ES2856264T3

ES2856264T3 - Método y aparato para el tratamiento de equipos petrolíferos

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Publication number: ES2856264T3
Application number: ES13712183T
Authority: ES
Inventors: Marcello Ferrara
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2012-04-16
Filing date: 2013-03-15
Publication date: 2021-09-27
Anticipated expiration: 2033-03-15
Also published as: CA2908494A1; US20170037327A1; PT2859069T; HUE052660T2; ITRM20120162A1; EP2859069A1; RU2015141566A; WO2013156228A1; US10106752B2; US9328300B2; US20130270157A1; PL2859069T3; CA2908494C; EP2859069B1; RU2642421C2

Abstract

Un método para limpiar una planta de petróleo preparada para procesar petróleo crudo o equipo de la planta de petróleo durante el funcionamiento de dicha planta de petróleo, que comprende: mantener, durante un período de tratamiento, la planta de petróleo en una condición operativa de producción, típica de la propia planta, que incluye el suministro de alimentación fresca a la planta de petróleo; mientras se mantiene la planta de petróleo en condiciones de operación de producción, se llevan a cabo tanto a) como b); a) introducir en la planta de petróleo, durante el período de tratamiento, primeros y segundos fluidos de tratamiento a base de hidrocarburos de producción propia; b) variando una tasa de alimentación establecida, presente al inicio de la limpieza de la planta de petróleo o el equipo de la planta de petróleo, que establece rangos de tasa de alimentación desde una tasa de operación máxima para la planta de petróleo, que incluye una tasa de diseño para la planta de petróleo, a una tasa de operación mínima que se fija a un nivel para satisfacer un estado de operación de producción mínima en la planta de petróleo; en el que dicha introducción de dichos fluidos de tratamiento basados en hidrocarburos primeros y segundos, y dicha variación de la tasa de alimentación del tratamiento, genera una fuente adicional para la distalización con respecto a la cantidad proporcionada por la tasa establecida; y destilar dicha fuente adicional para la destilación con el fin de autoproducir dicho primer y segundo fluidos de tratamiento a base de hidrocarburos para limpieza de plantas y recircular al menos una parte de dichos fluidos de tratamiento basados en hidrocarburos primeros y segundos autoproducidos dentro de la misma planta de petróleo o equipo para crear un circuito cerrado o semicerrado durante el funcionamiento de la planta, mientras que otra parte de los destilados constituye la producción de la planta de petróleo y/o el flujo normal de destilado, a fin de lograr un aumento del rendimiento de la destilación y la reducción de la formación de coque en los catalizadores y la eliminación de coque en los catalizadores.

Description

DESCRIPCIÓN

Método y aparato para el tratamiento de equipos petrolíferos

La presente invención proporciona un método y un aparato para tratar equipos de petróleo en los que fluye un fluido, preferiblemente del tipo hidrocarburo, y en el que el tratamiento se realiza estableciendo un circuito de circulación de flujo cerrado o semicerrado, durante las operaciones normales de producción del equipo. El tratamiento puede referirse a la limpieza del equipo, para producir una mejora en comparación con las condiciones normales de funcionamiento y/o una reducción de la formación de coque y/o la eliminación de coque en los catalizadores.

Campo de la invención

La presente invención incluye un método y un aparato para limpiar equipos de petróleo, preferiblemente del tipo de procesamiento de hidrocarburos, en donde la limpieza se realiza estableciendo un circuito de circulación de flujo cerrado o semicerrado, durante las operaciones normales de producción de dicho equipo.

La presente invención realiza la limpieza del equipo durante el funcionamiento normal de la planta de la que forma parte, sin necesidad de excluirlo del ciclo de producción y/o sin necesidad de detener la producción y/o el flujo del fluido que normalmente fluye en dicho equipo. Esta es una mejora con respecto al estado actual de la técnica.

Al limpiar equipos de petróleo con un circuito de circulación de flujo cerrado o semicerrado, la presente invención realiza, entre otras (por ejemplo, en comparación con los sistemas de limpieza mecánica comunes), las siguientes mejoras: i) eliminación del desmantelamiento y/o apertura de equipos y/o fuera de servicio; ii) reducción del tiempo de limpieza; iii) recuperación y reutilización de productos incrustantes; iv) lograr la limpieza simultánea de múltiples equipos; v) reducción de las pérdidas de producción derivadas de la puesta fuera de servicio de los equipos.

La presente invención también da cuenta de un nuevo método de diseño/ingeniería para dimensionar equipos petroleros, en el que dicho dimensionamiento se puede realizar sin tener en cuenta la reducción del rendimiento debido a incrustaciones.

Otras técnicas están disponibles en el estado de la técnica que realizan la limpieza de equipos en un circuito de circulación de flujo cerrado (ninguno de estos opera con un circuito de circulación de flujo semicerrado), pero tales técnicas implican, el equipo y/o la planta de la que forman parte, para ser excluido del ciclo de producción o incluso para toda la planta para estar fuera de producción. La presente invención mejora el estado de la técnica al realizar la limpieza de los equipos y/o de la planta de la que forman parte, sin detener el ciclo de producción, durante el funcionamiento normal de la planta.

La presente invención también proporciona un aumento de rendimiento y/o reducción de la formación de coque o eliminación de coque en catalizadores en una planta de petróleo.

Estado actual

En términos generales, el ensuciamiento de los equipos de proceso se debe a la deposición de compuestos pesados. Para los propósitos de la presente invención, el término "compuestos pesados" significa compuestos químicos, solos o mezclas de los mismos, que tienen un punto de ebullición a 100 °C. Tales compuestos pesados generalmente aparecen como un depósito dentro de dicho equipo, con el equipo relacionado funcionando mal, y generalmente son el resultado de la degradación de los fluidos que son parte del proceso. A veces, la degradación puede incluso conducir a depósitos de coque y similares. En algunos procesos, especialmente los petroquímicos, estos compuestos pesados aparecen como compuestos poliméricos. Por tanto, es necesario eliminar dichos compuestos pesados del equipo para recuperar su rendimiento normal.

Las plantas de petróleo sufren de suciedad en los equipos. Tal como se utiliza en la presente invención, los términos "planta de petróleo" o "planta" se refieren a cualquier planta industrial en la que se procesa un petróleo crudo o cualquier derivado de petróleo crudo, directo o indirecto, que se derive del procesamiento de uno o más derivados (s) del petróleo crudo. Debe tenerse en cuenta que incluso el petróleo crudo tal como se extrae da lugar a problemas de ensuciamiento dentro de la planta industrial debido a la precipitación de compuestos pesados dentro de los equipos de producción. Por ejemplo, los separadores de petróleo y gas, las columnas de estabilización/destilación, los intercambiadores de calor y los filtros están sujetos a dicha contaminación. Una vez que el petróleo crudo se procesa en las plantas de refinación, estas plantas de refinación también experimentan un fuerte ensuciamiento de compuestos. El ensuciamiento generalmente aumenta al aumentar la temperatura del proceso y/o al tener una carga para plantas más pesado y/o una carga compuesta por residuos de las plantas precedentes. Entre los equipos que experimentan ensuciamiento, se pueden mencionar, como ejemplos explicativos pero no limitativos: columnas de destilación (incluidos sus internos), hornos, reactores (incluidos sus catalizadores), filtros, bombas, líneas e intercambiadores de calor. Toda la industria de procesamiento de hidrocarburos está experimentando este problema, desde los campos petroleros hasta las plantas de refinación y petroquímicas, así como la producción de productos químicos finos. Entre las plantas de refinado sujetas a ensuciamiento se pueden mencionar, por ejemplo: Topping (CDU), Vacuum (VDU), Visbreaking (VBU), Fluid Catalytic Cracking (FCC), Resid Catalytic Cracking, Hydrotreating, Hydrofining, Unionfining, Reforming, Coking, Hydrocracking, Thermal Cracking, Deasphalting, Alkylation, Isomerization, Demetallization, Dewaxing, Flexi- coking, Flexicracking, GO-Fining, Isocracking, LC-Fining, Magnaforming, Lube and wax processing, Lube Isocracking, Lube oil dewaxing, Platforming, Resid Oil Supercritical Extraction (ROSE), Residfining, Residue thermal cracking, Selective Yield Delayed Coking (SYDEC), Solvahl Solvent Deasphalting, Unicracking, Continuous Catalytic Reforming (CCR), Aromatics extractive distillation, Asphalt oxidation, Gasification, Desulfurization, Hydrodesulfurization, Olefins recovery, Spent oil lube re-refining; y en general todas las plantas que son parte de una refinería de petróleo y/o sitios relacionados.

En las plantas petroquímicas, las incrustaciones de compuestos pesados aparecen, además de los propios compuestos pesados, también como compuestos poliméricos que obstruyen los equipos. Tal fenómeno es particularmente fuerte en las plantas que producen materias primas para la industria de polímeros/caucho o que producen directamente copolímero/caucho. Entre las plantas petroquímicas sujetas a ensuciamiento se pueden mencionar, por ejemplo: Etileno, Butadieno, Fenol, Cumeno, Alfa olefinas, Aromáticos BTX, Alquilbenceno, Caprolactama, Tereftalato de dimetilo, Polietileno, Polipropileno, Poliestireno, PVC, Estireno, Cloruro de vinilo monómero, Isomerización de xileno, Caucho estireno-butadieno (SBR), Caucho nitrilo-butadieno (NBR), Acrilonitrilo, Acrilonitrilo-Estireno-Butadieno (ABS), Toluendiisocianato (TDI), Parafina normal, ISOSIV; y en general todas las plantas petroquímicas.

En todos los casos ejemplares anteriores, el ensuciamiento reduce el rendimiento de la planta y hace necesario el apagado del equipo, la puesta fuera de servicio, el desmantelamiento, la limpieza y la puesta en servicio posterior y luego volver a ponerlo en funcionamiento. En cualquier caso, los costos asociados al ensuciamiento implican: i) costos de energía, ya que es más difícil suministrar o intercambiar calor cuando el equipo está sucio, con el consiguiente aumento en el consumo de combustible; ii) costos de pérdida de producción, ya que el ensuciamiento limita el rendimiento y/o el rendimiento de la planta o puede conducir a un cierre anticipado; iii) costos de mantenimiento, como una empresa especializada en la limpieza mecánica del equipo; iv) costos ambientales, ya que los desechos se generan y deben eliminarse (con los costos relacionados con la eliminación de desechos); Las cargas ambientales, junto con la eliminación de desechos, la generación de emisiones de contaminantes en el aire, incluyeron las relacionadas con un mayor consumo de combustible. Los costos anteriores son casi inevitables con las tecnologías actuales. Las formas de aplicación de la presente invención son adecuadas para evitar o al menos reducir hasta cierto punto todos o algunos de los problemas indicados anteriormente.

En el estado actual de la técnica de limpieza de equipos implica una limpieza a medida de cada equipo. Los intercambiadores de calor se limpian generalmente mediante extracción de la carcasa y lavado con chorro de agua a alta presión (con presiones incluso > 600 bar), generalmente en un lugar diferente al lugar donde se encuentra el equipo. Las columnas de destilación se limpian manualmente (p. ej., raspando) y/o lavando con chorro de agua a alta presión. Los filtros y bombas se limpian mediante desmontaje y limpieza manual. En un horno, el coque se elimina, por ejemplo, haciendo fluir una mezcla de aire/vapor o insertando y haciendo funcionar un pig. En un catalizador, el coque se elimina después de descargar el catalizador del reactor y mediante la combustión de coque controlada ex situ. Para realizar dicha operación el catalizador se envía a una planta de regeneración específica de una empresa especializada.

Las operaciones anteriores, además de tener los inconvenientes mencionados, también pueden provocar daños en el equipo que se desea limpiar. Para extraer los haces de intercambiadores de calor, por ejemplo, se requiere su elevación por medio de una grúa y eslingas o un extractor: esto provoca que los haces se doblen y, a su vez, se dañen los tubos y mandrinados; Además, la extracción y el reensamblaje de los cabezales flotantes pueden provocar fugas potenciales cuando la junta no está colocada perfectamente. La descoquización por aire/vapor de los hornos, además de un tiempo de inactividad prolongado, puede provocar la carburación de las bobinas, lo que podría provocar la rotura del tubo. Por último, en una planta de petróleo, la limpieza de equipos se realiza para cada pieza individual de equipo, con diferentes tiempos, y con un fuerte uso de mano de obra.

Al realizar la limpieza de equipos en un sistema cerrado o semicerrado, durante el funcionamiento de la planta, se evita la apertura de dichos equipos y/o se evitan los daños potenciales derivados de las técnicas actuales, y/o se prevé una reducción en la generación de residuos, y/o emisiones en el aire, y/o se prevé la limpieza de más equipos simultáneamente y, por tanto, se puede lograr una mejora con respecto al estado de la técnica. Siempre que dicha limpieza del sistema cerrado o semicerrado se realice sin detener la producción y/o el flujo del fluido que pasa por dicho equipo y/o la planta en la que dicho equipo forma parte, se puede obtener una mejora adicional de la técnica. La presente invención realiza una mejora respecto al estado de la técnica al lograr la limpieza del equipo y/o de la planta de petróleo mediante un circuito de circulación cerrado o semicerrado dentro del equipo y/o planta de petróleo que se desea limpiar y mediante la introducción de un primer y/o segundo fluido de hidrocarburos en dicho circuito de circulación cerrado o semicerrado, durante el funcionamiento normal del equipo y/o de la planta de petróleo, sin detener la planta y/o sin retirar el fluido que atraviesa dicho equipo y/o dicha planta de petróleo.

En el estado actual de la técnica se encuentran disponibles muchos productos químicos que se utilizan para prevenir la contaminación de los equipos de petróleo. Dichos productos químicos se introducen en pequeña cantidad (por ejemplo, máximo 100 ppm) en la carga durante el funcionamiento normal de la planta, con la planta en el modo de producción y con los productos producidos saliendo completamente de la planta (sin ningún tipo de cierre o semicerrado) circuito de circulación que introduce dichos productos químicos en el interior de la planta de petróleo).

Dichos productos químicos se inyectan normalmente de forma continua los 365 días del año. Además, su tasa de dosificación es normalmente constante y no depende en ningún caso del tiempo de inyección. En ningún caso dichos productos químicos se inyectan durante una fase de circulación cerrada o semicerrada, en la que se reintroduce un destilado en la planta de petróleo con el fin de limpiar uno o más equipos y/o aumentar el rendimiento de la destilación y/o reducir el coque. formación sobre catalizadores y/o para eliminar el coque de los catalizadores. Finalmente, dichos productos químicos no limpian los equipos sucios y, por lo tanto, se utilizan en su lugar para evitar que los equipos se ensucien. De hecho, a pesar de la inyección de dichos productos químicos, el equipo tratado con dichos productos químicos se ensucia de todos modos; como prueba de ello, el equipo tratado se limpia mecánicamente tanto durante el funcionamiento normal de la planta como durante el cierre de la planta. En general, la parada de la planta es principalmente dictada por la necesidad de limpieza mecánica de equipos sucios. La patente US 5076856 describe un sistema para limpiar intercambiadores de calor en el que fluye un disolvente durante aproximadamente 15 minutos, seguido de un lavado con aire comprimido; el sistema funciona como un circuito abierto. La patente US 5425814 describe una aplicación que presenta un método de descontaminación de circuito cerrado, que usa productos químicos para disolver en agua; el agua y los productos químicos circulan en los equipos mientras quedan excluidos del ciclo de producción. La patente Us 6273102 describe un método para descargar un catalizador, que usa productos químicos para ablandar/humedecer/descargar de forma segura un catalizador de un reactor durante el cierre de la planta; es decir, cuando el reactor se excluye del ciclo de producción y la planta se apaga. La patente US 7682460 describe un método de limpieza de circuito cerrado que usa productos químicos disueltos en la fase de hidrocarburos; los hidrocarburos y los productos químicos circulan en el equipo cuando éste se excluye del ciclo de producción; las líneas que ya forman parte de la planta de petróleo se utilizan para la circulación, sin realizar ninguna modificación en dicha planta de petróleo para extraer un hidrocarburo autoproducido en la planta y reintroducirlo dentro de la misma planta de petróleo.

La patente W02008/070299 describe un aparato para la limpieza en línea y el mantenimiento de la limpieza de un tubo intercambiador de línea de transferencia. Esta invención es de aplicación exclusiva para la limpieza de un solo tubo de un equipo muy particular, que es un TLE (que se utiliza exclusivamente en una planta de Etileno). Aún más particularmente, la invención se limita exclusivamente a la limpieza de un tipo particular de TLE, que es el tipo de tubería doble, configuración "lineal", anular, a través del orificio. El aparato no incluye ningún medio de circulación. La invención realiza prácticamente un lavado intermitente del tubo de este equipo tan particular y no se proporciona circulación; además, el medio de lavado y el aparato difieren completamente de los descritos por la presente invención. El medio de lavado se extrae de un colector de distribución existente de la planta y no se produce por sí mismo según la presente invención. Las condiciones operativas durante el lavado permanecen constantes, a diferencia de la presente invención. El lavado realiza un aumento de la velocidad de masa en el TLE y elimina el incrustante por acción mecánica, barriéndolo, en la etapa de su formación temprana, antes de que se asocie para formar un depósito duro, como opuesto a la presente invención. donde la velocidad de la masa no se ve afectada y la suciedad se elimina incluso cuando forma un depósito duro. De hecho, el medio de lavado es normalmente vapor. Otra limitación de la invención es que no se proporciona limpieza de varios/diferentes tipos de equipos. La presente invención proporciona de hecho un método/aparato/productos químicos para limpiar todos los tipos de plantas petroleras y equipos relacionados en su conjunto, no para la limpieza de un solo tubo de un equipo particular en una planta particular, y para limpiar simultáneamente muchos piezas de este o diferente equipo. La patente US2009/0266742 proporciona un método para reducir el ensuciamiento del horno en una planta de coquización retardada, aumentando la aromaticidad de la carga tras la introducción en la carga de un gasóleo aromático y/o un gasóleo aromático hidrotratado. La cantidad introducida en la carga depende de las propiedades de esta, en particular de su aromaticidad. Esta invención solo se puede aplicar a una planta de coquización retardada y solo al horno de dicha planta, con el fin de reducir el ensuciamiento del horno (no limpiarlo). Para aumentar la aromaticidad de la carga, debe introducirse en la carga al menos una corriente de aceite de decantación (al menos 20% en peso). La invención utiliza etapas que son completamente diferentes a las de la presente invención. La presente invención no depende de la aromaticidad de la carga (y no introduce ningún aceite decantado en la carga) y proporciona de hecho un método/aparato/productos químicos para limpiar todos los tipos de plantas petroleras y equipos relacionados en su conjunto, no para el limpieza de un solo equipo de una planta en particular, y limpiar simultáneamente muchas piezas del este o diferente equipo.

La patente WO2011/126880 proporciona un método para seleccionar un disolvente o una mezcla de disolventes útil para reducir la suciedad o limpiar los depósitos existentes en el fraccionamiento de gasolina, el sistema de agua de enfriamiento y la sección de recuperación de producto. La invención utiliza pasos que son completamente diferentes a los de la presente invención y, en cualquier caso, el paso preliminar para realizar cualquier otro paso es determinar la naturaleza de las incrustaciones (seguido de la selección del disolvente). La finalidad principal de la invención es la selección de un disolvente o mezcla de disolventes, que luego podría usarse para reducir las incrustaciones o para limpiar. Además, el o los disolventes seleccionados dependen de la composición de la carga y están limitados por cambios en la composición de la carga, que afectan a la idoneidad del o los disolventes seleccionados para dispersar eficazmente el ensuciador. La invención no define ningún aparato para realizar la limpieza, ya que su alcance es seleccionar uno o más solventes. La invención no define ningún método para llevar a cabo la limpieza, no define ninguna condición de operación en la que se deba utilizar el (los) disolvente (s) seleccionado (s), así como tampoco define cómo ejecutar el modelo termodinámico para la selección del disolvente (s). La invención está limitada por la determinación de la naturaleza del incrustante, que es obligatoria para realizarla. De hecho, la presente invención no requiere ningún paso para seleccionar un disolvente, incluida la determinación de la naturaleza del incrustante, ya que todos los compuestos químicos que se utilizarán están claramente definidos por el ciclo de producción. Además, la presente invención proporciona un método/aparato para limpiar depósitos existentes sin la necesidad de la selección preliminar de ningún disolvente e independientemente de determinar la naturaleza del ensuciamiento.

La patente WO96/20255 se refiere a un método/planta de craqueo con vapor flexible, en el que la limpieza del horno (descoquización) se realiza inyectando partículas sólidas. La invención es aplicable únicamente a la planta de Etileno y está limitada por la inyección de las propias partículas, lo que crea muchos problemas operativos, incluido el daño del equipo. Además, el horno debe estar fuera de producción para realizar la invención, es decir, en condiciones de carga.

La patente US6485578 describe un proceso de limpieza química para eliminar la suciedad de las líneas de proceso. La invención está limitada por su funcionamiento en condiciones de carga y por ser aplicable únicamente a una unidad de destilación en crudo.

Todo el estado de la técnica de limpieza de los equipos de proceso, por lo tanto, la exclusión del ciclo de producción de los equipos que se desean limpiar y eventualmente el cierre de la planta o el cierre de piezas individuales de equipos. Este es un problema técnico grave porque la limpieza implica una producción reducida/parada de la planta y/o de dichos equipos. Además, en el estado de la técnica, la circulación de una planta se realiza únicamente en circuito cerrado, generalmente durante las operaciones de parada antes del mantenimiento y en ningún caso durante el funcionamiento de la planta. En ningún caso se realiza una circulación semicerrada.

Según la presente invención, el término "circulación de circuito semicerrado" define un proceso en el que un fluido de hidrocarburos producido en una planta de petróleo, que por lo tanto es una parte de la producción normal, está: i) saliendo parcialmente de la planta de petróleo (como es normal) proceso de producción) y, ii) retirados parcialmente de una o más plantas e introducidos en una o más plantas, preferiblemente aguas arriba del equipo que se desea limpiar; y en una aplicación preferencial, dicho fluido de hidrocarburos se destilará a continuación y se volverá a extraer y reintroducir, continuando así el ciclo.

Durante el funcionamiento de una planta, el equipo se incluye activamente en el ciclo de producción y el fluido del proceso lo atraviesa por completo según las condiciones de diseño. El funcionamiento de una planta implica la introducción en la entrada de una planta de una carga, específico para esa planta, y la presentación de los diversos equipos en las condiciones del proceso, en particular temperatura y presión (por ejemplo, un estado de operación normal o ejecución normal), como para producir productos específicos en la salida de la planta. Como se usa en la presente invención, el "estado de funcionamiento normal" o "funcionamiento normal", y similares, define una condición de la planta en la que los destilados cumplen uno o más criterios o especificaciones preestablecidos para producir dichos destilados. adecuado para la producción de la planta. Por ejemplo, en una Unidad de Destilación de Crudo (CDU o Topping), el crudo se introduce en la entrada de una planta y en la salida se produce GLP, gasolina, queroseno, gasóleo, residuo atmosférico; la tasa de carga normalmente depende de las necesidades de producción de la CDU y/o de la refinería. El rendimiento de los productos en la salida de una planta ("rendimiento de destilación", "rendimiento de la planta" o "rendimiento de conversión) depende de muchos factores, pero es el mismo para la misma carga en las mismas condiciones de funcionamiento. La parada de la planta o la reducción de la carga son una penalización para el propietario de la planta.

En el estado actual de la técnica, durante la limpieza de uno o más equipos faltan las condiciones normales de funcionamiento en el sentido de que, para realizar la limpieza, dicho equipo se excluye del ciclo de producción y el fluido de proceso no pasa a través de este, a diferencia de las condiciones de diseño, y/o la propia planta se para o se reduce su rendimiento para permitir dicha exclusión (obviamente, al faltar una o más piezas de la planta diseñadas para un estado en línea o para uso normal de la planta, lo mismo no se puede ejecutar con el mismo rendimiento). En el estado actual de la técnica, el principal problema técnico que dificulta la limpieza de los equipos durante el funcionamiento de una planta es atribuible a la parada de producción de la planta y/o la interrupción del flujo normal que atraviesa dicho equipo para proceder a su limpieza.

En el estado actual de la técnica no se pensaba lograr la limpieza de los equipos durante el funcionamiento de la planta porque todas las técnicas existentes implicaban la parada del flujo normal que pasa por dichos equipos. En el estado actual de la técnica no se pensaba realizar una circulación interna de destilados, mediante un circuito cerrado o semicerrado, pues en todas las plantas petroleras existentes los destilados son extraídos completamente de dicha planta, o de los equipos por donde pasan, una vez producidos. En el estado actual de la técnica finalmente no se pensó en hacer circular un destilado aguas arriba del equipo que se desea limpiar mediante la "autoproducción" de dicho destilado mediante una variación de la velocidad de carga, porque la velocidad de carga está definida exclusivamente por las necesidades de producción (demanda del mercado) y de ninguna manera está vinculado a las necesidades de limpieza de la planta (además de las limitaciones de rendimiento relacionadas con el ensuciamiento, que imponen una reducción del rendimiento y es uno de los límites técnicos que se abordan en la presente invención). Por lo tanto, ningún experto en la materia pensaría en limpiar equipos durante el funcionamiento de la planta porque, con las técnicas actuales, esto implicaría: i) pérdida de producción de dicha planta; ii) la modificación de todo el diseño del estado actual/ingeniería de plantas y/o procesos de producción de plantas.

Inesperadamente, aplicando un método operativo según la presente invención, no utilizado en el estado de la técnica, junto con un aparato según la presente invención, con el fin de crear un circuito cerrado o semicerrado durante el funcionamiento de la planta, e introduciendo un primer y segundo fluido de hidrocarburos, se puede realizar la limpieza de equipos durante el funcionamiento de la planta, sin detener la planta y/o sin excluir dicho equipo y/o sin detener el flujo que normalmente pasa por el mismo.

Aún más inesperadamente, aplicando un método operativo según la presente invención, no utilizado en el estado de la técnica, junto con un aparato según la presente invención, con el fin de crear un circuito cerrado o semicerrado durante el funcionamiento de la planta, y por introduciendo un primer y segundo fluido de hidrocarburos, se realiza un aumento del rendimiento de destilación y/o la reducción de la formación de coque en los catalizadores y/o la eliminación de coque en los catalizadores.

Sumario de la invención

La presente invención se refiere a un método, un aparato en un circuito cerrado o semicerrado, durante el funcionamiento de la planta, uno o más equipos de petróleo que han sido ensuciados por compuestos orgánicos pesados, como se define en las reivindicaciones.

La presente invención se refiere a un método, un aparato para aumentar el rendimiento de destilación de una planta de petróleo.

En particular, la presente invención se refiere a un método y un aparato para realizar simultáneamente la limpieza y el aumento del rendimiento de destilación de una planta de petróleo. Un objetivo de la presente invención es reducir la formación de coque. sobre catalizadores.

Por tanto, la presente invención se refiere a un método, un aparato para realizar simultáneamente la limpieza y el aumento del rendimiento de destilación de una planta de petróleo y/o la reducción de la formación de coque sobre catalizadores.

En otra aplicación preferencial, la presente invención se refiere a un método, un aparato para limpiar y conseguir condiciones libres de gas y/o conseguir condiciones seguras de entrada de equipos en una planta de petróleo. Una aplicación presenta un método para tratar una planta de petróleo o equipo de la planta de petróleo durante el funcionamiento de la planta de petróleo que comprende mantener, durante un período de tratamiento, la planta de petróleo en una condición operativa de producción, típica de la planta misma, mientras se proporciona fresco alimentar a la planta de petróleo. Asimismo, manteniendo la planta de petróleo en condiciones de operación de producción, se realizaron tanto a) como b): a) introducir en la planta de petróleo, durante el período de tratamiento, dos fluidos a base de hidrocarburos; b) Variando una tasa de carga establecida, presente al inicio del tratamiento de la planta de petróleo o el equipo de la planta de petróleo, que establece rangos de tasa de carga desde una tasa de operación máxima para la planta de petróleo, que incluye una tasa de diseño para el petróleo. planta, a una tasa de operación mínima que se establece en un nivel para satisfacer un estado de operación de producción mínima en la planta de petróleo. Dicha introducción de un fluido de tratamiento a base de hidrocarburos y dicha variación de la tasa de carga del tratamiento incluye la generación de una fuente o fuentes adicionales para la destilación con respecto a la cantidad proporcionada por la tasa establecida. También existe la destilación de dicha fuente o fuentes adicionales para destilación con el propósito de tratamiento de plantas. Las fuentes adicionales de destilado se generan mediante la variación de la velocidad de carga del tratamiento que se alimenta a la carga fresca actual de la planta como fuente de introducción a la planta.

Una aplicación de la invención comprende además agregar equipo a una planta existente para formar el circuito cerrado o semicerrado y donde la mayoría del circuito cerrado o semicerrado está representada por equipos previamente existentes en la planta para uso normal.

Una aplicación incluye que uno de los fluidos a base de hidrocarburos sea un fluido que limpia un depósito pesado en la planta mediante la eliminación del depósito pesado de una ubicación de fuente en la planta y pasando el depósito pesado eliminado con el fluido de limpieza a base de hidrocarburos a un salida de la planta.

La invención incluye, para variar la tasa de carga establecida, un ajuste de aumento en la tasa de carga fresca de la planta desde dicha tasa de carga establecida a un nivel por encima de la tasa de carga establecida para generar una cantidad adicional de destilados en relación con una cantidad generada en la carga establecida. y extraer al menos parte de una cantidad total de destilado generado a partir de la velocidad de carga de la planta aumentada e introducir el destilado extraído en una región de tratamiento de dicha planta. La invención comprende además hacer pasar el destilado extraído a través de un circuito cerrado o semicerrado que forma al menos una parte de dicha planta y se extiende a través de la región de tratamiento; con el circuito cerrado o semicerrado de la planta configurado de modo que el destilado extraído se reintroduzca en un dispositivo de destilación de la planta que es una fuente del destilado extraído inicialmente y extrayendo una salida de recirculación de destilado de la destilación dispositivo después de recibir el destilado extraído reintroducido y pasar la salida de recirculación de destilado a la región de tratamiento.

Una aplicación comprende además la introducción de una cantidad creciente del destilado extraído en uno o más pasajes de carga fresca de la planta y una reducción coordinada de una tasa de carga fresca actual a la planta de modo que la tasa de carga fresca reducida más el destilado extraído adicional sea sumados a una tasa de carga de tratamiento deseada y donde un controlador está configurado para controlar y ajustar la tasa de carga fresca a la planta en base a un nivel de entrada de corriente detectada del destilado extraído que se recibe en dichos uno o más pasajes de carga fresca carga fresca actual a la planta y una tasa de carga de tratamiento deseada establecida en la planta.

Una aplicación incluye además tener la introducción del fluido a base de hidrocarburos que comprende la introducción de un primer y segundo fluido a base de hidrocarburos, introduciéndose el primer fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0% y 100% con respecto a una corriente de carga fresca en la planta; e introducir el segundo fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,01% y 50% con respecto a una carga fresca actual en la planta.

