CN102112583A - 使用高tan和高sbn原油的渣油馏分以减少结垢的方法和设备 - Google Patents

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Abstract

将高溶解分散力(HSDP)原油的常压和/或减压渣油馏分添加到原油的掺合物中以防止原油精炼装置的结垢并进行结垢的精炼设备的在线清洁。该HSDP渣油馏分溶解沥青烯沉淀物并在焦化影响热交换表面之前保持无机颗粒物的悬浮。

Description

使用高TAN和高SBN原油的渣油馏分以减少结垢的方法和设备
发明领域
本发明涉及在精炼器和石化装置中全原油、掺合物和馏分的加工。特别地，本发明涉及减少颗粒物引起的原油结垢和沥青烯引起的原油结垢。本发明涉及将高溶解分散力(HSDP)的原油的常压和/或减压渣油馏分与基础原油或原油掺合物掺混以减少在预热序列交换器、炉和其它精炼工艺单元中的结垢。
发明背景
结垢通常定义为不希望的物料在工艺装置表面上的聚集。在石油工艺中，结垢是不希望的烃基沉积物在热交换器表面上的聚集。其已经被认为是在精炼和石化处理系统的设计和操作中几乎很普遍的问题，并以两种方式影响装置的操作。首先，该结垢层具有低的导热性。这提高了传热的阻力并降低了热交换器的效率。第二，随着沉积的发生，减小了横截面积，这造成该装置两侧压降的提高并在该热交换器中产生效率低的压力和流量。
与石油类型流相关的热交换器中的结垢可由包括如下的多种机理导致：化学反应、腐蚀、不溶物料的沉积、由流体和热交换壁之间的温度差造成不溶的物料的沉积。例如，本发明人证实在存在氧化铁(铁锈)颗粒时，低硫低沥青烯(LSLA)原油和高硫高沥青烯(HSHA)原油掺合物易遭受显著的结垢提高，例如图1和2中所示。
快速结垢的较常见的根本原因之一特别是在原油沥青烯过度暴露于加热管表面温度时发生焦炭的形成。在交换器另一侧上的液体比该全原油热得多且导致较高的表面或皮层温度。该沥青烯能够从该油中沉淀出来并附着到这些热表面上。快速结垢的另一常见原因归因于存在盐和颗粒物。盐/颗粒物能够从原油中沉淀出来并附着到热交换器的热表面上。无机污染物在全原油和掺合物的结垢中起到引发和促进的作用。氧化铁、硫化铁、碳酸钙、二氧化硅、氯化钠和钙都已经被发现直接附着到结垢加热杆的表面以及遍布焦炭沉积物中。
长期暴露于这种表面温度(尤其是在序列后期的交换器中)可使该有机物和沥青烯热降解为焦炭。然后该焦炭作为绝缘体且是通过防止该表面加热通过该单元的油而在热交换器中造成传热效率损失的原因。盐、沉积物和颗粒物已经显示出在预热序列热交换器、炉和其它下游单元的结垢中具有主要的作用。脱盐器单元仍是精炼器必须除去这种污染物的唯一机会，无效通常是由原油进料时携带这种物料造成的。
在精炼器中油的掺混是常见的，但某些掺合物是不相容的，且造成沥青烯的沉淀，其能够使工艺装置快速结垢。原油的不适当掺混能够产生沥青烯的沉降，这已知降低了传热效率。尽管大多数未经处理的原油的掺合物不是潜在不相容的，但一旦得到了不相容的掺合物，导致的快速结垢和结焦通常需要使该精炼工艺在短时间内停机。为了将该精炼器返回到更有益的水平，需要清洁结垢的热交换器，其通常需要如下所述地停工除去。
热交换器管内结垢由于损失效率、加工量和额外的能量消耗每年花费石油精炼厂数亿美元。由于能量成本的提高，热交换器结垢对工艺收益性具有较大的影响。由于在传热装置中全原油、掺合物和馏分的热处理过程中发生结垢导致需要清洁，石油精炼厂和石化厂也承受着高的操作成本。尽管结垢会影响很多类型的精炼设备，但成本估算已经显示由于在预热序列交换器中全原油、掺合物和馏分的结垢发生了大量的利润损失。
