ES2832530T3 - Método para reducir la corrosión en una unidad de petróleo crudo - Google Patents
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Abstract
Un método para optimizar en tiempo real una pluralidad de diferentes parámetros del sistema en un flujo de proceso de una unidad de petróleo crudo para reducir la corrosión y/o la deposición de subproductos de la corrosión en la unidad de petróleo crudo, en donde una pluralidad de composiciones que incluyen al menos una composición neutralizante y un agente cáustico se añaden al flujo de proceso de la unidad de petróleo crudo y, la pluralidad de diferentes parámetros del sistema se selecciona del grupo que incluye: el potencial de oxidación-reducción; el pH; los niveles de varios productos químicos o iones que incluyen cloruro, iones de hierro, iones de metales que no contienen hierro, amoníaco, diversas aminas, ácidos fuertes o débiles que incluyen sulfúrico, sulfuroso, tiosulfuroso, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno; la temperatura; la presión; el caudal del flujo de proceso; y sólidos disueltos o suspendidos, la pluralidad de diferentes parámetros del sistema que incluye al menos el pH y la concentración de iones de cloruro, el método para cada parámetro del sistema de la pluralidad de diferentes parámetros del sistema que comprende: (a) medir una propiedad asociada con el parámetro del sistema en uno o más puntos en la unidad de petróleo crudo; (b) determinar un rango óptimo asociado con la propiedad medida, en donde el rango óptimo se define opcionalmente por el usuario; (c) (i)convertir la propiedad medida en una señal eléctrica de entrada capaz de transmitirse a un controlador y (ii) transmitir la señal eléctrica de entrada al controlador en tiempo real; (d) si la propiedad medida se encuentra fuera del rango óptimo asociado con esa propiedad, el controlador provoca un cambio en el flujo de entrada de una composición en el flujo de proceso en tiempo real, la composición es capaz de ajustar la propiedad asociada con el parámetro del sistema, de manera que restablezca la propiedad medida dentro de dicho rango óptimo; en donde el flujo de entrada de la composición neutralizante se cambia para ajustar el pH y el flujo de entrada del agente cáustico se cambia para ajustar la concentración de iones de cloruro; en donde la composición neutralizante es una amina neutralizante y, el agente cáustico es hidróxido de sodio (NaOH); y en donde cada parámetro diferente del sistema tiene una propiedad única asociada.
Description
DESCRIPCIÓN
Método para reducir la corrosión en una unidad de petróleo crudo
Campo técnico
Esta invención se refiere en general a métodos para reducir la corrosión en una unidad de petróleo crudo. Más específicamente, la invención se refiere a métodos para optimizar los parámetros del sistema en un flujo de proceso de una unidad de petróleo crudo para reducir la corrosión en la unidad de petróleo crudo. La invención tiene particular relevancia para el muestreo de agua de punto de rocío y de agua en el depósito del acumulador para medir los parámetros del sistema y responder a tales mediciones para reducir la corrosión y/o la deposición de subproductos de la corrosión en la unidad de petróleo crudo.
Antecedentes
En una refinería de petróleo crudo, generalmente el petróleo se bombea desde un tanque de almacenamiento hacia una unidad de petróleo crudo para su procesamiento. La unidad de petróleo crudo limpia el petróleo mediante lavado con agua en una unidad desaladora y luego divide el petróleo en fracciones en una torre de destilación atmosférica. Estas fracciones se bombean a varias unidades de procesamiento aguas abajo de la unidad de petróleo crudo (por ejemplo, el coquizador, el desintegrador catalítico, la unidad de hidrotratamiento, etc.). Aunque la corrosión y la deposición de subproductos de la corrosión (esta última a veces denominada en la presente descripción como incrustación) ocurren en muchas áreas de una unidad de petróleo crudo, la corrosión y la incrustación más severas tienen lugar típicamente en el sistema de condensación aéreo de la torre de destilación atmosférica.
El procesamiento de unidades de petróleo crudo en la refinería se ha vuelto cada vez más difícil en los últimos años y se prevé que se vuelva aún más desafiante y complejo por varias razones. Por ejemplo, los aumentos significativos en los precios del petróleo crudo han provocado que los refinadores busquen agresivamente el petróleo crudo "de oportunidad" o "desafiante" que se puede obtener a precios reducidos. El precio más bajo se vincula a una propiedad del petróleo crudo, como un alto contenido de ácido o sólidos, que lo hace menos deseable que el petróleo crudo ligero y de referencia dulce.
Los refinadores cambian las listas de petróleo crudo con más frecuencia que en el pasado debido al mínimo inventario de petróleo crudo disponible, combinado con una mayor variedad de petróleo crudo. Un cambio en la lista de petróleo crudo típicamente altera la condición de estado estable de una unidad de petróleo crudo durante varias horas. Generalmente, alrededor del ochenta por ciento de la corrosión y la incrustación ocurren durante estos cambios o interrupciones, que normalmente duran alrededor del veinte por ciento del tiempo. Si los problemas de incrustación y corrosión son lo suficientemente graves, la refinería detendrá el procesamiento del petróleo crudo o la mezcla del petróleo crudo que causa el problema. Sin embargo, estos petróleos desafiantes se encuentran disponibles para la refinería con un descuento, lo que los hace más rentables. Descontinuar dichos petróleos problemáticos no es una opción muy popular.
En un esfuerzo por reducir la corrosión, una unidad de petróleo crudo puede recibir mantenimiento dos o tres veces por semana o, en algunos casos, diariamente. En el mejor de los casos, el mantenimiento diario proporciona una vista instantánea de un sistema dinámico de unidades de petróleo crudo. Los tanques de almacenamiento de petróleo crudo y/o petróleo crudo sin procesar se cambian varias veces por semana, a veces diariamente. El contenido de cada tanque es diferente de los demás, por lo que cada cambio provoca un cambio en la calidad de la alimentación a la unidad de petróleo crudo, muchas veces alterando la condición de estado estable y provocando interrupciones en el sistema. Las operaciones de precalentamiento, desalación y destilación cambian con el nuevo petróleo crudo, estableciendo productos y/o fuentes de agua residuales fuera de especificación. Normalmente, se realizan muchos ajustes durante varias horas (en algunos casos, días) para que la unidad de petróleo crudo vuelva a funcionar en estado estable.