Una aplicación incluye hacer pasar dos destilados o productos de la planta desde una ruta de paso de modo de operación de planta normal sin tratamiento a una ruta de paso de modo de tratamiento alimentando al menos una porción de uno o más destilados y/o productos en un circuito de circulación semicerrado que pasa al menos parcialmente dentro de la planta y que pasa el uno o más destilados y/o productos de la planta a una ubicación diferente en la planta que cuando se dirige en el modo de no tratamiento. Por ejemplo, la ubicación diferente en la planta puede ser una ubicación ubicada aguas arriba del equipo de la planta que se va a tratar (como en una ubicación de entrada en un pasaje o línea de comunicación que se extiende entre una pieza del equipo que está siendo tratada e inmediatamente aguas abajo de otra pieza del equipo en la misma línea de paso no se trata).

La invención presenta la circulación en el circuito cerrado o semicerrado tanto de un primer fluido a base de hidrocarburos como de un segundo fluido a base de hidrocarburos dentro del equipo a tratar como parte de la introducción de fluidos a base de hidrocarburos en la planta, de manera que un parte de los productos que se destilan durante dicha circulación se reintroducen en dicho circuito cerrado o semicerrado, mientras que otra parte de los destilados constituye la producción de la planta de petróleo y/o el flujo normal de destilado.

También hay una aplicación que presenta un ajuste en la configuración de la planta para incluir el cerrado o semicerrado circuito (con una aplicación que incluye la adición de una generación de destilación que se agrega al circuito con fines de tratamiento y en una aplicación no es parte de la parte de la planta sin tratamiento o de ejecución normal).

Una aplicación incluye un método en el que se hace circular en el circuito cerrado o semicerrado uno o ambos del primer fluido a base de hidrocarburos y un segundo fluido a base de hidrocarburos dentro del equipo a tratar, durante un tiempo de al menos 20 minutos, a una temperatura comprendida entre 100 °C y 900 °C ya una presión comprendida entre 1 bar y 400 bar;

Una aplicación incluye un método en el que se controla un criterio de control asociado con el funcionamiento de dicha planta, y en el que la introducción del fluido a base de hidrocarburos incluye la circulación dentro de un circuito cerrado o semicerrado del primer fluido a base de hidrocarburos o el primero y segundos fluidos a base de hidrocarburos, y cuya circulación se lleva a cabo de forma repetida hasta que los criterios de seguimiento se consideren satisfactorios.

Una aplicación incluye un método en el que las condiciones de funcionamiento operativas de la planta durante el tratamiento son tales que hay una destilación continua del material fuente de carga fresco.

Una aplicación incluye un método en el que la planta de petróleo funciona con una carga aumentada o con la tasa de carga de diseño (o superior), para producir una cantidad mayor de destilados, reduciendo posteriormente progresivamente la tasa de carga fresca, de modo que la cantidad aumentada de destilados producidos, con respecto a la cantidad de destilados producidos con la tasa de carga fresca preexistente, circular en las partes de la planta que se desea tratar.

El método incluye la introducción en la planta de un primer y segundo fluido a base de hidrocarburos de producción propia a partir de fuentes separadas, y el segundo fluido a base de hidrocarburos se une y pasa junto con el primer fluido a base de hidrocarburos a un punto común de introducción de tratamiento de la planta de petróleo.

Una aplicación incluye un método en el que el tratamiento se lleva a cabo en una planta con un horno y en el que el tratamiento aumenta un valor fijado para una temperatura de entrada al horno del horno existente en el punto de inicio del tratamiento.

Una aplicación incluye un método en el que el tratamiento aumenta el rendimiento de destilación de la planta de una manera más allá de la cantidad que deriva de una cantidad total de carga igual a la fuente o fuentes de destilación de la planta en un punto de inicio del tratamiento.

Una aplicación incluye un método en el que el tratamiento reduce la aglomeración de los catalizadores de la planta y/o reduce la formación de coque en los catalizadores de la planta y/o reduce los depósitos de compuestos pesados, incluido el coque, en los catalizadores de la planta y/o reduce la presión diferencial en un reactor de la planta que contiene un catalizador.

Una aplicación incluye un método en el que la introducción del fluido a base de hidrocarburos incluye la introducción tanto de un primer fluido a base de hidrocarburos como de un segundo fluido de hidrocarburos que es o son capaces de solubilizar los depósitos en dicho equipo que se desea limpiar esencialmente en condiciones casi críticas o condiciones supercríticas en las condiciones de funcionamiento de la planta.

Una aplicación incluye un método en el que el primer fluido a base de hidrocarburos contiene uno o más productos químicos y dicho primer fluido a base de hidrocarburos y dichos productos químicos se mezclan en una proporción diseñada para ser utilizados en forma de solución, y en el que dicho primer fluido a base de hidrocarburos-líquido que forma el disolvente de dichos productos químicos.

Una aplicación incluye un método en el que, en la relación disolvente/productos químicos, varía en el intervalo: disolvente 70% -99,99%, productos químicos 0,01% -30%.

El disolvente coincide con el primer fluido de hidrocarburos y es "autoproducido" y circula dentro de la planta de petróleo.

El tratamiento se lleva a cabo según la autoproducción del primer y segundo fluidos hidrocarbonados producidos por destilación a una determinada tasa de carga, seguido de la variación de la tasa de carga fresca, la extracción de dicho fluido de hidrocarburos de cualquier parte de la planta y la introducción de dichos destilados en cualquier parte de la planta, en la que la introducción del primer fluido de hidrocarburos y la introducción del segundo fluido de hidrocarburos es simultánea o posteriora dicho primer fluido de hidrocarburos.

Una aplicación incluye un método en el que la introducción del fluido a base de hidrocarburos comprende la introducción del primer y segundo fluidos de hidrocarburos, y cuyos primeros y segundos fluidos de hidrocarburos se seleccionan de un grupo que consiste en productos de destilación de petróleo crudo proveniente de la planta de petróleo y están de todos modos presentes en la planta de petróleo, por ser productos terminados, mezcla de componentes de productos terminados, productos intermedios o carga a la planta de petróleo y son seleccionados del grupo que consiste en: gasolina, gasóleo, diésel, nafta virgen, queroseno, gasolina reformada, gasolina de pirólisis, gasóleo de pirólisis, aceite de ciclo ligero de FCCU, aceite de decantación de FCCU, metil-terc-butil éter (MTBE), benceno, tolueno, xilenos, cumeno, metanol, ciclohexano, ciclohexanona, etilbenceno, linearalquilbenceno (LAB), dimetiltereftalato, ftalicanhidruro, estireno, terc-amil-metil-éter (TAME), etanol, dimetilformamida (DMF), dioctilftalato, isopropilo alcohol, alcohol butílico, alcohol alílico, butilglicol, metilglicol, etil-terc-butil-éter (ETBE), etanolaminas, acetona, alcohol octílico, metil-etil-cetona (MEK), metil-isobutil-cetona (MIBK), aceite crudo, fueloil, aceite de enfriamiento rápido de la Unidad de Etileno, gasolina aromática de la Unidad de Reformado, benceno/tolueno/xilenos (BTX) producido por una Unidad de Extracción Aromática (inclusive el tipo Sulfolano, Furfural, Glicoles o Formilmorfolina), la gasolina y/o el gasóleo producido en una Unidad de Etileno (pirólisis de gasolina/gasóleo).

Una aplicación incluye un método en el que el primer y el segundo fluidos hidrocarbonados se usan en combinación con uno o más compuestos, como independientes o mezcla de los mismos, seleccionados del grupo que consiste en: polimetacrilatos, succinimidas de poliisobutileno, poliisobutileno succínico, laurilacrilato/hidroxietilmetacrilato copolímero; alquilarilsulfonatos, alcanolamina-alquilarilsulfonatos y ácidos alquilarilsulfónicos; aminas sustituidas, en las que el sustituyente es un hidrocarburo que contiene al menos 8 átomos de carbono; compuestos acilados que contienen nitrógeno y que tienen un sustituyente con al menos 10 átomos de carbono alifáticos, obteniéndose dicho sustituyente por reacción de un ácido carboxílico acilante con al menos un compuesto amínico que contiene al menos un grupo -NH-, estando dicho agente acilante unido a dicho compuesto por medio de un puente de imido, amido, amidina o aciloxiamonio; compuestos condensados que contienen nitrógeno de un fenol, un aldehído o un compuesto amínico, que tienen al menos un grupo -NH-; estando unido dicho agente acilante a dicho ácido amínico compuesto por medio de un puente de imido, amido, amidina o aciloxiamonio; compuestos condensados que contienen nitrógeno de un fenol, un aldehído o un compuesto amínico, que tienen al menos un grupo -NH-; ésteres de un ácido carboxílico sustituido; fenoles sustituidos con hidrocarbilo; derivados alcoxilados de un alcohol, un fenol o una amina; ftalatos; fosfatos orgánicos; ésteres de ácidos oleicos; dietilhidroxilamina; glicoles y/o sus derivados, no estando dichos glicoles y/o sus derivados en forma polimérica, en el sentido de que son moléculas de compuestos simples, también en forma de aducto, y no moléculas constituidas por una cadena donde un solo monómero es repetido, por ejemplo: tetraetilenglicol; mono y diéteres, mono y diésteres, éterésteres y tioéteres de glicoles simples; glicol de fórmula general CH2OH-(CH)nOHn-CH2OH donde n = 0-10; éteres de glicol de fórmula general R1-O-CH2-CH2-O-R2 donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20 y R2 es un átomo H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; ésteres de glicol de fórmula general R1-O-O-CH2-CH2-O-O-R2 donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; tioglicoles de fórmula general HO-R1-S-R2-OH donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C10; éteresésteres de glicol de fórmula general R1-O-CH2-CH2-O-O-R2 donde R1 y R2 son un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; éteres de fórmula general R1-O-R2 donde R1 o R2 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; bencenos sustituidos de fórmula general donde n=1-6 y R pueden ser indistintamente átomo de H, grupo -OH, grupo -COOH, grupo -CHO, grupo -NH2, grupo -HSO3, el mismo o diferente sustituyente hidrocarbilo C1-C30; cetonas de fórmula general R1-CO-R2 donde R1 o R2 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; anhídridos de fórmula general R1-CO-OCO-R2, incluidos aquellos en los que R1 y R2 están unidos para formar anhídridos cíclicos, en los que R1 o R2 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; amidas de fórmula general en la que R, R1, R2 son indistintamente un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; compuestos heterocíclicos, preferiblemente del tipo hidrogenado, que contienen de 0 a 3 sustituyentes hidrocarbilo C1-C20; compuestos heterocíclicos seleccionados del grupo que consiste en: furanos, piroles, imidazoles, triazoles, oxazoles, tiazoles, oxadiazoles, piranos, piridina, piridazina, pirimidina, pirazina, piperazina, piperidina, triazinas, oxadiazinas, morfolina, benzodiazinas, indoles, indazol, indoxazina, benzoxazol, antranilo, benzopirano, cumarinas, quinolinas, benzopironas, cinolina, quinazolina, naftiridina, pirido-piridina, benzoxazinas, carbazol, xantran, acridina, purina, benzoquinolamidas, benzoquinolamidas, benzocarbazoles, indolina, benzotriazoles; incluyendo todas las posibles configuraciones de compuestos, incluida la isoforma: p. ej. el término "ditioles" pretende incluir 1,2 ditiol y 1,3 ditiol, "quinolinas" pretende incluir quinolina e isoquinolina; el término "sustituyente hidrocarbilo" se refiere a un grupo que tiene un átomo de carbono directamente unido al resto de la molécula y que tiene un carácter de hidrocarburos o predominantemente de hidrocarburos, como p. ej. los grupos hidrocarbonados, incluyendo alifáticos (por ejemplo, alquilo o alquenilo), alicíclicos (por ejemplo, cicloalquilo o cicloalquenilo), aromático, aromático alifático y/o alicíclico sustituido, aromático condensado; los grupos alifáticos están preferiblemente saturados, como por ejemplo: metilo, etilo, propilo, butilo, isobutilo, pentilo, hexilo, octilo, decilo, octadecilo, ciclohexilo, fenilo, dichos grupos también pueden contener sustitutos no hidrocarbonados siempre que no alteren el carácter hidrocarburo predominante del grupo, por ejemplo, los grupos seleccionados entre: ceto, hidroxi, nitro, alcoxi, acilo, sulfónico, sulfóxido, azufre, amino, dichos grupos también o alternativamente pueden contener átomos distintos del carbono en una cadena o anillo compuesto de otro modo por átomos de carbono, por ejemplo, heteroátomos seleccionados del grupo de: nitrógeno, oxígeno y azufre. Una aplicación del método presenta la introducción del fluido de tratamiento a base de hidrocarburos incluye la introducción en la planta de petróleo de un primer fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,1% y 100% con respecto a la carga fresca de la planta actual y donde un segundo fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,01% y 50% con respecto a una carga fresca de la planta actual; y en donde el segundo fluido de hidrocarburos se selecciona del grupo que consiste en: metanol, etanol, propanol, isopropanol, butanol, isobutanol, metilglicol monometiléter, butilglicol monobutiléter, tolueno, aminas alifáticas C8+ etoxiladas con al menos 6 moles de óxido de etileno, arilsulfonatos, benceno, fenantreno, nonilfenol, 1 -metil-2-pirrolidinona, éter dietílico, dimetilformamida (DMF), tetrahidrofurano (THF), etilendiamina, dietilamina, trietilamina, trimetilamina, propilamina, 1-(3-aminopropil) -2-pirrolidona, 1-(3-aminopropil) imidazol, N-hidroxietil-imidazolidinona, N-aminoetilimidazolidinona, 2-(2-aminoetilamino) etanol, isopropilamina, cumeno, 1,3,5 trimetilbenceno, 1,2,4 trimetilbenceno, anhídrido maleico, p-toluidina, o-toluidina, dipropilamina, difenil éter, hexametilbenceno, propilbenceno, ciclohexilamina, 1-isopropil-4-metil-benceno, 1, 2, 3, 5 tetrametilbenceno, hexanol, morfolina, o-xileno, m-xileno, pxileno, butilamina, metilamina, mesitileno, examina, anhídrido succínico, decahidronaftaleno, etilbenceno, 1,2 dimetilnaftaleno, 1,6 dimetilnaftaleno, p-cimeno, éter etílico, éter isopropílico, etoxibenceno, éter fenílico, acetofenona, monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), trietanolamina (TEA), trietilenglicol tetraetilenglicol, hexilglicol, dodecilbenceno, alcohol laurílico, alcohol miristílico, tiodiglicol, ftalato de dioctilo, ftalato de diisooctilo, ftalato de didecilo, ftalato de diisodecilo, metilisobutilcetona (MEK), metilisobutilcetona (MIBK), metil-etilisobutilcetona (MTBE), ciclohexanona, ésteres metílicos o etílicos de ácidos grasos obtenidos por esterificación de aceites vegetales y/o animales (biodiésel); dimetilamina, etilamina, formiato de etilo, acetato de metilo, dimetilformamida (DMF), propanol, propilamina, isopropilamina, trimetilamina, tetrahidrofurano (THF), etil vinil éter, acetato de etilo, propil formiato, butanol, metil propanol, éter dietílico, metil propil éter, isopropil metil éter, sulfuro de dietilo, butilamina, isobutilamina, dietilamina, dietilhidroxilamina, ciclopentanol, 2-metiltetrahidrofurano, tetrahidropirano, pentanal, formato de isobutilo, acetato de propilo, ácido pentanoico, butilmetiléter, tercbutilmetiléter, etilpropiléter, metilpiridinas, ciclohexanona, ciclohexano, metilciclopentano, ciclohexanol, hexanal, formiato de pentilo, acetato de isobutilo, acetato de 2-etoxietilo éter, dipropil éter, diisopropil éter, hexanol, metil pentanoles, trietilamina, dipropilamina, diisopropilamina, benzaldehído, tolueno, cresoles, alcohol bencílico, metilanilinas, dimetilpiridinas, furfural, piridina, metilciclohexano, heptanol, etilbenceno, acetofenileno anilinas, dimetilanilina, etilanilina, octanenitrilo, propanoato de etilo, butanoato de metilo, isobutanoato de metilo, propanoato de propilo, propanoato de etilo 2-metilo, pentanoato de metilo, ácido eptanoico, ácido octanoico, ácido 2-etilhexanoico 3- metilbutanoato de propilo, octanoles, 4-metil -3- heptanol, 5-metil-3-heptanol, 2-etil-1-hexanol, éter dibutilo, éter di-terc-butílico, dibutilamina, diisobutilamina, quinolina, isoquina olina, indan, cumeno, propilbenceno, 1, 2, 3-trimetilbenceno, 1, 2,4, - trimetilbenceno, mesitileno, o-toluidina, N, N-dimetil-o-toluidina, ácido nonanoico, nonanoles, naftaleno, butilbenceno, isobutilbenceno, cimenos, p-dietilbenceno, 1,2,4,5-tetrametilbenceno, decahidronaftaleno, ácido decanoico, decanol, 1-metilnaftaleno, carbazol, difenilo, hexametilbenceno, dodecanoles, difenilmetano, tridecanoles, tetradecanoles, hexadecanoles, heptadecanoles, terdecanoles; aminas grasas y sus mezclas, p- toluidina, tolueno, dipropilamina, acetato de diisobutilo, acetato de propilo, éter de propil-etilo, trietilamina, etilbenceno, propilbenceno, butilbenceno, cumeno, para-xileno, hexametilbenceno, difenil, diotanolamina, diisodecilftalato, diisoctilftalato, nonileter, metiloléato, dioctiléter; los compuestos nombrados en plural se refieren a todos los posibles isómeros de dichos compuestos: por ejemplo, el término "xilenos" indica o-xileno, mxileno, p-xileno; dichos compuestos también se pueden utilizar en condiciones supercríticas. Una aplicación presenta que el segundo fluido de hidrocarburos comprende uno o más compuestos que funcionan como agentes de hinchamiento seleccionados entre los que forman enlaces de hidrógeno y los que no forman enlaces de hidrógeno, en donde los agentes de hinchamiento que no forman enlaces de hidrógeno se seleccionan del grupo que consiste en: benceno, tolueno, ciclohexano, naftaleno, difenilo, xileno, tetralina, metilciclohexano; y donde los agentes de hinchamiento que forman enlaces de hidrógeno se seleccionan del grupo que consiste en: piridina, metanol, etanol, etilendiamina, propanol, 1,4-dioxano, acetona, formamida, anilina, tetrahidrofurano, N, N-dimetilanilina, éter dietílico, dimetilsulfóxido, acetofenona, dimetilformamida, acetato de etilo, acetato de metilo, metiletilcetona, 1-metil-2-pirrolidona, quinolina.

Una aplicación presenta la introducción del fluido de tratamiento a base de hidrocarburos incluyendo la introducción en la planta de petróleo de un primer fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,1% y 100% con respecto a la carga fresca de la planta actual y un segundo fluido a base de hidrocarburos. en una proporción comprendida entre 0,01% y 50% con respecto a la carga fresca de la planta actual; y en el que el segundo fluido de hidrocarburos comprende uno o más compuestos que tienen una temperatura de ebullición>150 °C seleccionados del grupo seleccionado de: antraquinona, eicosanol, benzalacetofenona, benzantraceno, hidroquinona, dodecilbenceno, hexaetilbenceno, hexametilbenceno, nonilbenceno, 1,2,3-triaminobenceno, 1,2,3-trihidroxibenceno, 1,3,5-trifenilbenceno, difenilmetanol, p-benzidina, bencilo, 2-benzoilbenzofurano, anhídrido benzoico, 2-benzoil-metil benzoato, bencil benzoato, 4-tolilo benzoato, benzofenona, 4,4'-bis (dimetilamino) benzofenona, 2,2'-dihidroxibenzofenona, 2,2'-dimetilbenzo, fenona, 4,4'-dimetilbenzofenona, metilbenzofenona, alcohol 2-aminobencílico, alcohol 3-hidroxibencílico, alcohol a-1-naftilbencílico, bencil-etil-fenil-amina, bencilanilina, éter bencílico, fenilacetofenona, 2-acetamida difenil, 2-amino difenilo, 4,4'-bis (dimetilamino) difenilo, bifenol, butil-bis (2-hidroxietil) amina, butilfenilamina, butilfenilcetona, carbazol, difenilcarbonato, alcohol cetílico, cetilamina, bencilcinamato, cumarina, lindano, dibenzofurano, dibencilamina, éter dibencílico dietilenglicol, monolaurato de dietilenglicol, éter (2-hidroxipropil) dietilenglicol, dietilentriamina, di-a-naftilamina, di-p-naftilamina, dioctilamina, difenila-4-naftilamina, dioctilamina, difenil-diamina 4,4'-dimetilamino difenilo, 4-hidroxi difenilo, difenilmetanol, difeniletilamina, di-(a-feniletil) amina, di-isopropanolamina, di-2-tolilamina, eicosanol, 1,1,2 trifeniletano, et- 1,2 difenilo de ylen glicol, etil-di-bencilamina, éter monobencílico de etilenglicol, monofenil éter de tilenglicol, N, N-difenilformamida, fenilformamida, tolilformamida, 2-benzoilfurano, 2,5 difenilfurano, glicerina y ésteres relacionados, eptadecilamina, eptadecanol, alcohol cerílico, hexadecanamina, alcohol cetílico, hidroxietil-2-toliamina, imidazolilamina, metilimidazol, fenilimidazol, 5-amino-indano, 5-hexil-indano, 1-fenil-1,3,3-trimetil-indano, 2,3 difenilindeno, indol, 2,3 dimetil-indol, triptamina, 2-fenil-indol, isocumarina, dietil-isoftalato, isoquinolina, bencil laurato, fenil laurato, alcohol laurílico, lauril amina, lauril sulfato, dietil-bencil-malonato, melamina, difenilmetano, trifenilmetano 4-4-bencil-morfolina, 4-fenil-morfolina, 4-(4-tolil) -morfolina, alcohol mirístico, 9,10-dihidro-naftaceno, acetil-naftaleno, bencil-naftaleno, butil-naftaleno, dihidro-naftaleno, dihidroxinaftaleno, metil-naftaleno, fenil-naftaleno, naftol, naftilamina, metilnaftilamina, naftilfenilamina, a-naftil-2-tolil-cetona, nonacosanol, octadecanol, octil-fenil-éter, pentadecilamina, pentadecanol, 3-hidroxiacefenona, tiramina, 4-hidroxifenilacetonitrilo, o-fenilendiamina, N-fenilfenilendiamina, 4-metil-fenilendiamina, difenilen-diamina, 2-fenil-bis - til amina, derivados de fosfina como fenilo, trifenilo y óxido, trifenilfosfito, ftalato de dibutilo, ftalato de dibencilo ftalato de dietilo, ftalato de dioctilo, ftalato de diisoctilo, ftalato de didecilo, ftalato de difenilo, anhídrido de ftalico, 1,3-piperidina, difenoxipropano, N-(2-tolil) propionamida, 1 -metil-3-fenil-pirazolina, derivados de piridina como 3-acetamido, 3-bencilo, 4-hidroxi, 2-fenilo, anhídrido fenilsuccínico, succinimida, N-bencilsuccinimida, N -fenilsuccinimida, o-terfenilo, m-terfenilo, 1,14 tetradecandiole, tetradecanol, tetraetilenglicol, tetraetil-enpentamina, 2,5-diaminotolueno, 3,5-dihidroxitolueno, 4-feniltolueno, ácido p-toluensulfónico y ésteres de metilo y propilo relacionados, ácido o-toluico y anhídrido relacionado, N-bencil-toluidina (o-, m- e p-), tribencilamina, tributilamina, trietanolamina, trietilenglicol y monobutiléter relacionado, trietilamina, trioctilamina, trifenilamina, tritano, tritanol, 2-pirrolidona, xantona, xanteno, xilidina.

Una aplicación del método de la invención que comprende además monitorizar el nivel de tratamiento y en el que el control se realiza con uno o más métodos de análisis seleccionados del grupo que consiste en: vi viscosidad, por ejemplo, ASTM D445; densidad, por ejemplo, ASTM D1298; destilación atmosférica o al vacío, por ejemplo, ASTM D86, D1160; residuo de carbono, por ejemplo, ASTM D4530, D189; sedimentos por filtración en caliente, por ejemplo, IP375, 390; sedimentos por extracción, por ejemplo, ASTM D473; sedimentos por filtración, por ejemplo, ASTM 4807; ceniza, por ejemplo, ASTM D482, EN6245; asfaltenos, por ejemplo, IP143, color, por ejemplo, ASTM D1500; agua y sedimentos, por ejemplo, ASTM D2709, D1796; o un método de análisis de tipo físico, seleccionado del grupo que consiste en: i) evaluación del factor de ensuciamiento, definido como la relación entre el coeficiente de transferencia de calor del equipo limpio y el coeficiente de transferencia de calor del equipo en el momento en que el valor se registra; ii) evaluación de la presión en varios puntos de la planta; iii) evaluación de la temperatura en varios puntos de la planta.

Una aplicación de la invención incluye un método y un medio para llevar a cabo los siguientes pasos adicionales para lograr condiciones de entrada de gas libre y segura:

a) suspensión de la introducción de carga;

b) circulación opcional en circuito cerrado o semicerrado del primer y segundo fluido de hidrocarburos dentro del equipo que se desea tratar, por un tiempo mínimo de 20 minutos, a una temperatura comprendida entre 100 °C y 900 °C y a una presión comprendida entre 1 bar y 400 bar;

c) enfriamiento del equipo/planta;

d) vaciado del equipo/planta de todos los hidrocarburos;

e) introducción de agua dentro del equipo/planta;

f) Implementación de un circuito de circulación cerrado que abarque el equipo/planta;

g) introducción en el circuito cerrado de circulación de uno o más productos químicos de lavado/limpieza y sus mezclas;

h) establecer la temperatura y la presión dentro del circuito cerrado de circulación en valores comprendidos entre 60 °C y 350° C y entre 1 bar y 50 bar;

i) circulación de la solución acuosa del (de los) producto (s) químico (s) dentro del circuito cerrado de circulación en condiciones de temperatura y presión comprendidas entre 60 °C y 350 °C y entre 1 y 50 bar, por un tiempo comprendido entre 20 minutos y 60 días;

j) enfriamiento (incluida la eventual introducción de agua dulce en el circuito) y vaciado del circuito de la solución de agua;

k) enrutamiento opcional de la solución de agua a la planta de tratamiento de agua aceitosa;

l) repetición opcional de los pasos de e) a k).

Una aplicación de la invención presenta un método y medios adecuados para llevar a cabo el método que se representa reemplazando los pasos de e) a k) por los pasos:

m) introducción en el interior del aparato/planta de vapor a una presión comprendida entre 1,5 bar y 100 bar; n) introducción en dicho vapor de uno o más productos químicos de lavado/limpieza, incluidas sus mezclas; o) introducción dentro del equipo/planta de la mezcla vapor/producto (s) químico (s) de acuerdo con la presente invención, durante un tiempo de al menos 20 minutos,

p) circulación opcional de vapor condensado, que contiene un producto químico según la presente invención; q) vaciado de condensados del equipo/planta;

r) enrutamiento opcional de condensados a la planta de tratamiento de agua aceitosa;

Una aplicación de la invención presenta un método en el que el producto químico usado para lavar/aclarar bajo cualquiera de las técnicas de métodos compatibles descritas anteriormente se selecciona del grupo que consiste en: tensioactivos no iónicos, tensioactivos aniónicos, derivados de terpenos, emulsionantes, captadores de sulfuro de hidrógeno, captadores de mercurio y sus mezclas en cualquier proporción, incluidas sus soluciones acuosas.

Una aplicación de la invención presenta características adicionales, con respecto a, por ejemplo, cualquiera de las técnicas compatibles descritas anteriormente, tensioactivos aniónicos y no iónicos que se seleccionan del grupo que consiste en: alquil-, aril- o alquilaril- bencenosulfonatos de fórmula general RC6H4SO3M en el que R es un sustituyente hidrocarbilo C8-C20 y M es el ion H, Na, Ca, amonio, trietanolamonio, isopropilamonio; dialquil sulfosuccinatos de fórmula general RO2CCH2CH(S03Na)CO2R en el que R es un sustituyente hidrocarbilo C2-C20; alquilsulfatos de fórmula general ROSO3M en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20 y M es el ion de sodio, amonio, trietanolamonio; alcoholes etoxilados y sulfatados de fórmula general R-(-OCH2CH2-)n-OSO3M en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C2o, n=1-5 y M es el ion de sodio, amonio, trietanolamonio; alquifenoles etoxilados y sulfatados de fórmula general RC6H6-(-OCH2CH2-)n-OSO3M en donde R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20, n=1-5 y M es el ion de sodio, amonio, trietanolamonio; alcoholes etoxilados de fórmula general R-(-O-CH2CH2-)n-0H en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C30, n=1-30; alquilfenoles etoxilados de fórmula general RC6H4-(-OCH2CH2-)n-OH en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C30, n=1-40; ésteres glicéricos de mono- y di-ácidos grasos en los que el ácido contiene un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; ésteres mono y di-polioxietileno de aceites y ácidos grasos de fórmula general RCO-(-OC2H4-)n-OH y RCO-(-OC2H4-)n-OOCR donde el aceite es del "aceite de resina" o "aceite de colofonia tipo, n = 1-40 y el ácido contiene un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; "aceites de ricino" etoxilados (el aceite de ricino es un triglicérido abundante en ésteres ricinoleicos) que contienen un número de grupos de óxido de etileno polietoxilado variable entre 5 y 200; mono y di-etanolamidas de ácidos grasos de fórmula general RCONHC2H4OOCR y RCON(C2H4OH)C2H4Oo CR en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; tensioactivos de poli (oxietileno-co-oxipropileno), también conocido como copolímero de bloque, que tiene un peso molecular de 50-10000; aminas mono, di y polialifáticas derivadas de ácidos grasos, tales como RNHCH2CH2CH2NH2 en donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; N-alquiltrimetilendiaminas de fórmula general

en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C⁴⁰-C⁴⁰; 2-alquil-2-imidazolinas de fórmula general

en donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; óxidos de amina de fórmula general RNO(CH3)2 y RNO(C2H4OH)2 en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; alquilaminas etoxiladas de fórmula general

/ < C 2H4°)n H

RN

X (C2H4°)m H

donde m+n=2-40; 2-alquil-1-(2-hidroxietil)-2-imidazolinas de fórmula general

N

en donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; etilendiaminas alcoxiladas de fórmula general

(C3H6°>x-(CH2CH20 )y-H

(^H 6°>x-(CH2CH20 )y-H

donde x e y= 4-100;

derivados de productos terpénicos se seleccionan del grupo que consiste en: limoneno, pineno, canfor, mentol, eucaliptol, eugenol, geraniol, timol; los emulsionantes se seleccionan del grupo que consiste en: Tween 60, Tween 80, éter de polietilenglicol de nonil fenol, oleatos, oleatos de sorbitán, monoestearato de glicerol, etoxilatos de nonilfenol, palmitato de isopropilo, ésteres de poliglicerol de ácidos grasos, etoxilatos de alcohol tridecílico, etoxilatos de alcohol graso, ácido alquil bencenosulfónico lineal, ftalato de dioctilo, tripolifosfato de sodio, ácido cítrico, ácido oleico de soja, fosfato trisódico, dodecilsulfato de sodio, cloruro de didecil dimetil amonio, ácido oleico dietanolamina, cloruro de dodecil dimetil bencil amonio, acetato de sodio, oleamida, polietilen glicol, lanolina, monooleato de sorbitán etoxilado (E20), monooleato de sorbitán, sulfosuccinaminatos; los captadores de H2S se seleccionan del grupo que consiste en: dietanolamina, monoetanolamina, metil-dietanolamina, diisopropilamina, formaldehído, maleimidas, amidinas, poliamidinas, glioxal, nitrito de sodio, productos de reacción de poliamida-formaldehído, triazinas, carboxamidas, compuestos alquilcarboxil-azoicos, compuestos de peróxido de cumina, bisoxazolidinas, éteres de glicidilo, formiato de potasio; los captadores de mercurio se seleccionan del grupo que consiste en: tiourea, sosa cáustica, carbonato de sodio, sal trisódica de trimercaptos-triazina

Una aplicación incluye un aparato de planta de petróleo según la reinvindicación 24.