热交换器结垢迫使精炼厂经常为该清洁过程进行昂贵的停工。目前，大多数精炼厂通过将该热交换器停机以进行化学或机械清洗来实施热交换器管束的离线清洗。该清洗可基于预定时间或使用或实际监控结垢状况。这种状况能够通过评估热交换效率的损失而确定。然而，离线清洗中断了工作。这对于小精炼厂是特别难以负担的，因为将会有停产时期。
存在能够在该颗粒能够促进结垢且该沥青烯变得热降解或焦化之前防止颗粒物和沥青烯沉淀/附着到受热表面的需求。该焦化机理需要温度和时间。通过保持该颗粒物远离表面并保持沥青烯处于溶液中大大降低了时间因素。这种结垢的减少和/或消除将导致运转周期的提高(较少清洗)，性能和能量效率的改善，同时也降低了昂贵的结垢缓解选择的需求。
一些精炼厂和原油调度机目前遵循掺混方针来使沥青烯的沉淀和所导致的预热序列装置的结垢最小化。这种方针建议掺混原油以达到该掺合物的溶解度掺混值(SBN)和不溶值(IN)之间的特定关系。该SBN是与油与不同比例的模型溶剂混合物的相容性有关的参数，例如甲苯/正庚烷。该SBN与以相似方式确定的IN有关，如美国专利号5,871,634中所述，此处将其通过参考引入。一些掺混方针建议SBN/IN掺混比＞1.3，Δ(SBN-IN)＞10，以使沥青烯的沉淀和结垢最小化。然而，这些掺合物经设计用作使沥青烯沉淀最小化的被动方法。
已经进行了尝试以改进掺混两种或多种潜在不相容的石油的方法，同时维持相容性以防止精炼设备的结垢和结焦。美国专利号5,871,634公开了掺混方法，包括确定各进料流的不溶值(IN)并确定各流的溶解度掺混值(SBN)以组合进料流使得该混合物的SBN大于该混合物的任意组分的IN。在另一方法中，美国专利号5,997,723使用的掺混方法中将石油以一定比例混合以保持该混合物的SBN高于该混合物中任意油的IN的1.4倍。
这些掺合物没有使与沥青烯有关的结垢和颗粒物引起/促进的结垢都得到最小化。需要开发用于解决有机、无机和沥青烯沉淀并由此使相关结垢物的沉积和/或聚集最小化的主动方法。
发明概述
依照本发明的一个方面，公开了用于减少原油精炼组件中结垢的方法，具有如下步骤：提供基础原油，提供高溶解分散力(HSDP)的原油，该HSDP原油具有SBN＞90和至少0.3mg KOH/g的总酸值(TAN)，蒸馏该HSDP原油以分离出常压和减压渣油馏分，将该基础原油与有效量的该常压或减压渣油馏分掺混以产生掺混原油，并将该掺混原油进料至原油精炼组件。该原油精炼组件可以是热交换器、炉、蒸馏塔、涤气器、反应器、液体夹套罐、管式蒸馏釜、焦化器或减粘裂化炉。该有效量的HSDP原油渣油馏分可以是该掺混原油总体积的至少约5％。该基础原油可以是全原油或至少两种原油的掺合物之一。该HSDP原油常压渣油馏分可具有至少105的溶解度掺混值(SBN)。该HSDP原油减压渣油馏分可具有至少182的SBN。
依照本发明的另一方面，公开了掺混原油，该掺混原油包括基础原油和有效量的高溶解分散力(HSDP)原油的常压渣油馏分和减压渣油馏分，该HSDP原油具有SBN＞90和至少0.3mg KOH/g的总酸值(TAN)。该有效量的HSDP原油渣油馏分可以是该掺混原油总体积的至少约5％。该基础原油可以是全原油或至少两种原油的掺合物之一。该HSDP原油常压渣油馏分可具有至少105的溶解度掺混值(SBN)。该HSDP原油减压渣油馏分可具有至少182的SBN。