La práctica actual más común en la industria para controlar tales interrupciones y optimizar la operación de la unidad de petróleo crudo es proporcionar suficiente mano de obra y horas de trabajo. Por ejemplo, cada unidad de petróleo crudo puede tener una brigada operativa de tres a diez personas, en dependencia del tamaño y la complejidad de la unidad. Esta brigada puede pasar el día recolectando varias muestras para pruebas de laboratorio de análisis por vía húmeda y, midiendo y haciendo ajustes de temperatura y de flujo para mantener la unidad funcionando dentro de las especificaciones. Dicha práctica generalmente se orienta a mantener la unidad funcionando correctamente con respecto a los puntos límites y a los puntos finales de la calidad del fraccionamiento, prestando una atención mínima a un programa de control de corrosión química especializado. Si una interrupción es grave, se pueden realizar cambios en los productos químicos del proceso y/o se pueden recomendar cambios en los niveles, flujos o temperaturas alrededor de la unidad de petróleo crudo para mantener el sistema dinámico en las mejores condiciones posibles.
Los intentos para compensar la falta de participación humana periódica o, a veces, prolongada incluyen la instalación de medidores de pH en línea en depósitos del agua del acumulador aéreo de las torres de destilación
atmosférica; sin embargo, debido al alto grado de incrustación del sensor de pH, sólo un pequeño porcentaje de estos medidores funcionan correctamente durante un período de tiempo. La instrumentación en línea, como los medidores de pH, requiere mantenimiento y calibración regular. Por otra parte, el pH en línea simplemente realiza un seguimiento del pH y envía una alarma al operador cuando el pH se encuentra fuera de los límites de control. A menudo, los medidores de pH mal calibrados y/o incrustados provocan alarmas frecuentes. Esta frecuencia tiende a minimizar la efectividad del sistema de alarma. Ejemplos de sistemas que utilizan el monitoreo del pH o el control del pH para reducir la corrosión incluyen "How to control... crude unit overhead corrosion" de RS Little y otros; Hydrocarbon Processing, 1977; 205-207, la patente de Estados Unidos núm. 5,965,785 de Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P., "Anticorrosion technology demonstrated at Polish refinery" por AJ Szyprowski y otros, Revista de Petróleo y Gas, 1987, 33-37, Solicitud de patente internacional núm. WO 2004/044266 de Kurita Water Industries Ltd., patente de Estados Unidos núm. 5,302,253 de Nalco Chemical Company, patente del Reino Unido núm.
1198734 de Jack Dennis Crawford, patente de Estados Unidos núm 3,819,328 de Petrolite Corporation, Solicitud de patente internacional núm. WO 2008/005058 de Baker Hughes Incorporated y patente de Estados Unidos núm.
3,779,905 de Universal Oil Products Company. Otros ejemplos de métodos para controlar la corrosión son la patente Europea núm. 1298185 de Fernand Vercammen, la patente de Estados Unidos 5,256,276 de Betz Laboratories, Inc., la Solicitud de patente internacional núm. WO 03/006581 de Exxon Mobile and Engineering Company, y la patente de Estados Unidos núm. 4,238,349 de Malaco AG.
Debido a la falta de éxito en la industria con la medición de pH en línea y otros esfuerzos de monitoreo, los refinadores no han continuado con la utilización de la instrumentación en línea exótica y efectiva para programas de productos químicos del proceso. Por lo tanto, existe una necesidad continua de métodos en línea más sofisticados y efectivos y/o automáticos para monitorear los parámetros y reducir la corrosión en unidades de petróleo crudo.
Resumen
En consecuencia, esta invención proporciona métodos de acuerdo con las reivindicaciones adjuntas. Los métodos generan datos confiables de las unidades de petróleo crudo en un bucle de retroalimentación para realizar ajustes en tiempo real a los tratamientos del flujo de proceso, reduciendo de esta manera la corrosión y la deposición de subproductos de la corrosión (a veces denominada en la presente descripción como incrustación). En un aspecto preferencial, la invención se implementa para proporcionar información de retroalimentación continua o intermitente a las bombas de inyección de productos químicos del proceso para realizar ajustes en tiempo real. La invención incorpora una lógica de programación para convertir las señales del analizador a la lógica de ajuste de la bomba y controla una pluralidad de inyecciones de productos químicos con una base única. Los ejemplos incluyen inyección de un neutralizador a base de pH; inyección de un agente cáustico a base de cloruro.
También se prevé que la invención gestionará las lecturas de las sondas de corrosión de resistencia eléctrica existentes, de las sondas de polarización lineal y/u otras técnicas para medir la pérdida de metal. Estas lecturas se programarán a través de un Controlador de Lógica Programable (PLC) con la posibilidad de anular o modificar las otras entradas de productos químicos y cambiar las velocidades de la bomba. Por otra parte, debido a que el sistema de intercambiadores de calor aéreos de la torre de destilación atmosférica de la unidad de petróleo crudo sufre problemas frecuentes y costosos de corrosión, la invención se centra en esa parte de la unidad de petróleo crudo. Sin embargo, la invención tiene utilidad en muchas otras unidades de la refinería.
En un aspecto, la invención incluye un método para optimizar una pluralidad de parámetros del sistema en un flujo de proceso de una unidad de petróleo crudo para reducir la corrosión en la unidad de petróleo crudo. Una pluralidad de composiciones incluye al menos una composición neutralizante y se añade un agente cáustico al flujo de proceso de la unidad de petróleo crudo. La pluralidad de diferentes parámetros del sistema se selecciona a partir del grupo que incluye: el potencial de oxidación-reducción; el pH; los niveles de varios productos químicos o iones que incluyen cloruro, iones de hierro, iones de metales que no contienen hierro, amoníaco, diversas aminas, ácidos fuertes o débiles que incluyen sulfúrico, sulfuroso, tiosulfuroso, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno; la temperatura; la presión; el caudal del flujo de proceso; y sólidos disueltos o suspendidos, la pluralidad de diferentes parámetros del sistema que incluye al menos el pH y la concentración de iones de cloruro. Una propiedad asociada con el parámetro del sistema se mide en uno o más puntos de la unidad de petróleo crudo y se convierte en una señal eléctrica de entrada capaz de transmitirse a un controlador. A su vez, el controlador se hace funcionar para recibir la señal eléctrica de entrada transmitida, convertir la señal eléctrica recibida en un valor numérico de entrada, analizar el valor numérico de entrada, generar un valor numérico de salida, convertir el valor numérico de salida en una señal eléctrica de salida y, transmitir la señal eléctrica de salida. Se determina un rango óptimo de reducción de la corrosión para el valor numérico de entrada y si el valor numérico de entrada se encuentra fuera del rango óptimo, la señal eléctrica de salida transmitida provoca un cambio en el flujo de entrada de una composición en el flujo de proceso. La composición es capaz de ajustar la propiedad asociada con el parámetro del sistema de manera que restablezca el valor numérico de entrada dentro del rango óptimo. En una modalidad, un flujo de entrada de una o más composiciones diferentes en el flujo de proceso es capaz de ajustar de forma colectiva y/o individual las propiedades asociadas con los parámetros del sistema. El flujo de entrada de la composición neutralizante se cambia para ajustar el pH y el flujo de entrada del agente cáustico se cambia para ajustar la composición de cloruro. La composición neutralizante es una amina neutralizante y, el agente cáustico es hidróxido de sodio (NaOH). El
método se repite para una pluralidad de diferentes parámetros del sistema, donde cada parámetro diferente del sistema tiene una propiedad única asociada.