Características de un aparato:

uno o más puntos de retirada de un destilado o mezclas de destilados;

uno o más puntos de introducción de un destilado o mezclas de destilados, tal como se retiraron previamente; uno o más puntos de introducción de un primer y segundo fluido de hidrocarburos;

una o más bombas conectadas a dichos puntos de extracción de destilado (s) y/o del (de los) producto (s) que salen de la planta, que tengan características suficientes para introducir dicho (s) destilado (s) y/o dicho (s) producto (s) salen de la planta en el circuito de circulación cerrado o semicerrado y/o en uno o más puntos seleccionados de la planta, siendo dicha (s) bomba (s) ya parte de dicha planta de petróleo o química, o instalada a propósito, o en ejecución móvil y/o temporal; un sistema de entrada de un fluido de hidrocarburos o mezclas de fluidos hidrocarbonados, para permitir la introducción de dicho fluido o fluidos hidrocarbonados en el circuito cerrado o semicerrado; una o más líneas y/o sistemas de conexión para cerrar el circuito cerrado o semicerrado que comprende los puntos de extracción y/o los puntos de introducción del o los destilados, las bombas y el equipo, teniendo características suficientes para hacer circular dicho (s) destilado (s) y/o dicho producto saliendo de la planta dentro del circuito cerrado o semicerrado y/o en uno o más puntos seleccionados de la planta, siendo ya parte dichas líneas y/o conexiones de dicha planta de petróleo o química, o instalada a propósito, o en ejecución móvil y/o temporal; un sistema de descarga de los fluidos, para permitir su extracción del circuito cerrado o semicerrado; manómetros y/o controladores de temperatura, presión, caudal; y válvulas y/o sistemas de seccionamiento y/o retención.

Los medios de extracción pueden configurarse para extraer uno o más fluidos de hidrocarburos que tengan los siguientes intervalos de puntos de ebullición: a) hasta 75°C; b) de 75 °C a 175 °C; c) de 175 °C a 350 °C; d) por encima de 350 °C; y donde la introducción significa introducirlo (los) en uno o más puntos de la planta.

Un aparato de planta de petróleo que es adecuado (pero no se limita a) para permitir el desempeño de una o más de las realizaciones de métodos compatibles descritas anteriormente, presenta una fuente de destilado en la que un destilado de dicha fuente de destilado se extrae de un punto dentro de un circuito cerrado o semicerrado que forma al menos una parte de dicha planta, y un punto de entrada donde se introduce aguas arriba del equipo para ser tratado el destilado extraído y luego redestilado para luego ser re-retirado desde el mismo punto y reintroducido en el mismo equipo a tratar durante un tiempo necesario para tratar dicho equipo.

Un aparato de planta de petróleo que es adecuado (pero no limitado a) para permitir el desempeño de una o más de las realizaciones de métodos compatibles descritas anteriormente, presenta medios de extracción que están ubicados en uno o más puntos de la planta que está (están) seleccionados del grupo formado por:

- aspiración/descarga de la bomba de gasolina producida;

- aspiración/descarga de la bomba de reflujo de arriba;

- aspiración/descarga de una o más bombas de bombeo inferiores/intermedias/superiores;

- aspiración/descarga de la bomba de queroseno producida;

- aspiración/descarga de la bomba de gasóleo producida;

- aspiración/descarga de cualquier bomba de hidrocarburo destilado;

- línea de hidrocarburos que sale de cualquier aparato petrolero;

- aspiración/descarga de la bomba de refuerzo de crudo en la salida de la desaladora;

donde los medios de introducción están ubicados en uno o más puntos de la planta seleccionados del grupo que consiste en:

- aspiración / descarga de la bomba de carga de la planta;

- aspiración/descarga de una bomba de fondo de columna;

- aspiración/descarga de la bomba de gasóleo pesado;

- entrada del tren de precalentamiento;

- entrada del equipo que se desea tratar;

- línea de residuos de destilación, aguas arriba/aguas abajo de cualquier intercambiador de calor;

- parte inferior de la columna;

- en una bomba externa a la planta, formando parte de otra planta o instalada para tal finalidad, en funcionamiento temporal o permanente;

donde los medios de destilación están ubicados en uno o más punto (s) de la planta de petróleo seleccionados del grupo que consiste en:

columna de destilación atmosférica;

columna de destilación al vacío;

columna de destilación extractiva;

y donde el (los) punto (s) de extracción y el (los) punto (s) de introducción de dicho (s) uno o más fluidos hidrocarbonados están conectados para formar un circuito cerrado o semicerrado.

Se describe un método para diseñar una planta que es adecuada (pero no se limita a) para proporcionar el rendimiento de una o más de las realizaciones de métodos de tratamiento compatibles descritas anteriormente, y presenta un diseño de planta en el que el equipo de la planta que está sujeto a tratamiento está diseñado bajo condiciones no conservadoras, en las que se evita introducir en el equipo un factor de ensuciamiento superior al 20% (p. ej., 0 a 20%), así como evitar la presentación de cualquier equipo de reserva de ensuciamiento en el diseño de la planta.

Se describe un método de fabricación de una planta que comprende transformarlo en una planta física basado en un diseño de planta en el que el equipo sujeto a tratamiento se diseña en condiciones no conservadoras, en el que se evita introducir en el equipo un factor de ensuciamiento superior al 20% (p. Ej. , 0 a 20%), así como evitar la presentación de cualquier equipo de respaldo con contaminación en el diseño de la planta.

Se revela que el equipo tratado presenta una superficie de 0,1% a 100% más baja con respecto a un equipo no tratado.

Se describe un método para tratar una planta de petróleo o equipo de la planta de petróleo durante el funcionamiento de la planta de petróleo, que comprende:

mantenimiento, durante el período de tratamiento, la planta de petróleo en una condición operativa de producción, típica de la planta misma, mientras se proporciona carga fresca a la planta de petróleo;

mientras se realiza el manteniendo la planta de petróleo en condiciones de operación de producción, introduciendo en la planta de petróleo, durante el período de tratamiento, un fluido de tratamiento a base de hidrocarburos; y

ajustando la carga fresca aumentando la tasa de tarifa fresca de la planta desde una tasa de carga establecida a un nivel por encima de la tasa de carga establecida para generar una cantidad adicional de destilados en relación con una cantidad generada a la tasa de carga establecida, y extrayendo al menos algunos de una cantidad total de destilado generado a partir del aumento de la velocidad de carga de la planta e introducir el destilado extraído en una región de tratamiento de dicha planta con el fin de limpiar depósitos pesados de uno o más equipos en la región de tratamiento.

Se describe además el paso del destilado extraído, tal como el destilado extraído o extraído descrito en este documento, a través de un circuito cerrado o semicerrado que forma al menos una parte de dicha planta y se extiende a través de la región de tratamiento, y en el que dicho circuito destilado cerrado o semicerrado de dicha planta está configurado de modo que el destilado extraído se reintroduce en un dispositivo de destilación de la planta que es una fuente del destilado extraído inicialmente y extrae una salida de recirculación de destilado de dicho dispositivo de destilación después de recibir el el destilado extraído y pasando la salida de recirculación del destilado a la región de tratamiento.

Además es un método en el que la planta de petróleo funciona con una carga aumentada o con la tasa de carga de diseño (o superior), para producir una cantidad mayor de destilados, reduciendo posteriormente progresivamente la tasa de carga fresca, de modo que la cantidad aumentada de destilados producidos, con respecto a la cantidad de destilados producidos con la tasa de carga fresca preexistente, circular en las partes de la planta que se desea tratar.

Los aspectos y realizaciones adicionales serán evidentes de las reivindicaciones adjuntas, que definen las únicas realizaciones que definen la presente invención.

DESCRIPCIÓN BREVE DE LAS FIGURAS

La Figura 1 es un diagrama esquemático ejemplar de una Unidad de Destilación Cmde convencional.

Las figuras 2 a 7 son diagramas esquemáticos de diferentes aplicaciones de la presente invención en una CDU. La figura 8 es un diagrama esquemático para llevar a cabo la presente invención en una unidad de Etileno. La figura 9 es un diagrama esquemático para llevar a cabo la presente invención en una unidad de FCC.

La figura 10 es un diagrama esquemático para llevar a cabo la presente invención en una unidad de CCR.

La figura 11 es un diagrama esquemático para llevara cabo la presente invención simultáneamente en una CDU, VDU y VBU.

La figura 12 es un diagrama esquemático para llevar a cabo la presente invención, en el que una parte de la planta de petróleo se limpia y no contribuye a la producción, mientras que la otra parte de la planta está en funcionamiento y constituye la producción.

Las figuras 13A a 13C son diagramas esquemáticos de partes de un aparato según la presente invención con referencia a la figura 12.

La figura 14 es un diagrama esquemático para llevar a cabo la presente invención en una planta estabilizadora de crudo, tras la extracción de crudo en un campo petrolífero.

La figura 15 es un diagrama esquemático para llevar a cabo la presente invención en el que el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos se destilan específicamente antes de la reintroducción y circulación.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN

Realizando un circuito de circulación cerrado o semicerrado de uno o más productos químicos mezclados con dos fluidos de hidrocarburos introducidos y autoproducidos en la planta de petróleo bajo la presente invención, a las condiciones de temperatura y presión bajo la presente invención, con el método de la presente invención, se realiza la solubilización o modificación de un producto no bombeable (que ensucia el equipo y se origina a partir de un compuesto pesado) en un producto bombeable. Por tanto, dicho compuesto pesado se elimina de dicho equipo simplemente bombeando la solución que lo contiene en forma soluble o modificada. De esta manera se limpia el equipo sin necesidad de desmantelamiento o sin necesidad de detener su proceso de producción, realizándose así mejoras sobre el estado de la técnica que se abordan mediante la presente invención.

En la descripción siguiente, se exponen numerosos detalles específicos a modo de ejemplo con el propósito de explicar y con el fin de enseñar a un experto en la técnica a practicar la invención. Sin embargo, se entenderá que la invención no se limita a las realizaciones específicas descritas y discutidas en este documento y que la invención se puede poner en práctica sin tales detalles específicos y/o sustitutos de estos. La presente invención está limitada únicamente por las reivindicaciones adjuntas. Según la presente invención, el término "autoproducido" define un fluido de hidrocarburos que se introduce y/o destila en la planta de petróleo, por lo tanto, se retira de cualquier ubicación de la planta y se reintroduce en cualquier ubicación de la planta, preferiblemente aguas arriba del punto de retiro; Después de dicha reintroducción, dicho fluido de hidrocarburos se destilará y, por lo tanto, se extraerá y reintroducirá como se ha especificado anteriormente, creando así un ciclo de introducción/destilación/extracción/reintroducción en el que no se introducirá un fluido de hidrocarburos "fresco", pero se utilizará el mismo fluido de hidrocarburos en circulación, que se genera durante la circulación.

Un método de limpieza (o tratamiento) de equipos de petróleo, que forma parte de cualquier planta de producción, según una aplicación de la presente invención comprende los siguientes pasos:

1. Mantenimiento de la planta de petróleo en condiciones de operación de producción, propias de la propia planta, con la carga fresca insertada y producción de productos propios de la propia planta;

2. introducción en dicha planta de petróleo un primer fluido de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,1% y 100% con respecto a una carga fresca actual;

3. posible introducción en dicha planta un segundo fluido a base de hidrocarburos en una relación comprendida entre 0,01% y 50% con respecto a una carga fresca actual;

4. creación de un circuito de circulación cerrado o semicerrado dentro de dicha planta, en el que se puedan retirar uno o más destilados y/o productos que salen de la planta, incluyendo la posibilidad de implementar un sistema de extracción a medida desde cualquier punto de la planta de petróleo, e introducir el mismo dentro del aparato o aparatos que se desean limpiar (tratado);

5. circulación en un circuito cerrado o semicerrado el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos (s) dentro de los aparatos que se desea limpiar (tratar), de modo que una porción de los productos que destilan durante dicha circulación se reintroducen en dicho o circuito semicerrado, mientras que otra parte de los destilados constituyen la producción de la planta de petróleo y/o los flujos normales de flujo;

6. posible recirculo en un circuito cerrado o semicerrado el primer y segundo fluido (s) a base de hidrocarburo dentro del aparato (s) que se desea limpiar (tratado), durante un tiempo de al menos 20 minutos, a una temperatura comprendida entre 100 °C y 900 °C ya una presión comprendida entre 1 bar y 400 bar;

7. control de las operaciones de limpieza (tratamiento) según el método de la presente invención;

8. posible repetición de los pasos del 2 al 7 (preferiblemente con las condiciones del paso 1 aún cumplidas durante una o más repeticiones);

9. apertura opcional del circuito cerrado o semicerrado, de modo que los fluidos de las etapas 2 a 7 puedan eliminarse de la planta de petróleo utilizando el ciclo de producción normal.

Los productos químicos o mezclas de productos químicos que componen los fluidos de hidrocarburos según la presente invención se pueden usar como tales en cualquier proporción, o se pueden disolver en cualquier proporción en un disolvente de hidrocarburos apropiado para ser utilizado como solución.

Tal como se utiliza en la presente invención, los términos "producto químico" o "productos químicos" pueden referirse a un solo producto químico o a una mezcla de productos químicos según la presente invención y/o sus soluciones en cualquier proporción con un disolvente apropiado y/o un fluido de hidrocarburos según la presente invención.

La recuperación o reutilización de los fluidos de lavado que contienen el (los) producto (s) químico (s) bajo la presente invención y el compuesto pesado solubilizado/modificado, que originalmente estaba presente en el equipo que se desea limpiar, se puede realizar de diferentes formas, tales como: i) mezcla con gasolina/aceite pesado; ii) mezcla con crudo; iii) mezcla con aceite residual; iv) reprocesamiento en la misma planta de petróleo que contiene el equipo que ha sido limpiado; v) reprocesamiento en otra planta de petróleo. Una ventaja adicional de la reutilización/reprocesamiento de los fluidos de lavado es, además de todos los aspectos ambientales, la capacidad de reutilizar el producto químico según la presente invención para evitar el ensuciamiento adicional del equipo que surja durante el funcionamiento normal de la planta de petróleo (cuando la presente invención no se aplica de forma continua).

En una aplicación preferencial, la presente invención proporciona un método y un aparato para limpiar, p.ej ; intercambiadores de calor; hornos de proceso; reactores y/o sus catalizadores; partes internas de la torre de destilación, incluidas las bandejas y/o distribuidores y/ o bajantes y/o empaquetaduras; líneas; filtros; embarcaciones (incluidas sus partes internas); bombas de proceso.

En otra aplicación preferencial más, la presente invención proporciona un método y un aparato para aumentar la temperatura de entrada al horno de las plantas petroleras De hecho, los hornos de las plantas generalmente están precedidos por intercambiadores de calor que se utilizan para recuperar el calor del proceso y elevar lo más posible la temperatura de entrada del horno (TEH). Cuando dichos intercambiadores (intercambiadores de precalentamiento) se ensucian, se producirá una reducción en TEH, con las pérdidas energéticas/económicas/ambientales relacionadas. La limpieza de los intercambiadores de calor según la presente invención permite un aumento de TEH sin necesidad de abrir los intercambiadores de calor y sin necesidad de detener la planta de petróleo.

En otra aplicación preferencial, la presente invención proporciona un método y un aparato para aumentar la duración del funcionamiento del horno de las plantas petroleras. De hecho, los hornos de las plantas generalmente se apagan y se realizan las operaciones de descoquización, después de la acumulación de incrustaciones dentro de las bobinas que aumentan la temperatura del metal del tubo (TMT) hasta que se alcanza el límite de diseño. Este ensuciamiento aparece en forma de coque dentro de las bobinas. Limpiando el equipo durante el funcionamiento, los precursores de coque, que surgen de la deposición de material incrustante y que posteriormente se degradarán a coque, se eliminarán de las bobinas evitando así la acumulación de coque. La limpieza de uno o más intercambiadores de calor aguas arriba del horno, según la presente invención, también contribuye a una combustión más baja del horno ya las operaciones con una carga menor; esto, a su vez, aportará una contribución adicional al aumento de la longitud de funcionamiento del horno.

En otra aplicación preferencial, la presente invención proporciona un método y un aparato para limpiar las partes internas de una planta de petróleo. Como se usa en la presente invención, el término "internos" se refiere a todo lo que está presente dentro del equipo de una planta de petróleo y/o de su proceso de producción. Como ejemplo ilustrativo y no limitativo, los internos se componen de: catalizadores, bandejas, distribuidores, paquetes estructurados, demisters, filtros, superficies de intercambiadores de calor, líneas/superficies de tuberías, separadores, paquetes corrugados, superficies de columnas, recipientes superficies, superficies de equipos, bajantes, dispositivos de entrada de carga, etc.

En otra aplicación preferencial más, la presente invención proporciona un método y un aparato para aumentar el rendimiento de la destilación. De hecho, la introducción de un primer y un segundo fluido de hidrocarburos provoca un aumento de la destilación de productos ligeros (de mayor valor) a pesar de los más pesados (de menor valor). Sin estar ligado a ninguna teoría, el aumento del rendimiento puede atribuirse, por ejemplo, a los siguientes efectos o su combinación (es): a) una mejor separación de las especies contenidas la carga, después de un arrastre reducido de productos más ligeros en la carga más pesada; b) mejor separación de las especies contenidas en la carga, tras un mejor estado de limpieza de una columna de destilación (mejora de la eficiencia de la destilación); c) efecto intrínseco del primer y segundo fluido de hidrocarburos. Además, en los procesos de craqueo (tanto térmico como catalítico) la acción del primer y segundo fluido de hidrocarburos es la de mejorar el craqueo en las mismas condiciones operativas, a pesar de la formación de compuestos pesados/coque. En tal conexión, la presente invención también proporciona un método y un aparato para aumentar el rendimiento de destilación en procesos de craqueo térmico/catalítico y para reducir la formación de compuestos pesados/coque en catalizadores.

El esquema normal de producción de una planta de petróleo implica la introducción de un pienso y la salida de uno o más productos de destilación, los cuales son enviados en su totalidad a medios de almacenamiento y/o entrega externa y/u otras plantas petroleras para su posterior procesamiento, conformando así el pienso, o una parte la carga, de las plantas aguas abajo. En ningún caso se introducen en una planta de petróleo, durante su funcionamiento, fluidos distintos a los que habitualmente componen su carga habitual. Solo y exclusivamente durante los procedimientos de parada de una planta de petróleo, antes de poner el equipo fuera de servicio para realizar operaciones de mantenimiento posteriores, se realiza el "lavado", generalmente con gasóleo (a veces con agua). En tal caso, durante el lavado, en la planta se introduce un "aceite de lavado", por ejemplo, gasóleo, que, al venir de un tanque de almacenamiento (no del interior de la planta), ingresa a la línea de carga, fluye a través del equipo y sale de la planta por la línea de residuos. En dicha operación de lavado, el gasóleo entra y sale de la planta en la misma cantidad y generalmente no se realiza ninguna circulación; Por lo tanto, el lavado es una operación de paso único, que generalmente dura de 1 a 4 horas. Mucho más importante, durante dicho lavado no se produce la destilación de productos, ya que dicha operación se realiza a una temperatura inferior al punto de ebullición inicial del aceite de lavado (por ejemplo, gasóleo). De hecho, el lavado se realiza durante los procedimientos de apagado en la fase de disminución de la temperatura del horno; después de que se complete el lavado, se apaga el horno y se enfría la planta de petróleo para permitir operaciones de mantenimiento posteriores. El lavado es una operación que se realiza de acuerdo con los siguientes pasos: a) interrupción de la introducción de aire; b) interrupción de la producción de la planta y reducción de la temperatura de salida del horno; c) envío de gasóleo y pasarlo por el equipo; d) descarga simultánea del gasóleo que se ha introducido en la planta (operación de paso único); e) envío del gasóleo sucio a un tanque de almacenamiento; f) apagado del horno y enfriamiento de la planta; g) apertura del equipo de mantenimiento.

Durante el enjuague normalmente no se realiza ninguna circulación dentro de la planta. En algunos casos, por ejemplo, en la CDU, el enjuague se realiza con agua. Las operaciones de enjuague tienen como único propósito remover los hidrocarburos solubles que se encuentran dentro de la planta cuando se cierra y no tiene efecto en la remoción de los compuestos pesados (que generan incrustaciones) del equipo. El enjuague solo facilita el vaciado de la planta antes de las operaciones de mantenimiento y principalmente evita que algunos hidrocarburos queden en la planta. Cuando no se eliminan, dichos hidrocarburos solidificarán una vez que la planta se enfríe (al cerrar la planta a temperatura ambiente), dificultando y prolongando las operaciones de apertura (por ejemplo, la extracción de haces de intercambiadores se volvería casi prohibitiva) y la puesta en marcha. operaciones (en las líneas quedaría un sólido, que es difícil de eliminar durante las operaciones de arranque). La prueba final de la ineficacia del enjuague en la limpieza del equipo es que, al final de las operaciones de lavado, el equipo se abre y se limpia mecánicamente.

El funcionamiento normal de una planta de petróleo se realiza normalmente a una velocidad de carga igual o muy cercana a la de diseño. Cuando las condiciones del mercado son desfavorables, la velocidad de carga se reduce con respecto a la de diseño; generalmente en tales condiciones, la velocidad de carga se reduce al 80-90% con respecto al diseño. La capacidad mínima técnica es en general el 50-60% de la capacidad del proyecto. La capacidad de carga mínima técnica es la tasa de capacidad más baja en la que la planta funciona en condiciones regulares, manteniendo las condiciones de producción. Por debajo de una capacidad al mínimo técnico, la planta se bloquea (por ejemplo, todas las operaciones de control lógico y los sistemas de seguridad están calculados para eso) y la producción se bloquea. Una planta funciona al mínimo técnico solo en condiciones excepcionales, ya que el funcionamiento al mínimo técnico suele ser una pérdida económica neta para el propietario de la planta. Vale la pena mencionar que todos los costos fijos son los mismos y, sin embargo, la producción se reduce en un 40-50%.

En una aplicación preferencial de la presente invención, la planta de petróleo ya se encuentra en el mínimo técnico, o se lleva al mínimo técnico, o la tasa de carga se reduce, o la planta ya está funcionando a una tasa reducida, con respecto a la tasa de carga de diseño, con el alcance preciso para realizar una operación de limpieza. De hecho, cuando se opera en condiciones técnicas mínimas o con una velocidad de carga reducida, habrá más espacio disponible dentro de la planta para introducir una cantidad mayor del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos bajo la presente invención, aumentando así el rendimiento de limpieza (o tratamiento). Dicho de otra manera, una mayor cantidad y/o una mayor concentración de fluidos de limpieza estarán dentro de la planta de petróleo, mientras que la planta continúa la producción.

En una aplicación de la presente invención, la tasa de carga de la planta de petróleo se reduce (o se lleva) a un valor comprendido entre el 40% y el 100% con respecto a la tasa de carga de diseño. Preferiblemente, la velocidad de carga se reduce al mínimo técnico. El primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos se introduce entonces preferiblemente en una cantidad para compensar la diferencia entre la tasa de carga actual y (hasta), por ejemplo, la de diseño, y tal como para gestionar un rendimiento de destilado hasta el máximo (normalmente el de diseño) o, en cualquier caso, para gestionar un caudal de destilado como el anterior a la reducción de la velocidad de carga y la inserción del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos según la presente invención. En las realizaciones de la invención, los destilados extraídos mediante la técnica de autoproducción de destilados descrita anteriormente se pueden introducir en el sistema de la planta en una o más ubicaciones de tratamiento que no tienen impacto en la tasa de carga fresca que ingresa a la planta o se pueden ingresar de manera que como para tener un impacto en la tasa de carga fresca de las plantas mediante la suplementación descrita anteriormente de la tasa de carga fresca.

Como se usa en la presente invención, el término "rendimiento equivalente" define el rendimiento de destilados correspondiente al obtenido durante el funcionamiento de la planta antes de la aplicación de la presente invención, o el rendimiento de los productos resultantes de la destilación del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos, que han sido introducidos y/o autoproducidos bajo la presente invención.

Una aplicación adicional de la invención también presenta una aplicación en la que la planta, antes de la implementación del presente tratamiento, está funcionando a una tasa de carga fresca establecida (por ejemplo, en un estado de operación normal que está muy por debajo del valor de tasa de diseño (DR) (p. ej., 60% de DR)) y donde la tasa de carga fresca de tratamiento deseada establecida para el proceso de tratamiento ("tasa de carga fresca de tratamiento) es un valor más alto que la tasa de carga fresca establecida ("tasa de carga establecida" o "tasa establecida") pero menor que el valor DR para adaptarse a la primera y segunda introducción de hidrocarburos. Suponga que la tasa de carga fresca establecida es el 60% de la DR; Si la tasa de carga fresca del tratamiento (o aumentada a la tasa para la producción adicional de destilado) es 80% de DR, habrá un 20% de DR de producción propia del primer y segundo hidrocarburo, que se puede retirar, introducir y hacer circular según la presente invención. Con estos hidrocarburos extraídos y reintroducidos, se puede reducir progresivamente la tasa de carga fresca actual para compensar los hidrocarburos extraídos recién introducidos (por ejemplo, pasando de una tasa elevada al 80% de DR hasta la tasa original 60% de la tasa de carga fresca de DR con el suplemento extraído de hidrocarburos que lo lleva al 80% de DR). Una aplicación adicional de la invención también presenta una aplicación en la que la planta está funcionando a una velocidad que es mayor que la velocidad de diseño. De hecho, dado que las plantas existentes están diseñadas bajo condiciones conservadoras para tener en cuenta las limitaciones relacionadas con el ensuciamiento, al eliminar/reducir dichas limitaciones, la presente invención pondrá a disposición de la producción la porción de la planta que ha sido sobredimensionado para el propósito. Por ejemplo, si se ha diseñado un tren de precalentamiento con un aumento de superficie del 30% para tener en cuenta el ensuciamiento y dicho ensuciamiento es eliminado por la presente invención, dicho tren de precalentamiento puede pasar un 30% más de carga, manteniendo las mismas prestaciones. En caso de que el resto de la planta se haya dimensionado con un 30% más de superficie, será fácil aumentar la tasa de carga de la planta en un 30% sobre la tasa de diseño. En caso de que el resto de la planta tenga limitaciones de diseño, la remodelación de dicho resto de la planta puede superar fácilmente dichas limitaciones y permitir un aumento de la tasa de carga en un 30% sobre la tasa de diseño. Por lo tanto, la renovación se limitará a solo una parte de la planta y esto tendrá un impacto tremendo en la reducción del gasto de capital, por ejemplo, para renovar una planta con el fin de aumentar su capacidad.

Según una aplicación de la presente invención, el método para limpiar (tratar) una planta de petróleo durante su funcionamiento comprende los siguientes pasos:

2. variar la capacidad de carga fresca, incluida la posibilidad de alcanzar el mínimo técnico;

3. introducción opcional en dicha planta de petróleo un primer fluido de hidrocarburos en una relación comprendida entre 0,1% y 100% con respecto a la carga fresca actual;

4. introducción opcional en dicha planta un segundo fluido a base de hidrocarburos en una relación comprendida entre 0,01% y 50% con respecto a la carga fresca actual;

5. creación de un circuito de circulación cerrado o semicerrado dentro de dicha planta, en el que se puedan extraer uno o más destilados y/o productos que salen de la planta, incluyendo la posibilidad de implementar un sistema de extracción a medida desde cualquier punto de la planta de petróleo, y un introducción dentro o aguas arriba del equipo que se desea limpiar

(tratado);

6. mantenimiento de las condiciones de funcionamiento operativas típicas de la planta de petróleo, como para permitir la destilación de productos;

7. circulación opcional de los productos destilados, que contienen opcionalmente el primero y el segundo fluido (s) de hidrocarburos, en un circuito cerrado o semicerrado que comprende el equipo que se desea limpiar (tratar), de manera que una parte de los productos que destilan durante dicha circulación introducidos en dicho circuito cerrado o semicerrado, mientras que la otra parte de los destilados constituyen la producción de la planta de petróleo y/o los flujos normales de flujo;

8. circulación opcional de los productos destilados, conteniendo el primero y segundo fluido (s) de hidrocarburos, en un circuito cerrado o semicerrado que abarque el equipo que se desea limpiar (tratar), durante un tiempo de al menos 20 minutos, a una temperatura comprendida entre 100 °C y 900 °C ya una presión comprendida entre 1 bar y 400 bar;

9. control de las operaciones de limpieza (tratamiento) según el método de la presente invención;

10. retorno del primer y del segundo fluido de hidrocarburos;

11. opcionalmente repitiendo los pasos del 2 al 10;

12. apertura opcional del circuito cerrado o semicerrado, de modo que los fluidos de las etapas 2 a 11 puedan eliminarse de la planta de petróleo utilizando el ciclo de producción normal.

Las operaciones anteriores pueden modificarse, por ejemplo, cuando la concentración de productos pesados en los destilados que salen de la planta de petróleo es demasiado alta para su procesamiento posterior en plantas posteriores. En tal caso, se agregará un paso, donde todos los destilados producidos saldrán de la planta de petróleo, según el ciclo de producción normal, y se repetirá el paso de introducción del fluido o fluidos hidrocarburos, así como su (su) circulación en la planta de petróleo.