依照本发明的另一方面，公开了能够经受与颗粒物或沥青烯结垢有关的结垢条件的系统。该系统包括至少一种原油精炼组件和与该原油精炼组件流体连通的掺合物，该掺合物包括基础原油和有效量的高溶解分散力(HSDP)原油的常压渣油馏分和/或减压渣油馏分，该HSDP原油具有SBN＞90和至少0.3mg KOH/g的总酸值(TAN)。该原油精炼组件可以是热交换器、炉、蒸馏塔、涤气器、反应器、液体夹套罐、管式蒸馏釜、焦化器或减粘裂化炉。该有效量的HSDP原油渣油馏分可以是该掺混原油总体积的至少约5％。该基础原油可以是全原油或至少两种原油的掺合物之一。该HSDP原油常压渣油馏分可具有至少105的溶解度掺混值(SBN)。该HSDP原油减压渣油馏分可具有至少182的SBN。
依照本发明的另一方面，公开了在线清洁结垢的原油精炼组件的方法，具有如下步骤：使结垢的原油精炼组件运转，将掺混原油进料至该结垢的原油精炼组件，该掺混原油包括基础原油和有效量的高溶解分散力(HSDP)原油的常压渣油馏分和/或减压渣油馏分的掺合物，该HSDP原油具有SBN＞90和至少0.3mg KOH/g的总酸值(TAN)。该原油精炼组件可以是热交换器、炉、蒸馏塔、涤气器、反应器、液体夹套罐、管式蒸馏釜、焦化器或减粘裂化炉。该有效量的HSDP原油渣油馏分可以是该掺混原油总体积的至少约5％。该基础原油可以是全原油或至少两种原油的掺合物之一。该HSDP原油常压渣油馏分可具有至少105的溶解度掺混值(SBN)。该HSDP原油减压渣油馏分可具有至少182的SBN。
从如下对优选实施方案的详细描述中本发明的这些和其它特征将变得显而易见，该优选实施方案与附图相结合以举例的方式说明了本发明的原理。
附图说明
现在将结合附图描述本发明，其中：
图1是描述颗粒物对LSLA原油结垢的影响的图表；
图2是描述颗粒物对HSHA原油掺合物结垢的影响的图表；
图3是描述显示在与依照本发明的HSDP原油掺混时HSHA原油掺合物有关的结垢减少的测试结果的图表；
图4是描述显示在与依照本发明的HSDP原油掺混时LSLA原油有关的结垢减少的测试结果的图表；
图5是描述显示在与依照本发明的HSDP原油A掺混时HSHA原油掺合物有关的结垢减少的测试结果的图表；
图6是描述显示在与依照本发明的HSDP原油A掺混时LSLA原油有关的结垢减少的测试结果的图表；
图7是描述显示在与依照本发明的HSDP原油B掺混时HSHA原油有关的结垢减少的测试结果的图表；
图8是描述显示在与依照本发明的HSDP原油B掺混时LSLA原油有关的结垢减少的测试结果的图表；
图9是描述显示在与依照本发明的各种HSDP原油(A-G)掺混时LSLA原油有关的结垢减少的测试结果的图表；
图10是依照本发明使用的Alcol结垢模拟器的示意图；
图11是描述显示在与依照本发明的HSDP原油渣油馏分掺混时原油结垢对照掺合物有关的显示结垢减少的测试结果的图表；和
图12是描述显示在与依照本发明的HSDP原油渣油馏分掺混时原油结垢对照掺合物有关的显示结垢减少的测试结果的图表。
在附图中，类似的参考编号在不同附图中指示相应的组件。
尽管本发明能够有各种改进和替代形式，借助于图1-12中显示的工艺图和测试数据已经显示了其特有的实施方案，此处将对其详细描述。然而，应当认识到并不意于将本发明限制到公开的特定形式而是相反本发明覆盖了落入附加权利要求限定的本发明的精神和范围内的所有改进形式、等效形式和替代形式。
发明详述
现在将详细参考本发明的各个方面。将结合该组合物的详细描述描述本发明的方法和相应步骤。