Un sistema a utilizar en el método de la invención optimiza en tiempo real una pluralidad de diferentes parámetros del sistema en un flujo de proceso de una unidad de petróleo crudo para reducir la corrosión en la unidad de petróleo crudo, la pluralidad de diferentes parámetros del sistema que incluye al menos el pH y la concentración de cloruro. El sistema comprende una pluralidad de dispositivos de detección, cada dispositivo de detección dentro de la pluralidad de dispositivos de detección que funcionan para detectar una propiedad asociada con el parámetro del sistema y convertir la propiedad en una señal eléctrica de entrada capaz de transmitirse. Un transmisor transmite la señal eléctrica de entrada a un controlador. El controlador se hace funcionar para recibir la señal eléctrica de entrada transmitida, convertir la señal eléctrica de entrada recibida en un valor numérico de entrada, analizar el valor numérico de entrada para determinar si el valor numérico de entrada se encuentra en un rango óptimo, generar un valor numérico de salida, convertir el valor numérico de salida en una señal eléctrica de salida y, transmitir la señal eléctrica de salida. Un receptor recibe la señal eléctrica de salida y se hace funcionar para provocar un cambio en la velocidad del flujo de entrada de una composición en el flujo de proceso si el valor numérico de salida no se encuentra dentro del rango óptimo, en donde la composición es capaz de ajustar la propiedad asociada con el parámetro del sistema.
En una modalidad, una o más de las funciones de controlador descritas pueden transmitirse a uno o más dispositivos de captura de datos.
Es una ventaja de la invención proporcionar un control continuo de una pluralidad de productos químicos para el control de la corrosión del proceso, una mejora con respecto a la práctica actual de optimización manual de frecuencia altamente variable.
Otra ventaja de la invención es proporcionar un método para lograr una eficiencia óptima a través de la reducción de la corrosión y la incrustación, minimizando la cantidad de producto que no cumple con la especificación y, reduciendo la cantidad de procesamiento de petróleo residual.
Otra ventaja de la invención es proporcionar un proceso automatizado para minimizar eficientemente las interrupciones y la corrosión y la incrustación resultantes provocadas por un cambio entre varios tipos de listas de petróleo crudo, incluido el petróleo crudo desafiante y, minimizar la corrosión, las interrupciones y el tiempo de inactividad durante dicho cambio.
Una ventaja adicional de la invención es proporcionar datos continuos para medir la magnitud de una interrupción e identificar con mayor precisión la causa raíz de una interrupción, incluida la determinación de la concentración de subproductos de la corrosión formados en el sistema debido a un aumento en la corrosión durante una interrupción. Una ventaja adicional de la invención es proporcionar un método para optimizar la eficiencia del sistema cuando se cambian las listas de petróleo crudo, al estabilizar rápidamente los parámetros operativos del sistema.
Otra ventaja aún de la invención es proporcionar datos que conduzcan a un nivel de control de la corrosión que ayudará a evitar costosas mejoras metalúrgicas en los sistemas de refinación de petróleo crudo para procesar petróleos ácidos.
En la presente descripción se describen características y ventajas adicionales y, serán evidentes a partir de la siguiente Descripción Detallada, Ejemplos y Figuras.
Breve descripción de los dibujos
La Figura 1 es una vista esquemática que muestra varios componentes de la unidad de petróleo crudo y puntos ilustrativos en los que se miden los parámetros del sistema.
La Figura 2 muestra un diagrama de flujo del control de la introducción de neutralizadores en el sistema en base al pH medido.
La Figura 3 ilustra el control de la introducción de agentes cáusticos en el sistema accionado mediante la señal de concentración de iones de cloruro.
La Figura 4 ilustra el control de la introducción de inhibidores de formación de película en el sistema accionado mediante la señal de concentración de iones de hierro.
La Figura 5 muestra el control de la anulación de la introducción de neutralizadores, agentes cáusticos e inhibidores de formación de película en el sistema provocada por los grados de corrosión, derivados de una o más sondas de corrosión u otros dispositivos de monitoreo de corrosión en cualquier punto del sistema.
La Figura 6 muestra varios aumentos de la concentración de cloruro por encima del límite de control superior a partir de datos reales de una unidad de petróleo crudo y demuestra cómo la concentración de iones de cloruro se estabiliza cuando se vincula a una acción correctiva.
La Figura 7 muestra los valores de concentración de iones de cloruro y pH registrados a lo largo del tiempo en una unidad de petróleo crudo real y demuestra cómo se utilizará el método de la invención para estabilizar estos valores. Descripción detallada
El control de la corrosión, como uno de los componentes principales de un proceso en una unidad de petróleo crudo, juega un papel vital en el mantenimiento de la integridad del sistema. Esta invención proporciona una manera de optimizar el componente de control de la corrosión de la unidad de petróleo crudo a través de la optimización de una pluralidad de parámetros del sistema en un flujo de proceso de la unidad de petróleo crudo. Esta optimización incluye la medición de las propiedades asociadas con esos parámetros en el flujo de proceso.