Alternativamente, la tasa de carga fresca de la planta de petróleo (con respecto a la tasa en la que la planta estaba funcionando antes de la aplicación de la presente invención) puede aumentarse a cualquier valor hasta la tasa de carga de diseño (o por debajo o más alta como en el punto mencionado anteriormente /- 5%, o /- 30% de la tasa de diseño). En una aplicación de la invención, la tasa de carga fresca se reducirá progresivamente a partir de entonces, mientras que la cantidad aumentada de destilados producidos, con respecto a la producida cuando se encuentra en la tasa en la que la planta estaba funcionando antes de la aplicación de la presente invención, disminuirá. circular dentro de las partes de la planta de petróleo que el propietario desea limpiar (tratar). Este es, por ejemplo, el caso en el que la planta funciona a un ritmo reducido o al mínimo técnico por cualquier motivo (por ejemplo, condiciones del mercado, limitaciones de otras plantas, etc.); en este caso, la tasa de carga se aumentará para producir destilados según la presente invención y luego se volverá a llevar a la tasa en la que la planta estaba funcionando antes de la aplicación de la presente invención (o en cualquier caso, a una tasa más baja de la "tasa alcanzada"). En este caso se utilizará una contingencia para mejorar el desempeño de la planta de petróleo. Esta es una aplicación particularmente útil de la presente invención porque, es bien conocido en la industria, que las plantas de petróleo se ensucian más fácilmente cuando funcionan a baja velocidad.

El procedimiento de limpieza según la presente invención terminará cuando el sistema de monitorización según la presente invención, como se definió previamente, dé las indicaciones apropiadas. En ese punto, por ejemplo, los intercambiadores de calor, las bombas, las líneas, las columnas y las partes internas estarán esencialmente libres de cualquier compuesto pesado. La planta de petróleo seguirá funcionando en condiciones más limpias, sin necesidad de abrir equipos para limpiarla. Solo en caso de parada de la planta por mantenimiento, según el método de la presente invención, se añadirán algunos pasos para lograr condiciones de entrada sin gas y/o seguras.

Bajo una aplicación de la presente invención, cuando exista la necesidad de apertura de equipos para realizar trabajos de mantenimiento o inspección, con entrada relacionada de personal operativo, con el fin de lograr condiciones de entrada libre de gases y/o segura será conveniente agregar la siguientes pasos opcionales:

13. suspensión de la introducción de carga;

14. circulación opcional en un circuito cerrado o semicerrado del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos dentro del equipo que se desea limpiar (tratado), por un tiempo de al menos 20 minutos, a una temperatura comprendida entre 100 °C y 900 °C y a una presión comprendida entre 1 bar y 400 bar;

15. enfriamiento del equipo/planta;

16. vaciado opcional del equipo/planta de todos los hidrocarburos;

17. introducción de agua dentro del equipo/planta;

18. creación de un circuito de circulación cerrado que abarque el equipo/planta;

19. introducción en el circuito de circulación cerrado un producto químico según la presente invención (uno o más productos químicos de lavado/limpieza y sus mezclas);

20. posicionamiento de la temperatura y la presión dentro del circuito cerrado de circulación en valores comprendidos entre la temperatura ambiente y 350 °C y entre 1 bar y 50 bar;

21. circulación de la solución acuosa del producto o productos químicos dentro del circuito cerrado de circulación en condiciones de temperatura y presión comprendidas entre la temperatura ambiente y 350 °C y entre 1 y 50 bar, durante un tiempo de al menos 20 minutos;

22. enfriamiento, si es necesario (incluida la eventual introducción de agua dulce en el circuito) y vaciado del circuito de la solución de agua;

23. envío opcional de la solución de agua a la planta de tratamiento de agua aceitosa;

24. repetición opcional de los pasos del 17) al 23).

Según la presente invención, como alternativa a los pasos descritos anteriormente, el logro de condiciones de entrada sin gas y/o seguras también se puede realizar de la siguiente manera:

13'. suspensión de la introducción de carga;

14'. circulación opcional en un circuito cerrado o semicerrado del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos dentro del equipo que se desea limpiar (tratado), por un tiempo de al menos 20 minutos, a una temperatura comprendida entre 100 °C y 900 °C y a una presión comprendida entre 1 bar y 400 bar;

15'. enfriamiento del equipo/planta;

16'. vaciado opcional del equipo/planta de todos los hidrocarburos;

17'. introducción en el interior del equipo/planta de vapora una presión comprendida entre 1,5 bary 100 bar; 18'. Introducción en el punto de vapor 17' un producto químico según la presente invención (uno o más productos químicos de lavado/limpieza y sus mezclas);

19'. introducción dentro del equipo/planta de la mezcla vapor/producto (s) químico (s) de acuerdo con la presente invención, durante un tiempo de al menos 20 minutos,

20'. circulación opcional de vapor condensado, que contiene un producto químico según la presente invención; 21'. vaciado de condensados del equipo/planta;

22'. enrutamiento opcional de condensados a la planta de tratamiento de las aguas aceitosas;

23'. enfriamiento, si es necesario (incluida la eventual introducción de agua dulce en el circuito) y vaciado del equipo.

Para las finalidades de la presente invención se puede utilizar cualquier vapor de cualquier característica (temperatura y presión), preferiblemente con una presión > 3 bar. Obviamente, antes de la entrada de personal, el equipo se enfriará adecuadamente (por ejemplo, con agua o nitrógeno) y se aireará. Los ejemplos 1, 2 y 10 se proporcionan para aclarar mejor la aplicación de la presente invención.

En las condiciones normales de funcionamiento de una planta de petróleo no se realiza la circulación del producto destilado, ni se introduce ningún producto químico, como se define en la presente invención, bajo el método de la presente invención, para realizar la limpieza (tratamiento) eficaz de los equipos durante el funcionamiento de una planta.

En todos los ejemplos ilustrativos que se describen a continuación, la introducción del producto químico según la presente invención puede tener lugar en cualquier punto o puntos del circuito cerrado o semicerrado implementado como se describe anteriormente. También es evidente que cualquier combinación de los ejemplos ilustrativos que se describen a continuación se incluye dentro del alcance de la presente invención. Cualquiera de los ejemplos presentados en la presente descripción debe interpretarse solo como un ejemplo ilustrativo y no se pretende que limite la presente invención de ninguna manera.

En otra aplicación preferencial, la presente invención introduce uno o más fluidos de hidrocarburos que aceleran y/o hacen más eficiente la disolución de depósitos pesados que están presentes en la planta de petróleo.

Dicho fluido (s) de hidrocarburos pueden introducirse, por ejemplo, como un segundo fluido, introduciéndolo en el fluido que se destila y, por tanto, se reintroduce en la planta, o directamente en la carga de la planta. La introducción de dicho segundo fluido puede ocurrir en cualquier punto o puntos de la planta de petróleo, preferiblemente aguas arriba del equipo que se desea limpiar, simultánea o posteriormente a la introducción del primer fluido de hidrocarburos. La introducción de dicho segundo fluido de hidrocarburos puede producirse en el caso de que el primer fluido de hidrocarburos deba destilarse y hacerse circular en la planta de petróleo, o en el caso de que el primer fluido de hidrocarburos de un solo paso en la planta de petróleo.

Cuando se introduce como un segundo fluido de hidrocarburos, dicho fluido de hidrocarburos se introducirá en una dosificación comprendida entre 0,01% y 100% con respecto a la cantidad del primer fluido de hidrocarburos, durante un tiempo de, por ejemplo, al menos 1 hora. El tiempo de introducción y/o circulación de dicho segundo fluido de hidrocarburos puede variar con respecto a la dosificación, siendo menor para una mayor cantidad introducida en dicho primer fluido de hidrocarburos. Como alternativa, dicho segundo fluido de hidrocarburos puede introducirse continuamente durante el funcionamiento de la planta de petróleo, como un primer fluido de hidrocarburos, introduciéndolo aguas arriba del equipo que se desea limpiar (tratado). Cuando se introduce como primer fluido de hidrocarburos, dicho fluido de hidrocarburos se introducirá a una dosis comprendida entre 0,01% y 50% con respecto a la cantidad de carga fresca actual de la planta de petróleo, durante un tiempo de al menos 1 hora. El tiempo de introducción y/o circulación de dicho fluido de hidrocarburos puede variar con respecto a la dosificación, siendo menor para una mayor cantidad introducida.

Por tanto, la presente invención puede realizarse; p. ej., de las siguientes formas: autoproduciendo un fluido de hidrocarburo producido por destilación a una cierta tasa de carga, seguida de la variación de la tasa de carga fresca de la planta de petróleo, la extracción de dicho fluido de hidrocarburo de uno o más puntos de la planta de petróleo y la introducción de dicho destilado en uno o más puntos de la planta de petróleo, preferiblemente aguas arriba del equipo que se desea limpiar (tratado); iv) por inyección de un primer fluido de hidrocarburos según los puntos anteriores i), ii), iii) en el que se introduce un segundo fluido de hidrocarburos simultánea o posteriormente con relación a dicho primer fluido de hidrocarburos

El fluido de hidrocarburos (por ejemplo, el primer y segundo fluido de hidrocarburos) introducido según la presente invención comprende producto (s) químico (s) o mezclas de los mismos capaces de solubilizar los depósitos dentro del equipo que se desea limpiar. Preferiblemente, es capaz de solubilizar y/o estabilizar asfaltenos. Lo más preferiblemente, se encuentra en condiciones casi críticas o supercríticas en las condiciones operativas de la planta de petróleo de la presente invención.

La presente invención permite la limpieza del equipo sin penalización alguna en términos de pérdida de producción y por tanto en condiciones económicas mucho más favorables con respecto al estado actual de la técnica.

Para las finalidades de la presente invención, el producto o productos químicos utilizados, como tales o mezclas de los mismos, bajo el método de la presente invención, se seleccionan del siguiente grupo: polimetacrilatos, succinimidas de poliisobutileno, succinatos de poliisobutileno; copolímero de laurilacrilato/hidroxietilmetacrilato; alquilarilsulfonatos, alcanolamina-alquilarilsulfonatos y ácidos alquilarilsulfónicos; aminas sustituidas, en las que el sustituyente es un hidrocarburo que contiene al menos 8 átomos de carbono; compuestos acilados que contienen nitrógeno y que tienen un sustituyente con al menos 10 átomos de carbono alifáticos, obteniéndose dicho sustituyente por reacción de un ácido carboxílico acilante con al menos un compuesto amínico que contiene al menos un grupo -NH-, estando unido dicho agente acilante a dicho ácido amínico compuesto por medio de un puente de imido, amido, amidina o aciloxiamonio; compuestos condensados que contienen nitrógeno de un fenol, un aldehído o un compuesto amínico, que tienen al menos un grupo -NH-; ésteres de un ácido carboxílico sustituido; fenoles sustituidos con hidrocarbilo; derivados alcoxilados de un alcohol, un fenol o una amina; ftalatos; fosfatos orgánicos; ésteres de ácidos oleicos; dietilhidroxilamina.

Para las finalidades de la presente invención, el producto o productos químicos utilizados, como tales o mezclas de los mismos, bajo el método de la presente invención, también se seleccionan del siguiente grupo: glicoles y/o sus derivados, dichos glicoles y/o sus derivados no están en forma polimérica, en el sentido de que son moléculas de compuestos simples, también en forma de aducto, y no moléculas constituidas por una cadena donde se repite un solo monómero; para las finalidades de la presente invención se pueden considerar como ejemplos de glicol: tetraetilenglicol; mono- y di-éteres, mono y di-ésteres, éter-ésteres y tioéteres de glicoles simples; glicol de fórmula general CH2OH-(CH)nOHn-CH2OH donde n=0-10; éteres de glicol de fórmula general R1-O-CH2-CH2-O-R2 donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20 y R2 es un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20 ; ésteres de glicol de fórmula general R1-O-O-CH2-CH2-O-O-R2 donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20 y R2 es un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20 ; tioglicoles de fórmula genera1HO-R1-S-R2-OH donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C10 y R2 es un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C10 ; éteres-ésteres de glicol de fórmula general R1-O-CH2-CH2-O-O-R2 donde R1 y R2 son un sustituyente hidrocarbilo C1-C20.

Para las finalidades de la presente invención, el producto o productos químicos utilizados, como tales o mezclas de los mismos, bajo el método de la presente invención, también se seleccionan adicionalmente del siguiente grupo: éteres de fórmula general R1-O-R2 donde R1 o R2 es sustituyente hidrocarbilo C1-C20; bencenos sustituidos de fórmula general

donde n=1-6 y R puede ser indiferentemente átomo de H, grupo -OH, grupo -COOH, grupo -CHO, grupo -NH2, grupo -HSO3, el mismo o diferente sustituyente hidrocarbilo C1-C30; cetonas de fórmula general R1-CO-R2 donde R1 o R2 es sustituyente hidrocarbilo C1-C20; anhídridos de fórmula general R1-CO-O-CO-R2, incluidos aquellos en los que R1 y R2 están unidos entre sí para formar anhídridos cíclicos, donde R1 o R2 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; amidas de fórmula general

donde R,R1,R2 son indistintamente un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; compuestos heterocíclicos, preferiblemente del tipo hidrogenado, que contienen de 0 a 3 sustituyentes hidrocarbilo C1-C20.

Para las finalidades de la presente invención, el producto o productos químicos utilizados, como tales o mezclas de los mismos, bajo el método de la presente invención, son también compuestos heterocíclicos seleccionados del grupo que consiste en: furanos, piroles, imidazoles, triazoles, oxazoles, tiazoles, oxadiazoles, piranos, piridina, piridazina, pirimidina, pirazina, piperazina, piperidina, triazinas, oxadiazinas, morfolina, benzodiazinas, indoles, indazol, indoxazina, benzoxazol, antranilo, benzopirano, cumarinas, quinolinas, benzopironas, cinolina, quinazolina, naftiridina, pirido-piridina, benzoxazinas, carbazol, xantran, acridina, purina, benzoquinolamidas, benzoquinolamidas, benzocarbazoles, indolina, benzotriazoles.

En la descripción del grupo anterior, se pretende que el plural incluya todas las configuraciones posibles de compuestos, incluida la isoforma: por ejemplo, el término "ditioles" pretende incluir 1,2 ditiol y 1,3 ditiol", "quinolinas" incluye quinolina e isoquinolina. Como se usa en la presente invención, el término "sustituyente hidrocarbilo" se refiere a un grupo que tiene un átomo de carbono directamente unido al resto de la molécula y que tiene un carácter de hidrocarburos o predominantemente de hidrocarburos. Entre estos se mencionan los grupos hidrocarbonados, que incluyen alifáticos, (por ejemplo, alquil o alquenilo), alicíclicos (por ejemplo, cicloalquilo o cicloalquenilo), aromáticos, aromáticos alifáticos y/o alicíclicos sustituidos, aromáticos condensados; grupos alifáticos que están preferiblemente saturados. Los ejemplos de arriba incluyen los siguientes grupos: metilo, etilo, propilo, butilo, isobutilo, pentilo, hexilo, octilo, decilo, octadecilo, ciclohexilo, fenilo. Dichos grupos también pueden contener sustituyentes que no son hidrocarburos siempre que no alteren el carácter predominantemente de hidrocarburos del grupo, por ejemplo, los grupos seleccionados entre: ceto, hidroxi, nitro, alcoxi, acilo, sulfónico, sulfóxido, azufre, amino. Dichos grupos pueden contener también o alternativamente átomos distintos de carbono, estando dichos átomos en una cadena o anillo de hidrocarburo compuesto de otro modo por átomos de carbono. Los heteroátomos de este tipo se seleccionan del grupo de: nitrógeno, oxígeno y azufre. Entre los compuestos mencionados anteriormente se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: metanol, etanol, propanol, isopropanol, butanol, isobutanol, metilglicol monometiléter, butilglicol monobutiléter, tolueno, aminas alifáticas C8+ etoxiladas con al menos 6 moles de óxido de etileno, arilsulfonatos, benceno, fenantreno, nonilfenol, 1 -metil-2-pirrolidinona, éter dietílico, dimetilformamida (DMF), tetrahidrofurano (THF), etilendiamina, dietilamina, trietilamina, trimetilamina, propilamina, 1-(3-aminopropil) -2-pirrolidona, 1-(3-aminopropil) imidazol, N-hidroxietil-imidazolidinona, N-aminoetilimidazolidinona, 2-(2-aminoetilamino) etanol, isopropilamina, cumeno, 1, 3, 5 trimetilbenceno,1,2,4 trimetilbenceno, 1,2,4 trimetilbenceno, anhídrido maleico, p-toluidina, o-toluidina, dipropilamina, difenil éter, hexametilbenceno, propilbenceno, ciclohexilamina, 1-isopropil-4-metil-benceno, 1, 2, 3, 5 tetrametilbenceno, hexanol, morfolina, oxileno, m-xileno, p-xileno, butilamina, metilamina, mesitileno, examina, anhídrido succínico, decahidronaftaleno, etilbenceno, 1,2 dimetilnaftaleno, 1,6 dimetilnaftaleno, p-cimeno, éter etílico, éter isopropílico, etoxibenceno, éter fenílico, acetofenona, monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), trietanolamina (TEA), trietilenglicol tetraetilenglicol, hexilglicol, dodecilbenceno, alcohol laurílico, alcohol miristílico, tiodiglicol, ftalato de dioctilo, ftalato de diisooctilo, ftalato de didecilo, ftalato de diisodecilo, ftalato de dibutilo, ftalato de dinonilo, metiletilcetona (MEK), butiletilisobutilcetona (MEK), metilisobutilcetona (MEK), metilisobutilcetona (MEK), metil-etil-isobutilcetona (MEK), metil-isobutilcetona (MEK-Ciclo-butilo), metil-isobutilcetona (MEK) ciclohexanona, ésteres metílicos o etílicos de ácidos grasos obtenidos por esterificación de aceites vegetales y/o animales (biodiésel).

También debe tenerse en cuenta que en las formas de aplicación de la presente invención, y cuando sea compatible, se pueden utilizar una o más opciones de un grupo junto con una o más opciones de un grupo (o grupos) alternativo.

En otra aplicación preferencial más de la presente invención, los compuestos químicos definidos anteriormente alcanzan preferiblemente condiciones casi críticas o supercríticas en las condiciones operativas de la planta de petróleo. De hecho, se sabe que los fluidos supercríticos son capaces de solubilizar el coque. Sin embargo, nunca se ha propuesto su uso para la limpieza de equipos durante el funcionamiento de la (s) planta (s) de petróleo, donde dicha (s) planta (s) de petróleo están produciendo productos, así como nunca se ha propuesto un aparato adecuado para el alcance, donde la limpieza del equipo se realiza mediante la circulación de producto (s) químico (s) disuelto en un fluido de hidrocarburos "autoproducido" por la planta de petróleo e introducido en un circuito cerrado o semicerrado dentro de dicha planta de petróleo y/o en donde se agrega una segunda fluido de hidrocarburos según la presente invención. Por tanto, la presente invención debería considerarse como una mejora del estado de la técnica.

Se puede encontrar una lista de compuestos químicos que pueden estar en condiciones supercríticas bajo la presente invención en el Handbook of Chemistry and Physics 74th Edition -CRC Press- de página 6-54 a la página 6-65. Entre estos compuestos se preferirán en la presente invención los seleccionados del siguiente grupo: dimetilamina, etilamina, formiato de etilo, acetato de metilo, dimetilformamida (DMF), propanol, propilamina, isopropilamina, trimetilamina, tetrahidrofurano (THF), etil vinil éter, acetato de etilo, propil formiato, butanol, metil propanol, éter dietílico, metil propil éter, isopropil metil éter, sulfuro de dietilo, butilamina, isobutilamina, dietilamina, dietilhidroxilamina, ciclopentanol, 2-metiltetrahidrofurano, tetrahidropirano, pentanal, formato de isobutilo, acetato de propilo, ácido pentanoico, butilmetiléter, terc-butilmetiléter, etilpropiléter, metilpiridinas, ciclohexanona, ciclohexano, metilciclopentano, ciclohexanol, hexanal, formiato de pentilo, acetato de isobutilo, acetato de 2-etoxietilo éter, dipropil éter, diisopropil éter, hexanol, metil pentanoles, trietilamina, dipropilamina, diisopropilamina, benzaldehído, tolueno, cresoles, alcohol bencílico, metilanilinas, dimetilpiridinas, furfural, piridina, metilciclohexano, heptanol, etilbenceno, acetofenileno anilinas, dimetilanilina, etilanilina, octanenitrilo, propanoato de etilo, butanoato de metilo, isobutanoato de metilo, propanoato de propilo, propanoato de etilo 2-metilo, pentanoato de metilo, ácido eptanoico, ácido octanoico, ácido 2-etilhexanoico, 3-metilbutanoato de propilo, octanoles, 4-metil -3- heptanol, 5-metil-3-heptanol, 2-etil-1-hexanol, éter dibutilo, éter di-terc-butílico, dibutilamina, diisobutilamina, quinolina, isoquina olina, indan, cumeno, propilbenceno, 1, 2, 3-trimetilbenceno, 1, 2,4, - trimetilbenceno, mesitileno, o-toluidina, N, N-dimetil-otoluidina, ácido nonanoico, nonanoles, naftaleno, butilbenceno, isobutilbenceno, cimenos, p-dietilbenceno, 1,2,4,5-tetrametilbenceno, decahidronaftaleno, ácido decanoico, decanol, 1-metilnaftaleno, carbazol, difenilo, hexametilbenceno, dodecanoles, difenilmetano, tridecanoles, tetradecanoles, hexadecanoles, heptadecanoles, terdecanoles. Los compuestos nombrados en plural se refieren a todos los posibles isómeros de dicho compuesto: por ejemplo, el término "xilenos" indica o-xileno, m-xileno y p-xileno.

Merece una mención particular a las aminas grasas y sus mezclas: como es bien sabido, la presión crítica disminuye con el aumento de la cadena alifática, las aminas grasas y sus mezclas probablemente tendrán una presión crítica baja (Pc) y podrían usarse de manera efectiva también en tal conexión. Lo mismo se aplica a los productos comerciales que contienen aminas grasas y sus mezclas.

Son de particular interés aquellos compuestos que tienen una presión crítica (Pc) <5 MPa, preferiblemente aquellos con una Pc <3,5 Mpa. Una lista de compuestos, útiles según la presente invención, con sus constantes críticas relativas se muestra a modo de ejemplo en la Tabla 1:

Tabla 1

Compuesto Temperatura crítica (°C) Presión crítica (bar)

p-Toluidina 394 23

Butirato de etilo 293 30

Dipropilamina 277 31

Acetato de isobutilo 288 31

Acetato de propilo 276,2 32,9

Propil-etil-éter 227,4 32,1

Trietilamina 262 30

Etilbencina 344 38

Propilbenceno 365,2 32,3

Butilbenceno 387,2 30,4

Cumeno 357,9 32,3

para -xileno 342,8 36,1

Hexametilbenceno 494 23,5

Trietanolamina 514,3 24,2

Difenil metano 497 28,6

Difenilo 516 38,5

MTBE 224 34,3

Dioctilftalato 532,8 11,8

Diisodecilftalato 613,8 10

Diisooctilfatalato 577,8 11,8

Noniléter 462,8 13

Metiloleato 490,8 12,8

Dioctiléter 433,8 14,4

Entre los compuestos de la presente invención, los compuestos nitrogenados en general, preferiblemente las aminas, aún preferiblemente las aminas cíclicas, contribuyen a modificar la morfología del coque. Otro compuesto útil en tal conexión es, por ejemplo, tolueno que produce un coque de aguja fibroso. Como ejemplo adicional, el hidróxido de tetrabutilamonio es un muy buen agente de hinchamiento y puede incluirse en la formulación ya que contribuye a cambiar la morfología del coque formado, que será más fácil de eliminar.

Los agentes de hinchamiento son bien conocidos en las técnicas de solubilización/extracción de carbón, pero no se han utilizado en la industria del petróleo/químico del petróleo durante el funcionamiento de una planta. En sus aplicaciones conocidas, los agentes de hinchamiento penetran en el carbón y provocan su hinchamiento. Los factores que influyen en la cantidad de carbón hinchado en un disolvente son: a) grado de interacción disolventecarbón; b) densidad de reticulación. La relación de hinchamiento es la relación entre el volumen de carbón hinchado, en equilibrio con el disolvente, con respecto al volumen de carbón original. En general, los disolventes utilizados para tales fines tienen buenas características de solubilización del carbón. Mediante el uso de agentes de hinchamiento, la descoquificación de equipos, por ejemplo, de calentadores de proceso, se facilitará debido al cambio en la morfología del coque formado (de "similar a una aguja" a "esponjoso" o "similar a una nube").

Los disolventes utilizados como agentes de hinchamiento se clasifican en dos clases: los que forman enlaces de hidrógeno y los que no forman enlaces de hidrógeno. En general, se informa que los primeros son un 25-50% más efectivos que los segundos; la eficacia de este último puede aumentarse tras una primera extracción de carbón con un disolvente que forma enlaces de hidrógeno con el carbón. La eficacia del hinchamiento y, por tanto, la penetración del carbón, se atribuye a la sustitución del enlace hidrógeno carbono-carbono por enlace hidrógeno carbono-disolvente: se utiliza el mismo principio, entre otros, en la presente invención.

Entre los agentes de hinchamiento que no forman enlaces de hidrógeno se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: benceno, tolueno, ciclohexano, naftaleno, difenilo, xileno, tetralina, metilciclohexano. Entre los agentes de hinchamiento que forman enlaces de hidrógeno se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: piridina, metanol, etanol, etilendiamina, propanol, 1,4-dioxano, acetona, formamida, anilina, tetrahidrofurano, N, N-dimetilanilina, éter dietílico, dimetilsulfóxido, acetofenona, dimetilformamida, acetato de etilo, acetato de metilo, metiletilcetona, 1-metil-2-pirrolidona, quinolina.

En situaciones en las que la circulación de productos químicos se realiza a presión atmosférica y a una temperatura> 150 ° C, según la presente invención, se prefieren los compuestos que tienen una temperatura de ebullición (Teb) preferiblemente> 150 ° C, más preferiblemente los con Teb> 250 ° C. Se puede encontrar una lista ejemplar de tales compuestos en el Handbook of Chemistry and Physics 74th Edition -CRC Press-, páginas 3-12 a 3 523.

Entre esos compuestos se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: antraquinona, eicosanol, benzalacetofenona, benzantraceno, hidroquinona, dodecilbenceno, hexaetilbenceno, hexametilbenceno, nonilbenceno, 1,2, 3-triaminobenceno, 1,2,3-trihidroxibenceno, 1,3,5-trifenilbenceno, difenilmetanol, p-benzidina, bencilo, 2-benzoilbenzofurano, anhídrido benzoico, 2-benzoil-metil benzoato, bencil benzoato, 4-tolilo benzoato, benzofenona, 4,4'-bis (dimetilamino) benzofenona, 2,2'-dihidroxibenzofenona, 2,2'-dimetilbenzo, fenona, 4,4'-dimetilbenzofenona, metilbenzofenona, alcohol 2-aminobencílico, alcohol 3-hidroxibencílico, alcohol a-1-naftilbencílico, bencil-etil-fenil-amina, bencilanilina, éter bencílico, fenilacetofenona, 2-acetamida difenil, 2-amino difenilo, 4,4'-bis (dimetilamino) difenilo, bifenol, butil-bis (2-hidroxietil) amina, butilfenilamina, butilfenilcetona, carbazol, difenilcarbonato, alcohol cetílico, cetilamina, bencilcinamato, cumarina, lindano, dibenzofurano, dibencilamina, éter dibencílico dietilenglicol, monolaurato de dietilenglicol, éter (2-hidroxipropil) dietilenglicol, dietilentriamina, di-a-naftilamina, di-p-naftilamina, dioctilamina, difenila-4-naftilamina, dioctilamina, difenil-diamina 4,4'-dimetilamino difenilo, 4-hidroxi difenilo, difenilmetanol, difeniletilamina, di- (a-feniletil) amina, diisopropanolamina, di-2-tolilamina, eicosanol, 1,1,2 trifeniletano, et- 1,2 difenilo de ylen glicol, etil-di-bencilamina, éter monobencílico de etilenglicol, monofenil éter de tilenglicol, N, N-difenilformamida, fenilformamida, tolilformamida, 2-benzoilfurano, 2,5 difenilfurano, glicerina y ésteres relacionados, eptadecilamina, eptadecanol, alcohol cerílico, hexadecanamina, alcohol cetílico, hidroxietil-2-toliamina, imidazolilamina, metilimidazol, fenilimidazol, 5-aminoindano, 5-hexil-indano, 1-fenil-1,3,3-trimetil-indano, 2,3 difenil-indeno, indol, 2,3 dimetil-indol, triptamina, 2-fenil-indol, isocumarina, dietil-isoftalato, isoquinolina, bencil laurato, fenil laurato, alcohol laurílico, lauril amina, lauril sulfato, dietil-bencil-malonato, melamina, difenilmetano, trifenilmetano, 4-bencil-morfolina, 4-fenil-morfolina, 4- (4-tolil) -morfolina, alcohol mirístico, 9,10-dihidro-naftaceno, acetil-naftaleno, bencil-naftaleno, butil-naftaleno, dihidronaftaleno, dihidroxinaftaleno, metil-naftaleno, fenil-naftaleno, naftol, naftilamina, metilnaftilamina, naftilfenilamina, anaftil-2-tolil-cetona, nonacosanol, octadecanol, octil-fenil-éter, pentadecilamina, pentadecanol, 3-hidroxiacefenona, tiramina, 4-hidroxifenilacetonitrilo, o-fenilendiamina, N-fenil-fenilendiamina, 4-metil-fenilendiamina, difenilen-diamina, 2- fenil-bis - til amina, derivados de fosfina como fenilo, trifenilo y óxido, trifenilfosfito, ftalato de dibutilo, ftalato de dibencilo, ftalato de dietilo, ftalato de dioctilo, ftalato de diisoctilo, ftalato de didecilo, ftalato de difenilo, anhídrido de ftalico, 1,3-piperidina, difenoxipropano, N-(2-tolil) propionamida, 1 -metil-3-fenil-pirazolina, derivados de piridina como 3- acetamido, 3-bencilo, 4-hidroxi, 2-fenilo, anhídrido fenilsuccínico, succinimida, N-bencilsuccinimida, N -fenilsuccinimida, o-terfenilo, m-terfenilo, 1,14 tetradecandiole, tetradecanol, tetraetilenglicol, tetraetil-enpentamina, 2,5-diaminotolueno, 3,5-dihidroxitolueno, 4-feniltolueno, ácido p-toluensulfónico y ésteres de metilo y propilo relacionados, ácido o-toluico y anhídrido relacionado, N-bencil-toluidina (o-, m- e p-), tribencilamina, tributilamina, trietanolamina, trietilenglicol y monobutiléter relacionado, trietilamina, trioctilamina, trifenilamina, tritano, tritanol, 2-pirrolidona, xantona, xanteno, xilidina.

