ES2925899T3 - Acondicionamiento de una muestra tomada de un flujo de hidrocarburos - Google Patents
Acondicionamiento de una muestra tomada de un flujo de hidrocarburos Download PDFInfo
- Publication number
- ES2925899T3 ES2925899T3 ES17737106T ES17737106T ES2925899T3 ES 2925899 T3 ES2925899 T3 ES 2925899T3 ES 17737106 T ES17737106 T ES 17737106T ES 17737106 T ES17737106 T ES 17737106T ES 2925899 T3 ES2925899 T3 ES 2925899T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- sample
- analysis device
- hydrocarbon sample
- passed
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 185
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 184
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 179
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 title description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 75
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 73
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 16
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 7
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 24
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 5
- 229910003480 inorganic solid Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 4
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 4
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000005686 electrostatic field Effects 0.000 description 2
- 229910001504 inorganic chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 3-azaniumyl-2-hydroxypropanoate Chemical compound NCC(O)C(O)=O BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000004497 NIR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/10—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
- G01N1/20—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials
- G01N1/2035—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials by deviating part of a fluid stream, e.g. by drawing-off or tapping
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/10—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
- G01N1/20—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
- G01N1/44—Sample treatment involving radiation, e.g. heat
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/22—Fuels; Explosives
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2829—Mixtures of fuels
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2835—Specific substances contained in the oils or fuels
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
- G01N1/34—Purifying; Cleaning
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
- G01N1/40—Concentrating samples
- G01N1/4022—Concentrating samples by thermal techniques; Phase changes
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/10—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
- G01N1/20—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials
- G01N1/2035—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials by deviating part of a fluid stream, e.g. by drawing-off or tapping
- G01N2001/205—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials by deviating part of a fluid stream, e.g. by drawing-off or tapping using a valve
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/10—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
- G01N1/20—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials
- G01N1/2035—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials by deviating part of a fluid stream, e.g. by drawing-off or tapping
- G01N2001/2064—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials by deviating part of a fluid stream, e.g. by drawing-off or tapping using a by-pass loop
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Pathology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Un proceso para analizar una corriente de hidrocarburos comprende: extraer una muestra de hidrocarburos de una corriente de hidrocarburos (12); pasar la muestra de hidrocarburo a un dispositivo de análisis (16) a una temperatura objetivo superior a 120 °C y un caudal objetivo superior a 20 litros por minuto; y devolver la muestra de hidrocarburo a la corriente de hidrocarburo (12). El proceso se puede utilizar para el análisis en línea de petróleo crudo, con el fin de optimizar una operación de refinería. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Acondicionamiento de una muestra tomada de un flujo de hidrocarburos
Campo de la invención
[0001] La presente invención se refiere a un procedimiento para analizar un flujo de hidrocarburos. En particular, la presente invención se refiere a un procedimiento para el análisis en línea de un flujo de hidrocarburos, por ejemplo, un flujo de petróleo crudo, en el que una muestra de hidrocarburos se hace pasar alrededor de un bucle de muestra. El procedimiento se puede utilizar como parte de un procedimiento para controlar, por ejemplo, optimizar, una operación de refinería a gran escala tal como una operación de desalación.
Antecedentes de la invención
[0002] Cuando el petróleo crudo se extrae de un depósito, contiene agua y sales. A las altas temperaturas que pueden encontrarse en una refinería durante el procesamiento del petróleo crudo, el agua puede hidrolizar las sales para formar ácidos corrosivos. Las sales de cloruro se encuentran típicamente en el petróleo crudo y plantean un problema particular, ya que pueden formar ácido clorhídrico. También se pueden encontrar sales de bromuro, y pueden formar ácido bromhídrico.
[0003] Con el tiempo, los ácidos corrosivos pueden causar daños importantes a los equipos de la refinería. Los daños se observan comúnmente en las líneas que transportan petróleo crudo de un área de una refinería a otra. Es posible que se requiera mucho tiempo y costes para reemplazar el equipo de la refinería dañado. En algunos casos, por ejemplo, donde no se ha proporcionado una tubería de derivación, el procesamiento del petróleo crudo deberá detenerse completamente para que se pueda reemplazar el equipo de la refinería.
[0004] Por lo tanto, es deseable que las sales se eliminen de los fluidos de hidrocarburo como el petróleo crudo antes del procesamiento de la refinería. Para resolver este problema, los petróleos crudos se hacen pasar por un desalador antes de ser procesados en una refinería.
[0005] Los petróleos crudos se mezclan típicamente con agua de lavado antes de pasarlos al desalador. Una vez introducido en el desalador, se forma una fase de petróleo crudo desalado y una fase acuosa. La fase acuosa contiene agua (la que estaba presente en el petróleo crudo extraído, así como el agua que se ha agregado al flujo de hidrocarburos durante el procesamiento, así como agua de lavado) y sal. Una capa de trapo separa las dos fases. La capa de trapo es una mezcla de la fase acuosa y la fase de petróleo crudo desalado.
[0006] Un flujo de petróleo crudo desalado y un flujo acuoso se extraen del desalador a través de líneas separadas. Los flujos se extraen típicamente en puntos en el desalador que están a una distancia de la capa de trapo para minimizar la presencia de cualquier componente acuoso en el flujo de petróleo crudo desalado y viceversa.
[0007] Se conocen procedimientos para optimizar procedimientos de desalación. Por ejemplo, a menudo se agregan desemulsionadores para minimizar la capa de trapo y fomentar la formación de fases de hidrocarburo y acuosas separadas. La aplicación de un campo electrostático a la unidad de desalación también se puede utilizar para fomentar la formación de fases separadas.
[0008] Sin embargo, las condiciones óptimas para operar un procedimiento de desalación, y de hecho para optimizar otros procedimientos de refinería, pueden variar en gran medida dependiendo de la composición del petróleo crudo. Por lo tanto, es deseable tomar muestras de un petróleo crudo antes de hacerlo pasar a un procedimiento de refinería, tal como un procedimiento de desalación. Esto permite optimizar el procedimiento de refinería en función del petróleo crudo particular que se está utilizando.
[0009] Si bien se pueden tomar muestras del petróleo crudo y probarlo antes de hacerlo pasar a la refinería, a veces incluso antes de la compra, es preferible realizar un análisis en línea del petróleo crudo. Este análisis a menudo se realiza utilizando un bucle de muestra en el que se extrae una muestra de petróleo crudo de un flujo de procedimiento, se analiza y se devuelve al flujo de procedimiento.