现在将结合附图更详细地描述本发明。本发明的目的是减少位于精炼器内的热交换器和其它组件中的结垢。通过掺混基础原油实现了该目的，其可以由如下构成：全原油、两种或多种具有预设量的高溶解分散力(HSDS)原油的原油或其馏分的掺合物。HSDP原油的添加缓解了沥青烯引起的结垢和颗粒物引起/促进的结垢。这些HSDP原油的高SBN可以提高任意沥青烯在该原油和/或掺合物其余部分中的溶解度。相信测定的TAN表示有助于将该颗粒物分散在原油掺合物中防止其附着到受热表面上的分子的存在。为了实现结垢的减少，该HSDP原油应当具有至少0.3mg KOH/g的总酸值(TAN)。越高的TAN水平能够导致改进的结垢减少和缓解。该HSDP原油应当具有至少90的溶解度掺混值(SBN)。较高的SBN水平能够导致改进的结垢减少和缓解。在该掺混原油中所需的HSDP原油的体积将基于该HSDP原油的TAN和/或SBN值而变化。该HSDP原油的TAN和/或SBN值越高，制备将减少和/或缓解在精炼组件(包括但不局限于热交换器等)中沥青烯引起的结垢和颗粒物引起的结垢的掺混原油所需的HSDP原油的体积越小。该HSDP原油优选占据该掺混原油总体积的3％至50％。
然后在该精炼器中处理该掺混原油。该掺混原油与基础原油相比显示改进的特征。具体地，该掺混原油与包含颗粒物的基础原油相比显示显著减少的结垢。这导致该热交换器内传热的改进和总能量消耗的降低。
图10显示了用于测定将颗粒物添加到原油中对结垢的影响和添加HSDP原油对结垢的减少和缓解的影响的Alcor测试装置。该测试装置包括包含原油的进料供给的储存器10。该原油的进料供给可以包括包含全原油或包含两种或多种原油的掺混原油的基础原油。该进料供给也可以包含HSDP原油。将该进料供给加热到约150℃/302°F的温度并然后供给包含垂直方向加热杆12的壳体11中。该加热杆12可以由碳钢制成。该加热杆12模拟热交换器中的管。将该加热杆12电加热到预设的温度并在该试验过程中保持该温度。典型的杆表面温度约为370℃/698°F和400℃/752°F。将该进料供给以约3.0mL/分钟的流速泵送通过该加热杆12。在储存器10的顶部部分中收集用过的进料供给。通过密封活塞将该用过的进料供给与未经处理的进料供给油分离开，由此允许一次通过操作。用氮气(400-500psig)对该系统加压以确保在该试验过程中气体保持溶解在该油中。记录大量流体入口和出口温度以及该杆12表面的热电偶读数。
在恒定表面温度测试过程中，结垢物沉积并累积在该受热表面上。该结垢沉积物热分解成焦炭。该焦炭沉积物导致绝缘作用，这降低了该表面加热经过其的油的效果和/或能力。随着结垢的继续，所得到的出口大量流体温度的降低随时间继续。该温度的降低称作出口液体ΔT或ΔT，且能够依赖于原油/掺合物的类型、测试条件和/或其它影响，例如盐、沉积物或其它结垢促进物料的存在。将标准Alcor结垢测试进行180分钟。由出口液体温度的总降低值测定的总结垢称作ΔT180和dT180。
图1和图2描绘了原油中颗粒物的存在对精炼组件或单元的结垢的影响。在与不包含颗粒物的类似原油相比时，在氧化铁(Fe2O3)颗粒存在下结垢有所增加。将在使用低硫低沥青烯或LSLA全原油和高硫高沥青烯或HSHA原油掺合物作为基础原油实例相结合描述本发明。选择这些油代表某些类别的原油。该LSLA原油表示低SBN、高活性硫和低沥青烯的原油。该HSHA掺混原油表示沥青烯和活性硫都高的原油。这些原油的使用仅是解释性的目的，本发明并不意于限制在仅用LSLA原油和HSHA原油的应用。本发明意于具有在包括但不限于热交换器的精炼组件中经受和/产生结垢的所有全原油和掺混原油和相同配方中的应用。结垢的存在降低了热交换器中包含的加热管或杆的传热性。如上所述，结垢的存在对热交换器性能和效率具有不利的影响。
本发明人发现将具有高TAN和/或高SBN的原油添加到基础原油中降低了颗粒物引起的结垢。结垢减少的程度表现为对总体掺合物测定的TAN的函数。相信这是由于存在环烷酸以保持该掺合物中存在的颗粒物不会润湿并附着到受热表面上的能力所致，否则将在该受热表面上发生结垢/结焦的促进和加速。最高TAN的原油也具有非常高的SBN水平，这已经显示有助于溶解沥青烯和/或更有效地将其保持在溶液中，这也减少了否则将会由于原油和掺合物的不相容或近似不相容而发生的结垢。这些原油被分类为高溶解分散力(HSDP)原油。在将预设量的HSDP原油添加到基础原油中时结垢有了显著的减少，该HSDP原油具有低至0.3mg KOH/g的TAN和低至90的SBN。该预设量的HSDP原油能够占据掺混原油总体积(即基础原油+HSDP原油)的低至3％。