El programa de control de la corrosión de la invención se diseña para reducir la corrosión de los equipos de procesamiento de la refinería y de la incrustación subsiguiente debido a la deposición de subproductos de la corrosión. Un programa típico de control de la corrosión incluye componentes tales como una amina neutralizante, un inhibidor de formación de película, una solución cáustica, etc. Dichos productos químicos para el control de la corrosión se inyectan tradicionalmente en el sistema en base a las mediciones derivadas de las muestras tomadas y analizadas en el laboratorio o de alguna indicación de flujo en la unidad. Esta invención proporciona un método automatizado para ajustar la inyección de productos químicos en el sistema.
En una modalidad preferencial, el método de la invención incluye un controlador que se encuentra en funcionamiento para recibir y procesar información y proporcionar instrucciones a varios componentes (por ejemplo, bombas de inyección de productos químicos). El término "controlador" se refiere a un operador manual o a un dispositivo electrónico que tiene componentes tales como un procesador, un dispositivo de memoria, un medio de almacenamiento digital, un tubo de rayos catódicos, una pantalla de cristal líquido, una pantalla de plasma, una pantalla táctil u otro monitor, y/u otros componentes. El controlador puede hacerse funcionar preferiblemente para la integración con uno o más circuitos integrados de aplicación específica, programas, instrucciones o algoritmos ejecutables por ordenador, uno o más dispositivos cableados, dispositivos inalámbricos y/o uno o más dispositivos mecánicos. Por otra parte, el controlador se hace funcionar para integrar el bucle de retroalimentación de la invención. Algunas o todas las funciones del sistema del controlador pueden encontrarse en una ubicación central, tal como un servidor de red, para la comunicación a través de una red de área local, una red de área amplia, una red inalámbrica, una conexión a internet, un enlace de microondas, un enlace de infrarrojos y similares. Además, se pueden incluir otros componentes tales como un acondicionador de señal o un monitor de sistema para facilitar la transmisión de señales y los algoritmos de procesamiento de señales.
Preferiblemente, el controlador incluye una lógica de jerarquía para priorizar cualquier propiedad medida asociada con los parámetros del sistema. Por ejemplo, el controlador puede programarse para priorizar el pH del sistema sobre la concentración de iones de cloruro o viceversa. Debe apreciarse que el objetivo de tal lógica de jerarquía es para permitir un control mejorado sobre los parámetros del sistema y para evitar bucles de control circulares.
En una modalidad, el método incluye un controlador automático. En otra modalidad, el controlador es manual o semimanual. Por ejemplo, cuando el proceso de refinado de petróleo crudo incluye uno o más conjuntos de datos recibidos de varios sensores en el sistema, el controlador puede determinar automáticamente qué puntos de datos/conjuntos de datos procesar adicionalmente o un operador puede tomar tal determinación parcial o totalmente. Un conjunto de datos de una unidad de petróleo crudo, por ejemplo, puede incluir variables o parámetros del sistema tales como el potencial de oxidación-reducción, el pH, los niveles de ciertos productos químicos o iones (por ejemplo, determinados empíricamente, automáticamente, de forma fluorescente, electroquímicamente, colorimétricamente, medidos directamente, calculados), la temperatura, la presión, el caudal del flujo de proceso, los sólidos disueltos o suspendidos, etc. Dichos parámetros del sistema se miden típicamente con cualquier tipo de equipos adecuados de captura de datos, tales como sensores de pH, analizadores de iones, sensores de temperatura, termopares, sensores de presión, sondas de corrosión y/o cualquier otro dispositivo o método adecuado. Los equipos de captura de datos se encuentran preferiblemente en comunicación con el controlador y, de acuerdo con modalidades alternativas, pueden tener funciones avanzadas (incluida cualquier parte de los algoritmos de control descritos en la presente descripción) transmitidas por el controlador.
La transmisión de datos de los parámetros medidos o señales a las bombas de productos químicos, alarmas u otros componentes del sistema se logra utilizando cualquier dispositivo adecuado, como una red alámbrica o inalámbrica, un cable, una línea de abonado digital, Internet, etc. Cualquier estándar de interfaz adecuado, como una interfaz ethernet, una interfaz inalámbrica (por ejemplo, IEEE 802.11a/b/g/x, 802.16, Bluetooth, óptica, infrarrojos, radiofrecuencia, etc.), un bus serie universal, una red telefónica, similares y, pueden utilizarse combinaciones de dichas interfaces/conexiones. Como se utiliza en la presente descripción, el término "red" abarca todos estos métodos de transmisión de datos. Cualquiera de los dispositivos descritos (por ejemplo, sistema de archivos de
planta, estación de análisis de datos, dispositivo de captura de datos, estación de proceso, etc.) pueden conectarse entre sí utilizando lo descrito anteriormente u otra interfaz o conexión adecuada.
En una modalidad, la información de los parámetros del sistema se recibe del sistema y se archiva. En otra modalidad, la información de los parámetros del sistema se procesa de acuerdo con un horario o un calendario. En una modalidad adicional, la información de los parámetros del sistema se procesa inmediatamente en tiempo real/ sustancialmente en tiempo real. Tal recepción en tiempo real puede incluir, por ejemplo, "datos en tiempo real " a través de una red de ordenadores.
Con referencia ahora a las Figuras, la Figura 1 muestra un sistema típico de torre de destilación atmosférica 100 de una unidad de petróleo crudo que incluye la batería de intercambiadores de calor aéreos 102, el acumulador 104, la torre de destilación 106 e intercambiadores de calor con bombas de recirculación 108a y 108b. Se obtiene una muestra de agua de punto de rocío en el punto indicado y se obtiene una muestra de agua del depósito del acumulador en los puntos indicados en la Figura 1. Estas muestras se miden y analizan para los parámetros del sistema de pH, concentración de iones de cloruro y concentración de iones de hierro.
La Figura 1 muestra valores de 5,8 para el pH y 93 ppm para la concentración de iones de cloruro en el punto de muestra de agua de punto de rocío y valores de 6,7 y 10, respectivamente, en el punto de muestra del depósito del acumulador. Las diferencias de medición en estos dos puntos de muestra requieren un algoritmo correspondiente para ajustar la inyección de los productos químicos. La ubicación preferencial en la unidad de petróleo crudo para determinar el pH y la concentración de iones de cloruro es una muestra de agua de punto de rocío, generalmente derivada de los intercambiadores de calor aéreos de la torre de destilación. Otra ventaja de determinar el pH a partir del agua de punto de rocío es que la sonda de pH encuentra niveles más bajos de contaminantes y menos partículas sólidas y gotas de petróleo, lo que resulta en una incrustación menos frecuente. El término "punto de rocío" se refiere al punto de condensación inicial del vapor en agua o la temperatura a la que una fase de agua líquida se separa de los vapores de agua y de los hidrocarburos líquidos y comienza a formar agua líquida a medida que los vapores se enfrían. Aunque es posible utilizar el agua del depósito del acumulador para medir el pH y el nivel de iones de cloruro, generalmente se sacrifica un nivel de precisión porque los datos se diluyen o se enmascaran por el volumen total de vapor y los ácidos y bases débiles que han condensado aguas abajo del agua de punto de rocío.