[0010] Por ejemplo, el documento GB 2170909 describe un procedimiento para la monitorización en línea de petróleo crudo en el que una muestra se aísla y circula alrededor de un bucle de muestra que incluye un intercambiador de calor y un densitómetro.
[0011] El documento US 8.497.683 describe un aparato de análisis de muestras espectroscópicas que incluye un intercambiador de calor controlado activamente en comunicación fluida en serie con un analizador espectroscópico, y un controlador acoplado de forma comunicativa al intercambiador de calor. El aparato puede usarse para medir las propiedades de las muestras mediante procedimientos espectroscópicos, tales como resonancia magnética nuclear, espectroscopía infrarroja, infrarroja cercana y Raman.
[0012] El documento US2016/0047792 describe el análisis de un flujo de hidrocarburos, donde una muestra se extrae y se calienta a 124 °C, antes de hacerla pasar a un dispositivo de análisis y finalmente devolverla al flujo de hidrocarburos.
[0013] El documento GB2292607 describe una prueba de obstrucción, utilizando un flujo de deslizamiento extraído de un flujo de hidrocarburos a una temperatura de 121 °C (250 °F), fluyendo el flujo de deslizamiento a 18,9 a 30,3 l/min (5-8 galones/min).
[0014] Sin embargo, los procedimientos existentes para la toma de muestras en línea del petróleo crudo adolecen de una serie de inconvenientes. En particular, la obstrucción del bucle de muestra puede ocurrir con el tiempo, por ejemplo, alrededor del dispositivo de análisis, reduciendo así la precisión del análisis de petróleo crudo. Previamente se ha pensado que esta obstrucción está causada por compuestos inorgánicos. Para proteger el dispositivo de análisis de sólidos inorgánicos, el petróleo crudo a menudo se hace pasar a través de un filtro antes de que se haga pasar al dispositivo de análisis. Sin embargo, en casos graves de obstrucción, los filtros en el bucle de muestra pueden taponarse, lo que evita cualquier análisis. Como consecuencia, la optimización del procedimiento de refinería al que se transfiere el petróleo crudo puede verse comprometida.
[0015] Por consiguiente, existe una necesidad de un procedimiento mejorado para el análisis en línea de un material de carga de refinería, tal como un petróleo crudo. También existe una necesidad de un procedimiento mejorado para controlar un procedimiento de refinería, tal como un procedimiento de desalación.
Resumen de la invención
[0016] Ahora se ha descubierto sorprendentemente que la obstrucción de un bucle de muestra se puede causar por ceras que están presentes en fluidos de hidrocarburos tales como petróleos crudos. Esto contrasta con la creencia previamente arraigada de que son los compuestos inorgánicos que están presentes en el petróleo crudo, tales como el sulfuro de hierro, los principales responsables de la obstrucción. Además, se ha descubierto que la deposición de ceras puede evitarse acondicionando el fluido de hidrocarburo de modo que se haga pasar alrededor de al menos parte del bucle de muestra, por ejemplo, aquellas áreas más propensas a la obstrucción, a una temperatura superior a 120 °C y un caudal superior a 20 litros por minuto y una velocidad de caudal objetivo superior a 0,5 m/s.
[0017] Por consiguiente, la presente invención proporciona un procedimiento para analizar un flujo de hidrocarburos, como se define en la reivindicación 1.
Breve descripción de los dibujos
[0018]
La figura 1 es un diagrama esquemático de un bucle de muestra que puede utilizarse según la presente invención; y
la figura 2 muestra una imagen de obstrucción de cera en un filtro de 100 pm, causada por el contacto de 2000 mL de petróleo crudo con el filtro a 60 °C.
Descripción detallada de la invención
[0019] El procedimiento de la presente invención implica extraer una muestra de hidrocarburos de un flujo de hidrocarburos, analizar la muestra y devolver la muestra de hidrocarburos al flujo de hidrocarburos. Por lo tanto, el procedimiento de la presente invención implica hacer pasar una muestra de hidrocarburos alrededor de un bucle de muestra. La presente invención implica acondicionar la muestra de hidrocarburos para que se haga pasar al dispositivo de análisis a una temperatura y flujo óptimos para reducir la obstrucción.
[0020] Por consiguiente, el procedimiento descrito en esta solicitud puede usarse para reducir la obstrucción, por ejemplo, causada por ceras (por ejemplo, solas o en combinación con asfaltenos y/o sólidos inorgánicos tales como sulfuro de hierro), en un bucle de muestra de hidrocarburos.
Extraer una muestra de hidrocarburos de un flujo de hidrocarburos
[0021] El procedimiento de la presente invención incluye la etapa de extraer una muestra de hidrocarburos de un flujo de hidrocarburos. Se apreciará que la muestra de hidrocarburos generalmente tendrá la forma de un flujo secundario. Generalmente, se extraerá menos del 10 %, preferentemente menos del 5 %, y más preferentemente menos del 1 % en volumen del flujo de hidrocarburos como la muestra de hidrocarburos.
[0022] El flujo de hidrocarburos comprende preferentemente ceras en una cantidad mayor que el 0,1 %, más preferentemente mayor que el 0,5 %, y aún más preferentemente mayor que el 1 % en peso del flujo de hidrocarburos.
El flujo de hidrocarburos generalmente comprenderá ceras en una cantidad menor del 25 % en peso del flujo de hidrocarburos. El contenido de cera del flujo de hidrocarburos se puede medir de acuerdo con UOP 46-64 o ASTM D2500, y preferentemente de acuerdo con ASTM D2500-16. También se pueden usar procedimientos de RMN para monitorizar el contenido de cera.
[0023] El flujo de hidrocarburos comprende preferentemente asfaltenos en una cantidad mayor que 0,1 %, más preferentemente mayor que 2 %, y aún más preferentemente mayor que 5 %, en peso del flujo de hidrocarburos. El contenido de asfalteno del flujo de hidrocarburos se puede medir de acuerdo con ASTM D6560-12. Además de las ceras que están presentes en el flujo de hidrocarburos, los asfaltenos pueden contribuir a la obstrucción del bucle de muestra.
[0024] El flujo de hidrocarburos también puede comprender compuestos inorgánicos. En realizaciones preferidas, el flujo de hidrocarburos comprende sulfuro de hierro, aunque el flujo de hidrocarburos también puede comprender arcillas y carbonatos de calcio. Los compuestos inorgánicos también pueden contribuir a la obstrucción en el bucle de muestra.