进行样品试验以确定在HSHA基础原油中添加HSDP原油A和/或B对该基础原油结垢的影响。结果示于图3中。图3是图2的变形，其中结垢的减少和与包含该HSHA原油的基础原油掺混的HSDP原油的预设量的添加有关。在一种实施例中，将包含HSHA的基础原油与占据掺混原油总体积的25％的HSDP原油掺混。该HSDP原油是具有约4.8mg KOH/g的TAN和112的SBN的标记HSDP原油A。如图3中所示，在与包含颗粒物的基础原油和不包含颗粒物的基础原油相比实现了结垢的显著减少。在另一实施例中，将包含HSHA的基础原油与占据掺混原油总体积的50％的HSDP原油掺混。该HSDP原油是具有约1.1mg KOH/g的TAN和115的SBN的HSDP原油B。尽管HSDP原油B对基础原油结垢的影响没有HSDP原油A那么显著，但是无论如何HSDP原油B产生了包含颗粒物的基础原油结垢的显著减少。
进行样品试验以确定添加HSDP原油A和B对该基础原油结垢的影响。结果示于图4中。图4是图1的变形，其中结垢的减少和与基础原油掺混的HSDP原油的预设量的添加有关。在所示的实施例中，该基础原油是LSLA原油且与占据掺混原油总体积的25％的HSDP原油A掺混。类似于将HSDP原油A添加到HSHA原油中，在与包含颗粒物的基础原油和没有颗粒物的基础原油相比实现了结垢的显著减少。在另一所示的实施例中，将该LSLA基础原油与占据掺混原油总体积的50％的HSDP原油B掺混。尽管HSDP原油B对该基础原油结垢的影响没有HSDP原油A那么显著，但该HSDP原油B再次产生了包含颗粒物的基础原油结垢的显著减少。
也进行样品试验以确定在包含LSLA全原油或HSHA掺混原油的基础原油中添加HSDP原油A对该基础原油结垢的影响，该HSDP A原油具有约4.8mg KOH/g的TAN或112的SBN。图5中显示了与HSDPA对HSHA掺合物的影响有关的结果。图6中显示了与HSDP A对LSLA全原油的影响有关的结果。对于两种基础原油，添加HSDP A原油到HSDP原油中引起结垢的减少。
如图5-8中所示，随着掺混原油中预设量的HSDP原油的含量的提高，结垢的减少量增加。
上述本发明的优点的示例性实施例是基于使用实施例A和B原油作为HSDP原油的。本发明并不意于仅限制在这些HSDP原油的实施例。具有约至少0.3mg KOH/g的TAN和至少90的SBN的其它HSDP原油将实现结垢的减少。图9显示了添加各种HSDP原油对LSLA全原油的基础原油的结垢的有利影响。如下表1中所总结的那样，HSDP原油的添加在与包含颗粒物的基础原油比较时导致结垢的减少。
  原油混合物   TAN   SBN   ΔT180
  LSLA原油(对照)   --   --   -23
  +200ppm FeO   --   --   -47
  +25％HSDP A   4.8   112   -3
  +25％HSDP B   1.6   115   -34
  +25％HSDP C   1.6   158/127   -7
  +25％HSDP D   1.7   93   -8
  +25％HSDP E   0.6   120/132   -3
  +25％HSDP F   2.5   76   -25
  +25％HSDP G   2.8   112   -32
表1
