM D 2892.

Точные результаты могут быть также получены посредством определения содержания легких парафинов путем измерения содержания парафинов С_1-4, С_1-5, C-_1-6, C_1-7, С_1-8, С_1-9 или С_1-10 углеводородной текучей среды. Предпочтительно содержание легких парафинов определяют путем измерения содержания парафинов С_1-5 или C_1-8, в частности, содержания парафинов С_1-8 углеводородной текучей среды. Содержание парафинов С_1-4, С_1-5, С_1-6, С_1-7, С_1-8, С_1-9 или С_1-10 может быть определено согласно методу IP 601.

Определение зависимости

Когда определено пороговое содержание легких парафинов для каждой из подгрупп углеводородных текучих сред, затем может быть определена зависимость между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов.

Каждая из подгрупп углеводородных текучих сред имеет пороговое содержание легких парафинов. Пороговое содержание легких парафинов обычно ассоциировано со значением, которое представляет собой отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности для подгруппы. Указанное значение обычно находится в центре подгруппы. Например, если подгруппа включает отношения, превышающие 1,075 и составляющие вплоть до 1,125, отношение, которое ассоциировано с пороговым содержанием легких парафинов, представляет собой подгруппу 1,10. Однако в некоторых случаях, например, где данные распределены неравномерно, это значение может представлять собой среднее (например, среднеквадратическое или медианное) отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности всех углеводородных текучих сред, находящихся в подгруппе. В других случаях, например, где является желательной консервативная зависимость, данное значение может представлять собой наиболее высокое отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором углеводородная текучая среда может быть принята как находящаяся в подгруппе.

Авторы считают, что зависимость между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов является в основном линейной по своей природе. Соответственно, зависимость можно моделировать, например, используя методы простой линейной регрессии.

Другие аспекты

После определения зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов она может быть использована в способе прогнозирования отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором углеводородная текучая среда будет находиться ниже порога загрязнения для конкретного содержания легких парафинов.

Эта зависимость может быть также использована в способе определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения. Такой способ предусматривает (а) определение отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности и содержания легких парафинов углеводородной текучей среды; (b) на основании содержания легких парафинов углеводородной текучей среды, прогнозирование отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором углеводородная текучая среда будет находиться ниже порога загрязнения, с использованием зависимости, определяемой посредством способа, описанного в настоящем документе; и (с) сравнение отношения, определяемого на стадии (а), с отношением, прогнозируемым на стадии (b), в целях определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения.

Эта информация может быть использована в способах уменьшения осаждения асфальтенов на нефтеперерабатывающем заводе. Если отношение, определяемое на стадии (а), составляет более чем отношение, прогнозируемое на стадии (b), или равняется ему, то риск загрязнения асфальтенами является низким, и углеводородная текучая среда может быть направлена на нефтеперерабатывающий завод. Если отношение, определяемое на стадии (а), составляет менее чем отношение, прогнозируемое на стадии (b), то риск загрязнения асфальтенами повышается. Таким образом, если отношение, определяемое на стадии (а), составляет менее чем отношение, прогнозируемое на стадии (b), способ может предусматривать дополнительное смешивание сырой нефти для увеличения отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности.

Осаждение асфальтенов может быть уменьшено по меньшей мере в одном из теплообменников и печи. Предпочтительно, осаждение асфальтенов уменьшено на поверхности теплообменников на нефтеперерабатывающем заводе.

Углеводородная текучая среда

Углеводородные текучие среды могут быть получены из подземного пласта и подвергнуты последующей обработке для удаления любого избыточного содержания газа е и других загрязняющих веществ. Предпочтительно каждая из углеводородных текучих сред представляет собой сырую нефть или смесь сырых нефтей.