[0025] El flujo de hidrocarburos es preferentemente un flujo de petróleo crudo. En estas realizaciones, la muestra extraída del flujo de hidrocarburos será una muestra de petróleo crudo. Puesto que el petróleo crudo contiene componentes pesados, tales como ceras y asfaltenos, así como componentes inorgánicos, tales como sulfuro de hierro, es propenso a la obstrucción cuando se hace pasar a través de un bucle de muestra. Los petróleos crudos más pesados, es decir, aquellos que tienen un mayor contenido de asfaltenos y ceras, son particularmente propensos a la obstrucción.
[0026] El flujo de petróleo crudo puede ser un flujo de petróleo crudo que se hace pasar a través de una tubería de producción, una tubería de transporte o una tubería de procesamiento. Preferentemente, el flujo de petróleo crudo se hace pasar a través de una tubería de procesamiento, es decir, forma parte de un aparato de refinería.
[0027] En algunas realizaciones, el petróleo crudo puede ser un petróleo crudo en bruto (también conocido como un petróleo muerto, o un petróleo de depósito de almacenamiento). El petróleo crudo en bruto se puede obtener llevando petróleo crudo de una formación subterránea (es decir, un petróleo puro) a condiciones atmosféricas, por ejemplo, de 20 °C y 100 kPa. Los gases que se disuelven en el petróleo puro en condiciones subterráneas se eliminan durante este procedimiento. Se apreciará que el petróleo crudo en bruto se utiliza en condiciones no atmosféricas durante los procedimientos descritos en esta solicitud.
[0028] Preferentemente, se extrae una muestra del petróleo crudo en bruto del flujo de petróleo crudo antes de agregar agua de lavado a la misma, por ejemplo, agua de lavado que se puede usar en un procedimiento de desalación.
[0029] Se toman muestras del petróleo crudo en bruto preferentemente después de que el flujo de petróleo crudo se haya sometido a calentamiento, por ejemplo, en un tren de precalentamiento. Esto reduce el aporte de energía que se requiere para mantener la temperatura de la muestra de petróleo crudo en el bucle de muestra.
[0030] En otras realizaciones, el flujo de petróleo crudo puede ser un flujo de petróleo crudo desalado. Los flujos de petróleo crudo desalado generalmente estarán a una temperatura más alta que los flujos de petróleo crudo en bruto, por lo que se puede requerir menos aporte de energía en el bucle de muestra.
[0031] La muestra de hidrocarburos se puede extraer del flujo de hidrocarburos de forma continua. Sin embargo, generalmente se prefiere que la muestra de hidrocarburos se extraiga del flujo de hidrocarburos de forma intermitente. Pueden usarse válvulas para controlar la extracción de la muestra de hidrocarburos del flujo de hidrocarburos.
Hacer pasar la muestra de hidrocarburos a un dispositivo de análisis
[0032] La muestra de hidrocarburos se hace pasar a un dispositivo de análisis a una temperatura objetivo superior a 120 °C y un caudal objetivo superior a 20 litros por minuto. Como se mencionó anteriormente, se cree que estas condiciones minimizan la obstrucción y el taponamiento alrededor del dispositivo de análisis.
[0033] La muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis a un caudal objetivo superior a 20 litros por minuto. Preferentemente, la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis a un caudal objetivo mayor que 25 litros por minuto, y más preferentemente mayor que 30 litros por minuto. Al mantener el flujo de la muestra a un caudal rápido, se evita la obstrucción del bucle de muestra con ceras. La muestra de hidrocarburos se puede hacer pasar al dispositivo de análisis a un caudal objetivo inferior a 90 litros por minuto, preferentemente inferior a 75 litros por minuto, y más preferentemente inferior a 60 litros por minuto. Por ejemplo, la muestra de hidrocarburos se puede hacer pasar al dispositivo de análisis a un caudal objetivo de entre 35 y 40 litros por minuto.
[0034] De acuerdo con la presente invención, la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis a una velocidad objetivo mayor que 0,5 m/s, preferentemente mayor que 1 m/s, y más preferentemente mayor que 2 m/s. Al mantener la muestra a una velocidad objetivo relativamente alta, se evita que las ceras taponen el bucle de muestra. La muestra de hidrocarburos se hace pasar preferentemente al dispositivo de análisis a una velocidad objetivo de menos de 6 m/s, y más preferentemente menos de 5 m/s, puesto que las velocidades más altas pueden no ser compatibles con el dispositivo de análisis.
[0035] El caudal de la muestra de hidrocarburos se puede lograr por medios convencionales, tal como mediante el uso de una o más bombas. Sin embargo, el caudal se controla preferentemente mediante el uso de tuberías de un tamaño, forma y longitud apropiados. El caudal también se puede controlar a través del control de contrapresión, el uso de restricciones de orificio y el uso de derivaciones. En realizaciones preferidas, el caudal de la muestra se monitoriza (y, cuando es necesario, se controla) para asegurar que se haya logrado el caudal objetivo. La velocidad de la muestra de hidrocarburos también se puede lograr, controlar y monitorizar de la misma manera, por ejemplo, para asegurar que se haya alcanzado la velocidad objetivo.
[0036] Preferentemente, la tubería a través de la cual se hace pasar la muestra de hidrocarburos en el bucle de muestra tiene una longitud de menos de 50 m, preferentemente menos de 40 m, y más preferentemente menos de 30 m. Preferentemente, la tubería tiene un diámetro de 0,5 a 2 cm, y más preferentemente de 0,8 a 1,3 cm. La tubería es preferentemente un tubo de acero inoxidable.
[0037] La muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis a una temperatura objetivo superior a 120 °C. Preferentemente, la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis a una temperatura objetivo mayor que 130 °C, y más preferentemente mayor que 135 °C. Mientras que un aumento en la temperatura reduce la deposición de ceras, las temperaturas más altas pueden reducir la viscosidad de la muestra causando la deposición de sólidos inorgánicos en el bucle de muestra. Por consiguiente, la muestra de hidrocarburos se hace pasar preferentemente al dispositivo de análisis a una temperatura objetivo de menos de 190 °C, más preferentemente menos de 180 °C, e incluso más preferentemente menos de 175 °C. Por ejemplo, la muestra de hidrocarburos se puede hacer pasar al dispositivo de análisis a una temperatura objetivo de 140 a 170 °C. Es sorprendente que estas temperaturas sean suficientes para reducir la obstrucción de las ceras, al tiempo que se minimiza la obstrucción causada por sólidos inorgánicos.