依照本发明的另一方面，提供了用于减少原油精炼组件中结垢的方法。该方法通常包括提供基础原油和高溶解分散力(HSDP)原油，该HSDP原油具有SBN＞90和至少0.3mg KOH/g的总酸值(TAN)。该方法包括蒸馏该HSDP原油以分离常压和减压渣油馏分，将该基础原油与有效量的该常压和/或减压渣油馏分掺混以产生掺混原油，将该掺混原油进料至原油精炼组件。
烃原料无论是来自天然石油还是来自合成来源，都是由沸点、分子量和化学结构不同的烃和含杂原子的烃构成的。高沸点高分子量的含杂原子的烃(例如沥青烯)已知与较低沸点的石脑油和蒸馏馏分相比包含较大部分的金属和碳形成组分(即焦炭前体)。将原油分馏成不同的组分是已知的，例如2000年5月9日提交的名称为“Selective Adsorption Process for Resid Upgrading(LAW815)”的美国专利号6,245,223中所述，其公开通过参考特别引入此处。渣油定义为在给定的温度和压力不蒸馏的物料。常压渣油是在大气压和约300℃不蒸馏的原油馏分。在真空将常压渣油进一步分馏，在超过约500℃不沸腾的馏分称作减压渣油(减压渣油馏分)。
该SBN和TAN性质确定原油是否是HSDP油。能够使用与已知结垢原油掺混的HSDP原油的常压和减压渣油馏分进行的Alcor结垢模拟测试来限定相对性能以及估算减缓全原油掺合物结垢所希望的优选浓度。
为了证实HSDP原油的常压和减压渣油馏分在降低原油精炼设备的结垢中的效果，进行了实验室结垢模拟测试。制备两种原油对照掺合物(原油掺合物A和原油掺合物B)。各对照掺合物包含不同水平的沥青烯，但都包含超过300wppm的颗粒物。该颗粒物是可过滤的固体，已知能够提高很多原油的结垢潜能。使用上述的Alcor结垢模拟测试各个对照掺合物且能够见于图11和12中。
图11和12分别说明了使用对照掺合物A和B进行的Alcor结垢模拟测试。如图11中所示，在测试180分钟结束时，对照掺合物A具有-0.20的最终Alcor dim dT值。如图12中所示，在测试180分钟结束时，对照掺合物B具有-0.42的最终Alcor dim dT值。实现了能够对最大油出口温度有轻微影响的油和环境条件(例如，室温的波动)的传热特征(粘度、密度、热容量等)中的dim dT因子。无因次的dT对这些不同传热影响进行校正。该校正是通过将ΔT(即T出口-T出口最大)除以各实验过程中从该杆中传热的量度(其简单的就是杆温度减去最大出口温度)而得到的，如下所示：
dimdT＝(T出口-T出口最大)/(T杆-T出口最大)
表2提供了依照本发明的具有100的SBN和大于0.3mg KOH/g的TAN的HSDP原油的相关物理性质。将该HSDP原油分馏以分离出减压柴油(VGO，650°F-1050°F；343℃-565℃)、常压渣油馏分(650°F；343℃)和减压渣油馏分(1050°F；565℃)。该示例性的HSDP原油的各馏分的SBN和不溶值(IN)的数值示于表2中。
  SBN   IN
  HSDP原油   100   0
  VGO   43   0
  常压渣油馏分   105   0
  减压渣油馏分   182   0
表2
显示添加有效量的HSDP原油的常压和减压渣油馏分有效减少了另一原油的结垢。例如，作为解释而不作为限制，使用HSDP渣油馏分总体积的约5％进行测试导致结垢的显著降低，如图11和12所示以及下面详细所述。
在作为总重量的5％掺混之后将各对照掺合物A和对照掺合物B再次测试，各HSDP原油渣油馏分示于表2中。如上所述，能够使用任意已知的适合技术将该HSDP原油的常压和减压渣油与基础原油掺混。