El agua de punto de rocío se puede analizar para determinar el pH y el cloruro. Es ventajoso analizar el agua de punto de rocío en lugar del agua del acumulador aéreo para determinar el pH y el cloruro porque el agua de punto de rocío es típicamente más limpia y proporciona una respuesta más rápida con una medición más precisa de estos parámetros del sistema. Las pruebas generalmente revelan una diferencia dramática entre las muestras de agua de estas dos ubicaciones. En muchas unidades, la concentración de cloruro en el punto de rocío puede ser de varios cientos de ppm, mientras que una muestra similar tomada del agua del acumulador aéreo puede, al mismo tiempo, ser de 10 a 50 ppm. Por ejemplo, el agua de punto de rocío puede tener un pH de 5,8 y una concentración de iones de cloruro de 93 ppm; mientras que, el agua del depósito del acumulador de la misma unidad puede tener valores de 6,7 y 10, respectivamente.
Asimismo, es posible medir la concentración de iones de hierro (u otros metales, como cobre, molibdeno, níquel, zinc) a partir del agua de punto de rocío. La ubicación preferencial para determinar la concentración de iones de hierro u otro metal es en el depósito de agua del acumulador porque estos iones indican que se ha producido corrosión y se ha eliminado el metal de un componente interno en el sistema aguas arriba del punto de muestra. Debe apreciarse que se puede utilizar cualquier método adecuado para obtener la muestra de agua de punto de rocío. Por ejemplo, los dispositivos para obtener la muestra de agua de punto de rocío se describen en las Patentes de Estados Unidos Núm. 4,335,072, tituladas "Overhead Corrosion Simulator" y 5,425,267, titulada "Corrosion Simulator and Method for Simulating Corrosion Activity of a Process Stream,".
Se podrían medir y/o analizar diferentes parámetros de fluido o del sistema u otros elementos presentes en el sistema. Los parámetros o elementos medidos representativos incluyen al menos el pH; el ion cloruro; Otros parámetros medidos incluyen otros ácidos fuertes y débiles, tales como sulfúrico, sulfuroso, tiosulfuroso, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno; ácidos orgánicos; amoníaco; varias aminas; y depósitos líquidos o sólidos. Se contemplan varios métodos para medir tales parámetros y la invención no se limita a un método particular. Los métodos representativos incluyen, pero no se limitan a los descritos en las Patentes de Estados Unidos Núm.
5,326,482, titulada "On-Line Acid Monitor and Neutralizer Feed Control of the Overhead Water in Oil Refineries"; 5,324,665, titulada "On-Line Method for Monitoring Chloride Levels in a Fluid Stream"; 5302,253, titulada "On-Line Acid Monitor and Neutralizer Feed Control of the Overhead Water in Oil Refineries".
En respuesta a los parámetros del sistema medidos, la Figura 1 muestra puntos de introducción ilustrativos para neutralizadores, inhibidores de formación de película (a veces denominados en la presente descripción como "elementos formadores de capa protectora") y agentes cáusticos. Estos puntos se denominan como "Neutralizador a base de ácido o pH", "Elemento formador de capa protectora a base de hierro" y "Cáustico a base de cloruro". Debería apreciarse que tales productos químicos se pueden añadir en cualquier ubicación adecuada en el sistema,
pero se pueden añadir en el punto indicado en la Figura 1. El neutralizador y el inhibidor de formación de película se pueden añadir aguas arriba de la batería de intercambiadores de calor aéreos 102 y se añade el agente cáustico en la carga de petróleo crudo del sistema de la torre de destilación atmosférica 100. La introducción de dichos productos químicos en el sistema se puede ajustar de forma continua. La introducción de productos químicos se puede ajustar de forma intermitente o en relación con un horario determinado para cada sistema individual.
Se pueden introducir neutralizadores, agentes cáusticos e inhibidores de formación de película en el sistema utilizando cualquier tipo adecuado de bomba de alimentación de productos químicos. Por lo general, las bombas de inyección de desplazamiento positivo se utilizan con alimentación eléctrica o neumática. Las bombas de inyección de flujo continuo se utilizan a veces para garantizar que los productos químicos especiales se inyecten de manera adecuada y precisa en el flujo de proceso que se mueve rápidamente. Aunque se puede utilizar cualquier bomba o sistema de suministro adecuado, las bombas ilustrativas y los métodos de bombeo incluyen los descritos en las Patentes de Estados Unidos Núm. 5,066,199, titulada "Method for Injecting Treatment Chemicals Using a Constant Flow Positive Displacement Pumping Apparatus" y 5,195,879, titulada "Improved Method for Injecting Treatment Chemicals Using a Constant Flow Positive Displacement Pumping Apparatus,".
Los neutralizadores representativos incluyen, pero no se limitan a, 3-metoxipropilamina (MOPA) (CAS # 5332-73-0), monoetanolamina (MEA) (CAS # 141-43-5), N, N-dimetilaminoetanol (DMEA) (CAS # 108 -01-0) y metoxiisopropilamina (MiOpA) (CAS # 37143-54-7).
Como agente cáustico, se prepara típicamente una solución diluida de hidróxido de sodio en una concentración del 5 al 10 % (7,5 a 14° Baume) para facilitar el manejo y mejorar la distribución una vez que se inyecta en el petróleo crudo o en el agua de lavado de la unidad desaladora, por ejemplo. La concentración se puede ajustar de acuerdo con las condiciones ambientales, tal como el punto de congelación en climas fríos.
Los inhibidores de formación de película o elementos formadores de capa protectora que se utilizan en combinación con esta invención en un programa de control de la corrosión en unidades de petróleo crudo son típicamente mezclas solubles de petróleo de amidas e imidazolinas. Estos compuestos ofrecen un buen control de la corrosión con efectos mínimos sobre la capacidad de los hidrocarburos para transportar agua en el sistema.