Los compuestos de la presente invención se pueden utilizar solos o en mezcla con disolventes apropiados. Los disolventes típicos en las aplicaciones de la presente invención también pueden ser los productos de destilación de petróleo crudo que se originan en cualquier planta de petróleo y/o que de todos modos están presentes en cualquier planta de petróleo, al ser productos terminados, componentes de mezcla de productos terminados, productos intermedios o carga para plantas de petróleo, y se seleccionan preferiblemente del grupo que consiste en: gasolina, gasóleo, diésel, nafta virgen, queroseno, gasolina reformada, gasolina de pirólisis, gasóleo de pirólisis, aceite de ciclo ligero de FCCU, aceite de decantación de FCCU, metil-terc-butil-éter (MTBE), benceno, tolueno, xilenos, cumeno, metanol, ciclohexano, ciclohexanona, etilbenceno, linearalquilbenceno (LAB), dimetiltereftalato, ftalicanhidruro, estireno, terc-amil-metil-éter (TAME), etanol, dimetilformamida (DMF), dioctilftalato, isopropilo alcohol, alcohol butílico, alcohol alílico, butilglicol, metilglicol, etil-terc-butil-éter (ETBE), etanolaminas, acetona, alcohol octílico, metil-etil-cetona (MEK), metil-isobutil-cetona (MIBK). Dichos solventes pueden provenir de cualquier planta de petróleo como se definió anteriormente.

Generalmente, los disolventes según la presente invención pueden elegirse entre los producidos por plantas petroleras o que de todos modos estén presentes en una planta de petróleo al ser productos terminados, componentes de mezcla de productos terminados, productos intermedios o materias primas de plantas de petróleo. En algunos casos, el mismo petróleo crudo, la gasolina o el aceite de enfriamiento rápido de una planta de etileno se pueden usar como disolventes del producto o productos químicos o mezclas de los mismos, según la presente invención. Los disolventes definidos anteriormente también se pueden usar como primer fluido de hidrocarburos según la presente invención.

Un disolvente particular de la presente invención es el MTBE presente en una refinería de petróleo o producido en una planta petroquímica. El MTBE se utiliza en una refinería de petróleo exclusivamente como un componente de mezcla en la formulación de gasolina sin plomo, con el fin de aumentar el octanaje de la gasolina formulada; su presencia en una refinería de petróleo se debe exclusivamente a este propósito. La utilización de MTBE según la presente invención difiere del estado de la técnica y debe considerarse un paso innovador. Según la presente invención, el MTBE se puede bombear y hacer circular en un circuito cerrado o semicerrado en cualquier planta de petróleo, solo o mezclado con compuestos químicos según la presente invención, con el fin de limpiar (tratamiento) el equipo.

Los mismos argumentos definidos para el MTBE también pueden aplicarse a la nafta virgen, gasolina aromática procedente de una planta de reforma (gasolina reformada) y/o a los productos de benceno/tolueno/xileno (BTX) como tales y/o como una mezcla producida en una extracción aromática (por ejemplo, del tipo Sulfolano, Furfural, Glicoles o Formilmorfolina) y/o a la gasolina y/o el gasóleo producido en una Unidad de Etileno (gasolina de pirólisis/gasóleo de pirólisis).

Sin estar ligado a ninguna relación específica entre los componentes, la dosificación del producto químico según la presente invención puede estar preferiblemente en el intervalo: disolvente 0% -100%, producto químico 100% -0%; lo más preferiblemente en el intervalo: disolvente 50% -99%, producto (s) químico (s) 50% -1%; aún más preferiblemente en el intervalo: disolvente 70% -95%, producto (s) químico (s) 5% -30%. En algunas realizaciones de la invención, el uso del disolvente solo en un circuito cerrado o semicerrado permite la limpieza (tratamiento) del equipo según la presente invención. Como ya se ha dicho, en las realizaciones de la invención el disolvente puede coincidir con el primer fluido de hidrocarburos (y, opcionalmente también con el segundo) y, por tanto, ser "autoproducido" y circular dentro de la planta de petróleo.

Es importante subrayar que los compuestos químicos usados en la presente invención se utilizan en una conexión diferente con respecto al estado de la técnica, en que: a) se utilizan durante el funcionamiento normal de la planta de petróleo con el alcance de limpieza de equipos y/o aumento del rendimiento y/o reducción de la formación de coque y/o eliminación de coque en catalizadores; b) se utilizan en circuito cerrado o semicerrado durante la operación de la planta de petróleo; c) se utilizan tras la implementación de un aparato novedoso, de manera que se habilita su circulación durante el funcionamiento de la planta; d) Pueden ser de "autoproducción" mediante destilación dentro de dicha planta de petróleo y posterior circulación.

Durante los pasos de limpieza del equipo, el estado de limpieza se puede controlar mediante la aplicación de algunos análisis químicos, según lo definido por los métodos publicados por la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (ASTM) para productos derivados del petróleo (recopilados, por ejemplo, en el Libro de Normas ASTM para Productos del Petróleo) o por el Instituto de Petróleo de Londres (IP), o por las Normas Europeas EN, seleccionado del grupo que consiste en: viscosidad (por ejemplo, ASTM D 445); densidad (por ejemplo, ASTM D1298); destilación atmosférica o al vacío (por ejemplo, ASTM ^d86, D1160); residuo de carbono (por ejemplo, ASTM D4530, D 189); sedimentos por filtración en caliente (por ejemplo, IP 375, 390); sedimentos por extracción (por ejemplo, ASTM D473); sedimentos por filtración (por ejemplo, ASTM 4807); contenido de cenizas (por ejemplo, ASTM D482, EN6245); contenido de asfaltenos (por ejemplo, IP143), color (por ejemplo, ASTM D1500), agua y sedimentos por centrifugación (por ejemplo, ASTM D2709, D1796).

También se pueden utilizar uno o más sistemas de control del tipo físico con el propósito de controlar bajo la presente invención, seleccionados del grupo que consiste en: i) evaluación del factor de ensuciamiento, definido como la relación entre el coeficiente de transferencia de calor del aparato limpio y el coeficiente de transferencia de calor del aparato en el momento en que se registra el valor; ii) evaluación de presión en varios puntos de la planta de petróleo; iii) evaluación de la temperatura en varios puntos de la planta de petróleo y la combinación y todas las subcombinaciones de la misma.

De hecho, mientras se limpia el equipo, los compuestos pesados se solubilizan en el líquido de limpieza y, por lo tanto, el líquido circulante se vuelve más pesado: esto se evidencia, por ejemplo, por un aumento en la viscosidad y/o densidad y/o residuos de carbono y/o cenizas; Asimismo, el factor de ensuciamiento del equipo y/o la pérdida de presión disminuirá, mientras que la tasa de transferencia de calor y/o la temperatura en la salida del equipo, o TEH, aumentará. Por ejemplo, se pueden mantener las operaciones de limpieza hasta que se registre una disminución en el factor de ensuciamiento y/o caída de presión, dentro de /- 10%; o se registra cualquier variación en la viscosidad y/o densidad y/o residuos de carbono y/o cenizas, dentro de /-5%.

Tales análisis químicos y sistemas físicos se utilizan de forma rutinaria dentro del estado general de la técnica para evaluar las especificaciones comerciales de productos petrolíferos o durante el funcionamiento normal de la planta (en la fase de producción). En realizaciones de la presente invención, se pueden usar uno o más sistemas de control físico solos o en combinación con uno o más de los sistemas de control químico (así como todas las posibles subcombinaciones de los mismos).

Como ya se ha descrito, otro beneficio sorprendente de las realizaciones de la presente invención es que, mientras se realiza la limpieza del equipo, el rendimiento de la destilación aumenta con respecto al que un experto esperaría de la suma de (a b) con: a) destilados producidos a una determinada tasa de carga b) hidrocarburos introducidos desde fuera de la planta de petróleo y/o autoproducidos por variación de la tasa de carga, que posteriormente se destilan y reintroducen en la planta de petróleo. En el estado actual, tal mejora es imposible de lograr, ya que los sistemas de limpieza existentes pueden operar en una circulación de circuito cerrado, pero la planta de petróleo se detiene y no se realiza producción de ningún tipo (y obviamente, por definición, no puede producirse rendimiento de destilación).

Otro aspecto sorprendente de la presente invención es que, en las plantas de petróleo en las que se usa un catalizador, la formación de coque en dicho catalizador se reduce con respecto a la que se produce antes de la introducción del primer y segundo fluido de hidrocarburos (s) según la presente invención. Esto contribuye tanto a aumentar el rendimiento de la destilación y/o al rendimiento de la planta catalítica como a los costes operativos, en el sentido de que habrá, por ejemplo, un menor requisito de sustitución del catalizador para lograr el mismo rendimiento del proceso. Una menor formación de coque en el catalizador durante el funcionamiento de la planta implica, entre otros, un mejor desempeño de la planta catalítica, menor consumo de energía, menor tiempo de inactividad, menor costo en la compra de nuevo catalizador y un menor costo de mantenimiento. La presente invención también reduce la aglomeración del catalizador, ya que una menor cantidad de compuestos pesados cubrirá el catalizador, facilitando así la descarga del catalizador gastado. La presente invención también se puede utilizar para la acumulación de presión diferencial en un reactor que contiene un catalizador, ya que al evitar que los depósitos pesados/coque formen un reactor más bajo, el delta P aparecerá durante el funcionamiento de la planta y/o reducirá el delta P en el reactor una vez que este delta P crea alguna preocupación para el propietario de la planta (es decir, el coque se eliminará del catalizador).

En el estado actual, tal mejora es imposible de lograr, ya que los sistemas de limpieza existentes pueden operar en una circulación de circuito cerrado, pero la planta de petróleo se detiene y no se produce producción de ningún tipo y, como resultado, el catalizador no puede funcionar en tales condiciones (o incluso el reactor se pasa por alto durante las operaciones de limpieza).

La presente invención proporciona, por tanto, la limpieza simultánea de la planta de petróleo y el aumento del rendimiento de la destilación. Este es un resultado sorprendente con respecto al estado de la técnica, ya que el ensuciamiento del equipo implica una pérdida de producción que sigue tanto al deterioro de las condiciones operativas/de la planta durante el funcionamiento como al tiempo de inactividad durante las operaciones de limpieza.

En tal conexión, la presente invención puede usarse no con el propósito de limpiar equipo de vez en cuando, sino de manera continua con el propósito de aumentar el rendimiento de destilación de una planta de petróleo y hacerla funcionar en condiciones de limpieza continua. En tal conexión, la presente invención se puede utilizar durante todo el funcionamiento de la planta, durante todo el año, los 365 días del año.

La presente invención permite, entre otros, eliminar o evitar la parada de una planta para limpiarla y/o reducir el tiempo de inactividad por parada por mantenimiento, con una mejoría del estado de la técnica. Este es un resultado sorprendente con respecto al estado de la técnica, lo que presupone la parada de los equipos para realizar su limpieza, con el correspondiente tiempo de inactividad.

Se describe un método para diseñar plantas petroleras, en el que el equipo sujeto a incrustaciones puede diseñarse en condiciones no conservadoras. De hecho, todas las prácticas actuales de diseño/ingeniería consisten en sobredimensionar el equipo que está sujeto a incrustaciones. Esto se debe a que el ensuciamiento limita el rendimiento de dicho equipo y los diseñadores consideran de forma conservadora una cierta cantidad de ensuciamiento que puede ser tolerado por el equipo, en aras de tener el equipo funcionando la mayor parte del tiempo de funcionamiento y no tenerlo en espera. con el propósito de limpiar, lo que perjudica, o incluso detiene, la producción de la planta de petróleo. Por ejemplo, los intercambiadores de calor se diseñan teniendo en cuenta un "factor de ensuciamiento" que relaciona el deber en condiciones limpias con el deber en condiciones sucias. Este es un procedimiento estándar en el estado actual de la invención. Es bastante común ver en una planta de petróleo, por ejemplo, los intercambiadores de calor están dimensionados un 20-50% más que el calor que se supone que intercambian (a veces su superficie puede llegar hasta el 100% de la teórica, solo por tomar en cuenta los servicios de incrustaciones) o ver intercambiadores de repuesto en su lugar, que funcionan mientras el otro intercambiador se somete a limpieza y viceversa. Todo lo anterior tiene un impacto dramático en el gasto de capital al diseñar y durante la ingeniería, adquisición y construcción de una nueva planta de petróleo, así como en los costos operativos de una planta de petróleo existente. Al reducir/eliminar la posibilidad de incrustaciones que afecten al rendimiento de la planta, la presente invención proporciona un nuevo método para diseñar/proyectar (incluida la fabricación) plantas de petróleo y equipos relacionados, en el que dicho equipo se dimensiona teniendo en cuenta una reducción, o incluso cero, ensuciamiento. Por ejemplo, los intercambiadores de calor utilizables en las realizaciones de la presente invención presentan intercambiadores de calor que tienen menos de un 50% de aumento de dimensión basado en el factor de ensuciamiento y, más preferiblemente, un aumento de dimensión del factor de ensuciamiento del 0% al 20%. Lo mismo puede aplicarse también a cualquier otro equipo que se trate según la presente invención. Por ejemplo, tras el aumento en el rendimiento de la destilación, la dimensión de la línea de carga se puede reducir así como cualquier otras tuberías y/o equipos; por ejemplo, las columnas de destilación pueden ser más pequeñas ya que la carga que entra en ellas será menor en comparación con el caso no tratado. Todo lo anterior tendrá un impacto en las dimensiones del equipo, con especial referencia a la superficie.

También se divulga la fabricación de plantas petroleras que tienen dichos intercambiadores de calor con las dimensiones del factor de ensuciamiento reducido o evitado, así como la fabricación de sistemas que no solo utilizan el requisito de compensación de bajo o ningún ensuciamiento mencionado anteriormente en el equipo, sino que evitan la necesidad de un tipo de respaldo similar. o equipo redundante provisto para compensar el factor de ensuciamiento mencionado anteriormente.

También se describe un proceso en el que la planta está funcionando a una velocidad superior a la de diseño. De hecho, dado que las plantas existentes están diseñadas bajo condiciones conservadoras para tener en cuenta las limitaciones relacionadas con el ensuciamiento, al eliminar/reducir dichas limitaciones, la presente invención pondrá a disposición de la producción la parte de la planta que se ha sobredimensionado para esta finalidad. Por ejemplo, si se ha diseñado un tren de precalentamiento con un aumento de superficie del 30% para tener en cuenta el ensuciamiento y dicho ensuciamiento es eliminado por la presente invención, dicho tren de precalentamiento puede pasar un 30% más de alimentación, manteniendo las mismas prestaciones. En caso de que el resto de la planta se haya dimensionado con un 30% más de superficie, será fácil aumentar la tasa de carga de la planta en un 30% sobre la tasa de diseño. En caso de que el resto de la planta tenga limitaciones de diseño, la remodelación de dicho resto de la planta puede superar fácilmente dichas limitaciones y permitir un aumento de la tasa de carga en un 30% sobre la tasa de diseño. Por lo tanto, la renovación se limitará a solo una parte de la planta y esto tendrá un impacto tremendo en la reducción del gasto de capital, por ejemplo, para renovar una planta con el fin de aumentar su capacidad.

Como ya se ha descrito, para realizar la presente invención, se puede instalar un aparato, para realizar un circuito de circulación cerrado o semicerrado. Como una planta de petróleo no tiene posibilidades, durante el funcionamiento, de hacer circular los destilados que salen de una columna de destilación con el fin de realizar la limpieza de equipos, la presente invención también incluye entre sus realizaciones preferidas la aplicación de sistemas apropiados de extracción, introducción y circulación de cualquier destilados fríos/calientes, en cualquiera de uno o más puntos de la planta de petróleo. Las modificaciones a ser implementadas en la planta de petróleo para realizar sistemas apropiados de extracción, introducción y circulación de destilados, son parte de dicho aparato y por lo tanto se incluyen en las finalidades de la presente invención.

Un aparato para ser implementado en una planta de petróleo comprende: i) medios de extracción para extraer desde uno o más puntos en la planta de petróleo de uno o más fluidos de hidrocarburos que preferiblemente tengan uno de los siguientes rangos de ebullición: a) hasta 75°C; b) de 75°C a 175°C; c) de 175°C a 350°C; d) superior a 350°C; ii) medios de introducción para la introducción de dicho uno o más fluidos como anteriormente extraídos en uno o más puntos de la planta de petróleo, preferiblemente aguas arriba del equipo que se desea limpiar (tratado); iii) medios de destilación para la destilación de dicho uno o más fluidos como antes introducidos en uno o más puntos de la planta de petróleo; iv) medios de re-extracción y reintroducción de dicho uno o más fluidos como se ha destilado anteriormente para volver a extraer dichos fluidos destilados y reintroducirlos en uno o más puntos del planta de petróleo, en la que dichos medios de retirada y reintroducción pueden ser los mismos medios de retirada e introducción que antes; v) medios de conexión para formar un circuito cerrado o semicerrado, que abarque el equipo a tratar, en el que dicho o más fluidos serán destilados, extraídos e introducidos continuamente; vi) un sistema de descarga de los fluidos, para permitir su extracción del circuito cerrado o semicerrado; vii) medios de control, que están configurados para controlar o regular temperatura y/o presión y/o caudal, donde dichos medios de control también pueden incorporar o ser ellos mismos incorporados por una unidad de control para controlar/regular las variables de proceso como las aquí descritas (por ejemplo, en cuanto a incluir también temperatura y/o presión y/o caudal y/o dirección de flujo) de la planta de petróleo en uno o más puntos de dicha planta de petróleo; viii) medios de filtración opcionales. Al introducir dicho fluido o más fluidos de hidrocarburos en un fluido aguas arriba de una columna de destilación, dichos uno o más fluidos de hidrocarburos se pueden volver a extraer y reintroducir, formando así un circuito cerrado o semicerrado en el que estarán continuamente destilado, retirado e introducido. Los medios de destilación en los que dichos uno o más fluidos de hidrocarburos pueden volver a extraerse pueden ser de cualquier tipo y pueden ser parte de la planta de petróleo o instalarse (por ejemplo, agregarse a un diseño de planta preexistente y completo adecuado para el funcionamiento normal) como para completar o establecer un circuito de circulación de flujo cerrado o semicerrado.

El aparato incluirá, entre otros:

A. medios de extracción para la extracción de uno o más fluidos de hidrocarburos de uno o más puntos de la planta de petróleo, preferiblemente seleccionados del grupo que consiste en:

a) aspiración/descarga de la bomba de gasolina producida;

b) aspiración/descarga de la bomba de reflujo superior;

c) aspiración/descarga de una o más bombas de bombeo inferiores/intermedias/superiores;

d) aspiración/descarga de la bomba de queroseno producida;

e) aspiración/descarga de la bomba de gasóleo producida;

f) aspiración/descarga de cualquier bomba de hidrocarburo destilado;

g) línea de hidrocarburos que sale de cualquier aparato petrolero;

h) aspiración/descarga de la bomba de refuerzo de crudo en la salida de la desaladora;

i) y una combinación o subcombinaciones de los elementos enumerados anteriormente;

B. medio de introducción para la introducción de, por ejemplo, el fluido extraído, en uno o más puntos de la planta y que, por tanto, está situado en uno o más puntos de la planta de petróleo, y que se selecciona preferiblemente del grupo que consiste en:

i) aspiración / descarga de la bomba de carga de la planta;

ii) aspiración/descarga de la bomba de refuerzo de crudo en la salida de la desaladora;

iii) aspiración/descarga de la bomba de fondo de columna;

iv) aspiración/descarga de la bomba de gasóleo pesado;

v) entrada del tren de precalentamiento;

vi) entrada del equipo que se desea tratar;

vii) línea de residuos de destilación, aguas arriba/aguas abajo de cualquier intercambiador de calor; viii) en la parte inferior de la columna;

ix) en una bomba externa a la planta, formando parte de otra planta o instalada a propósito, en funcionamiento temporal o permanente;

x) y una combinación o subcombinaciones de los elementos enumerados anteriormente;

C. medio de destilación para la destilación de un fluido en dicha planta y que se encuentra ubicado en uno o más puntos de la planta de petróleo, y que preferentemente se selecciona del grupo que consiste en:

I) columna de destilación atmosférica;

II) columna de destilación al vacío;

III) columna de destilación extractiva;

IV) cualquier combinación o sub-combinación de los elementos enumerados anteriormente;

donde las partes internas de dichas columnas de destilación pueden ser de cualquier tipo (bandejas, paquetes, etc.) y donde dichas columnas de destilación están diseñadas de acuerdo con cualquier diseño/prácticas de ingeniería conocidas y están equipadas con calderas y cualquier otro dispositivo para implementar/controlar la destilación de dicho fluido o más fluidos.

El aparato anterior también incluye la implementación de un circuito cerrado o semicerrado entre el punto o los puntos de extracción y el punto o los puntos de introducción de dicho fluido o más fluidos. Alternativamente, una pluralidad de circuitos cerrados o semicerrados está prevista para una planta con puntos de retirada y/o introducción independientes o mutuos.

Después de la aplicación de la presente invención, los intercambiadores de calor, bombas, líneas, columnas de destilación, hornos, filtros, recipientes y cualquier otro equipo estarán esencialmente libres de compuestos pesados y la planta de petróleo continuará su funcionamiento en condiciones más limpias, sin necesidad de abriendo el equipo. En caso de que la apertura del equipo sea dictada por trabajos de mantenimiento o inspección, se pueden agregar los pasos que se han descrito anteriormente para lograr condiciones de entrada libre de gases o segura.

Cuando finaliza la limpieza en la fase de hidrocarburos, solo en los casos en los que se requiera que el equipo limpiado se abra para realizar trabajos de inspección/mantenimiento (por ejemplo, durante una parada de mantenimiento), es necesario realizar más actividades para garantizar la ausencia en los equipos de hidrocarburos o compuestos que puedan provocar incendios o explosiones, así como compuestos tóxicos para el personal. Cuando en el interior del equipo no exista explosividad ni hidrocarburos ligeros, este se declara libre de gas o desgasificado; cuando no hay compuestos tóxicos para el personal de entrada (por ejemplo, H2S, mercaptanos, benceno, mercurio) el equipo, además de estar libre de gas, también está descontaminado y seguro para la entrada.

En el estado actual de la técnica, para lograr una entrada libre de gas/segura para el equipo, generalmente se hace pasar vapor a través de él durante un tiempo comprendido entre 1 y 5 días (salida de vapor). En algunos casos, en lugar de vapor se utiliza nitrógeno. Dicho procedimiento tiene muchos inconvenientes, ya que: i) requiere mucho tiempo; ii) genera emisiones de hidrocarburos en el aire; iii) y/o no elimina por completo todos los compuestos tóxicos dentro del equipo y; entre otras cuestiones, esta operación limita la productividad de la planta de petróleo, ya que es un cuello de botella y un paso de control para las operaciones de parada. Al poder reducir el tiempo de inactividad y mejorar la eficiencia para lograr condiciones de entrada sin gas/seguras en el equipo, se puede lograr una mejora con respecto al estado de la técnica.

En la presente invención, las condiciones de entrada seguras y libres de gas del equipo se pueden lograr rápidamente siguiendo la limpieza durante el funcionamiento de la planta, según la presente invención, con una etapa de circulación de una solución acuosa de un producto químico soluble o dispersable en agua, o con la introducción de dicho (s) producto (s) químico (s) en el vapor utilizado para la salida de vapor. En algunos casos, dichos productos químicos también pueden introducirse en el nitrógeno.

En una aplicación preferencial, la presente invención proporciona un único método tanto para limpiar el equipo como para hacerlo libre de gas y seguro para la entrada, reduciendo así el tiempo de inactividad y mejorando el rendimiento medioambiental y la seguridad operativa. De esta manera, la presente invención logra el beneficio simultáneo de una limpieza rápida y segura del equipo y el logro rápido y eficaz de condiciones de entrada sin gas/seguras, lo que contribuye a reducir drásticamente el tiempo de inactividad (por ejemplo, eliminando el tiempo de limpieza mecánica) y, por lo tanto, la pérdida de producción y a mejorar la seguridad.

Los productos químicos utilizados para lograr condiciones de entrada libres de gas/seguras bajo la presente invención se seleccionan del grupo que consiste en: tensioactivos no iónicos, tensioactivos aniónicos, derivados de terpenos, emulsionantes, captadores de sulfuro de hidrógeno, captadores de mercurio y sus mezclas en cualquier proporción, incluidas sus soluciones acuosas.

Entre los tensioactivos aniónicos y no iónicos se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: alquil-, aril- o alquilaril-bencenosulfonatos de fórmula general RC6H4SO3M en donde R es un sustituyente hidrocarbilo C8-C20 y M es el ión H, Na, Ca, amonio, trietanolamonio, isopropilamonio; dialquil sulfosuccinatos de fórmula general RO2CCH2CH(SO3Na)CO2R en el que R es un sustituyente hidrocarbilo C2-C20; alquilsulfatos de fórmula general ROSO3M en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20 y M es el ion de sodio, amonio, trietanolamonio; alcoholes etoxilados y sulfatados de fórmula general R-(-OCH2CH2-)n-OSO3M en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20 n=1-5 y M es el ion de sodio, amonio, trietanolamonio; alquifenoles etoxilados y sulfatados de fórmula general RC6H6-(-OCH2CH2-)n-OSO3M en donde R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20, n=1-5 y M es el ion de sodio, amonio, trietanolamonio; alcoholes etoxilados de fórmula general R-(-O-CH2CH2-)n-OH en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C30, n=1-30; alquilfenoles etoxilados de fórmula general RC6H4-(-OCH2CH2-)n-OH en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C30, n=1-40; ésteres glicéricos de mono- y di-ácidos grasos en los que el ácido contiene un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; ésteres mono y di-polioxietileno de aceites y ácidos grasos de fórmula general RCO-(-OC2H4-)n-OH y RCO-(-OC2H4-)n-OOCR donde el aceite es del "aceite de resina" o "aceite de colofonia tipo, n = 1-40 y el ácido contiene un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; "aceites de ricino" etoxilados (el aceite de ricino es un triglicérido abundante en ésteres ricinoleicos) que contienen un número de grupos de óxido de etileno polietoxilado variable entre 5 y 200; mono y di-etanolamidas de ácidos grasos de fórmula general RCONHC2H4OOCR y RCON(C2H4OH)C2H4o Oc R en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; tensioactivos de poli (oxietileno-co-oxipropileno), también conocido como copolímero de bloque, que tiene un peso molecular de 50-10000; aminas mono, di y polialifáticas derivadas de ácidos grasos, tales como RNHCH2CH2CH2NH2 en donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; N-alquiltrimetilendiaminas de fórmula general

en la que R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; 2-alquil-2-imidazolinas de fórmula general

/ (C2H4°)n H

RN

X (C2H4°)m H

donde m+n=2-40; 2-alquil-1-(2-hidroxietil)-2-imidazolinas de fórmula general

donde xey= 4-100;

Entre los productos terpénicos, se prefieren los derivados seleccionados del grupo que consiste en: limoneno, pineno, canfor, mentol, eucaliptol, eugenol, geraniol, timol. Entre los emulsionantes se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: Tween 60, Tween 80, éter de polietilenglicol de nonil fenol, oleatos, oleatos de sorbitán, monoestearato de glicerol, etoxilatos de nonilfenol, palmitato de isopropilo, ésteres de poliglicerol de ácidos grasos, etoxilatos de alcohol tridecílico, etoxilatos de alcohol graso, ácido alquil bencenosulfónico lineal, ftalato de dioctilo, tripolifosfato de sodio, ácido cítrico, ácido oleico de soja, fosfato trisódico, dodecilsulfato de sodio, cloruro de didecil dimetil amonio, ácido oleico dietanolamina, cloruro de dodecil dimetil bencil amonio, acetato de sodio, oleamida, polietilen glicol, lanolina, monooleato de sorbitán etoxilado (E20), monooleato de sorbitán, sulfosuccinaminatos. Entre los captadores de H2S se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: dietanolamina, monoetanolamina, metil-dietanolamina, diisopropilamina, formaldehído, maleimidas, amidinas, poliamidinas, glioxal, nitrito de sodio, productos de reacción de poliamida-formaldehído, triazinas, carboxamidas, compuestos alquilcarboxil-azoicos, compuestos de peróxido de cumina, bisoxazolidinas, éteres de glicidilo, formiato de potasio.

Entre los captadores de mercurio se prefieren los seleccionados del grupo que consiste en: tiourea, sosa cáustica, carbonato de sodio, sal trisódica de trimercaptos-triazina.

Con referencia a los dibujos adjuntos, en la Figura 1 se muestra un diagrama esquemático ejemplar de una Unidad de Destilación de Crudo convencional. En las Figuras 2-11 se presentan algunos ejemplos ilustrativos de la presente invención. Abandonando la simplicidad ilustrativa, la presente invención se ilustra a modo de ejemplo con más detalles en la aplicación de una CDU (Unidad de Destilación de Crudo). Se entiende que dicha ejemplificación ilustrativa no limita en modo alguno la presente invención, que es aplicable a cualquier planta de petróleo. La CDU ha sido elegida porque contiene sistemas de precalentamiento de carga, destilación y recuperación de productos destilados, similares a los de otras plantas petroleras.

La figura 1 es un diagrama esquemático ejemplar de una unidad de destilación de crudo convencional, normalmente ubicada dentro de una refinería de petróleo. Durante el ciclo normal de producción, la carga de la planta proveniente de un tanque (28) se bombea hasta los límites de la batería de la planta y luego a la línea de carga (29), por lo que mediante la bomba (1) se envía a los intercambiadores de calor (2), (4), (5), (6) para conseguir un precalentamiento y luego en un desalador (7) para reducir el contenido de sales. A la salida de la desaladora, la bomba (8) envía el crudo a los intercambiadores de calor (9), (10), (11), (12) y luego la carga se envía al horno (13) y, por medio de la línea (31), a la columna de destilación (14). El residuo de la columna de destilación, por medio de la línea (32), bomba (22) y línea (33), se envía a los intercambiadores (11) y (12) para precalentar la carga y luego, mediante la línea (21), se envía a otra planta de petróleo y/o al almacenamiento (24). Los productos a la salida de la columna de destilación ingresan en unos destilados (15), en los que mediante inyección de vapor se purifican aún más. Los destilados que se acumulan en el fondo de los depuradores se bombean fuera de la planta mediante bombas (16), (17), (18), (19). Antes de ser enviados a otras plantas petroleras y/o a los tanques de almacenamiento (25), (26), (27), (23) los destilados ceden su calor sensible al crudo frío que ingresa a la planta en los intercambiadores de calor (4), ( 5), (6), (10), (9). Para controlar el perfil térmico de la columna de destilación (14) se instalan sistemas de bombeo, que extraen los destilados a una determinada altura mediante bombas (35), (36), (37), los dejan enfriar en los intercambiadores (38), (39), (40) y reintroducirlos en la columna mediante las líneas (204), (203), (202). El bombeo también intercambia calor con el tren de precalentamiento en bruto (en aras de la simplicidad ilustrativa, dicha integración térmica no se informa en esta y las otras figuras). La gasolina producida desde el techo, mediante bomba (42) y línea (111), es enviada por una parte a almacenamiento y/o hacia otras plantas (41), por medio de la línea (112), y por otra parte se refluye en la columna por medio del conducto (113). La división de las dos corrientes se realiza, por ejemplo, regulando las válvulas neumáticas colocadas en las líneas (112) y (113); en aras de la simplicidad ilustrativa, todos los sistemas de control/regulación típicos de la planta de petróleo no se informan en esta y las otras figuras).