Углеводородные текучие среды, которые представляют собой смесь сырых нефтей, как правило, присутствуют на нефтеперерабатывающих заводах, которые перерабатывают разнообразные сырые нефти, например, происходящие из различных регионов мира и имеющие различные физические свойства, например, плотность, содержание серы, тип и количество легких парафинов, растворяющую способность и т.д. Некоторые нефтеперерабатывающие заводы перерабатывают от 2 до 20 различных сырых нефтей в любое время. Указанные сырые нефти обычно смешивают друг с другом перед переработкой. В некоторых случаях сырые нефти могут быть смешаны друг с другом на нефтеперерабатывающем заводе для получения сбалансированных смесей сырых нефтей, т.е. смесей сырых нефтей, содержащих относительно тяжелую сырую нефть и относительно легкую сырую нефть, таких как смеси сырой нефти, имеющей плотность, составляющую более чем 35 градусов Американского института нефти (°API), и сырой нефти, имеющей плотность, составляющую менее чем 25°API, например, при измерении согласно стандарту ASTM D 4025. Как обсуждается в настоящем документе, было обнаружено, что сбалансированные сырые нефти проявляют особую склонность к загрязнению. Соответственно, в некоторых примерах настоящего изобретения углеводородная текучая среда, используемая согласно настоящему изобретению, представляет собой сбалансированную смесь сырой нефти.

Согласно некоторым вариантам осуществления углеводородная текучая среда представляет собой сырую нефть, которая проявляет тенденцию к загрязнению, которое находится приблизительно на уровне порога загрязнения. В некоторых случаях углеводородная текучая среда проявляет тенденцию к загрязнению, которое находится в диапазоне ±30% от порога загрязнения, в том числе ±20% от порога загрязнения и предпочтительно ±10% от порога загрязнения. Согласно указанным вариантам осуществления углеводородные текучие среды, имеющие высокую тенденцию к загрязнению, не принимают для использования на нефтеперерабатывающем заводе до тех пор, пока они не будут дополнительно смешаны с углеводородной текучей средой для уменьшения тенденции к загрязнению. Аналогичным образом, углеводородные текучие среды, который проявляют низкую тенденцию к загрязнению, считают подходящими для использования на нефтеперерабатывающем заводе без какого-либо дополнительного экспериментирования.

Соответственно, согласно некоторым вариантам осуществления способ определения зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов предусматривает стадию ограничения множества углеводородных текучих сред теми, которые проявляют тенденцию к загрязнению, находящемуся около порога загрязнения.

Далее настоящее изобретение будет описано со ссылками на следующие сопровождающие фигуры и примеры:

На фиг. 1 представлена диаграмма HLPS (10), которая может быть использована для исследования тенденции к загрязнению углеводородной текучей среды. Исследуемая углеводородная текучая среда (А) содержится в нагреваемом резервуаре (12), закрытом самоустанавливающимся уплотнением (14). Текучая среда проходит в упрощенный теплообменник, содержащий нагреваемую трубу (24) и металлический корпус (22), которые ограничивают кольцевое пространство. Металлический корпус (22) окружен изоляцией (20). Электроэнергия (26) обеспечивает тепло для нагреваемой трубы (24). Когда текучая среда проходит через кольцевое пространство, она нагревается. Термопары (16, 18, 28, 38) измеряют тепло в различных точках системы. На выходе из кольцевого пространства углеводородная текучая среда проходит через регулирующий скорость насос (30). Отработанная текучая среда (В) может проходить в резервуар-накопитель с клапанами (например, 36), регулирующими движение текучей среды. Манометр (32) и впуск (34) азота регулируют давление в системе.

Примеры

Пример 1: исследование порога загрязнения сырых нефтей

Получали 137 типичных сбалансированных смесей сырой нефти, которые подвергали исследованиям с использованием установки HLPS Alcor, как представлено на фиг. 1. Для каждого эксперимента использовали свежую нагреваемую трубу. Трубы взвешивали в начале каждого эксперимента. Вдоль стенки трубы поддерживали постоянную температуру.

Условия, используемые на установке Alcor, соответствовали типичным условиям исследования:

Температура исходного материала на впуске: 20-100°С

Температура стенки: 350-500°С

Скорость потока нефти: 1-5 см³/мин

Продолжительность исследования: 3-8 часов

Манометрическое давление: 300-820 фунтов на квадратный дюйм

Углеводородные текучие среды выходили из кольцевого пространства, окружающего нагреваемую трубу, при температурах, находящихся в диапазоне от 250 до 400°С.