La Figura 2 muestra un diagrama de flujo del control de la introducción de neutralizadores en el sistema en base al pH medido, método denominado 200. La casilla 202 representa el dispositivo de medición o analizador que proporciona información relacionada con el pH del agua de punto de rocío (o del acumulador). El analizador (por ejemplo, el controlador u operador) determina si el pH se encuentra dentro de un rango óptimo (5,8 a 6,0 en este ejemplo) como se muestra en la casilla 204. Si el pH se encuentra dentro del rango óptimo predeterminado, la lógica sigue la ruta "Sí" y continúa midiendo y analizando. Si el pH no se encuentra dentro de este rango, el método incluye determinar si el pH se encuentra por debajo de 5,8, como se representa mediante la casilla 206, o por encima de 6,0, como se representa mediante la casilla 208. Si el pH se encuentra por debajo de 5,8, el método incluye aumentar la bomba del neutralizador, por ejemplo, en un 5 % o 10 %, como se muestra mediante la casilla 210. Si el pH se encuentra por encima de 6,0, el método incluye disminuir la bomba del neutralizador, por ejemplo, en un 5 % o 10 %, como se muestra mediante la casilla 212.
Debería apreciarse que debería determinarse un control de pH adecuado o un rango óptimo para cada sistema individual. El rango óptimo para un sistema puede variar considerablemente del de otro sistema. Se considera dentro del concepto de la invención tener en cuenta cualquier rango de pH óptimo posible.
Los cambios en la bomba del neutralizador pueden tener una frecuencia limitada. Preferiblemente, los límites de ajuste se establecen en un máximo de 1 por cada 15 min y los ajustes secuenciales en la misma dirección no deben exceder 8. Por ejemplo, después de 8 ajustes totales o un cambio del 50 % o del 100 %, la bomba podría suspenderse durante un período de tiempo (por ejemplo, 2 o 4 horas) y podría activarse una alarma. Si tal situación se presenta, es conveniente activar una alarma para alertar al operador. También se pueden implementar otros límites, tal como la salida máxima de la bomba. Debe apreciarse que se encuentra dentro del ámbito de la invención provocar cualquier número de ajustes en cualquier dirección sin limitación. Dichos límites se aplican según lo determine el operador.
La Figura 3 ilustra un método 300 para controlar la introducción de agentes cáusticos en el sistema accionado por la señal de concentración de iones de cloruro. La casilla 302 representa el dispositivo de medición o analizador que proporciona información relacionada con la concentración de iones de cloruro del agua de punto de rocío. El analizador (por ejemplo, el controlador u operador) determina si la concentración de iones de cloruro se encuentra dentro de un rango óptimo (50 a 100 ppm en este ejemplo) como se muestra en la casilla 304. Si la concentración de iones de cloruro se encuentra dentro del rango óptimo predeterminado, la lógica sigue la ruta "Sí" y continúa midiendo y analizando. Si la concentración de iones de cloruro no se encuentra dentro de este rango, el método incluye determinar si la concentración de iones de cloruro se encuentra por debajo de 50 ppm, como se representa mediante la casilla 306, o por encima de 100 ppm, como se representa mediante la casilla 308. Si la concentración de iones de cloruro se encuentra por debajo de 50 ppm, el método incluye disminuir la bomba de cáustico, por ejemplo, en un 20 %, como se muestra mediante la casilla 310. Si la concentración de iones de cloruro se encuentra
por encima de 100 ppm, el método incluye aumentar la bomba de cáustico, por ejemplo, en un 20 %, como se muestra mediante la casilla 312.
Debería apreciarse que debería determinarse un rango de concentración de iones de cloruro adecuado u óptimo para cada sistema individual. El rango óptimo para un sistema puede variar considerablemente del de otro sistema. Se considera dentro del concepto de la invención tener en cuenta cualquier rango de concentración de iones de cloruro óptimo posible.
Los cambios en la bomba de cáustico pueden tener una frecuencia limitada. Preferiblemente, los límites de ajuste se establecen en un máximo de 1 por cada 30 min y los ajustes secuenciales en la misma dirección no deben exceder 4. Por ejemplo, después de 4 ajustes totales o un cambio del 50 % o del 100 %, la bomba podría suspenderse durante un período de tiempo (por ejemplo, 2 o 4 horas) y podría activarse una alarma. Si tal situación se presenta, es conveniente activar una alarma para alertar al operador. También se pueden implementar otros límites, tal como la salida máxima de la bomba o la contribución máxima de sodio al sistema. Debe apreciarse que se encuentra dentro del ámbito de la invención provocar cualquier número de ajustes en cualquier dirección sin limitación. Dichos límites se aplican según lo determine el operador.
La Figura 4 ilustra un método 400 para controlar la introducción de inhibidores de formación de película en el sistema accionado por la señal de concentración de iones de hierro. En algunos sistemas se puede utilizar otra metalurgia, como monel, titanio, latón, etc. En estos casos, en lugar de una señal de concentración de iones de hierro, se detectaría y analizaría la señal de concentración de iones metálicos apropiada (por ejemplo, cobre, níquel, zinc, etc.). La casilla 402 representa el dispositivo de medición o analizador que proporciona información relacionada con la concentración de iones de hierro del agua del depósito del acumulador. El analizador (por ejemplo, el controlador u operador) determina si la concentración de iones de hierro se encuentra dentro de un rango óptimo (0,05 a 1,0 ppm en este ejemplo) como se muestra en la casilla 404. Si la concentración de iones de hierro se encuentra dentro del rango óptimo predeterminado, la lógica sigue la ruta "Sí" y continúa midiendo y analizando. Si la concentración de iones de hierro no se encuentra dentro de este rango, el método incluye determinar si la concentración de iones de hierro se encuentra por debajo de 0,05 ppm, como se representa mediante la casilla 406, o por encima de 1,0 ppm, como se representa mediante la casilla 408. Si la concentración de iones de hierro se encuentra por debajo de 0,05 ppm, el método incluye disminuir la bomba del inhibidor de formación de película (es decir, el elemento formador de capa protectora) en, por ejemplo, un 5 %, como se muestra mediante la casilla 410. Si la concentración de iones de hierro se encuentra por encima de 1,0 ppm, el método incluye aumentar la bomba del elemento formador de capa protectora, por ejemplo, en un 5 %, como se muestra mediante la casilla 412.