El diseño general de las plantas petroleras consiste esquemáticamente en una entrada de carga, un sistema de precalentamiento (por ejemplo, mediante intercambiadores de calor), un sistema de calentamiento (por ejemplo, un horno para alcanzar la temperatura del proceso) y un sistema de destilación. La columna de destilación está provista de bombeo/reflujo para regular su perfil térmico y establecer los intervalos de destilación de los productos que salen de la planta. En el estado actual, no existen sistemas de circulación interna de destilados, los cuales se utilizan durante el funcionamiento de la planta para extraer un destilado de cualquier punto de la planta e introducir dicho destilado en cualquier otro punto de la planta (p. ej. no asociado con la columna de destilación y/o uno asociado con una columna de destilación) con el alcance de la limpieza del equipo y/o aumentar el rendimiento de destilación y/o reducir la formación de coque y/o la eliminación de coque en los catalizadores.

La única planta de petróleo que está equipada con un sistema de circulación interna para la carga durante la ejecución es la de coquización. Sin embargo, la circulación de un destilado (generalmente gasóleo pesado) en la carga viene dictada por el hecho de que esta es la única planta de petróleo en la que la carga entra directamente en la columna de destilación; dicha circulación constituye por tanto el bombeo inferior. De hecho, dicha circulación se utiliza para regular el punto de ebullición final del gasóleo pesado y no para las finalidades de la presente invención. Además, una alta relación de reciclado (cantidad de gasóleo pesado/cantidad de carga) tiene un efecto perjudicial sobre el rendimiento de la destilación, ya que aumenta la presión en los tambores de coque. La tendencia del estado de la técnica para esta planta de petróleo en particular es, por tanto, la de reducir la relación de reciclaje y en el mercado ya están operativas plantas de coquización que no reciclan destilados en la carga (relación de reciclaje cero).

En las Figuras 2, 3, 4, 5, 6 y 7 se describen algunos ejemplos ilustrativos de la presente invención para la CDU. Se pueden aplicar ejemplos similares de la presente invención a cualquier planta de petróleo. La limpieza de la planta puede ocurrir en una una sola fase o en fases posteriores.

La Figura 2 muestra configuraciones de la presente invención que incluyen una disposición, tal como para componer un aparato bajo la presente invención, donde, en la descarga de la bomba de gasolina (42), se inserta la línea (105) para facilitar la circulación de gasolina a uno o más puntos deseados de la planta. El primer y el segundo fluido de hidrocarburos se toman, por ejemplo, del tanque (320) y se envían a la aspiración de la bomba de carga (1) por medio de la línea (321). Desde la línea (105) se ramifica, por ejemplo: i) una línea (117) para enviar la gasolina aguas abajo de la desaladora (7); ii) una línea (106) para enviar la gasolina a la aspiración de la bomba de carga (1) por medio de la línea (107) o la descarga de la bomba de carga (1) por medio de la línea (108); iii) una línea (110) para enviar la gasolina a la aspiración o descarga de la bomba de fondo (22); iv)una línea (109) para enviar la gasolina en la aspiración o en la descarga de la bomba de gasóleo pesado (19). En el caso de la gasolina enviada a la bomba inferior (22), una parte o la totalidad del residuo así modificado, en lugar de ser enviado a almacenamiento u otra planta (24), se puede desviar de la línea (21) mediante una línea (119) y por lo tanto ser enviados, por ejemplo, a un tanque para productos fuera de especificación (116) por medio de la línea (114) y/o para circular con la carga por medio de la línea (115); en tal último caso, el caudal se regulará para controlar el nivel de fondo en la columna de destilación (14) según métodos bien conocidos en el estado actual. En el caso de que la gasolina se envíe a la bomba de gasóleo pesado (19), una parte o la totalidad del gasóleo pesado modificado de esta manera, en lugar de ser enviado a almacenamiento u otra planta (23) se puede desviar de la línea (20) por medio de una línea (118) y por lo tanto ser enviado a un tanque (116) (por ejemplo, un tanque de productos fuera de especificación o un tanque de decantación) por medio de la línea (114) y/o ser circulado en la carga por línea (115) o cualquier otra línea dedicada, no representada en la figura, salvo las consideraciones sobre el nivel de la columna de destilación (14) y/o cualquier otra limitación operativa, bien conocida y manejable en el estado actual. Una posibilidad de circulación adicional es por ejemplo la introducción directamente en la columna (14), mediante una línea (158) o directamente en la línea una salida del horno (31) mediante la línea (159). La línea (158) según la presente invención se diferencia de una línea de bombeo en que: i) tiene un propósito diferente (es decir, un tratamiento según la presente invención frente a controlar el perfil de temperatura de la columna); y/o ii) el fluido que lo atraviesa contiene un primer y un segundo fluido (s) de hidrocarburo según la presente invención; y/o iii) la composición del fluido que lo atraviesa es diferente a la que atraviesa una línea de bombeo; y/o iv) la relación entre los componentes del fluido que lo atraviesa es diferente a la que atraviesa una línea de bombeo; y/o v) la temperatura del fluido que lo atraviesa es diferente a la que atraviesa una línea de bombeo. Además, en un bombeo alrededor el punto de extracción es siempre solo uno y solo de la columna de destilación, mientras que en la línea (158) el punto o puntos de extracción pueden ser uno o más y desde cualquier punto (s) de la planta. Además, un sistema de bombeo siempre está formado por más de un bombeo, preferiblemente tres (superior, medio, inferior), mientras que la línea (158) es solo una. En los casos de las líneas (158)/(159) también se aplicarán las mismas consideraciones sobre el control del nivel del fondo de la columna (14) y/o cualquier otra restricción operativa, bien conocida y manejable en la técnica. Siempre que el sistema de monitorización detecte en la planta una cantidad insuficiente del primer y segundo fluido de hidrocarburos, dicho fluido o fluidos pueden reintroducirse en la planta. La gasolina circulada por medio de la línea (105) puede enviarse indistintamente en cualquier punto adecuado de la planta, por ejemplo, en la aspiración o descarga de las bombas de la planta, teniendo en cuenta el proceso normal y/o consideraciones operativas (por ejemplo, bomba de cavitación).

Se describen todas las partes de diseño/ingeniería de la (s) modificación (es) de la planta que se van a implementar, tales como para hacer que un aparato según la presente invención sea adecuado, para realizar las características de la presente invención. Por ejemplo, las líneas (105), (106), (107), (108), (109), (110), (117), (118), (119), (114), (115), cuando aparecen en una aplicación (por ejemplo, una o más como en todas o alguna combinación de dichas líneas) se calculan considerando las condiciones operativas de diseño relativas a la planta, equipada con equipos adecuados como válvulas de cierre y/o válvulas de control de flujo (por ejemplo, una válvula neumática) para controlar el flujo de destilado (s) que circula, así como todos los demás medios de control (por ejemplo, temperatura, presión) y dispositivos bien conocidos en el estado de la técnica y en particular en el diseño/ingeniería de plantas petroleras. El método de la presente invención también se puede aplicar utilizando configuraciones/modificaciones adicionales de la planta.

La Figura 3 ilustra configuraciones adicionales de la presente invención que incluyen una disposición, tal como para fabricar un aparato según la presente invención, donde en la descarga de bombeo se insertan bombas (35) y/o (36) y/o (37) las líneas (120) y/o (121) y/o (122) para la circulación de destilados en uno o más puntos de la planta; dichas líneas por medio de la línea (123) pueden luego ramificarse a uno cualquiera o más puntos adicionales de la planta. Las líneas (120) y/o (121) y/o (122) pueden derivarse corriente arriba y/o corriente abajo de los intercambiadores de calor (38) y/o (39) y/o (40) del sistema de bombeo. Desde la línea (123) puede ramificarse, como se describió previamente en la Figura 2, por ejemplo, una o más (incluyendo cualquier sub-combinación) de las líneas (297), (106), (107), (108), (110), (109). Según las líneas (119), (114), (115), (118), (158), (159) se aplicarán las mismas consideraciones que se ilustran en la Figura 2. Siempre que el sistema de monitorización detecte en la planta una cantidad insuficiente del primer y segundo fluido de hidrocarburos, dicho fluido o fluidos se pueden reintroducir en la planta. El destilado circulado por medio de la línea (123) puede enviarse indistintamente en cualquier punto adecuado de la planta, por ejemplo, en la aspiración y/o descarga de las bombas de la planta, teniendo en cuenta el proceso normal y/o consideraciones operativas (por ejemplo, evitar la cavitación de las bombas).

La figura 4 ilustra una configuración adicional de la presente invención, que incluye una disposición, tal como para fabricar un aparato según la presente invención, en la que en la descarga de las bombas de destilado (16) y/o (17) y/o (18) se insertan las líneas (124) y/o (125) y/o (126) para la circulación de destilados en uno o más puntos de la planta; dichas líneas por medio de la línea (127) pueden luego ramificarse en uno o más puntos de la planta. Por ejemplo, las líneas (124) y / o (125) y / o (126) pueden derivarse aguas arriba y/o aguas abajo de los intercambiadores de calor (4) y/o (5) y/o (6) de la planta. Desde la línea (127) puede ramificarse, como se describió previamente en la Figura 2, por ejemplo, una o más (o cualquier sub-combinación) de las líneas (297), (106), (107), (108), (110), (109). Según las líneas (119), (114), (115), (118), (158), (159) se aplicarán las mismas consideraciones que se ilustran en la Figura 2. Siempre que el sistema de monitorización detectaría en la planta una cantidad insuficiente del primer y segundo fluido de hidrocarburos, dicho fluido o fluidos se pueden reintroducir en la planta. El destilado circulado por medio de la línea (127) puede enviarse indistintamente en cualquier punto o puntos adecuado (s) de la planta, por ejemplo, en la aspiración o descarga de las bombas de la planta, teniendo en cuenta el proceso normal y/o consideraciones operativas (por ejemplo, evitar la cavitación de las bombas).

Se pueden desarrollar más ejemplos de aplicación incluyéndolos en las finalidades de la presente invención; por ejemplo, la descarga de la bomba de gasóleo pesado (19) también podría ramificarse y enviarse en cualquier punto o puntos de la planta.

La Figura 5 ilustra un ejemplo adicional de configuraciones de la presente invención que incluye una disposición, tal como para hacer un aparato según la presente invención, en el que las bombas (128) y/o (129) y/o (130) se instalan para retirar los destilados y enviarlos a uno o más puntos de la planta. En tal caso, las líneas (131) y/o (132) y/o (133) están instaladas, por ejemplo, en medios de extracción de destilados, como en la aspiración de las bombas (16) y/o (17) y/o ( 18) y, por tanto, en una aplicación, la línea (134) está conectada a la aspiración de la bomba (128); la línea (135) en la descarga de la bomba (128) está ramificada como se describió anteriormente. Las líneas (136) y/o (137) y/o (138) están instaladas, por ejemplo, en una extracción de bombeo, en la aspiración de las bombas (37) y/o (36) y/o (35), y por lo tanto la línea (139) está conectada a la aspiración de la bomba (129); la línea (140) en la descarga de la bomba (129) está ramificada como se describió anteriormente. La línea (141) está instalada en la extracción de gasolina, en la aspiración de la bomba (42); la línea (142) en la descarga de la bomba (130) está ramificada como se describió anteriormente.

En el caso de que una o más bombas se instalen a propósito para extraer uno o más destilados e introducirlos en cualquier punto o puntos de la planta (por ejemplo, en un lugar no asociado con la destilación columna y/o una asociada con una columna de destilación), las mismas bombas pueden disponerse, por ejemplo, para extraer una o más distales (por ejemplo, disponiendo más aspiraciones, cada una preferiblemente equipada con al menos un válvula) y enviarlos a cualquier punto (s) de la planta (p. ej. disponiendo más descargas, cada una preferiblemente equipada con al menos una válvula de cierre).

Se describe el diseño/ingeniería de las modificaciones de la planta que se implementarán, de manera que constituyan un aparato según la presente invención, para realizar la presente invención. Por ejemplo, todas o alguna subcombinación de las respectivas líneas (105), (106), (107), (108), (109), (110), (297), (112), (113), (114), (115), si se utiliza, debe calcularse teniendo en cuenta las condiciones de funcionamiento, preferiblemente debe estar equipado con válvulas de control de flujo, por ejemplo, una válvula neumática, para controlar el caudal de destilado que circula, así como con otros medios de control (por ejemplo, temperatura, presión) y dispositivos bien conocidos en el estado de la técnica y en particular en el diseño/ingeniería de plantas petroleras; las bombas (128), (129), (130), si se utilizan algunas o todas, deben dimensionarse teniendo en cuenta el caudal de destilado en circulación y las condiciones del proceso en los puntos de extracción/introducción. Todo el diseño/ingeniería también debe tener en cuenta, cuando sea aplicable al aparato utilizado según la presente invención, todos los demás aspectos bien conocidos en el estado de la técnica, como, por ejemplo, equilibrio térmico, seguridad, gestión operativa, etc.

Para las finalidades de la presente invención también se pueden utilizar líneas de circulación existentes, que han sido diseñadas en la planta para diferentes propósitos.

La figura 6 ilustra configuraciones adicionales, incluida una disposición de la presente invención, como para fabricar un aparato según la presente invención, en el que la circulación de destilados se realiza utilizando líneas de la planta de petróleo, que normalmente se utilizan para otros fines. Por ejemplo, solo en la fase de arranque, las líneas (143), (144), (145), (146) permiten la circulación de destilados hasta que se alcancen las condiciones normales de funcionamiento (o un estado normal de funcionamiento) de la planta y los destilados cumplen las especificaciones, por lo que pueden bombearse desde la planta. De hecho, hasta que no se alcancen las condiciones normales de funcionamiento, los productos de destilación están fuera de especificación y no se pueden bombear al almacenamiento ni a otra planta. Por lo tanto, puede existir en la planta una línea (147) que recolecte todos los destilados fuera de especificación durante la fase de arranque (en donde la temperatura del proceso se incrementa lentamente en el horno, desde la temperatura ambiente hasta la temperatura del proceso, y la columna de destilación. perfil térmico no es el de las condiciones normales de funcionamiento), introduciéndolos en la línea de carga (29) directamente o mediante la línea de circulación de residuos (148), que también se utiliza en la fase de inicio para hacer circular el residuo fuera de especificación. La línea de circulación de residuos también se puede utilizar para mantener la planta caliente cuando la planta no está produciendo (por ejemplo, hay una contingencia en otra planta o una contingencia en las condiciones del mercado), pero el propietario quiere tenerla "preparado para funcionar".

Las líneas (143), (144), (145), (146), (147), (148), dondequiera que existan, se utilizan actualmente para visores que son diferentes de los de la presente invención; además, no hacen circular un primer y segundo fluido de hidrocarburos según la presente invención y su funcionamiento no está dictado por el método según la presente invención. Para las finalidades de la presente invención, una o más (o cualquier sub-combinación) de las líneas (143), (144), (145), (146), (147), (148) se utilizan para hacer circular una primera y segundo fluido de hidrocarburos según la presente invención, según el método de la presente invención.

Como es evidente para los expertos en la técnica, bajo la presente invención se pueden definir diferentes circuitos cerrados o semicerrados, que hacen circular uno o más destilados para satisfacer los requerimientos de diferentes plantas petroleras, sin apartarse de las finalidades de la presente invención. Por tanto, todos los posibles diseños de circuitos cerrados o semicerrados, que hacen circular uno o más destilados mientras la planta se encuentra en condiciones de producción, están comprendidos en las finalidades de la presente invención.

Por ejemplo, el sistema de calentamiento de los circuitos cerrados o semicerrados puede ser parte de otra planta de petróleo y estar efectivamente conectado con el equipo que se desea limpiar, de manera que se realice un circuito cerrado o semicerrado con éste.

En otro ejemplo ilustrativo, las bombas instaladas para tal pueden ser, por ejemplo, montadas en un carro o en una plataforma, de modo que la misma bomba se puede usar en diferentes ubicaciones de la planta o en otras plantas. En otro ejemplo ilustrativo adicional, una o más bombas instaladas pueden tener una o más aspiración (es) y/o descarga (s) para succionar desde uno o más puntos de la planta u otra planta y/o descargar los fluidos circulantes en diferentes puntos de la misma u otras plantas.

La Figura 7 ilustra configuraciones adicionales de la presente invención, incluida una disposición, tal como para fabricar un aparato según la presente invención, en donde el primer y segundo fluido de hidrocarburos se introduce desde un tanque y/o otra planta (150) y se bombea en la planta por medio de la línea (151), desde allí se ramifica a una o más (o cualquier sub-combinación) de las líneas (117), (106), (107), (108), (109), (110) como se describió anteriormente (inclusive aquí, arriba y abajo, de bloqueo o redirección de válvulas o paso y/o la falta de una o más líneas en el circuito cerrado o semicerrado en la etapa de diseño). También las líneas (119), (114), (115), (118), (158), (159) se aplicarán las mismas consideraciones que se ilustran en la Figura 2.

La figura 8 ilustra configuraciones adicionales de aplicación de la presente invención en el caso de una planta de Etileno. En una planta típica de Etileno, por ejemplo, preferiblemente con una carga líquida actual, durante el ciclo normal de producción, el producto de cola de la columna de fraccionamiento (52) se envía, por medio de la línea (98), filtro (99) y bomba ( 53) en hidrociclones (55) y de allí a intercambiadores de calor (57), (58), (59), (60), (61). De esta manera, el producto de la columna inferior se enfría y se reintroduce en la columna (52) por medio de la línea (100), formando así el denominado "enfriamiento rápido" o "aceite de enfriamiento rápido". Una porción del aceite de enfriamiento rápido se envía, por medio de la línea (104), a un enfriamiento adicional en el intercambiador (74) y por lo tanto al almacenamiento (103). El cabezal del fraccionador (52) ingresa a la columna de enfriamiento (70) donde el gas de proceso se enfría y se separa de la gasolina (gasolina de pirólisis), la cual se separa adicionalmente en un separador (67), en donde por medio de una bomba (68) y una línea (101) se somete a reflujo en la parte superior del fraccionador (52) y por la otra parte, mediante la línea (149), se envía a unas placas separadoras (64), para ser enviada a almacenamiento (102 ) mediante una bomba (65) y una línea (155).

La planta también incluye, entre otros, el circuito de "aceite intermedio", que comprende los intercambiadores (50), (94), (91), (93), (66), (72); el sistema de enfriamiento de la torre de enfriamiento rápido (70), que comprende los intercambiadores de (72) a (88); el separador de condensado (95) y el separador de gas de reciclado (97). Durante el funcionamiento normal de la planta de Etileno, por ejemplo, los intercambiadores (57), (58), (59), (60), (61) están ensuciados por los compuestos pesados que están presentes en el producto de cola de la columna y, por lo tanto, son abierto, extraído y limpiado mecánicamente. También se experimenta un ensuciamiento adicional, por ejemplo, en los intercambiadores de torre de enfriamiento desde (72) a (88) y en el separador (67).

Para los alcances de la presente invención, la limpieza (tratamiento) del equipo durante el funcionamiento de la planta de Etileno se puede realizar, por ejemplo, insertando una línea (156) - que no está incluida/proporcionada en el diseño original - para enviar la gasolina desde bomba (65) al tren de precalentamiento (47), (48), (49), (50). También se puede insertar otra línea (157), por ejemplo, para enviar la gasolina en la bomba (53) para limpiar los artículos (55), (56), (57), (58), (59), (60), ( 61). En este caso también se aplicarán las consideraciones ya hechas sobre la modificación/diseño/ingeniería/gestión/operaciones de plantas, concernientes a la instalación de bombas, líneas dedicadas, etc. introducido, por ejemplo, en la línea (156) y/o en la línea (157), por ejemplo, procedente de un tanque (320) y por medio de las líneas (321) y/o (3211).

Lo anterior se aplica a cualquier circuito de aceite de enfriamiento o cualquier circuito en una planta de petróleo, por ejemplo, el enfriamiento de un Visbreaker o el circuito de aceite de suspensión de una FCCU.

La figura 9 ilustra aún más configuraciones de la presente invención en el caso de una FCCU. En el caso de una planta de FCC, en una aplicación de la presente invención, por ejemplo, para limpiar el circuito de aceite de suspensión (230, 231, 232, 233, 234, 235, 236, 239, 240) se instala una línea (308) en la línea de descarga (307) de la bomba (222) para enviar el destilado en la aspiración/descarga de la bomba de fondo (232). Como se describió previamente, también podrían usarse otras líneas de destilado (309) y/o (310) enviando así todos los destilados a un colector (311) y por lo tanto a la bomba (232). De la misma forma se puede instalar una bomba externa (no reportada en la figura). Desde el colector (311) también se puede derivar una línea (312) para enviar los destilados y/o el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos en la línea de carga (313) y por lo tanto al reactor (211). Dicha línea (312) también puede ser útil en otras realizaciones de la presente invención, por ejemplo, para aumentar el rendimiento de destilación y/o para reducir la formación de coque en el catalizador. El mismo fluido o fluidos de hidrocarburo primero y segundo diferentes (por ejemplo, de cualquiera de las posibles fuentes mencionadas anteriormente, como un tanque fuente como (320)) bajo la presente invención puede venir, por ejemplo, (alternativamente o de manera complementaria a la entrada de circulación destilada) desde un tanque (320) y por lo tanto por medio de una línea (321) introducida en cualquiera de las líneas (308), (309), (310), (311), (312), o en la aspiración de la bomba (232). Como se ha descrito anteriormente, el primer y el/los segundo (s) fluido (s) de hidrocarburos pueden reintroducirse en el circuito siempre que su concentración en el circuito cerrado o semicerrado sea insuficiente en relación con los alcances de la presente invención. La Figura 10 ilustra configuraciones adicionales de la presente invención en el caso de una planta CCR. En una planta CCR, la presente invención se puede aplicar para limpiar, por ejemplo, los intercambiadores de carga/efluente (182) instalando en la línea de descarga (204) de la bomba (197) una línea (203) para enviar el destilado en la línea. (202) en la descarga de la bomba de carga (o en la aspiración, no reportado en la figura). El primero y segundo fluido (s) de hidrocarburos pueden, por ejemplo, (alternativamente o de forma complementaria a la entrada de circulación destilada) proceder de un tanque (320) y, por medio de una línea (321), introducirse en la línea (203 ) o en la línea (202). Como se describió anteriormente, también se pueden usar otras líneas de destilados (que no se informan en la figura). De la misma forma, se puede instalar a propósito una bomba externa (no reportada en la figura). Cabe señalar que la misma disposición descrita anteriormente también puede realizar simultáneamente realizaciones adicionales de la presente invención, por ejemplo, mientras se logra la limpieza del equipo (en este caso, el (los) intercambiador (es) de calor de carga-precalentamiento) logrando simultáneamente la reducción de formación de coque sobre catalizador y/o eliminación de coque sobre el catalizador. Esto se puede hacer mediante la selección adecuada del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos según la presente invención.

La Figura 11 ilustra un esquema ejemplar de una aplicación adicional de la presente invención, en la que los fluidos de hidrocarburos según la presente invención se envían en un modo de cascada a otras plantas, con el fin de proporcionar la limpieza (tratamiento) simultánea de una planta y una o más plantas que están aguas abajo de dicha planta. En el caso de la Figura 11 se limpian (tratan) simultáneamente las plantas ^cD^u, Vacuum (VDU), Visbreaker (VBU) durante su funcionamiento. En tal caso, por ejemplo, la presente invención se puede aplicar comenzando con la CDU inyectando en la línea de carga (160) un primer y un segundo fluido (s) de hidrocarburos (161); este será retirado de uno o más puntos de la planta (como se describió anteriormente) como destilado (175) (y/o de un tanque fuente) y circulado parcialmente (162) dentro de la CDU y/o saldrá de la planta para componer un producto (206) y parcialmente (164) introducido en la línea de residuos (163), donde formará parte de la carga de VDU (165). Siempre que sea necesario, el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos (161) se pueden reintroducir en la carga de VDU (165). En la VDU, el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos se extraerán de uno o más puntos de la planta (como se describió anteriormente) como destilado (167) y se hará circular parcialmente (169) dentro de la v Du y/o saldrá la planta para fabricar un producto (207) y parcialmente (168) introducido en la línea de residuos (166), donde formará parte de la carga de VBU (170). Siempre que sea necesario, el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos (161) se pueden reintroducir en la carga de la VBU (170). En la VBU, el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos pueden extraerse de cualquier punto de la planta (como se describió anteriormente) como destilado (176) y circular parcialmente (172) dentro de la VBU y/o pueden enviarse desde la planta para confeccionar un producto (208) y, al mismo tiempo, parcialmente (173) introducido en la línea de residuos (171), donde se formará un fluido (174) que podrá ser utilizado o reprocesado como se describió anteriormente.

La figura 12 ilustra configuraciones adicionales de la presente invención, incluida una disposición en la que una parte de la planta se limpia y no contribuye a la producción, mientras que la otra parte funciona y contribuye a la producción. Por ejemplo, un tren de precalentamiento en una CDU, dividido en dos líneas de producción, se limpia operando en dos pasos, en donde primero se limpia una línea de intercambiadores de calor, mientras que el otro se deja con la carga insertada, y viceversa. Según una aplicación de la presente invención, en dicha aplicación se realizan algunas modificaciones de la planta, tales como para fabricar un aparato según la presente invención, con el alcance de implementar un circuito cerrado que comprende el equipo que se desea limpiar; las líneas discontinuas representan las modificaciones a implementar, mientras que las líneas continuas representan la configuración normal de la planta. En tal conexión, por ejemplo, en la salida del intercambiador (416), se instala, a propósito, una línea (524) para hacer circular: por ejemplo, i) un primer y segundo fluido (s) de hidrocarburo según la presente invención provenientes de un tanque (320) e introducido por medio de una línea (321) en la aspiración de la bomba (500), y/o por ejemplo, ii) un fluido extraído realizando una línea (526) en la línea de descarga (525) de la bomba (419) del bombeo intermedio, y/o, por ejemplo, iii) un fluido extraído realizando una línea (537) en la línea (443) del queroseno al almacenamiento a otra planta (444). Siempre con la misma finalidad, en la salida del intercambiador (408) se instala una línea adecuada (433) para hacer circular un primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos bajo la presente invención, provenientes del tanque (320) por medio de una línea. (321), en la aspiración de la bomba (402) y/o un fluido extraído realizando una línea (435) en la línea de descarga (525) de la bomba de bombeo medio (419). Obviamente, cualquier hidrocarburo adecuado según la presente invención puede retirarse de cualquier punto de la planta e introducirse en cualquier otro punto o puntos de la planta. Desde la línea (526) el fluido extraído puede ramificarse en cualquier punto o puntos de la planta, por ejemplo, mediante, por ejemplo, las líneas (527) y (536) en la línea de aspiración (521) de la bomba de refuerzo (500) realizando una línea (549), o en su línea de descarga (522), realizando una línea (548); o por medio de las líneas (435) y (441) en la línea de aspiración (431) de la bomba de carga (402) realizando una línea (456), o en su línea de descarga (432), realizando una línea (454). Las bombas (402) y (500) están equipadas según la presente invención con una válvula de derivación (458) y (552) para establecer el caudal durante los distintos pasos y eventualmente con una PCV (válvula de control de presión) para para ajustar la presión de entrada. En la línea de descarga (522) de la bomba (500) se realiza una línea (523) y una línea (540) para cerrar el circuito de circulación en la entrada del intercambiador (410) y (509). En la línea de descarga (432) de la bomba (402) se realiza una línea (430) y una línea (447) para cerrar el circuito en la entrada del intercambiador (404) y (503). Las modificaciones se completan con la aplicación de líneas para hacer circular por separado o en conjunto las líneas únicas del tren frío (aguas arriba de la desaladora) y/o del tren caliente (aguas abajo de la desaladora), o para retirar/introducir un fluido de hidrocarburos en cualquier punto o puntos de la planta. Puede utilizarse el mismo enfoque para realizar las otras aplicaciones de la presente invención.

En el siguiente ejemplo 3, que se refiere a la Figura 12, se utilizan las bombas que ya existen en la planta, con el fin de reducir los costos de implementación (por ejemplo, se puede usar una bomba de repuesto, que normalmente está en espera) y las conexiones para crear el circuito de circulación se pueden realizar cuando la bomba no está funcionando, por ejemplo insertando una T con válvula en el carrete de aspiración/descarga. Realizaciones alternativas presentan el uso de una bomba externa adecuada y apropiada. En tal caso, se puede insertar otra T con válvula en los carretes de entrada/salida del circuito o del equipo que se desea limpiar, de modo que se realice un circuito cerrado.

Las figuras 13A a 13C ilustran algunos ejemplos de modificación, dispuestos para representar realizaciones de aparatos según la presente invención, que se realizarán con referencia a la figura 12. Por ejemplo, en la salida del intercambiador (416), el carrete (554) se puede quitar (retirándolo entre las bridas en la salida del intercambiador (416) y la válvula (520) y por lo tanto insertar en dicho carrete la línea (524) y la válvula (531) y conecte la línea (524) con la línea (546); o se puede realizar un hot tapping y soldar la línea (524) equipada con una válvula (534) a ambas líneas (554) y (546). Las conexiones de la bomba (500) se pueden modificar insertando en la descarga una válvula antirretorno (NRV) (557) y una válvula (555), aguas abajo de las cuales se conectan las líneas (523) y (540), como así como la línea (548), que también está equipada con un NRV (561) y una válvula (547). También se puede insertar un NRV (560) en la línea (549), junto con la válvula (550), en la aspiración de la bomba (500). También se puede insertar un PCV (558) en la aspiración de la bomba (500) para ajustar la presión durante la circulación. La línea de derivación (552) permitirá, por medio de la válvula (551), el funcionamiento seguro de la bomba en caso de caudal bajo, como, por ejemplo, podría ocurrir durante el paso de introducir un primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos. Adicionalmente en la aspiración de la bomba (500) también se puede insertar una válvula (559) para introducir el segundo fluido de hidrocarburos por medio de la tubería (321). Todas las modificaciones ilustrativas anteriores a modo de ejemplo no están incluidas en el estado de la técnica y son ejemplos de configuraciones adecuadas para fabricar un aparato según las realizaciones de la presente invención. El mismo principio se puede seguir para las otras modificaciones ilustrativas esquemáticamente/ejemplares, tales como para formar un aparato bajo los alcances de la presente invención.