Первоначально в течение каждого эксперимента поверхность трубы была чистой, и эффективность теплопередачи была высокой. Это приводило к быстрому увеличению температуры углеводородной текучей среды по длине нагреваемой секции и в результате этого к стабилизированной и относительно высокой температуре на выпуске. Достижение максимальной температуры на выпуске обычно занимало от 10 до 15 минут в течение эксперимента. Асфальтен осаждался из углеводородной текучей среды и образовывал отложения на поверхности нагреваемой трубы, вызывая уменьшение эффективности теплопередачи. Это приводило к снижению температуры текучей среды на выпуске с течением времени. Полное уменьшение температуры на выпуске в течение типичного эксперимента использовали в качестве средства оценки тенденции к загрязнению для различных исходных материалов.

В конце эксперимента нагреваемую трубу извлекали из установки, промывали, высушивали и взвешивали. Регистрировали изменение массы трубы, которое также использовали в качестве показателя степени загрязнения.

Исходным материалам классифицировали по тенденцию к загрязнению высокого, умеренного, от умеренного до низкого, низкого, от низкого до нулевого и нулевого уровня на основании изменения температуры в течение экспериментов. На фиг. 2 представлен график прироста массы в зависимости от отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности. Данные на графике имеют оттенки, представляющие тенденцию к загрязнению, измеренную с использованием изменения температуры.

На графике можно видеть, что тенденция к загрязнению углеводородного исходного материала, как правило, уменьшается при увеличении отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности. Однако некоторые исходные материалы проявляют высокую тенденцию к загрязнению, несмотря на относительно высокое отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности, и некоторые исходные материалы проявляют низкую тенденцию к загрязнению, несмотря на относительно низкое отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности.

Пример 2: определение зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов

Дополнительное исследование свойства смеси исходных материалов привело к обнаружению того, что смеси с неожиданно высокой тенденцией к загрязнению, как правило, были обогащены легкими компонентами, т.е. материалами, кипящими ниже 150°С.

Исходные материалы разделяли на 4 подгруппы на основании отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности:

Порог загрязнения устанавливали при приросте массы, составляющем 30 мг.

Строили графики зависимости прироста массы от содержания легких парафинов (% по объему) и определяли линейную зависимость. Графики для подгруппы с отношением 1,15 и подгруппы с отношением 1,20 представлены на фиг. 3а и 3b. Пороговое содержание парафинов может быть вычислено из графиков в точке, в которой линия, представляющая порог загрязнения, пересекает линию графика зависимости между приростом массы и содержанием легких парафинов. На фиг. 3а и 3b можно видеть, что пороговое содержание парафинов для подгруппы с отношением 1,15 составляет приблизительно 15% по объему, в то время как пороговое содержание парафинов для подгруппы с отношением 1,20 составляет приблизительно 20% по объему.

Было определено минимальное отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности, требуемое для достаточных уровней загрязнения, для смесей с переменным содержанием парафинов (по объему). Были установлены следующие рекомендации:

содержание C_1-8 ≤ 10%: может быть приемлемым низкое отношение от 1,05 до 1,1;

10% < содержание C_1-8 ≤ 15%: является предпочтительным отношение 1,15 или выше;

15% < содержание C_1-8 ≤ 20%: является предпочтительным отношение от 1,15 до 1,20 или выше; и

25% < содержание C_1-8: могут потребоваться очень высокие отношения (>1,25).

Была определена линейная зависимость между пороговым содержанием парафинов С_1-8 и отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности, как представлено в графической форме на фиг. 4. Была выведена следующая зависимость: Минимальное требуемое отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности для приемлемых уровней загрязнения = 1+0,01 × (содержание парафинов C_1-8, об. %).

Отношение растворяющей способности к критической растворяющей способности сырой нефти или смеси сырой нефти можно сравнивать с минимальным отношением, которое определено приведенным выше уравнением, чтобы определять, будет ли она проявлять приемлемые степени загрязнения.