Los iones metálicos existen comúnmente en dos o más estados de oxidación. Por ejemplo, el hierro existe en Fe2+ y Fe3+ además de encontrarse presente en estados solubles (partículas finas e iónicas), en estados insolubles (es decir, filtrables), etc. El análisis y control de iones metálicos incluye la medición o predicción de cualquier combinación (o todas) de tales permutaciones presentes en el sistema.
Los cambios en la bomba del inhibidor de formación de película tienen una frecuencia limitada. Preferiblemente, los límites de ajuste se establecen en un máximo de 1 por cada 30 min y los ajustes secuenciales en la misma dirección no deben exceder 4. Por ejemplo, después de 4 ajustes totales o un cambio del 50 % o del 100 %, la bomba podría suspenderse durante un período de tiempo (por ejemplo, 2 o 4 horas) y podría activarse una alarma. Si tal situación se presenta, es conveniente activar una alarma para alertar al operador. También se pueden implementar otros límites, tal como la salida máxima de la bomba. Debe apreciarse que se encuentra dentro del ámbito de la invención provocar cualquier número de ajustes en cualquier dirección sin limitación. Dichos límites se aplican según lo determine el operador.
La Figura 5 muestra un método 500 para controlar la anulación de la introducción de neutralizadores, agentes cáusticos y de elementos formadores de capa protectora en el sistema provocada por los grados de corrosión, derivados de una o más sondas de corrosión u otro dispositivo de detección del grado de corrosión en cualquier punto en el sistema. La mayoría de las unidades de petróleo crudo utilizan sondas de corrosión de tipo resistencia eléctrica ubicadas en la entrada y/o la salida de los intercambiadores de calor aéreos. Aunque se contempla cualquier tipo de dispositivo de detección de corrosión, se prefiere el tipo mencionado anteriormente.
La casilla 502 representa una o más sondas de corrosión que proporcionan información relacionada con los grados de corrosión en el sistema. El analizador (por ejemplo, el controlador u operador) determina si el grado de corrosión es mayor que un grado predeterminado (25 mpy en este ejemplo) como se muestra en la casilla 504. El grado de corrosión procesable se determina típicamente caso por caso por un experto en la técnica y depende de una multitud de factores del sistema. Si el grado de corrosión es menor que un grado aceptable predeterminado, la lógica sigue la ruta "No" y continúa midiendo y analizando. Si el grado de corrosión se encuentra por encima del grado aceptable predeterminado, el método incluye anular todas las demás programaciones y activar una alarma, como se muestra mediante la casilla 506. En modalidades alternativas, en lugar de anular, otra programación se podría modificar según lo determine un operador o controlador. En este ejemplo, la anulación incluye aumentar las velocidades de la bomba del neutralizador, del agente cáustico y del elemento formador de capa protectora en, por
ejemplo, un 20 %, como se muestra mediante la casilla 508. En otras modalidades, las velocidades de la bomba se cambian individualmente según lo determine un operador o controlador.
Aunque las sondas de corrosión (por ejemplo, sondas de corrosión de resistencia eléctrica, sondas de polarización lineal y/ o cualquier otro método adecuado para determinar la pérdida de metal) se pueden colocar en cualquier ubicación conveniente en el sistema, preferiblemente se colocan en ubicaciones históricamente confiables en el sistema. Además, si, por ejemplo, se activan 2 anulaciones durante un período de 12 horas, generalmente se inicia una verificación de confiabilidad para garantizar que las sondas de corrosión se encuentren funcionando correctamente. Si tal situación se presenta, es conveniente activar una alarma para alertar al operador. También se pueden implementar otros límites, tal como la salida máxima de la bomba. Debe apreciarse que se encuentra dentro del ámbito de la invención provocar cualquier número de ajustes en cualquier dirección sin limitación. Dichos límites se aplican según lo determine el operador.
Lo anterior puede entenderse mejor con referencia a los siguientes ejemplos, que se destinan a fines ilustrativos y no se destinan para limitar el ámbito de la invención.
Ejemplo 1
Un grupo de analizadores en línea en un compartimiento a prueba de explosión que recibe una muestra de agua de un dispositivo de muestreo de agua de punto de rocío. Los datos generados por estos analizadores se acondicionarían adecuadamente para enviar una señal de control a varias bombas de inyección de productos químicos del proceso. Un Controlador Lógico Programable (PLC) programado por un experto en la técnica convertiría los datos sin procesar en señales de control de la bomba. Un sistema típico incluiría uno o más de los siguientes componentes: un analizador de cloruro; un analizador de hierro; un dispositivo de monitoreo del grado de corrosión; la conductividad; un medidor de pH; un dispositivo de muestreo de agua de punto de rocío; un compartimiento a prueba de explosiones Clase I, Div II; un PLC con capacidad para múltiples entradas/salidas; una programación lógica para convertir datos de cloruro, pH y hierro en control de velocidad de la bomba; y conexiones inalámbricas o cableadas desde el PLC a las bombas.
Ejemplo 2
Mejora del control para cada uno de los tres parámetros de prueba, la concentración de iones de cloruro, el pH y la concentración de iones de hierro. De estos tres, el cloruro suele ser el más dañino si no se controla adecuadamente. El gráfico de la Figura 6 demuestra la capacidad de mejora del control de la concentración de iones de cloruro (la línea de puntos indica la concentración óptima). Un concepto similar de mejor control mediante el método de la invención se aplicará al pH, la concentración de iones de hierro y a otros parámetros del sistema, lo que finalmente resultará en la reducción del grado de corrosión con respecto a los niveles anteriores y en la extensión del funcionamiento de los equipos.
La Figura 6 muestra varios aumentos de la concentración de cloruro por encima del límite de control superior a partir de datos reales de una unidad de petróleo crudo. Los aumentos de cloruro son dañinos para los equipos y un examen posterior de los datos revelará un aumento de la corrosión y la incrustación durante estos episodios. Tales aumentos son más frecuentes y dañinos cuando se cambia la lista de petróleo crudo a un petróleo crudo desafiante o de oportunidad. El aumento de la concentración de iones de cloruro generalmente ocurre con un aumento concomitante de la corrosión de los equipos de procesamiento y la subsiguiente incrustación debido a la deposición de subproductos de la corrosión. La sección del gráfico de la Figura 6 denominada "Control a Implementar" demuestra cómo se utilizaría el método de la invención para estabilizar la concentración de iones de cloruro cuando se dispone de datos más frecuentes, para minimizar (o eliminar) las interrupciones.