[0038] La temperatura objetivo se puede lograr calentando la muestra de hidrocarburos. Los procedimientos adecuados para calentar la muestra de hidrocarburos pueden implicar calentadores de serpentín de vapor, trazado de calor eléctrico, trazado de vapor, calentadores de bobina eléctrica y combinaciones de los mismos.
[0039] También se puede usar aislamiento para minimizar la pérdida de calor de la muestra de hidrocarburos. Por ejemplo, se puede usar revestimiento alrededor de la tubería a través de la cual se hace pasar la muestra de hidrocarburos en el bucle de muestra.
[0040] En realizaciones preferidas, el procedimiento de la presente invención implica monitorizar la temperatura de la muestra de hidrocarburos y, si la temperatura de la muestra de hidrocarburos cae por debajo de la temperatura objetivo, calentar la muestra de hidrocarburos. Por tanto, se puede utilizar un dispositivo de detección de temperatura que proporcione retroalimentación a un dispositivo de calentamiento.
[0041] El dispositivo de detección de temperatura y de calentamiento se colocan preferentemente entre el punto en el que la muestra de hidrocarburos se extrae del flujo de hidrocarburos y el dispositivo de análisis. El dispositivo de calentamiento puede colocarse entre el punto en el que la muestra de hidrocarburos se extrae del flujo de hidrocarburos y el dispositivo de detección de temperatura, o puede colocarse entre el dispositivo de detección de temperatura y el dispositivo de análisis. En algunas realizaciones, un dispositivo de calentamiento se colocará entre el punto en el que la muestra de hidrocarburos se extrae del flujo de hidrocarburos y el dispositivo de detección de temperatura, y entre el dispositivo de detección de temperatura y el dispositivo de análisis. En realizaciones, una pluralidad de dispositivos de detección de temperatura y una pluralidad de dispositivos de calentamiento se colocan entre el punto en el que la muestra de hidrocarburos se extrae del flujo de hidrocarburos y el dispositivo de análisis.
[0042] El aporte de calor necesario para lograr la temperatura objetivo dependerá directamente de la temperatura de la muestra original. El petróleo crudo en bruto generalmente requerirá mucho más aporte de calor que el crudo desalado, particularmente si se extrae de un flujo de petróleo crudo antes del tren de precalentamiento. Típicamente, la temperatura del petróleo crudo en bruto en la extracción del flujo de petróleo crudo será de alrededor de 90 °C o más, mientras que la temperatura del petróleo crudo desalado será de alrededor de 110 °C o más.
[0043] La muestra de hidrocarburos generalmente se hará pasar al dispositivo de análisis (y preferentemente se mantendrá a lo largo del bucle de muestra) por debajo de su punto de inflamación. Por lo tanto, el procedimiento de la presente invención puede comprender presurizar la muestra de hidrocarburos antes de que se haga pasar al dispositivo de análisis. Esto evita que los componentes más volátiles de la muestra de hidrocarburos se separen por fusión cuando se aplica calor. La muestra de hidrocarburos se puede hacer pasar al dispositivo de análisis a una
presión objetivo de 200 a 1500 KPa, preferentemente de 250 a 1250 KPa, y más preferentemente de 400 a 1000 KPa.
[0044] El dispositivo de análisis se puede utilizar para medir una propiedad química o física del flujo de hidrocarburos, o combinaciones de estos.
[0045] Las propiedades adecuadas pueden seleccionarse de contenido de cloro, contenido de azufre, contenido de agua, densidad, viscosidad y contenido de elementos metálicos (por ejemplo, contenido de calcio, hierro, níquel y vanadio).
[0046] Los dispositivos de análisis adecuados incluyen dispositivos de difracción de rayos X (XRD, por sus siglas en inglés) (por ejemplo, para medir el contenido de cloro, contenido de azufre y contenido de elementos metálicos), dispositivos de detección de microondas (por ejemplo, para medir el contenido de agua) y un medidor de flujo de Coriolis o un densitómetro (por ejemplo, para medir la densidad y la viscosidad).
[0047] Preferentemente, el dispositivo de análisis mide el contenido de cloro de la muestra de hidrocarburos. Los ejemplos de dispositivos XRD adecuados para medir el contenido de cloro de la muestra de hidrocarburos incluyen dispositivos Clora® proporcionados por la empresa X-Ray Optical Systems (conocidos como XOS). Esta realización es particularmente preferida cuando el flujo de hidrocarburos es un material de carga para, o un flujo de producto de, un desalador, puesto que permite que las condiciones en el desalador se modifiquen o mantengan para optimizar el procedimiento de desalación.
[0048] La muestra de hidrocarburos se puede hacer pasar a un único dispositivo de análisis, o se puede hacer pasar a al menos dos dispositivos de análisis. En algunas realizaciones, la muestra de hidrocarburos se puede hacer pasar a al menos dos dispositivos de análisis en serie. En otras realizaciones, la muestra de hidrocarburos se puede separar en submuestras, y cada una de las submuestras se puede hacer pasar a un dispositivo de análisis en paralelo.
[0049] La muestra de hidrocarburos se filtra antes de hacerse pasar al dispositivo de análisis. Esto permite eliminar los sólidos de la muestra de hidrocarburos antes de analizarla.
[0050] El filtro puede tener un tamaño de malla de 25 a 2000 pm, preferentemente de 50 a 1000 pm, y más preferentemente de 80 a 500 pm.
[0051] Para minimizar la obstrucción del filtro, la muestra de hidrocarburos se filtra preferentemente a la temperatura objetivo y al caudal objetivo. La muestra de hidrocarburos se mantiene preferentemente también a la temperatura objetivo y al caudal objetivo entre el filtro y el dispositivo de análisis. La muestra de hidrocarburos preferentemente también se filtra, y preferentemente se mantiene entre el filtro y el dispositivo de análisis, a la velocidad objetivo y/o presión objetivo.