Por lo tanto, la presente invención también comprende todas las modificaciones, tales como la aplicación de un aparato según la presente invención, que se implementarán en la planta de petróleo para realizarlo. Por ejemplo, en caso de que la bomba de gasóleo ligero tenga una presión de descarga de 15 bar y dicho gasóleo ligero deba introducirse en la descarga de la bomba de carga de crudo, que tiene una presión de 40 bar, la presente invención comprende la sustitución (o complementar) de la bomba original con una que tenga las características adecuadas (sola o en combinación) y/o la instalación de una nueva bomba con las características adecuadas y/o la instalación de una bomba temporal, por ejemplo, una montada en un carro/patín, que tenga las características adecuadas. Lo mismo se aplica a la línea de circulación.

También se divulga el diseño/ingeniería/adquisición/construcción/modificación, por ejemplo: i) de los desagües/conexiones existentes para crear un circuito de circulación; ii) del equipo de regulación/control de caudal/presión/temperatura que se incluirá en el circuito; iii) del dimensionamiento de la línea/válvula de seguridad; iv) de cualquier parte de la planta que se incluirá en el circuito de circulación. Los cálculos de dimensionamiento de los componentes para la aplicación de la presente invención se realizarán según los métodos conocidos en el estado de la técnica.

La Figura 14 ilustra configuraciones adicionales de la presente invención a una planta de Estabilización de Crudo para el crudo extraído de uno o más pozos de petróleo. El crudo procedente de los pozos (600) se envía a un separador (601), en el que se separan una fase gaseosa (607) y una fase acuosa (608); por medio de la línea (611) el crudo después del precalentamiento (602) es enviado a una columna estabilizadora (603) donde, debido al calentamiento por medio de un recalentador (606), en la línea aérea (617) se destila una fase ligera que , después de que la condensación (604) pasa a un acumulador (613), en el que se separan una fase gaseosa (614) y gasolina condensada (619). La bomba (605) mediante las líneas (612) y (615) envía dicha gasolina condensada como reflujo en la columna Estabilizadora (603); el crudo estabilizado sale del fondo de la columna y se envía a almacenamiento mediante la línea (609). Para realizar una limpieza durante el funcionamiento de la planta, bajo el método de la presente invención, se construye, por ejemplo, una línea (616) en la línea de descarga (612) y dicha línea (616) se conecta a la entrada del separador (601), en la línea (600) de entrada de crudo de pozos, de manera que una parte de la gasolina condensada circule por la entrada de la planta. Un primer y segundo fluido de hidrocarburos según la presente invención también se pueden introducir (alternativamente o como suplementario) por ejemplo en la línea (616) por medio de la línea (321), procedente de un tanque (320).

La figura 15 ilustra configuraciones adicionales de la presente invención, incluida una aplicación en la que el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburo se destilan a propósito, por medio de una columna específica, antes de la reintroducción y circulación. Por ejemplo, en una aplicación de la invención, el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburo tienen punto (s) de ebullición de manera que se acumulan en la aspiración de la bomba (16) y/o (42). Se muestra que dicho primer y segundo fluido (s) de hidrocarburo se destilan específicamente modificando la línea de descarga (152) de la bomba (16). La línea de descarga original (152) (véase Figuras 1 y 6 por ejemplo) se interrumpe en un punto conveniente, creando así una nueva línea de descarga (701), que ingresará a la columna (700). Con una disposición en la que el primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos van a la línea aérea (709) de la columna (700), después de una eventual condensación por medio de un enfriador (708) y separación/recogida en un separador/tambor (710), dicho primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos se pueden volver a introducir en cualquier punto (o puntos) de la planta por medio de la bomba (711) y la línea (703), mientras que el fondo de la columna (700) por medio de la línea (702) se conectará a la línea original (152). Lo mismo aplica para la bomba (42), donde la línea de descarga (111) se modifica para ingresar a la columna (705) por medio de una nueva línea de descarga (704). Con una disposición en la que el primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos vayan a la línea aérea (715) de la columna (705), dicho primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos se puede reintroducir en cualquier punto (o puntos) de la planta por medio de la línea (707), como anteriormente. descrito, mientras que la parte inferior de la columna (705), mediante la línea (706), se conectará a la línea original (111). Lo anterior se aplica a cualquier otro punto de extracción del primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos. Las columnas (700)/(705), o cualquier otra columna introducida bajo la presente invención, se diseñarán de acuerdo con las prácticas de diseño/ingeniería y, si corresponde en relación con la disposición utilizada, estarán equipadas con recalentadores y cualquier otro dispositivo para implementar/controlar la destilación de dicho primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos. La Figura 15 también ilustra configuraciones adicionales de la presente invención, incluida una aplicación en la que se agregan medios de control para regular la introducción del primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburo y controlar simultáneamente la velocidad de carga (incluida su variación) bajo la presente invención. Como ejemplo ilustrativo, en la línea de descarga (707), preferiblemente desde la válvula de control que está controlando / regulando el flujo del primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos (no mostrado en la figura) se retira una señal por medio de de línea (719) (que puede consistir en un cable, una señal wi-fi, una señal de radio, o cualquier otro medio adecuado), y se conecta a un controlador (720) que, a su vez, mediante línea (721 ) (que puede consistir en un cable, una señal wi-fi, una señal de radio, o cualquier otro medio adecuado) entregará dicha señal a la válvula de control (no mostrada en la figura) de la bomba de carga (1) para regular la velocidad de carga. De esta manera, la autoproducción del primer y/o segundo fluido (s) de hidrocarburos puede automatizarse y/o controlarse/regularse desde la sala de control de la planta de petróleo. La aplicación de la presente invención también incluirá toda la lógica y los dispositivos (incluyendo, por ejemplo, software y/o hardware) que se utilizan para implementar dicho control/regulación de la velocidad de carga y/o la introducción del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos. Lo mismo se puede aplicar a la línea (703) para el controlador (713). La Figura 15 también ilustra configuraciones adicionales adicionales de la presente invención, incluida una aplicación en la que se agregan medios de control para regular la introducción del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburo y controlar simultáneamente la velocidad de carga (incluida su variación) bajo la presente invención, sujeta a un seguimiento del proceso según la presente invención. Como ejemplo ilustrativo, los datos de proceso de un equipo se recogen, elaboran y devuelven en forma de una señal que puede controlar la introducción del primer o los segundos fluidos hidrocarburos y/o de la velocidad de carga. Este es, por ejemplo, el caso en el que los datos de funcionamiento del intercambiador de calor (12) se recopilan y elaboran para calcular el factor de ensuciamiento actual (o delta P, o cualquier otro parámetro de control) de dicho intercambiador. El sistema puede diseñarse, por ejemplo, para alertar al personal de la planta para que realice el tratamiento según la presente invención. Dicho tratamiento se automatizará, por ejemplo, regulando el caudal del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos y/o el caudal de carga, y continuando la introducción del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos hasta la señal del parámetro de control ( factor de ensuciamiento, delta P, etc.) vuelve a un valor predefinido. Como ejemplo ilustrativo, esto se puede realizar haciendo que los controladores (720) y (722) interactúen por medio de una línea (725) (que puede consistir en un cable, una señal wi-fi, una señal de radio o cualquier otra medios de comunicación adecuados). Lo mismo se aplica a cualquier otro equipo tratado según la presente invención. Por ejemplo, el delta P del reactor que contiene un catalizador puede controlarse de la misma manera. La aplicación de la presente invención también incluirá toda la lógica y los dispositivos (incluyendo, por ejemplo, software y/o hardware) que se utilizan para implementar dicha tasa de control/regulación ofensiva y/o la introducción del primer segundo fluido de hidrocarburos (s), así como toda la lógica y los dispositivos (incluido el software y/o hardware) que se utilizan para monitorear y calcular los parámetros de control).

Las características y los resultados alcanzables de la presente invención se pueden ilustrar mejor mediante ejemplos ilustrativos adicionales. Todos los ejemplos que se describen a continuación y anteriormente se deben interpretar como ilustrativos y en ningún caso pueden interpretarse como una limitación de la presente invención.

Ejemplo N° 1

Una planta de destilación atmosférica de crudo (CDU) tiene un rendimiento de diseño de 500 toneladas por hora (T/h) y un rendimiento técnico mínimo de 250 T/h. Basado en el diseño de rendimiento, también se han diseñado plantas posteriores, que reciben los productos resultantes de la destilación y los residuos de la destilación. El rendimiento de destilación del crudo procesado típico es: 20% gasolina, 20% queroseno, 30% gasóleo, 30% residuo atmosférico. En el rendimiento de diseño, esto corresponde a 100 T/h de gasolina, 100 T/h de queroseno, 150 T/h de gasóleo, 150 T/h de residuos atmosféricos. Cuando la tasa de carga fresca sea de 250 T/h, se obtendrá un rendimiento de 50 T/h de gasolina, 50 T/h de queroseno, 75 T/h de gasóleo, 75 T/h de residuo atmosférico. Sin embargo, la planta está diseñada para gestionar una producción de hasta 150 T/h y una carga de 500 T/h, por lo que es posible introducir en la planta, en uno o más puntos (por ejemplo, en la carga), hasta hasta 75 T/h de gasóleo (por ejemplo, procedente de almacenamiento). En este último caso, por tanto, la carga estará compuesta ahora por 250 T/h de pienso fresco y de 75 T/h de gasóleo (total 325 T/h) y la producción será de 50 T/h gasolina, 50 T/h de queroseno, 150 T/h de gasóleo, 75 T/h de residuo atmosférico. De las 150 T/h de gasóleo producidas, 75 T/h saldrán de la planta para satisfacer las necesidades de producción, mientras que 75 T/h serán reintroducidas en la planta y circuladas; el ciclo continuará hasta que la monitorización según la presente invención indique que debe terminarse la operación de limpieza. El control también definirá cuándo y si será necesario bombear fuera de la planta todos los destilados producidos (es decir, todo el gasóleo de 150 T/h saldrá de la planta) y repetir la introducción de un fluido de hidrocarburo (s) en la planta, su posterior destilación y circulación. Obviamente, se puede lograr el mismo efecto haciendo funcionar la planta a 500 T/h y reduciendo progresivamente la velocidad de carga a 250 T/h (o a cualquier valor inferior a 500 T/h, dependiendo del volumen de fluido de hidrocarburo que se pretende hacer circular): en tal caso, el gasóleo de 75 T/h (o cualquier valor resultante de la reducción en la velocidad de carga) será "autoproducido" y, por lo tanto, circulará progresivamente tan pronto ya que serán "autoproducidos". Es importante tener en cuenta que, en los dos casos anteriores, las 75 T/h de gasóleo en circulación (o cualquier valor resultante de la introducción de un fluido de hidrocarburos y/o la reducción de la velocidad de carga) serán "autoproducidas", y por lo tanto (además de los "sangrados" del circuito) la introducción y/o la "autoproducción" se realizará teóricamente una sola vez y no de forma continua (es decir, la introducción de un fluido de hidrocarburos y/o la reducción de la carga tasa se logrará solo una vez). La introducción continua de gasóleo en la planta puede reducir el tiempo de limpieza, pero afecta la economía del sistema.

Ejemplo N° 2.

La planta de destilación atmosférica de crudo (CDU) del ejemplo 1 funciona con un caudal de carga fresca de 400 T/h, por lo que la producción será de 80 T/h de gasolina, 80 T/h de queroseno, 120 T/h de gasóleo, 120 T/h residuo atmosférico. La tasa de carga fresca se aumenta entonces a 500 T/h, y el gasóleo "superior" a 30 T/h se reintroducirá y se hará circular en la planta. La tasa de carga fresca se reduce de nuevo a 400 T/h y el gasóleo que "exceda" la producción normal se reintroducirá y se hará circular en la planta. A partir de entonces, la planta puede continuar funcionando en estas condiciones (carga fresca 400 T/h, gasóleo de producción propia circulante 30 T/h) o reduciendo, por ejemplo, la carga fresca a 300 T/h, al tener 60 T/h de gasóleo "excedente" reintroducido y circulado en la planta. A continuación, la carga fresca se puede reducir a 250 T/h, destilando así 150 T/h de gasóleo. Del gasóleo destilado de 150 T/h, por ejemplo, 75 T/h saldrán de la planta para satisfacer las necesidades de producción, mientras que 75 T/h serán reintroducidas en la planta y la circulación continuará hasta el sistema de control bajo la presente invención indicará la terminación de las operaciones de limpieza. El control también definirá cuándo y si será necesario bombear fuera de la planta todos los destilados producidos y repetir la operación de aumento de la tasa de carga y la posterior reducción (es) de la tasa de carga para autoproducir un fluido de hidrocarburo (s) en la planta, que posteriormente se destila y se distribuye.

En los ejemplos 1 y 2 anteriores junto con el primer fluido de hidrocarburos introducido (gasóleo, en este caso), también se puede introducir un segundo fluido de hidrocarburos según la presente invención; este último también será destilado y circulado como el primero.

Evidentemente, las operaciones anteriores se realizarán teniendo en cuenta tanto el balance (masa, térmico, etc.) de la planta en limpieza (tratamiento) como el balance de las plantas aguas abajo, si las hubiera, de acuerdo con las técnicas habituales de gestión de las plantas petroleras, como así como a los límites de diseño del equipo por el que pasan el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos (s). Por lo general, es preferible operar a una velocidad de carga definida (por ejemplo, el mínimo técnico), introducir el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos y luego destilarlos y hacerlos circular. Una introducción progresiva paso a paso del primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos permitirá de todos modos afrontar eventuales problemas operativos.

Ejemplo N° 3

Con referencia a la Figura 12, durante el funcionamiento normal, dos bombas de carga (401) y (403) están funcionando, mientras que la bomba (402) está inactiva y en espera como repuesto de (401) y (403). Lo mismo se aplica a la bomba de refuerzo (500), un repuesto de (501) y (502), que durante el funcionamiento normal tendrá las válvulas (516) y (517) cerradas. Además, todos los intercambiadores de trenes fríos (del 404 al 408 y del 503 al 507), los desaladores (409 y 508) y todos los intercambiadores de trenes calientes (del 410 al 416 y del 509 al 515), están insertados en el ciclo de producción (válvulas 427, 428, 518, 520, 437, 438, 529, 530 abiertas). A continuación se describen a modo de ejemplo las operaciones, según la presente invención, para limpiar una línea de precalentamiento en caliente, mientras que la otra línea de precalentamiento se inserta en el ciclo de producción y permite el funcionamiento de la planta. Para realizar la presente invención, por ejemplo, para limpiar una línea de precalentamiento en caliente, en primer lugar se cierran las válvulas (518), (520) para aislar el equipo a limpiar; las válvulas (516) y (517) aún permanecen cerradas para aislar la bomba de refuerzo (500), que se utilizará como bomba de circulación. A continuación, se introduce un primer y un segundo fluido (s) de hidrocarburo, según la presente invención, en la línea (521) por medio de la línea (321), procedente de un tanque (320); alternativamente (o además), el primer y segundo fluido (s) de hidrocarburos se pueden introducir abriendo la válvula (519), extrayendo el gasóleo para bombeo intermedio directamente de la columna (418) (por medio de las líneas 527 y 536, al tener la válvula 519 abierta), o en la salida del intercambiador (412) (por medio de las líneas 533 y 536, al tener la válvula 519 cerrada y la válvula 534 abierta). Posteriormente se abren la válvula (528) en la línea (523) y la válvula (520) en la salida del intercambiador (416), y se pone en marcha la bomba (500) (en caso de que el fluido o fluidos circulantes se introduzcan en la aspiración mediante línea 549, con válvula 550 abierta y válvula 547 cerrada) para permitir la salida de los fluidos hacia la columna (418), donde serán destilados, y el llenado del circuito que se desea limpiar. Si el primer fluido de hidrocarburos se introduce por medio de la tubería (536), y luego mediante la tubería (546) se introducirá en la aspiración/descarga de la bomba (500), posteriormente se introducirá el segundo fluido de hidrocarburos mediante línea (321) en la línea (521). El primer fluido de hidrocarburos también se puede introducir por medio del conducto (537) que ingresa al conducto (546), después de haber abierto la válvula (538), con la válvula (553) cerrada. A continuación, las válvulas (519)/(538) y (520) se cierran y la válvula (531) se abre para establecer un circuito cerrado y realizar la circulación según la presente invención. La duración de la circulación se determinará realizando la monitorización según la presente invención.

Al terminar la circulación, las operaciones anteriores pueden repetirse abriendo la válvula (520) e introduciendo un primer y un primer y segundo fluido de hidrocarburos según la presente invención por medio de la línea (321) y/o abriendo las válvulas (519)/(538) como se describió anteriormente. Al finalizar las operaciones de limpieza, el equipo limpiado será reinsertado en el ciclo de producción abriendo las válvulas (518) y (520), cerrando las válvulas (528) y (531) y deteniendo la bomba (500). Simultáneamente con la limpieza de una línea del precalentamiento en caliente, también se puede limpiar la línea correspondiente en el precalentamiento en frío, utilizando el mismo método que el descrito anteriormente. Los trenes de precalentamiento frío y caliente también se pueden limpiar al mismo tiempo, utilizando las líneas (545) y (532) y abriendo la válvula (544) y teniendo la válvula (535) cerrada. De esta forma el fluido de hidrocarburos a la salida del intercambiador (416) entrará en la bomba (402) por medio de las líneas (441) y (434) y circulará en circuito cerrado por todo el tren frío y el tren caliente. Durante la limpieza del tren en frío y/o en caliente, la (las) desaladora (s) (409)/(508) se pueden insertar en el circuito de limpieza (válvulas 442/451 cerradas y válvulas 459/460/471 o 461/462/473 abiertas), o ser derivados (válvulas 442/451 abiertas) después de haberlas aislado del circuito de circulación (válvulas 459/460/471 o 461/462/473 cerradas); durante el funcionamiento normal, las válvulas 471/473 están cerradas; las líneas 470/472 están construidas expresamente, según la presente invención, para realizar la limpieza de la (s) desaladora (s) durante el funcionamiento de la planta. Una vez finalizada la limpieza de una línea de tren de precalentamiento, esta se volverá a insertar en el ciclo de producción; el otro tren (frío y/o caliente) será luego excluido del ciclo de producción para realizar su limpieza (si se requiere), luego será reinsertado en el ciclo de producción y la CDU continuará su funcionamiento con ambos de los trenes en condiciones limpias, por lo que funcionan en mejores condiciones operativas.

Ejemplo N° 4

Un depósito de incrustaciones de 100 g, tomado durante la limpieza mecánica de un intercambiador de columna de Visbreaker inferior, se coloca en un reactor de laboratorio equipado con un condensador de reflujo, junto con 100 gramos de gasolina y 20 gramos de un fluido de hidrocarburos compuesto por: 50% MTBE, 30% xileno, 10% Ethomeen S 22 (amina alifática C22 etoxilada con 10 moles de óxido de etileno), 5% Dimetilformamida, 5% Dioctilftalato. A continuación, se aumenta la temperatura hasta 450 °C mientras se condensa el destilado producido, se reintroduce en el reactor y luego se vuelve a destilar y reintroducir, para crear una circulación de dicho destilado entre el reactor y el condensador; tales condiciones se han mantenido durante 24 horas. Al abrir el reactor, el 100% del depósito de incrustaciones se había solubilizado en el fluido de hidrocarburos.

Ejemplo N° 5

Un depósito de incrustaciones de 100 g, tomado durante la limpieza mecánica del circuito de enfriamiento de aceite de una planta de etileno, se coloca en un reactor de laboratorio equipado con un condensador de reflujo, junto con 100 gramos de gasolina de pirólisis y 20 gramos de un fluido de hidrocarburos compuesto por: 30% xileno, 20% tolueno, 20% butilglicol, 30% metilglicol. A continuación, se aumenta la temperatura hasta 350 °C mientras se condensa el destilado producido, se reintroduce en el reactor y luego se vuelve a destilar y reintroducir, para crear una circulación de dicho destilado entre el reactor y el condensador; tales condiciones se han mantenido durante 24 horas. Al abrir el reactor, el 100% del depósito de incrustaciones se había solubilizado en el fluido hidrocarbonado. Ejemplo N° 6

Se ha modificado una planta piloto de Coquización Retardada bajo la presente invención, insertando las instalaciones para hacer circular en la carga una porción de la gasolina producida. Se ha realizado un funcionamiento normal utilizando el esquema de proceso convencional, sin activar las modificaciones bajo la presente invención, con el fin de medir el rendimiento de destilación y tomarlo como referencia. A continuación, se ha realizado un funcionamiento posterior con la misma carga, en las mismas condiciones operativas, introduciendo en la carga 0,5% de nafta coquizable y haciendo circular en la carga la misma cantidad (0,5% con respecto a la carga) de la nafta producida. En la nafta "autoproducida", se ha introducido un fluido de hidrocarburos según la presente invención a una concentración de 0,1%, teniendo dicho fluido la siguiente composición: 30% Xileno, 20% Tolueno, 30% Ethomeen S22,20% Butilglicol. Se midió el rendimiento de la destilación, obteniendo los resultados resumidos en la Tabla 2:

Tabla 2

Referencia funcionamiento Funcionamiento bajo la presente invención Fracción wt% wt%

H²S 0,78 0,92

H²0,02 0,02

Fracción wt% wt%

GAZ(Cr C4) 6,27 8,35

(continuación)

Referencia funcionamiento Funcionamiento bajo la presente invención

P.I. - 75°C 1,48 1,72

75 - 175°C 7,06 7,87

175 - 350°C 22,26 22,74

350 - 370°C 4,20 4,13

370+ °C 23,28 23,64

COQUE 34,65 30,61

Ejemplo N° 7

Se ha analizado el contenido de coque de una muestra de catalizador agotada, tomada durante la descarga de un lecho catalítico de una planta de Hidrodesulfuración de Nafta Virgen. Se colocaron 100 gramos de dicho catalizador agotado en un reactor de laboratorio equipado con un condensador de reflujo, junto con 100 gramos de nafta virgen y 20 gramos de un fluido de hidrocarburos compuesto por: 30% de xileno, 30% de tolueno, 30% de butilglicol, 10% de ciclohexano. A continuación, se aumentó la temperatura hasta 450 °C mientras fue condensado el destilado producido, se reintroduce en el reactor y luego se vuelve a destilar y reintroducir, para crear una circulación de dicho destilado entre el reactor y el condensador; tales condiciones se han mantenido durante 24 horas. Al abrir el reactor, el 50% del coque que estaba originalmente presente en el catalizador se había solubilizado en el fluido de hidrocarburos.

Ejemplo N° 8

En una planta piloto de hidrodesulfuración de nafta virgen, se realizó un ensayo en blanco de referencia para evaluar la formación de coque en el catalizador. La misma planta fue modificada según la presente invención, mediante la implementación de una circulación en la carga de nafta virgen desulfurada al 1% y la introducción en la carga de 300 ppm de un fluido de hidrocarburos compuesto por: 30% de xileno, 30% de tolueno, 30% de butilglicol, 10% de ciclohexano. A continuación, la planta piloto se ejecutó en las mismas condiciones operativas (misma carga, mismas temperaturas y presiones, misma duración de ejecución, mismo catalizador) para evaluar el coque en el catalizador. Se ha conseguido una reducción del 50% en la formación de coque con respecto al ensayo en blanco.

Ejemplo N° 9

En una planta piloto de Visbreaker, se realizó un ensayo en blanco de referencia (al 90% del rendimiento de diseño) para evaluar la formación de incrustaciones en los intercambiadores del tren de precalentamiento y el rendimiento de la destilación. Posteriormente dicha planta piloto fue parada y limpiada haciendo circular durante dos días a 150 °C un gasóleo que contenía 0,5% vol de un fluido de hidrocarburos compuesto por: 50% MTBE, 30% xileno, 10% Ethomeen s22, 5% dimetilformamida, 5% dioctilftalato. La planta piloto se reinició posteriormente para evaluar el factor de ensuciamiento de los intercambiadores anteriores después de dicha limpieza. Se ha conseguido una reducción del 60% del factor de ensuciamiento con respecto al factor de ensuciamiento antes de la parada y limpieza por circulación. La misma planta piloto ha sido desgasificada vaporizándola durante 3 días, luego limpiada mecánicamente y por lo tanto modificada instalando un aparato según la presente invención. Luego se ha realizado un segundo funcionamiento en las mismas condiciones de operación, con la misma carga y por el mismo tiempo que el funcionamiento en blanco. En este punto, en lugar de detener la planta y proceder a la limpieza en circuito cerrado como se realizó anteriormente, se puso en servicio el aparato bajo la presente invención, continuando el funcionamiento de la planta y ejecutando una circulación en la carga del 1% voi del gasóleo extraído del decapante e introduciendo en dicho gasóleo 0,5% voi (referido a la carga) del mismo fluido de hidrocarburos utilizado en la limpieza anterior. La limpieza durante la corrida duró 2 días, luego la planta funcionó en las mismas condiciones de operación que el funcionamiento en blanco. Se ha conseguido una reducción media del factor de ensuciamiento del tren de precalentamiento de aproximadamente un 30% con respecto a la limpieza realizada al detener la producción y hacer circular en un circuito cerrado. Además, se pudo observar un aumento del rendimiento de la destilación de un 3% promedio con respecto al rendimiento logrado en las mismas condiciones operativas, sin activar el aparato según la presente invención.

Ejemplo N° 10

En la planta piloto Visbreaker del Ejemplo N.9 al final del segundo funcionamiento se ha realizado una limpieza final ejecutando una circulación en la carga del 1% vol del gasóleo extraído del separador e introduciendo en dicho gasóleo 0,5 % vol (referido a la carga) del mismo fluido de hidrocarburos usado en el Ejemplo N.9. La limpieza durante el funcionamiento duró 2 días, luego de que se suspendió la carga, se drenó la planta y se iniciaron las operaciones de vaporización. Esta vez, sin embargo, se ha introducido en el vapor un producto químico según la presente invención, estando compuesto dicho producto químico de: 50% de agua, 20% Teewn 80,10% de alcohol isopropílico, 5% de diisopropilamina, 15% de palmitato de isopropilo. Al inyectar dicho químico en el vapor, se ha conseguido la desgasificación de la planta en 1 día.

Al considerar el impacto sobre el rendimiento, la presente invención se puede utilizar de forma continua, evaluando el equilibrio adecuado entre la reducción del rendimiento y el aumento del rendimiento. En tal conexión, el tiempo de introducción del primer y el primer y el segundo fluido de hidrocarburos puede ser hasta un año de calendario completo.

Sin apartarse de la finalidad de la presente invención, todas las formulaciones de compuestos químicos descritas en la presente invención también pueden incluir cantidades, según convenga al alcance, de compuestos ya conocidos en el estado de la técnica, que pueden ser útiles para la finalidad. Por lo tanto, la introducción de, por ejemplo, dispersantes, estabilizantes de asfaltenos, detergentes, en la formulación de los compuestos reivindicados por la presente no puede perjudicar la novedad de la presente invención, caracterizada por sus reivindicaciones.

Considerando la descripción detallada de la invención, es evidente que la presente invención proporciona un método y un aparato para: a) limpieza de equipos en una planta de petróleo durante el funcionamiento de dicha planta; y/o b) aumento del rendimiento de destilación de una planta petrolera; y/o c) reducción de la formación de coque en catalizadores de una planta de petróleo; y/o d) eliminación de coque en catalizadores de una planta de petróleo. En la descripción anterior, la palabra "limpio" (y sus sustantivos y verbos derivados) puede por tanto interpretarse como "aumento del rendimiento de la destilación" y/o "reducción de la formación de coque en los catalizadores", "eliminación de coque en los catalizadores", según sea más adecuado. Considerando lo anterior y el hecho, las realizaciones de la presente invención pueden explotarse de forma única o acumulativa; en la descripción anterior y/o en las reivindicaciones adjuntas, nos referimos a la palabra "tratar" (y sus sustantivos y verbos derivados) para incluir todas las realizaciones anteriores a)/b)/c)/d).

En la especificación anterior, todos los datos obtenidos durante las pruebas de laboratorio y los experimentos se han incluido para que estén completos. No se han realizado esfuerzos para excluir cualquier valor fuera de los límites de error aceptables. Se cree que, durante el curso de estas pruebas y experimentos, se pueden haber cometido posibles errores en la preparación de muestras y en la aplicación de mediciones, lo que puede explicar cualquier dato ocasional que no apoye esta técnica.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para limpiar una planta de petróleo preparada para procesar petróleo crudo o equipo de la planta de petróleo durante el funcionamiento de dicha planta de petróleo, que comprende:

mantener, durante un período de tratamiento, la planta de petróleo en una condición operativa de producción, típica de la propia planta, que incluye el suministro de alimentación fresca a la planta de petróleo;

mientras se mantiene la planta de petróleo en condiciones de operación de producción, se llevan a cabo tanto a) como b);

a) introducir en la planta de petróleo, durante el período de tratamiento, primeros y segundos fluidos de tratamiento a base de hidrocarburos de producción propia;

b) variando una tasa de alimentación establecida, presente al inicio de la limpieza de la planta de petróleo o el equipo de la planta de petróleo, que establece rangos de tasa de alimentación desde una tasa de operación máxima para la planta de petróleo, que incluye una tasa de diseño para la planta de petróleo, a una tasa de operación mínima que se fija a un nivel para satisfacer un estado de operación de producción mínima en la planta de petróleo;

en el que dicha introducción de dichos fluidos de tratamiento basados en hidrocarburos primeros y segundos, y dicha variación de la tasa de alimentación del tratamiento, genera una fuente adicional para la distalización con respecto a la cantidad proporcionada por la tasa establecida; y

destilar dicha fuente adicional para la destilación con el fin de autoproducir dicho primer y segundo fluidos de tratamiento a base de hidrocarburos para limpieza de plantas y

recircular al menos una parte de dichos fluidos de tratamiento basados en hidrocarburos primeros y segundos autoproducidos dentro de la misma planta de petróleo o equipo para crear un circuito cerrado o semicerrado durante el funcionamiento de la planta, mientras que otra parte de los destilados constituye la producción de la planta de petróleo y/o el flujo normal de destilado, a fin de lograr un aumento del rendimiento de la destilación y la reducción de la formación de coque en los catalizadores y la eliminación de coque en los catalizadores.

2. El método de la reivindicación 1, que comprende además introducir una cantidad creciente del destilado extraído en uno o más pasajes de alimentación fresca de la planta y una reducción coordinada de la tasa actual de alimentación fresca a la planta de manera que la tasa de alimentación fresca reducida más la extracción adicional el destilado extraído se suman a una tasa de alimentación de tratamiento deseada y donde un controlador está configurado para monitorizar y ajustar la tasa de alimentación fresca a la planta, en función de un nivel de entrada del destilado extraído que se recibe en los mencionados uno o más pasajes de alimentación fresca, una alimentación actual de fresca a la planta y una tasa de alimentación de tratamiento deseada establecida en la planta.

3. El método de la reivindicación 1, que comprende además ajustar una configuración de planta para incluir el circuito cerrado o semicerrado.