1. Способ определения зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов углеводородной текучей среды, причем вышеупомянутый способ предусматривает:

разделение множества углеводородных текучих сред на подгруппы на основании отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при которой происходит осаждение асфальтенов;

определение порогового содержания легких парафинов для каждой из подгрупп углеводородных текучих сред, причем вышеупомянутое пороговое содержание легких парафинов представляет собой содержание легких парафинов углеводородных текучих сред в точке, в которой тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред превышает порог загрязнения; и

определение зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов.

2. Способ по п. 1, в котором текучая среда разделена по меньшей мере на 3 подгруппы, предпочтительно по меньшей мере на 4 подгруппы и предпочтительнее по меньшей мере на 5 подгрупп.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором каждая подгруппа содержит по меньшей мере 2 углеводородные текучие среды, предпочтительно по меньшей мере 4 углеводородные текучие среды, и предпочтительнее по меньшей мере 8 углеводородных текучих сред.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором каждая из подгрупп имеет диапазон вплоть до 0,1 единицы отношения, предпочтительно вплоть до 0,08 единицы отношения, и предпочтительнее вплоть до 0,05 единицы отношения.

5. Способ по любому из пп. 1-4, причем способ предусматривает измерение тенденции к загрязнению углеводородных текучих сред.

6. Способ по п. 5, в котором тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред определена посредством измерения массы отложений, производимых углеводородными текучими средами, или посредством наблюдения изменения теплообмена с углеводородными текучими средами в результате отложений.

7. Способ по п. 5 или 6, в котором тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред определена посредством помещения углеводородных текучих сред в условия, которые имитируют воздействие нефтепереработки на углеводородные текучие среды.

8. Способ по любому из пп. 5-7, в котором тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред определена посредством осуществления исследований в имитаторе процессов в горячих жидкостях.

9. Способ по любому из пп. 1-8, в котором содержание легких парафинов углеводородных текучих сред принято равным содержанию легких дистиллятов углеводородной текучей среды.

10. Способ по любому из пп. 1-9, в котором содержание легких парафинов углеводородной текучей среды принято равным содержанию парафинов С_1-4, С_1-5, C_1-6, C_1-7, С_1-8, С_1-9 или С_1-9 углеводородной текучей среды.

11. Способ по любому из пп. 1-10, причем способ предусматривает измерение растворяющей способности углеводородных текучих сред.

12. Способ по п. 11, в котором растворяющая способность углеводородных текучих сред оценена с использованием характеристического фактора K.

13. Способ по любому из пп. 1-12, причем способ предусматривает измерение критической растворяющей способности множества углеводородных текучих сред.

14. Способ по п. 13, в котором критическая растворяющая способность углеводородных текучих сред измерена посредством титрования углеводородных текучих сред осадителем.

15. Способ по любому из пп. 1-14, в котором углеводородные текучие среды представляют собой сырые нефти или смеси сырых нефтей.

16. Способ по п. 15, в котором смеси сырых нефтей представляют собой смеси относительно тяжелой сырой нефти и относительно легкой сырой нефти.

17. Способ определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения, причем вышеупомянутый способ предусматривает:

(a) измерение отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности и содержания легких парафинов углеводородной текучей среды;

(b) на основании содержания легких парафинов углеводородной текучей среды прогнозирование отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором углеводородная текучая среда будет находиться ниже порога загрязнения, с использованием зависимости, определяемой по любому из пп. 1-16; и

(c) сравнение отношения, измеряемого на стадии (а), с отношением, прогнозируемым на стадии (b), для определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения.

18. Способ уменьшения осаждения асфальтена из углеводородной текучей среды на нефтеперерабатывающем заводе, причем вышеупомянутый способ предусматривает:

определение того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения, с применением способа по п. 17; и

если углеводородная текучая среда проявляет приемлемый уровень загрязнения, направление углеводородной текучей среды на нефтеперерабатывающий завод, а если углеводородная текучая среда проявляет уровень загрязнения выше приемлемого уровня загрязнения, дополнительное смешивание углеводородной текучей среды с сырыми нефтями на нефтеперерабатывающем заводе для увеличения отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности.

19. Способ по п. 18, в котором осаждение асфальтенов уменьшено на поверхности теплообменников на нефтеперерабатывающем заводе.