[0052] Si bien el mantenimiento de la muestra de hidrocarburos a la temperatura objetivo y al caudal objetivo (y otras condiciones objetivo opcionales, tales como la velocidad objetivo y la presión objetivo) reduce el grado de obstrucción que tiene lugar en el bucle de muestra, aún puede ocurrir algo de obstrucción. Por consiguiente, en realizaciones preferidas, los filtros que se utilizan se someten a lavado a contracorriente, es decir, un procedimiento en el que se hace pasar un medio de lavado a contracorriente a través de un filtro en la dirección opuesta a la cual se hace pasar la muestra de hidrocarburos a través del filtro.
[0053] El medio de lavado a contracorriente se mantiene preferentemente a la temperatura objetivo de la muestra de hidrocarburos.
[0054] El medio de lavado a contracorriente puede ser cualquier fluido adecuado, tal como un fluido de hidrocarburo (por ejemplo, petróleo crudo o diésel) o nitrógeno. El medio de lavado a contracorriente es preferentemente el mismo fluido que aquel del flujo de hidrocarburos y la muestra de hidrocarburos. En estas realizaciones, el medio de lavado a contracorriente se puede extraer del flujo de hidrocarburos.
Devolver la muestra de hidrocarburos al flujo de hidrocarburos
[0055] Una vez que la muestra de hidrocarburos se ha hecho pasar al dispositivo de análisis y se ha analizado con él, se devuelve al flujo de hidrocarburos.
[0056] La muestra de hidrocarburos se puede filtrar después de que se haya hecho pasar al dispositivo de análisis, pero antes de que se devuelva al flujo de hidrocarburos. El filtro puede tener un tamaño de malla de 25 a 2000 pm, preferentemente de 50 a 1000 pm, y más preferentemente de 75 a 500 pm.
[0057] Al igual que con el filtro antes del dispositivo de análisis, la muestra de hidrocarburos se filtra preferentemente a la temperatura objetivo y al caudal objetivo, y más preferentemente se mantiene a la temperatura objetivo y al caudal objetivo entre el dispositivo de análisis y el filtro. La muestra de hidrocarburos también se mantiene
preferentemente entre el dispositivo de análisis y el filtro, y preferentemente se filtra, a la velocidad objetivo y/o presión objetivo.
[0058] En realizaciones donde la muestra de hidrocarburos se ha presurizado, la muestra de hidrocarburos se puede despresurizar antes de que se devuelva al flujo de hidrocarburos. Por consiguiente, en algunas realizaciones, el procedimiento de la presente invención implica presionar la muestra de hidrocarburos, hacer pasar la muestra de hidrocarburos presurizados al dispositivo de análisis, despresurizar la muestra de hidrocarburos y devolver la muestra de hidrocarburos despresurizados al flujo de hidrocarburos.
[0059] Alternativamente, por ejemplo, cuando la muestra cruda es petróleo crudo en bruto, se puede devolver al flujo de petróleo crudo en bruto aguas abajo de la válvula de mezcla en un desalador de dos etapas sin despresurizarse.
[0060] Cuando la muestra de hidrocarburos se extrae del flujo de hidrocarburos de forma intermitente, pueden usarse válvulas para controlar la devolución de la muestra de hidrocarburos al flujo de hidrocarburos.
Uso de un bucle de muestra para ajustar las condiciones de procesamiento del flujo de hidrocarburos
[0061] El procedimiento de la presente invención se puede utilizar como parte de un procedimiento para controlar una operación de refinería.
De acuerdo con el procedimiento, un flujo de hidrocarburos que es un material de carga para, o un flujo de producto de, la operación de refinería se analiza usando un procedimiento descrito en esta solicitud. En función del análisis, se pueden modificar o mantener las condiciones en las que se procesa el flujo de hidrocarburos en la operación de refinería.
[0062] En realizaciones preferidas, la operación de refinería es una operación de desalación que se lleva a cabo en una unidad de desalación. En estas realizaciones, el petróleo crudo se utiliza preferentemente como material de carga para, o el flujo de producto de, la operación de desalación, y se mide preferentemente el contenido de cloro del material de carga.
[0063] Cualquier diseño de unidad de desalación convencional puede utilizarse en la invención. Una unidad de desalación tendrá típicamente una entrada, una salida de hidrocarburo y una salida acuosa. En el procedimiento de la invención, el flujo de hidrocarburos, el agua y la sal se introducen en el desalador a través de la entrada. Se elimina una fase de hidrocarburo del desalador a través de la salida de hidrocarburos. Se elimina una fase acuosa del desalador a través de la salida acuosa.
[0064] Las condiciones en las que se opera el desalador se pueden modificar o mantener en función del contenido de cloro del petróleo crudo. Preferentemente, se modifican las condiciones. Por ejemplo, se pueden modificar las siguientes condiciones de la operación de desalación: la cantidad de agua de lavado que se agrega al material de carga, la cantidad o tipo de aditivos (tales como desemulsionadores) que se agregan al material de carga, el grado de mezcla al que se someten el material de carga y el agua de lavado y/o aditivos antes de su introducción en la unidad de desalación, la temperatura en la unidad de desalación, la presión en la unidad de desalación y el campo electrostático que se aplica en la unidad de desalación.
[0065] El procedimiento para controlar la operación de desalación puede usarse para optimizar la operación de desalación. En algunos casos, el procedimiento de la presente invención optimiza la operación de desalación aumentando la proporción de sal que se elimina del flujo de hidrocarburos durante la desalación. Una operación de desalación optimizada reduce preferentemente la concentración total de cloruro inorgánico a menos de 5 ppm. Cuando el procedimiento de desalación es un procedimiento de dos etapas, la concentración total de cloruro inorgánico puede reducirse a menos de 2 ppm. La operación de desalación también puede optimizarse mediante mejoras en la eficiencia. Las mejoras en la eficiencia incluyen aumentos en el rendimiento, disminución de la energía utilizada para llevar a cabo el procedimiento de desalación y disminución del coste del aparato utilizado para llevar a cabo el procedimiento de desalación.
[0066] El procedimiento de la presente invención también se puede utilizar para optimizar los procedimientos de refinería que se encuentran aguas abajo de un desalador y que se benefician de una mejora en la operación de desalación. Por ejemplo, los procedimientos descritos en esta solicitud pueden ser para reducir la obstrucción del horno y para aumentar la vida útil de los catalizadores que se encuentran aguas abajo de un desalador en una refinería, por ejemplo, catalizadores que se encuentran en unidades de procedimiento tales como una unidad de craqueado con catalizador fluido (FCC, por sus siglas en inglés).