如图11和12中所示，该常压和减压渣油馏分与全HSDP原油一样有效地显著减少两种对照掺合物的结垢。显示向各个对照掺合物中添加VGO馏分提高了该掺合物的结垢。如图11和12所示，HSDP原油的常压和减压渣油馏分和HSDP流一样有效地减少了原油的结垢。此外，如图11和12中所示，该HSDP原油的VGO渣油馏分不与全HSDP或其它渣油馏分那样减少结垢而是事实上提高了该掺合物的结垢。
依照本发明的另一方面，提供了掺混原油，包括基础原油和有效量的HSDP原油的常压渣油馏分和减压渣油馏分，该HSDP原油具有＞90的SBN和至少0.3mgKOH/g的TAN。
依照本发明的另一方面，提供了能够经受与颗粒物或沥青烯结垢有关的结垢条件的系统。该系统包括至少一个原油精炼组件和与该原油精炼组件流体连通的掺合物。该掺合物包括基础原油和有效量的HSDP原油的常压渣油馏分和减压渣油馏分，该HSDP原油具有＞90的SBN和至少0.3mgKOH/g的TAN。
依照本发明的另一方面，提供了用于在线清洁结垢的原油精炼组件的方法。该方法包括使结垢的原油精炼组件运转并将掺混原油进料至该结垢的精炼组件。该掺混原油包括基础原油和有效量的HSDP原油的常压渣油馏分和减压渣油馏分，该HSDP原油具有＞90的SBN和至少0.3mgKOH/g的TAN。
特别地，已经发现使用HSDP原油常压和减压渣油馏分进行已经结垢的原油预热序列交换器和其它精炼组件的在线清洁以改善传热效率并恢复炉盘管入口温度(CIT)。已经发现在运行包括HSDP原油的常压和减压渣油馏分的掺合物时，常压和真空管式蒸馏釜炉的CIT水平大大提高，由于降低了明火加热需求，因此导致能量节约和环境有利。
使用上述Alcor测试方法测定适用于有效缓解其它原油的结垢的HSDP原油的常压和减压渣油馏分的浓度。如Alcor测试证实的那样，低水平的HSDP原油的常压和减压渣油馏分有效缓解了原油精炼组件的结垢。例如，低至该掺合物总体积的5％的水平是有效的。预期能够使用更低的浓度进行更少的结垢减少量。优选该HSDP原油的常压渣油馏分具有至少105的SBN。优选HSDP原油的减压渣油馏分具有至少182的SBN。
在不背离本发明的范围的情况下进行各种改进和/或变化对于本领域普通技术人员来讲将是显而易见的。附带说明书中包含的所有内容解释为仅是示例性的而不是限制性的含义。尽管以精炼操作中的热交换器的背景描述了本发明，但本发明并不意于受到这样的限制，而是预期本发明适用于减少和/或缓解其它精炼组件(包括但不局限于管式蒸馏釜、焦化器、减粘裂化炉等)中的结垢。
此外，预期如结合本发明所述的HSDP原油的常压和减压渣油馏分的使用能够与其它用于减少和/或缓解结垢的技术相结合。这种技术包括但不局限于：(i)在热交换器管中提供低能表面和改进的钢表面，如美国专利申请序列号11/436,602和11/436,802中所述的，其公开通过参考特别引入此处；(ii)使用受控的机械振动，如美国专利申请号11/436,802中所述的，其公开通过参考特别引入此处；(iii)使用流体脉动和/或振动，其能够与表面涂层相结合，如2007年6月19日提交的名称为“Reduction of Fouling in Heat Exchangers”的美国专利申请号11/802,617中所述的，其公开通过参考特别引入此处；(iv)在热交换器管和/或表面涂层和/或变体上使用电解抛光，如美国专利申请号11/641,754中所述的，其公开通过参考特别引入此处；和(v)其组合，如2006年12月20日提交的名称为“A Method of Rdducing Heat Exchanger Fouling in a Refinery”的美国专利申请号11/641,755中所述的，其公开通过参考特别引入此处。因此，本发明意于包括此处方法的改进和变型，只要其落入附加权利要求及其等效物的范围内即可。