4. El método de la reivindicación 1, en el que se controla un criterio de seguimiento asociado con el funcionamiento de dicha planta, y en el que la introducción del fluido a base de hidrocarburos incluye la circulación dentro de un circuito cerrado o semicerrado de un primer fluido a base de hidrocarburos o el primero y un segundo fluido a base de hidrocarburos, y cuya circulación se lleva a cabo de forma repetida hasta que los criterios de seguimiento se consideren satisfactorios.

5. El método de la reivindicación 1, en el que la planta de petróleo funciona con una alimentación aumentada o con la velocidad de alimentación de diseño o superior, para producir una cantidad mayor de destilados, posteriormente reduciendo progresivamente la velocidad de alimentación fresca, de modo que la cantidad aumentada de destilados producidos, con respecto a la cantidad de destilados producidos con la tasa de alimentación fresca preexistente, circule en las partes de la planta a tratar.

6. El método de la reivindicación 1, en el que la introducción del fluido a base de hidrocarburos comprende la introducción en la planta de un primer y un segundo fluido a base de hidrocarburos de fuentes separadas, y cuyo segundo fluido a base de hidrocarburos se une y pasa junto con el primer fluido a base de hidrocarburos a un punto de introducción de tratamiento común de la planta de petróleo.

7. El método de la reivindicación 1, en el que el tratamiento se lleva a cabo en una planta con un horno y en el que el tratamiento aumenta un ajuste de valor para una temperatura de entrada al horno y/o para reducir o evitar el aumento de un ajuste de valor para la temperatura del metal del tubo del horno, existente en el punto de inicio del tratamiento.

8. El método de la reivindicación 1, en el que el tratamiento aumenta el rendimiento de destilación de la planta de una manera más allá de la cantidad derivable de una cantidad de alimentación total igual a la(s) fuente(s) de destilación de la planta en un punto de inicio del tratamiento.

9. El método de la reivindicación 1, en el que el tratamiento reduce la aglomeración de los catalizadores de la planta y/o reduce la formación de coque en los catalizadores de la planta y/o reduce los depósitos de compuestos pesados, incluido el coque, en los catalizadores de la planta y/o reduce la presión diferencial en un reactor de la planta que contiene un catalizador.

10. El método de la reivindicación 1, en el que la introducción del fluido a base de hidrocarburos incluye la introducción tanto del primer fluido a base de hidrocarburos como del segundo fluido de hidrocarburos que son capaces de solubilizar los depósitos en dicho equipo para ser tratados esencialmente en condiciones casi críticas o supercríticas en el condiciones de funcionamiento de la planta.

11. El método de la reivindicación 10, en el que el primer fluido a base de hidrocarburos contiene uno o más productos químicos y dicho primer fluido a base de hidrocarburos y dichos productos químicos se mezclan en una proporción diseñada para ser utilizada en forma de solución, y en el que dicho primer fluido basado en hidrocarburos forma el disolvente de dichos productos químicos.

12. El método de la reivindicación 11, en el que la relación disolvente/productos químicos varía en el intervalo: disolvente 70% -99,99%, productos químicos 0,01% -30%.

13. El método según la reivindicación 1, en el que la introducción del fluido a base de hidrocarburos comprende la introducción del primer y segundo fluido de hidrocarburos, y cuyo primer y/o segundo fluido de hidrocarburos se selecciona o se seleccionan de un grupo que consiste en productos de destilación de petróleo crudo que se origina en la planta de petróleo y/o estando de todos modos presente en la planta de petróleo, por ser productos terminados, mezcla de componentes de productos terminados, productos intermedios o alimentación para la planta de petróleo y son seleccionados del grupo compuesto por: gasolina, gasóleo, diésel, nafta virgen, queroseno, gasolina reformada, gasolina de pirólisis, gasóleo de pirólisis, aceite de ciclo ligero de FCCU, aceite de decantación de FCCU, metil-terc-butil-éter (MTBE), benceno, tolueno, xilenos, cumeno, metanol, ciclohexano, ciclohexanona, etilbenceno, linearalquilbenceno (LAB), dimetiltereftalato, ftalicanhidruro, estireno, terc-amil-metil-éter (TAME), etanol, dimetilformamida (DMF), dioctilftalato, isopropilo alcohol, alcohol butílico, alcohol alílico, butilglicol, metilglicol, etil-terc-butil-éter (ETBE), etanolaminas, acetona, alcohol octílico, metil-etil-cetona (MEK), metil-isobutil-cetona (MIBK), aceite crudo, fueloil, aceite de enfriamiento rápido de la Unidad de Etileno, gasolina aromática de la Unidad de Reformado, benceno/tolueno/xilenos (BTX) producido por una Unidad de Extracción Aromática (inclusive, del tipo sulfolano, furfural, glicoles o formilmorfolina), la gasolina y/o el gasóleo producido en una Unidad de Etileno (pirólisis de gasolina/gasóleo).

14. El método de acuerdo con la reivindicación 13, en el que el primer y/o el segundo fluido hidrocarbonado se usa o se usan en combinación con uno o más compuestos, como independientes o como mezcla de los mismos, seleccionados del grupo que consiste en: polimetacrilatos, succinimidas de poliisobutileno, poliisobutileno succínico, laurilacrilato/hidroxietilmetacrilato copolímero; alquilarilsulfonatos, alcanolamina-alquilarilsulfonatos y ácidos alquilarilsulfónicos; aminas sustituidas, en las que el sustituyente es un hidrocarburo que contiene al menos 8 átomos de carbono; compuestos acilados que contienen nitrógeno y que tienen un sustituyente con al menos 10 átomos de carbono alifáticos, obteniéndose dicho sustituyente por reacción de un ácido carboxílico acilante con al menos un compuesto amínico que contiene al menos un grupo -NH-, estando unido dicho agente acilante a dicho ácido amínico compuesto por medio de un puente de imido, amido, amidina o aciloxiamonio; compuestos condensados que contienen nitrógeno de un fenol, un aldehído o un compuesto amínico, que tienen al menos un grupo -NH-; ésteres de un ácido carboxílico sustituido; fenoles sustituidos con hidrocarbilo; derivados alcoxilados de un alcohol, un fenol o una amina; ftalatos; fosfatos orgánicos; ésteres de ácidos oleicos; dietilhidroxilamina; glicoles y/o sus derivados, no estando dichos glicoles y/o sus derivados en forma polimérica, en el sentido de que son moléculas de compuestos simples, también en forma de aducto, y no moléculas constituidas por una cadena donde un solo monómero es repetido, por ejemplo: tetraetilenglicol; mono y diéteres, mono y diésteres, éterésteres y tioéteres de glicoles simples; glicol de fórmula general CH2OH-(CH)nOHn-CH2OH donde n=0-10; éteres de glicol de fórmula general R1-O- CH2-CH2-O-R2 donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20 y R2 es un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; ésteres de glicol de fórmula general R1-O-O-CH2-CH2-O-O-R2 donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20 y R2 es un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; tioglicoles de fórmula general HO-R1-S-R2-OH donde R1 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C10 y R2 es un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo CrC10; éteres-ésteres de glicol de fórmula general R1-O-CH2-CH2-O-O-R2 donde R1 y R2 son un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; éteres de fórmula general R1-O-R2 donde R1 o R2 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; bencenos sustituidos de fórmula general

donde n = 1-6 y R puede ser indistintamente átomo de H, grupo -OH, grupo -COOH, grupo -CHO, grupo NH2, grupo -HSO3, el mismo o diferente sustituyente hidrocarbilo C1-C30; cetonas de fórmula general R1-CO-R2 donde R1 o R2 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; anhídridos de fórmula general R1-CO-O-CO-R2, incluidos aquellos en los que R1 y R2 están unidos entre sí para formar anhídridos cíclicos, donde R1 o R2 es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; amidas de fórmula general

donde R,R1,R2 son indistintamente un átomo de H o un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; compuestos heterocíclicos, preferiblemente del tipo hidrogenado, que contienen de 0 a 3 sustituyentes hidrocarbilo C1-C20 ; compuestos heterocíclicos seleccionados del grupo que consiste en: furanos, piroles, imidazoles, triazoles, oxazoles, tiazoles, oxadiazoles, piranos, piridina, piridazina, pirimidina, pirazina, piperazina, piperidina, triazinas, oxadiazinas, morfolina, benzodiazinas, indoles, indazol, indoxazina, benzoxazol, antranilo, benzopirano, cumarinas, quinolinas, benzopironas, cinolina, quinazolina, naftiridina, pirido-piridina, benzoxazinas, carbazol, xantran, acridina, purina, benzoquinolamidas, benzoquinolamidas, benzocarbazoles, indolina, benzotriazoles; incluyendo todas las configuraciones posibles de compuestos, incluyendo la isoforma: por ejemplo, el término "ditioles" pretende incluir 1,2 ditiol y 1,3 ditiol, "quinolinas" pretende incluir quinolina e isoquinolina; el término "sustituyente hidrocarbilo" se refiere a un grupo que tiene un átomo de carbono directamente unido al resto de la molécula y que tiene un carácter hidrocarbonado o predominantemente hidrocarbonado, como por ejemplo los grupos hidrocarbonados, incluidos los alifáticos (por ejemplo, alquilo o alquenilo), alicíclicos (por ejemplo, cicloalquilo o cicloalquenilo), aromático, aromático alifático y/o alicíclico sustituido, aromático condensado; los grupos alifáticos están preferiblemente saturados, como por ejemplo: metilo, etilo, propilo, butilo, isobutilo, pentilo, hexilo, octilo, decilo, octadecilo, ciclohexilo, fenilo, dichos grupos también pueden contener sustitutos no hidrocarbonados siempre que no alteren el carácter hidrocarburo predominante del grupo, por ejemplo, los grupos seleccionados entre: ceto, hidroxi, nitro, alcoxi, acilo, sulfónico, sulfóxido, azufre, amino, dichos grupos también o alternativamente pueden contener átomos distintos del carbono en una cadena o anillo compuesto de otro modo por átomos de carbono, por ejemplo, heteroátomos seleccionados del grupo de: nitrógeno, oxígeno y azufre.

15. El método de la reivindicación 1, en el que la introducción del fluido de tratamiento a base de hidrocarburos incluye la introducción en la planta de petróleo de un primer fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,1% y 100% con respecto a la alimentación fresca de la planta actual y un segundo fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,01% y 50% con respecto a la alimentación fresca actual de la planta; y donde el segundo fluido hidrocarburo se selecciona del grupo que consiste en: metanol, etanol, propanol, isopropanol, butanol, isobutanol, metilglicol monometiléter, butilglicol monobutiléter, tolueno, aminas alifáticas etoxiladas C8+ con al menos 6 moles de óxido de etileno, arilsulfonatos, benceno, fenantreno, nonilfenol, 1-metil-2-pirrolidinona, éter dietílico, dimetilformamida (DMF), tetrahidrofurano (THF), etilendiamina, dietilamina, trietilamina, trimetilamina, propilamina, 1 -(3-aminopropil)-2-pirrolidona, 1 -(3-aminopropil) imidazol, N-hidroxietil-imidazolidinona, N-aminoetil-imidazolidinona, 2- (2-aminoetilamino) etanol, isopropilamina, cumeno, 1,3,5 trimetilbenceno, 1,2,4 trimetilbenceno, anhídrido maleico, p-toluidina, o-toluidina, dipropilamina, difenil éter, hexametilbenceno, propilbenceno, ciclohexilamina, 1-isopropil-4-metil-benceno, 1, 2, 3, 5 tetrametilbenceno, hexanol, morfolina, oxileno, m-xileno, p-xileno, butilamina, metilamina, mesitileno, examina, anhídrido succínico, decahidronaftaleno, etilbenceno, 1,2 dimetilnaftaleno, 1,6 dimetilnaftaleno, p-cimeno, éter etílico, éter isopropílico, etoxibenceno, éter fenílico, acetofenona, monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), trietanolamina (TEA), trietilenglicol tetraetilenglicol, hexilglicol, dodecilbenceno, alcohol laurílico, alcohol miristílico, tiodiglicol, ftalato de dioctilo, ftalato de diisooctilo, ftalato de didecilo, ftalato de diisodecilo, ftalato de dibutilo, ftalato de dinonilo, metiletilcetona (MEK), butiletilisobutilcetona (MEK), metilisobutilcetona (MIBK), metilisobutilcetona (MTBE), metil-etil-isobutilcetona (MEK), metil-isobutilcetona (MEK-Ciclo-butilo), metil-isobutilcetona (MEK) ciclohexanona, ésteres metílicos o etílicos de ácidos grasos obtenidos por esterificación de aceites vegetales y/o animales (biodiésel); dimetilamina, etilamina, formiato de etilo, acetato de metilo, dimetilformamida (DMF), propanol, propilamina, isopropilamina, trimetilamina, tetrahidrofurano (THF), etil vinil éter, acetato de etilo, propil formiato, butanol, metil propanol, éter dietílico, metil propil éter, isopropil metil éter, sulfuro de dietilo, butilamina, isobutilamina, dietilamina, dietilhidroxilamina, ciclopentanol, 2-metiltetrahidrofurano, tetrahidropirano, pentanal, formato de isobutilo, acetato de propilo, ácido pentanoico, butilmetiléter, terc-butilmetiléter, etilpropiléter, metilpiridinas, ciclohexanona, ciclohexano, metilciclopentano, ciclohexanol, hexanal, formiato de pentilo, acetato de isobutilo, acetato de 2-etoxietilo éter, dipropil éter, diisopropil éter, hexanol, metil pentanoles, trietilamina, dipropilamina, diisopropilamina, benzaldehído, tolueno, cresoles, alcohol bencílico, metilanilinas, dimetilpiridinas, furfural, piridina, metilciclohexano, heptanol, etilbenceno, acetofenileno anilinas, dimetilanilina, etilanilina, octanenitrilo, propanoato de etilo, butanoato de metilo, isobutanoato de metilo, propanoato de propilo, propanoato de etilo 2-metilo, pentanoato de metilo, ácido eptanoico, ácido octanoico, ácido 2-etilhexanoico, 3-metilbutanoato de propilo, octanoles, 4-metil -3- heptanol, 5-metil-3-heptanol, 2-etil-1-hexanol, éter dibutilo, éter di-terc-butílico, dibutilamina, diisobutilamina, quinolina, isoquina olina, indan, cumeno, propilbenceno, 1,2,3-trimetilbenceno, 1, 2,4, - trimetilbenceno, mesitileno, o-toluidina, N, N-dimetil-otoluidina, ácido nonanoico, nonanoles, naftaleno, butilbenceno, isobutilbenceno, cimenos, p-dietilbenceno, 1,2,4,5-tetrametilbenceno, decahidronaftaleno, ácido decanoico, decanol, 1-metilnaftaleno, carbazol, difenilo, hexametilbenceno, dodecanoles, difenilmetano, tridecanoles, tetradecanoles, hexadecanoles, heptadecanoles, terdecanoles; aminas grasas y sus mezclas, p- toluidina, tolueno, dipropilamina, acetato de diisobutilo, acetato de propilo, éter de propil-etilo, trietilamina, etilbenceno, propilbenceno, butilbenceno, cumeno, para-xileno, hexametilbenceno, difenil, diotanolamina, diisodecilftalato, diisoctilftalato, nonileter, metiloléato, dioctiléter; los compuestos nombrados en plural se refieren a todos los posibles isómeros de dichos compuestos: por ejemplo, el término "xilenos" indica o-xileno, m-xileno, p-xileno; dichos compuestos también se pueden utilizar en condiciones supercríticas.

16. El método de acuerdo con la reivindicación 14, en el que el segundo fluido hidrocarburo comprende uno o más compuestos que funcionan como agentes de hinchamiento seleccionados entre los que forman enlaces de hidrógeno y los que no forman enlaces de hidrógeno, en el que los agentes de hinchamiento que no forman enlaces de hidrógeno se seleccionan del grupo que consiste en: benceno, tolueno, ciclohexano, naftaleno, difenilo, xileno, tetralina, metilciclohexano; y donde los agentes de hinchamiento que forman enlaces de hidrógeno se seleccionan del grupo que consiste en: piridina, metanol, etanol, etilendiamina, propanol, 1,4-dioxano, acetona, formamida, anilina, tetrahidrofurano, N, N-dimetilanilina, éter dietílico, dimetilsulfóxido, acetofenona, dimetilformamida, acetato de etilo, acetato de metilo, metiletilcetona, 1 -metil-2-pirrolidona, quinolina.

17. El método de la reivindicación 1, en el que la introducción del fluido de tratamiento a base de hidrocarburos incluye la introducción en la planta de petróleo de un primer fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre 0,1% y 100% con respecto a la alimentación fresca de la planta actual y el segundo fluido a base de hidrocarburos en una proporción comprendida entre el 0,01% y el 50% con respecto a la alimentación fresca de la planta actual; y donde el segundo fluido hidrocarbonado comprende uno o más compuestos con una temperatura de ebullición >150 °C seleccionados del grupo seleccionado de: antraquinona, eicosanol, benzalacetofenona, benzantraceno, hidroquinona, dodecilbenceno, hexaetilbenceno, hexametilbenceno, nonilbenceno, 1,2,3-triaminobenceno, 1,2,3-trihidroxibenceno, 1,3,5-trifenilbenceno, difenilmetanol, p-benzidina, bencilo, 2-benzoilbenzofurano, anhídrido benzoico, 2-benzoil-metil benzoato, bencil benzoato, 4-tolilo benzoato, benzofenona, 4,4'-bis (dimetilamino) benzofenona, 2,2'-dihidroxibenzofenona, 2,2'-dimetilbenzo-fenona, 4,4'-dimetilbenzofenona, metilbenzofenona, alcohol 2-aminobencílico, alcohol 3-hidroxibencílico, alcohol a-1-naftilbencílico, bencil-etil-fenilamina, bencilanilina, éter bencílico, fenilacetofenona, 2-acetamida difenil, 2-amino difenilo, 4,4'-bis (dimetilamino) difenilo, bifenol, butil-bis (2-hidroxietil) amina, butilfenilamina, butilfenilcetona, carbazol, difenilcarbonato, alcohol cetílico, cetilamina, bencilcinamato, cumarina, lindano, dibenzofurano, dibencilamina, éter dibencílico dietilenglicol, monolaurato de dietilenglicol, éter (2-hidroxipropil) dietilenglicol, dietilentriamina, di-a-naftilamina, di-p-naftilamina, dioctilamina, difenila-4-naftilamina, dioctilamina, difenil-diamina 4,4'-dimetilamino difenilo, 4-hidroxi difenilo, difenilmetanol, difeniletilamina, di- (a-feniletil) amina, di-isopropanolamina, di-2-tolilamina, eicosanol, 1,1,2 trifeniletano, et-1,2 difenilo de ylen glicol, etil-di-bencilamina, éter monobencílico de etilenglicol, monofenil éter de tilenglicol, N, N-difenilformamida, fenilformamida, tolilformamida, 2-benzoilfurano, 2,5 difenilfurano, glicerina y ésteres relacionados, eptadecilamina, eptadecanol, alcohol cerílico, hexadecanamina, alcohol cetílico, hidroxietil-2-toliamina, imidazolilamina, metilimidazol, fenilimidazol, 5-amino-indano, 5-hexil-indano, 1-fenil-1,3,3-trimetil-indano, 2,3 difenilindeno, indol, 2,3 dimetil-indol, triptamina, 2-fenil-indol, isocumarina, dietil-isoftalato, isoquinolina, bencil laurato, fenil laurato, alcohol laurílico, lauril amina, lauril sulfato, dietil-bencil-malonato, melamina, difenilmetano, trifenilmetano, 4-bencil-morfolina, 4-fenil-morfolina, 4-(4-tolil) -morfolina, alcohol mirístico, 9,10-dihidro-naftaceno, acetil-naftaleno, bencil-naftaleno, butil-naftaleno, dihidro-naftaleno, dihidroxinaftaleno, metil-naftaleno, fenil-naftaleno, naftol, naftilamina, metilnaftilamina, naftilfenilamina, a-naftil-2-tolil-cetona, nonacosanol, octadecanol, octil-fenil-éter, pentadecilamina, pentadecanol, 3-hidroxiacefenona, tiramina, 4-hidroxifenilacetonitrilo, o-fenilendiamina, N-fenilfenilendiamina, 4-metil-fenilendiamina, difenilen-diamina, 2-fenil-bis - til amina, derivados de fosfina como fenilo, trifenilo y óxido, trifenilfosfito, ftalato de dibutilo, ftalato de dibencilo, ftalato de dietilo, ftalato de dioctilo, ftalato de diisoctilo, ftalato de didecilo, ftalato de difenilo, anhídrido de ftalico, 1,3-piperidina, difenoxipropano, N-(2-tolil) propionamida, 1 -metil-3-fenil-pirazolina, derivados de piridina como 3-acetamido, 3-bencilo, 4-hidroxi, 2-fenilo, anhídrido fenilsuccínico, succinimida, N-bencilsuccinimida, N -fenilsuccinimida, o-terfenilo, m-terfenilo, 1,14 tetradecandiole, tetradecanol, tetraetilenglicol, tetraetil-enpentamina, 2,5-diaminotolueno, 3,5-dihidroxitolueno, 4-feniltolueno, ácido p-toluensulfónico y ésteres de metilo y propilo relacionados, ácido o-toluico y anhídrido relacionado, N-bencil-toluidina (o-, m- e p-), tribencilamina, tributilamina, trietanolamina, trietilenglicol y monobutiléter relacionado, trietilamina, trioctilamina, trifenilamina, tritano, tritanol, 2-pirrolidona, xantona, xanteno, xilidina.

18. Método según la reivindicación 1, que comprende además monitorizar el nivel de tratamiento y en el que el control se realiza con uno o más métodos de análisis seleccionados del grupo que consiste en: vi viscosidad, por ejemplo, ASTM D445; densidad, por ejemplo, ASTM D1298; destilación atmosférica o al vacío, por ejemplo, ASTM D86, D1160; residuo de carbono, por ejemplo, ASTM D4530, D189; sedimentos por filtración en caliente, por ejemplo, IP375, 390; sedimentos por extracción, por ejemplo, ASTM D473; sedimentos por filtración, por ejemplo, ASTM 4807; ceniza, por ejemplo, ASTM D482, EN6245; asfaltenos, por ejemplo, IP143, color, por ejemplo, ASTM D1500; agua y sedimentos, por ejemplo, ASTM D2709, D1796; o un método de análisis de tipo físico, seleccionado del grupo que consiste en: i) evaluación del factor de ensuciamiento, definido como la relación entre el coeficiente de transferencia de calor del equipo limpio y el coeficiente de transferencia de calor del equipo en el momento en que el valor se registra; ii) evaluación de la presión en varios puntos de la planta; iii) evaluación de la temperatura en varios puntos de la planta.

19. Método según la reivindicación 1, que comprende además los siguientes pasos para lograr condiciones de entrada libre de gas/segura:

a) suspensión de la introducción de alimentación;

b) circulación opcional en circuito cerrado o semicerrado del primer y/o segundo fluido hidrocarburo dentro del equipo a tratar, por un tiempo mínimo de 20 minutos, a una temperatura comprendida entre 100 °C y 900 °C y a una presión comprendida entre 1 bar y 400 bar;

c) enfriamiento del equipo/planta;

d) vaciado del equipo/planta de todos los hidrocarburos;

e) introducción de agua dentro del equipo/planta;

f) implementar un circuito de circulación cerrado que abarque el equipo/planta;

h) configurar la temperatura y la presión dentro del circuito cerrado de circulación en valores comprendidos entre 60 °C y 350 °C y entre 1 bar y 50 bar;

i) circulación de la solución acuosa del producto químico o los productos químicos dentro del circuito cerrado de circulación en condiciones de temperatura y presión comprendidas entre 60 °C y 350 °C y entre 1 y 50 bar, por un tiempo comprendido entre 20 minutos y ⁶⁰días;

j) enfriamiento (incluida la eventual introducción de agua dulce en el circuito) y vaciado del circuito del agua de solución;

k) ruta opcional de la solución de agua a la planta de tratamiento de agua aceitosa;

l) repetición opcional de los pasos de e) a k).

20. Método según la reivindicación 19, en el que los pasos de e) a k) se sustituyen por los pasos:

m) introducción en el interior del aparato/planta de vapora una presión comprendida entre 1,5 bar y 100 bar; n) introducción en dicho vapor de uno o más productos químicos de lavado/limpieza, incluidas sus mezclas; o) introducción dentro del equipo/planta de la mezcla vapor/producto(s) químico(s) según la presente invención, por un tiempo de al menos 20 minutos,

21. El método de acuerdo con la reivindicación 19, en el que el producto químico utilizado para el lavado/aclarado se selecciona del grupo que consiste en: tensioactivos no iónicos, tensioactivos aniónicos, derivados de terpenos, emulsionantes, captadores de sulfuro de hidrógeno, captadores de mercurio y sus mezclas en cualquier proporción, incluyendo sus soluciones acuosas.

22. El método según la reivindicación 20, en el que el producto químico utilizado para el lavado/aclarado se selecciona del grupo que consiste en: tensioactivos no iónicos, tensioactivos aniónicos, derivados de terpenos, emulsionantes, captadores de sulfuro de hidrógeno, captadores de mercurio y sus mezclas en cualquier proporción, incluyendo sus soluciones acuosas.

23. Método según la reivindicación 22, en el que los tensioactivos aniónicos y no iónicos se seleccionan del grupo que consiste en: alquil-, aril- o alquilaril-bencenosulfonatos de fórmula general RC6H4SO3M donde R es un sustituyente hidrocarbilo C8-C20 y M es el ion H, Na, Ca, amonio, trietanolamonio, isopropilamonio; dialquilsulfosuccinatos de fórmula general RO 2CCH2CH(SO3Na)CO2R donde R es un sustituyente hidrocarbilo C2-C20; alquilsulfatos de fórmula general ROSO3M donde R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20 y M es el ión sodio, amonio, trietanolamonio; alcoholes etoxilados y sulfatados de fórmula general R-(-OCH2CH2-)n-OSO3M donde R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20, n=1-5 and M is the ion sodium, ammonium, triethanolammonium; ethoxylated and sulphated alkyphenols of general formula RC6H6-(-OCH2CH2-)n-OSO 3M donde R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C20, n = 1-5 y M es el ion sodio, amonio, trietanolamonio; alquifenoles etoxilados y sulfatados de fórmula general R-(-O-CH2CH2-)n-OH donde R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C30, n=1-30 ; alquilfenoles etoxilados de fórmula general RC6H4-(-OCH2CH2-)n-OH donde R es un sustituyente hidrocarbilo C5-C30, n=1-40; ésteres glicéricos de mono y diácidos grasos en los que el ácido contiene un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; ésteres mono y di polioxietileno de aceites y ácidos grasos de fórmula general RCO-(-OC2H4-)n-OH y RCO-(-OC2H4-)n-OOCR donde el aceite es del "aceite de resina" o "aceite de colofonia tipo, n = 1-40 y el ácido contiene un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; "aceites de ricino" etoxilados (el aceite de ricino es un triglicérido abundante en ésteres ricinoleicos) que contienen un número de grupos de óxido de etileno polietoxilado variable entre 5 y 200; mono y dietanolamidas de ácidos grasos de fórmula general RCONHC2H4OOCR and RCON(C2H4OH)C2H4Oo CR donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; tensioactivos de poli (oxietileno-co-oxipropileno), también conocido como polímero de bloque, que tiene un peso molecular de 50-10000; aminas mono, di y polialifáticas derivadas de ácidos grasos, tales como RNHCH2CH2CH2NH2 donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; N-alquiltrimetilendiaminas de fórmula general

donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; 2-alquil-2-imidazolinas de fórmula general

donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; óxidos de amina de fórmula general RNO(CH3)2 y RNO(C2H4OH)2 donde R es un sustituyente hidrocarbilo C1-C20; alquilaminas etoxiladas de fórmula general

/ ( c 2H40 )nH

RN

X (C2H4 °)m H

donde m+n=2-40; 2-alquil-1-(2-hidroxietil) -2-imidazolinas de fórmula general

donde R es un sustituyente hidrocarbilo C10-C40; etilendiaminas alcoxiladas de fórmula general

donde x e y=4-100;

los derivados de productos terpénicos se seleccionan del grupo que consiste en: limoneno, pineno, cantor, mentol, eucaliptol, eugenol, geraniol, timol; los emulsionantes se seleccionan del grupo que consiste en: Tween 60, Tween 80, éter de polietilenglicol de nonil fenol, oleatos, oleatos de sorbitán, monoestearato de glicerol, etoxilatos de nonilfenol, palmitato de isopropilo, ésteres de poliglicerol de ácidos grasos, etoxilatos de alcohol tridecílico, etoxilatos de alcohol graso, ácido alquil bencenosulfónico lineal, ftalato de dioctilo, tripolifosfato de sodio, ácido cítrico, ácido oleico de soja, fosfato trisódico, dodecilsulfato de sodio, cloruro de didecil dimetil amonio, ácido oleico dietanolamina, cloruro de dodecil dimetil bencil amonio, acetato de sodio, oleamida, polietilen glicol, lanolina, monooleato de sorbitán etoxilado (E20), monooleato de sorbitán, sulfosuccinaminatos; los captadores de H2S se seleccionan del grupo que consiste en: dietanolamina, monoetanolamina, metil-dietanolamina, diisopropilamina, formaldehído, maleimidas, amidinas, poliamidinas, glioxal, nitrito de sodio, productos de reacción de poliamida-formaldehído, triazinas, carboxamidas, compuestos alquilcarboxil-azoicos, compuestos de peróxido de cumina, bisoxazolidinas, éteres de glicidilo, formiato de potasio; los captadores de mercurio se seleccionan del grupo que consiste en: tiourea, sosa cáustica, carbonato de sodio, sal trisódica de trimercaptos-triazina.

24. Aparato de planta de petróleo que comprende: i) medios de extracción desde los puntos primero y segundo de la planta de petróleo del primer y segundo destilado de hidrocarburos, de producción propia; ii) medios de introducción de dichos destilados de hidrocarburos primero y segundo como anteriormente se indica, extraídos en uno o más puntos de la planta de petróleo; iii) medios de destilación de dichos destilados de hidrocarburos primero y segundo como antes se indica introducidos en uno o más puntos de la planta de petróleo; iv) medios de retirada y reintroducción de dichos uno o más destilados de hidrocarburos destilados según lo anterior para volver a retirar dichos fluidos destilados y reintroducirlos en uno o más puntos de la planta de petróleo, donde dichos medios de retirada y reintroducción pueden ser los mismos medios de retirada e introducción que antes; v) medios de conexión para formar un circuito cerrado o semicerrado, que engloba un equipo de la planta de petróleo a tratar, donde dichos primer y segundo destilados de hidrocarburos se destilan, extraen e introducen continuamente; vi) un sistema de descarga de los fluidos de hidrocarburos, para permitir su extracción del circuito cerrado o semicerrado; vii) medios de control, para controlar o regular temperatura y/o presión y/o caudal; viii) medios de filtración opcionales, en los que dichos medios de control están dispuestos para realizar todos los pasos de la reivindicación 1.