[0067] La invención se describirá ahora con referencia a las figuras y ejemplos no limitantes que la acompañan.
[0068] La figura 1 es un diagrama de un bucle de muestra (10) para su uso de acuerdo con el procedimiento de la presente invención. El bucle de muestra comprende una unidad de acondicionamiento de muestras (14), un
dispositivo de análisis (16) y dos filtros (18, 20). La unidad de acondicionamiento de muestras (14) comprende sensores (24, 26) y un dispositivo de calentamiento (30). Se muestra un dispositivo de análisis adicional (22) como parte de un subbucle opcional.
[0069] Aunque solo se muestra en el recuadro de la figura 1, el tubo a través del cual se hace pasar la muestra de hidrocarburos en el bucle de muestra (10) está cubierto con revestimiento aislante (28). Esto ayuda a mantener la muestra de hidrocarburos a la temperatura objetivo.
[0070] Durante el uso, se extrae una muestra de hidrocarburos del flujo de hidrocarburos (12) y se hace pasar a una unidad de acondicionamiento de muestras (14). Los sensores (24, 26) de la unidad de acondicionamiento de muestras (14) prueban la temperatura de la muestra de hidrocarburos, y un dispositivo de calentamiento (30) suministra calor adicional a la muestra de hidrocarburos, si es necesario. El sensor (24) se utiliza para determinar si se debe añadir calor adicional mediante el dispositivo de calentamiento (30), mientras que el sensor (26) se utiliza para comprobar que se ha añadido suficiente calor.
[0071] La muestra de hidrocarburos se hace pasar a continuación al filtro (18) a la temperatura y caudal objetivo (aunque no se muestra, el bucle de muestra de la figura 1 puede comprender medios, por ejemplo, bombas, para mantener la muestra de hidrocarburos al caudal objetivo). El filtro (18) elimina cualquier partícula sólida más grande, tal como cualquier sólido inorgánico que pueda estar presente en la muestra de hidrocarburos.
[0072] La muestra de hidrocarburos se mantiene a la temperatura objetivo y al caudal objetivo a medida que se hace pasar al dispositivo de análisis (16). El bucle de muestra mostrado en la figura 1 comprende un subbucle opcional en el que está presente un dispositivo de análisis adicional (22). Cuando se utiliza el subbucle, la muestra de hidrocarburos se separa en submuestras y se hace pasar a los dispositivos de análisis (16, 22) en paralelo.
[0073] La muestra de hidrocarburos se hace pasar a continuación al filtro (20) que elimina cualquier sólido que pueda haberse formado en el bucle de muestra (10) de la muestra de hidrocarburos antes de que se haga pasar de nuevo al flujo de hidrocarburos (12).
Ejemplos
Ejemplo 1: Evidencia de que las ceras son responsables de la obstrucción
[0074] Se instalaron filtros (100 pm y 120 pm) nuevos antes y después de un dispositivo de análisis en un bucle de muestra de petróleo crudo. Una muestra de petróleo crudo se hizo pasar originalmente a un caudal de más de 20 litros/minuto. La muestra de petróleo crudo no se sometió a ningún calentamiento, y no se proporcionó aislamiento para mantener su temperatura a través del bucle de muestra. A medida que se produjeron obstrucciones en los filtros, el caudal de la muestra de petróleo crudo alrededor del bucle de muestra se ralentizó. Como cualquier calor en el bucle de muestra se proporcionó solo por el petróleo crudo, el caudal reducido también condujo a una reducción de la temperatura en el bucle de muestra. El bucle de muestra falló debido al taponamiento de los filtros en un par de semanas.
[0075] El examen microscópico de los filtros mostró inesperadamente que la mayoría de las obstrucciones se causaron por ceras, con un mínimo de obstrucciones inorgánicas. Aunque se sabe que los petróleos crudos contienen cera, fue sorprendente que una cantidad suficiente de cera se hubiera aglomerado en forma de partículas para provocar el taponamiento de los filtros.
[0076] También se realizaron pruebas a pequeña escala en un filtro de 100 pm para confirmar la naturaleza de la obstrucción. Se pusieron 2000 mL de petróleo crudo en contacto con los filtros a 60 °C. La figura 2 muestra una imagen de un filtro después de una de las pruebas. La presencia de cera en el filtro se puede ver claramente desde la imagen.
Ejemplo 2: Investigar las condiciones adecuadas para reducir la acumulación de cera
[0077] Se realizaron pruebas a pequeña escala para investigar el efecto de la temperatura en la obstrucción de filtros de 100 pm y 120 pm. Se pusieron 20 mL de petróleo crudo en contacto con los filtros a temperaturas que oscilaban entre 40 y 95 °C. Para los filtros de 100 pm, se observaron grados más altos de obstrucción en las pruebas realizadas a 40 °C y 60 °C que en la prueba realizada a 95 °C, aunque la obstrucción se exhibió a todas las temperaturas. También se observaron grados más altos de obstrucción en las pruebas realizadas a 40 °C y 60 °C que en la prueba realizada a 95 °C para los filtros de 120 pm. Las pruebas demuestran que, a 95 °C, la obstrucción se reduce, pero sigue estando presente en los filtros. Por consiguiente, se cree que son necesarias temperaturas de acondicionamiento de petróleo crudo más altas, tales como una temperatura superior a 120 °C.
[0078] Se utilizó un tamaño de muestra de petróleo crudo más grande para realizar pruebas más precisas. Se pusieron 2000 mL de petróleo crudo en contacto con filtros de 100 pm a 60 °C. Los filtros se lavaron a contracorriente
a continuación con diésel y se secaron a 60 °C y a 95 °C. Los resultados del experimento se muestran en la siguiente tabla:
[0079] Se puede ver que el lavado a contracorriente elimina algunos, aunque no todos, los depósitos de cera, con el medio de lavado a contracorriente de mayor temperatura eliminando una mayor proporción de sólidos. Por consiguiente, si bien el lavado a contracorriente puede ser una herramienta útil para eliminar sólidos, no obstante, se cree que es necesaria la prevención de la acumulación de cera.
[0080] La prevención de la acumulación de cera se propuso acondicionando el fluido de hidrocarburos de modo que se haga pasar a través de los filtros y el dispositivo de análisis a una temperatura superior a 120 °C y un caudal superior a 25 litros por minuto.