尽管已经描述了本发明的特别形式，但在不背离本发明的精神和范围的情况下能够进行各种改进对于本领域普通技术人员来讲将是显而易见的。
因此，本发明意于仅受附加权利要求的限制。尽管已经参考一种或多种特别实施方案对本发明进行了描述，但本领域普通技术人员将认识到在不背离本发明的精神和范围的情况下能够对其进行很多改变。预期各种这些实施方案和显而易见的变型都落入由如下权利要求提出的要求保护的本发明的精神和范围内。

Claims (19)

1.一种用于减少原油精炼组件中结垢的方法，包括：
提供基础原油；
提供高溶解分散力(HSDP)原油，所述HSDP原油的总酸值(TAN)为至少0.3mg KOH/g；
蒸馏所述HSDP原油以分离出常压渣油和减压渣油馏分；
将所述基础原油与有效量的所述常压渣油和减压渣油馏分掺混以产生掺混原油；和
将所述掺混原油进料至原油精炼组件。
2.一种用于结垢的原油精炼组件的在线清洁方法，包括：
使结垢的原油精炼组件运转；和
将掺混原油进料至所述结垢的原油精炼组件，所述掺混原油包括如下物质的掺合物：
基础原油；和
有效量的高溶解分散力(HSDP)原油的常压渣油馏分和减压渣油馏分，所述HSDP原油的SBN＞90和总酸值(TAN)为至少0.3mg KOH/g。
3.前述权利要求中任一项的方法，其中所述有效量是掺混的基础原油和常压和减压渣油馏分的总体积的至少约5％。
4.前述权利要求中任一项的方法，其中所述常压渣油馏分的溶解度掺混值(SBN)至少为105。
5.前述权利要求中任一项的方法，其中所述减压渣油馏分的SBN至少为182。
6.前述权利要求中任一项的方法，其中所述基础原油是全原油和至少两种原油的掺合物中之一。
7.前述权利要求中任一项的方法，其中所述原油精炼组件选自：热交换器、炉、蒸馏塔、涤气器、反应器、液体夹套罐、管式蒸馏釜、焦化器和减粘裂化炉。
8.一种掺混原油，包括：
基础原油；
有效量的高溶解分散力(HSDP)原油的常压渣油馏分或减压渣油馏分，所述HSDP原油的SBN＞90和总酸值(TAN)为至少0.3mg KOH/g。
9.权利要求8的掺混原油，其中所述有效量是掺混的基础原油和常压和减压渣油馏分的总体积的至少约5％。
10.权利要求8的掺混原油，其中所述常压渣油馏分的溶解度掺混值(SBN)为至少105。
11.权利要求8的掺混原油，其中所述减压渣油馏分的SBN至少为182。
12.权利要求8的掺混原油，其中所述基础原油是全原油和至少两种原油的掺合物中之一。
13.一种能够经受与颗粒物或沥青烯结垢有关的结垢条件的系统，包括：
至少一种原油精炼组件；
与所述至少一种原油精炼组件流体连通的掺合物，所述掺合物包括基础原油和有效量的高溶解分散力(HSDP)原油的常压渣油馏分和减压渣油馏分，所述HSDP原油的SBN＞90和总酸值(TAN)为至少0.3mgKOH/g。
14.权利要求13的系统，其中所述有效量是掺混的基础原油和常压和减压渣油馏分的总体积的至少约5％。
15.权利要求13的系统，其中所述常压渣油馏分的溶解度掺混值(SBN)为至少105。
16.权利要求13的系统，其中所述减压渣油馏分的SBN至少为182。
17.权利要求13的系统，其中所述基础原油是全原油和至少两种原油的掺合物中之一。
18.权利要求17的系统，其中所述至少一种原油精炼组件选自：热交换器、炉、蒸馏塔、涤气器、反应器、液体夹套罐、管式蒸馏釜、焦化器或减粘裂化炉。
19.权利要求18的系统，其中所述至少一种原油精炼组件是热交换器。
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