Ejemplo 3
El gráfico de la Figura 7 ilustra los valores de concentración de iones de cloruro y pH registrados en el tiempo para una unidad de petróleo crudo real (las líneas de puntos indican concentraciones óptimas). Puede observarse que una caída en el valor de pH generalmente acompaña a aumentos ascendentes en la concentración de iones de cloruro. Tales caídas en el pH generalmente resultan en un aumento de la corrosión y la subsiguiente incrustación (debido a los subproductos de la corrosión) de los equipos de intercambio de calor. La sección de la gráfica denominada "Control a Implementar" demuestra cómo se utilizaría el método de la invención para estabilizar la concentración de iones de cloruro y el pH, reduciendo de esta manera la corrosión y la incrustación en el sistema. La variación uniforme de los valores de cloruro de entrada permite un control más estricto del pH y una utilización más estable y predecible de los productos químicos.
Debe entenderse que diversos cambios y modificaciones de las modalidades presentes preferenciales descritas en la presente descripción serán evidentes para los expertos en la técnica. Por lo tanto, se pretende que tales cambios y modificaciones se tengan en cuenta en las reivindicaciones adjuntas.
Claims (12)
1. Un método para optimizar en tiempo real una pluralidad de diferentes parámetros del sistema en un flujo de proceso de una unidad de petróleo crudo para reducir la corrosión y/o la deposición de subproductos de la corrosión en la unidad de petróleo crudo, en donde una pluralidad de composiciones que incluyen al menos una composición neutralizante y un agente cáustico se añaden al flujo de proceso de la unidad de petróleo crudo y, la pluralidad de diferentes parámetros del sistema se selecciona del grupo que incluye: el potencial de oxidación-reducción; el pH; los niveles de varios productos químicos o iones que incluyen cloruro, iones de hierro, iones de metales que no contienen hierro, amoníaco, diversas aminas, ácidos fuertes o débiles que incluyen sulfúrico, sulfuroso, tiosulfuroso, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno; la temperatura; la presión; el caudal del flujo de proceso; y sólidos disueltos o suspendidos, la pluralidad de diferentes parámetros del sistema que incluye al menos el pH y la concentración de iones de cloruro, el método para cada parámetro del sistema de la pluralidad de diferentes parámetros del sistema que comprende:
(a) medir una propiedad asociada con el parámetro del sistema en uno o más puntos en la unidad de petróleo crudo;
(b) determinar un rango óptimo asociado con la propiedad medida, en donde el rango óptimo se define opcionalmente por el usuario;
(c) (i)convertir la propiedad medida en una señal eléctrica de entrada capaz de transmitirse a un controlador y (ii) transmitir la señal eléctrica de entrada al controlador en tiempo real;
(d) si la propiedad medida se encuentra fuera del rango óptimo asociado con esa propiedad, el controlador provoca un cambio en el flujo de entrada de una composición en el flujo de proceso en tiempo real, la composición es capaz de ajustar la propiedad asociada con el parámetro del sistema, de manera que restablezca la propiedad medida dentro de dicho rango óptimo;
en donde el flujo de entrada de la composición neutralizante se cambia para ajustar el pH y el flujo de entrada del agente cáustico se cambia para ajustar la concentración de iones de cloruro;
en donde la composición neutralizante es una amina neutralizante y, el agente cáustico es hidróxido de sodio (NaOH); y
en donde cada parámetro diferente del sistema tiene una propiedad única asociada.
2. El método de la Reivindicación 1 que comprende, además, usar una interfaz inalámbrica para transmitir y/o recibir señales.
3. El método de la Reivindicación 1, en donde el controlador se hace funcionar para: (i) recibir cada señal eléctrica de entrada transmitida; (ii) convertir cada señal eléctrica recibida en un valor numérico de entrada; (iii) analizar cada valor numérico de entrada; (iv) generar un valor numérico de salida para cada valor numérico de entrada; (v) convertir cada valor numérico de salida en una señal eléctrica de salida; y (vi) transmitir cada señal eléctrica de salida.
4. El método de la Reivindicación 3, en donde el controlador se hace funcionar para: (i) analizar cada valor numérico de entrada y (ii) determinar si cada valor numérico de entrada corresponde al rango óptimo asociado con cada propiedad medida.
5. El método de la Reivindicación 4, en donde si el valor numérico de entrada no corresponde al rango óptimo, la señal eléctrica de salida transmitida provoca el cambio en el flujo de entrada de la composición en el flujo de proceso, la composición que es capaz de ajustar la propiedad asociada con el parámetro del sistema de una manera que provoque que el valor numérico de entrada se corresponda con el rango de entrada óptimo.
6. El método de la Reivindicación 1, en donde la unidad de petróleo crudo tiene una pluralidad de componentes que incluyen una torre atmosférica con al menos un intercambiador de calor y, en donde el pH y la concentración de iones de cloruro se derivan de una muestra de agua de punto de rocío y/o una muestra de agua del depósito del acumulador en la unidad de petróleo crudo y la concentración de iones de hierro o la concentración de iones metálicos que no contienen hierro se deriva de la muestra de agua del depósito del acumulador en la unidad de petróleo crudo.
7. El método de la Reivindicación 6, que incluye obtener la muestra de agua de punto de rocío y/o la muestra de agua del depósito con un dispositivo de muestreo en línea, opcionalmente automático.
8. El método de la Reivindicación 1, que incluye hacer funcionar el método de forma continua, automática y en línea.
9. El método de cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 8, en donde el controlador es un controlador manual.
10. El método de cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 8, en donde el controlador es un controlador automático.
11. El método de cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 8, en donde la composición neutralizante es una amina, opcionalmente seleccionada a partir del grupo que incluye 3-metoxipropilamina (MOPA), monoetanolamina (MEA), N,N-dimetilaminoetanol (DMEA) y metoxiisopropilamina (MIOPA).
12. Un medio de almacenamiento legible por ordenador que comprende instrucciones que, cuando se ejecutan mediante un ordenador, provocan que el ordenador lleve a cabo las etapas del método de la reivindicación 1.
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