Ejemplo 3: Prueba del procedimiento de acondicionamiento de la muestra
[0081] Se llevó a cabo una operación de desalación a gran escala. Se utilizó un bucle de muestra para extraer y analizar una muestra de un flujo de petróleo crudo que formaba parte de la operación de desalación. La muestra se hizo pasar a través de un filtro y hacia el dispositivo de análisis a una temperatura superior a 120 °C y un caudal superior a 20 litros por minuto. Se observó un taponamiento reducido del filtro.
Claims (15)
1. Un procedimiento para analizar un flujo de hidrocarburos, comprendiendo dicho procedimiento:
extraer una muestra de hidrocarburos de un flujo de hidrocarburos (12);
hacer pasar la muestra de hidrocarburos a un dispositivo de análisis (16) a una temperatura objetivo superior a 120 °C y un caudal objetivo superior a 20 litros por minuto y una velocidad de caudal objetivo superior a 0,5 m/s; y devolver la muestra de hidrocarburos al flujo de hidrocarburos (12),
caracterizado porque
la muestra de hidrocarburos se hace pasar a través de un filtro (18) antes de hacerse pasar al dispositivo de análisis (16).
2. El procedimiento de la reivindicación 1, donde la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis (16) por debajo de su punto de inflamación.
3. El procedimiento de la reivindicación 1 o la reivindicación 2, donde el flujo de hidrocarburos (12) es un flujo de petróleo crudo.
4. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, donde las muestras de hidrocarburos se extraen del flujo de hidrocarburos (12) de forma intermitente.
5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, donde la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis (16) a un caudal objetivo de más de 25 litros por minuto, y preferentemente más de 30 litros por minuto, y/o donde la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis a un caudal objetivo de menos de 90 litros por minuto, preferentemente menos de 75 litros por minuto, y más preferentemente menos de 60 litros por minuto.
6. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, donde la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis (16) a una velocidad de caudal objetivo mayor que 1 m/s, y más preferentemente mayor que 2 m/s, y/o donde la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis (16) a una velocidad de caudal objetivo menor que 6 m/s, y preferentemente menor que 5 m/s.
7. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, donde la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis (16) a una temperatura objetivo superior a 130 °C, y preferentemente superior a 135 °C, y/o donde la muestra de hidrocarburos se hace pasar al dispositivo de análisis a una temperatura objetivo inferior a 190 °C, preferentemente inferior a 180 °C, y más preferentemente inferior a 175 °C.
8. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, donde la muestra de hidrocarburos se calienta con un dispositivo de calentamiento (30) para que alcance la temperatura objetivo, opcionalmente donde la temperatura de la muestra de hidrocarburos se monitoriza con un dispositivo de detección de temperatura (24, 26) y, si cae por debajo de la temperatura objetivo, la muestra de hidrocarburos se calienta.
9. El procedimiento de la reivindicación 8, donde el dispositivo de detección de temperatura (24, 26) y el dispositivo de calentamiento (30) se posicionan entre el punto en el que la muestra de hidrocarburos se extrae del flujo de hidrocarburos (12) y el dispositivo de análisis (16).
10. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, donde el procedimiento comprende presurizar la muestra de hidrocarburos, hacer pasar la muestra de hidrocarburos presurizados al dispositivo de análisis (16) y, opcionalmente, despresurizar la muestra de hidrocarburos antes de que se devuelva al flujo de hidrocarburos (12).
11. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, donde el dispositivo de análisis (16) se utiliza para medir una propiedad química del fluido de hidrocarburo, una propiedad física del fluido de hidrocarburo o combinaciones de los mismos, opcionalmente donde el dispositivo de análisis mide el contenido de cloro del fluido de hidrocarburo.
12. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, donde la muestra de hidrocarburos se filtra a la temperatura objetivo y al caudal objetivo, y la muestra de hidrocarburos se mantiene preferentemente a la temperatura objetivo y al caudal objetivo entre el filtro (18) y el dispositivo de análisis (16).
13. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, donde el filtro (18) se lavó a contracorriente usando un medio de lavado a contracorriente, opcionalmente donde el medio de lavado a contracorriente está a la temperatura objetivo de la muestra de hidrocarburos.
14. Un procedimiento para controlar una operación de refinería, comprendiendo dicho procedimiento:
analizar un flujo de hidrocarburos (12) que es un material de carga para, o un flujo de producto de, la operación de refinería
utilizar el procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13; y
en función del análisis, modificar o mantener las condiciones en las que se procesa el flujo de hidrocarburos (12) en la operación de refinería.
15. El procedimiento de la reivindicación 14, donde la operación de refinería es una operación de desalación.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662362150P | 2016-07-14 | 2016-07-14 | |
| PCT/US2017/038497 WO2018013306A1 (en) | 2016-07-14 | 2017-06-21 | Conditioning a sample taken from a hydrocarbon stream |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2925899T3 true ES2925899T3 (es) | 2022-10-20 |
Family
ID=59297366
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES17737106T Active ES2925899T3 (es) | 2016-07-14 | 2017-06-21 | Acondicionamiento de una muestra tomada de un flujo de hidrocarburos |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10436677B2 (es) |
| EP (1) | EP3485273B1 (es) |
| CN (1) | CN109477823B (es) |
| CA (1) | CA3030389C (es) |
| ES (1) | ES2925899T3 (es) |
| RU (1) | RU2765626C2 (es) |
| WO (1) | WO2018013306A1 (es) |
| ZA (1) | ZA201900088B (es) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10696906B2 (en) | 2017-09-29 | 2020-06-30 | Marathon Petroleum Company Lp | Tower bottoms coke catching device |
| US11975316B2 (en) | 2019-05-09 | 2024-05-07 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst |
| US11124714B2 (en) | 2020-02-19 | 2021-09-21 | Marathon Petroleum Company Lp | Low sulfur fuel oil blends for stability enhancement and associated methods |
| US11898109B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-13 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
| US11905468B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-20 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
| US20220268694A1 (en) | 2021-02-25 | 2022-08-25 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers |
| US11702600B2 (en) * | 2021-02-25 | 2023-07-18 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing fluid catalytic cracking (FCC) processes during the FCC process using spectroscopic analyzers |
| CN113760002B (zh) * | 2021-09-01 | 2022-07-15 | 南京富岛信息工程有限公司 | 用于近红外光谱分析的重油预热装置及方法 |
| US11692141B2 (en) | 2021-10-10 | 2023-07-04 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive |
| US11802257B2 (en) | 2022-01-31 | 2023-10-31 | Marathon Petroleum Company Lp | Systems and methods for reducing rendered fats pour point |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2571470A (en) * | 1948-04-17 | 1951-10-16 | Shell Dev | Continuous determination of fluid mixture compositions |
| JPS55106339A (en) * | 1979-02-07 | 1980-08-15 | Toyota Motor Corp | Eduction sensor for wax contained in light oil |
| GB2170909B (en) | 1985-02-08 | 1988-07-13 | Spectra Tek Uk Limited | Apparatus and method for monitoring crude oil |
| CA2156234A1 (en) * | 1994-08-23 | 1996-02-24 | George G. Duggan | Dynamic fouling test procedure |
| US6187981B1 (en) * | 1999-07-19 | 2001-02-13 | Uop Llc | Process for producing arylalkanes and arylalkane sulfonates, compositions produced therefrom, and uses thereof |
| GB0427450D0 (en) * | 2004-12-15 | 2005-01-19 | Bp Oil Int | Process |
| US8497683B2 (en) | 2006-10-03 | 2013-07-30 | Invensys Systems, Inc. | Spectroscopic sample analyzer and sample handling system |
| US7927479B2 (en) * | 2006-12-20 | 2011-04-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Focused beam reflectance measurement to optimize desalter performance and reduce downstream fouling |
| US20100163461A1 (en) * | 2008-10-09 | 2010-07-01 | Wright Chris A | Method and system for controlling the amount of anti-fouling additive for particulate-induced fouling mitigation in refining operations |
| US8532943B2 (en) * | 2009-03-24 | 2013-09-10 | Cameron International Corporation | Method and apparatus for the measurement of the mass fraction of water in oil-water mixtures |
| US20140090450A1 (en) * | 2011-03-28 | 2014-04-03 | Imperial Innovations Limited | Test Rig And Method For Simulating And Analyzing Petrochemical Fouling |
| CN102854038A (zh) * | 2012-10-09 | 2013-01-02 | 力合科技（湖南）股份有限公司 | 一种过程分析取样系统 |
| US10330663B2 (en) * | 2014-08-12 | 2019-06-25 | Phillips 66 Company | System and method for measuring separation rate of water from water-in-crude oil emulsions |
| CN105203742B (zh) * | 2015-10-26 | 2016-08-17 | 中国石油大学(华东) | 深水井筒结蜡分析测试装置及分析测试方法 |
-
2017
- 2017-06-21 US US15/628,874 patent/US10436677B2/en active Active
- 2017-06-21 CN CN201780042992.6A patent/CN109477823B/zh active Active
- 2017-06-21 EP EP17737106.9A patent/EP3485273B1/en active Active
- 2017-06-21 ES ES17737106T patent/ES2925899T3/es active Active
- 2017-06-21 WO PCT/US2017/038497 patent/WO2018013306A1/en unknown
- 2017-06-21 RU RU2019103648A patent/RU2765626C2/ru active
- 2017-06-21 CA CA3030389A patent/CA3030389C/en active Active
-
2019
- 2019-01-07 ZA ZA201900088A patent/ZA201900088B/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ZA201900088B (en) | 2019-10-30 |
| CA3030389A1 (en) | 2018-01-18 |
| CA3030389C (en) | 2023-04-25 |
| EP3485273A1 (en) | 2019-05-22 |
| CN109477823B (zh) | 2022-04-15 |
| US20180017469A1 (en) | 2018-01-18 |
| EP3485273B1 (en) | 2022-08-03 |
| WO2018013306A1 (en) | 2018-01-18 |
| RU2019103648A (ru) | 2020-08-14 |
| US10436677B2 (en) | 2019-10-08 |
| RU2019103648A3 (es) | 2020-08-14 |
| CN109477823A (zh) | 2019-03-15 |
| RU2765626C2 (ru) | 2022-02-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2925899T3 (es) | Acondicionamiento de una muestra tomada de un flujo de hidrocarburos | |
| CN102874967B (zh) | 用于从产出水中产生蒸汽的单元操作的监测和控制 | |
| CA2703407C (en) | Method for wax removal and measurement of wax thickness | |
| CA2799677C (en) | Steam generator and method for generating steam | |
| KR20150127148A (ko) | 초임계수에 의해 원유를 업그레이드하고 탈황하는 공정 | |
| US20140021101A1 (en) | Hydrocarbon Viscosity Reduction Method | |
| JP5456672B2 (ja) | 伝熱装置におけるオイルファウリングの低減方法 | |
| US20120160015A1 (en) | Methods for predicting fouling tendencies of hydrocarbon containing feedstocks | |
| WO2011113017A2 (en) | Methods for predicting fouling tendencies of hydrocarbon containing feedstocks | |
| Ashtari et al. | Asphaltene removal from crude oil by means of ceramic membranes | |
| Chen et al. | Influence of hydrothermal treatment on filterability of fine solids in bitumen froth | |
| Soulgani et al. | Integrated modelling methods for asphaltene deposition in wellstring | |
| CA3072077A1 (en) | Method for monitoring deposition in wells, flowlines, processing equipment and laboratory testing apparatus | |
| EP3180609B1 (en) | Crude oil sampling device and use thereof | |
| RU2616466C1 (ru) | Установка подготовки скважинной продукции | |
| Singh et al. | Crude Oil Foulant Deposition Studies on a heated surface using a novel batch stirred coupon test rig | |
| Atallah et al. | In-process steam cleaning of ceramic membranes used in the treatment of oil sands produced water | |
| Ruidiaz et al. | Evaluation of Asphaltene Deposition–A Systematic Study and Validation of Online Focused Beam Reflectance Measurement FBRM® at Reservoir Conditions | |
| KR20160036593A (ko) | 석유 프로세스에 있어서의 열교환기의 오염 방지 방법 | |
| Singh et al. | Research Article Crude Oil Foulant Deposition Studies on a Heated Surface Using a Novel Batch Stirred Coupon Test Rig | |
| Mediaas et al. | A unique laboratory test rig reduces the need for offshore tests to combat calcium naphthenate deposition in oilfield process equipment. | |
| Turta et al. | Viscometric determination of the onset of asphaltene flocculation | |
| Darbouret et al. | Experimental methodology to evaluate DRA efficiency and mutual effects of wax deposit and DRA action | |
| Miadonye et al. | The study of asphaltene precipitation in dilute solution by calorimetry |