RU2522447C1 - Уменьшение отложений при фракционировании бензина, в системе водяного охлаждения и секции извлечения продукта - Google Patents

Уменьшение отложений при фракционировании бензина, в системе водяного охлаждения и секции извлечения продукта Download PDF

Info

Publication number
RU2522447C1
RU2522447C1 RU2012110827/04A RU2012110827A RU2522447C1 RU 2522447 C1 RU2522447 C1 RU 2522447C1 RU 2012110827/04 A RU2012110827/04 A RU 2012110827/04A RU 2012110827 A RU2012110827 A RU 2012110827A RU 2522447 C1 RU2522447 C1 RU 2522447C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
mixture
contaminants
solvent
hydrogen
hydrocarbon stream
Prior art date
Application number
RU2012110827/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012110827A (ru
Inventor
Кандасами Меенакши СУНДАРАМ
Уджал К. Мукерджи
Рональд М. ВЕННЕР
Original Assignee
Ламмус Текнолоджи Инк.
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ламмус Текнолоджи Инк. filed Critical Ламмус Текнолоджи Инк.
Publication of RU2012110827A publication Critical patent/RU2012110827A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2522447C1 publication Critical patent/RU2522447C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B3/00—Cleaning by methods involving the use or presence of liquid or steam
    • B08B3/04—Cleaning involving contact with liquid
    • B08B3/08—Cleaning involving contact with liquid the liquid having chemical or dissolving effect
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
    • C10G75/04—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of antifouling agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/14—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils in pipes or coils with or without auxiliary means, e.g. digesters, soaking drums, expansion means
    • C10G9/16—Preventing or removing incrustation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/16—Hydrocarbons
    • C10L1/1616—Hydrocarbons fractions, e.g. lubricants, solvents, naphta, bitumen, tars, terpentine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
    • C10L10/06—Use of additives to fuels or fires for particular purposes for facilitating soot removal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/104—Light gasoline having a boiling range of about 20 - 100 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4075—Limiting deterioration of equipment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44—Solvents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/60—Measuring or analysing fractions, components or impurities or process conditions during preparation or upgrading of a fuel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу выбора растворителя или смеси растворителей, применимых для уменьшения образования отложений, очистки от существующих отложений и/или снижения скорости формирования отложений. Изобретение касается способа диспергирования загрязняющих примесей в потоке жидких углеводородов, причем способ включает стадии, на которых определяют природу загрязняющих примесей в потоке жидких углеводородов путем измерения величины потока жидкого углеводорода и оценки отношения водорода к углероду в потоке жидкого углеводорода на основании измеренного значения; выбирают растворитель или смесь растворителей, пригодные для диспергирования загрязняющих примесей, на основе определения их природы, причем отношение водорода к углероду выбранного растворителя, или смеси растворителей, меньше, чем оцененное отношение водорода к углероду в потоке жидкого углеводорода; и обеспечивают контактирование загрязняющих примесей с выбранными растворителем или смесью растворителей. Технический результат - эффективное диспергирование и удаление загрязняющих примесей из оборудования. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
В одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к уменьшению отложений или снижению скорости формирования отложений, обусловленных загрязняющими примесями в разнообразных потоках углеводородов, таких как мазутные фракции. Более конкретно, раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу выбора растворителя или смеси растворителей, применимых для сокращения формирования отложений, очистки от существующих отложений и/или снижения скорости формирования отложений.
Уровень техники
При все возрастающей потребности в малосернистых средних дистиллятах специалисты по нефтепереработке проявляют пристальный интерес к преобразованию мазута вакуумной перегонки в дистилляты. Поиск Наилучшей Доступной Технологии («ВАТ») в последние несколько лет интенсифицировался вследствие сокращения поставок малосернистых нефтей и нарастания поставок, поступающих преимущественно из тяжелых высокосернистых нефтей и тяжелых синтетических нефтей.
Тяжелая нефть в основном имеет отношение к таким сырым нефтям с высокой вязкостью или плотностью в градусах API (Американского Нефтяного Института) менее чем около 23. Примерами тяжелых нефтей являются сырые нефти и мазут из сырой нефти, полученный при атмосферной или вакуумной перегонке сырой нефти. Традиционным продуктом для вакуумного остатка было высокосернистое нефтяное топливо (“HSFO”), однако потребность в HSFO в большинстве областей снизилась в течение последних десяти лет, создавая дополнительный стимул к поиску способов преобразования нефтяных остатков.
Один способ конверсии, недавно привлекший внимание, представляет собой гидрообработку нефтяного остатка или мазута. В процессе гидрообработки мазута качество нефтяного остатка повышают с помощью водорода и катализатора гидрообработки для получения более ценных низкокипящих жидких продуктов. Компанией Chevron Lummus Global (“CLG”) разработаны разнообразные технологии каталитического модифицирования нефтяных остатков, в том числе десульфирование атмосферных нефтяных остатков (ARDS), десульфирование вакуумных нефтяных остатков (VRDS), реактор с затопленной насадкой (UFR), замена катализатора в режиме «он-лайн» (OCR), и процесс LC-FINING®. Процесс LC-FINING®, интегрированный в процесс ISOCRACKING®, представляет собой испытанный вариант технологии с высокой степенью конверсии. Объединенный процесс является в особенности привлекательным в ситуациях, требующих высокой степени конверсии мазута с высоким содержанием металлов, и там, где потребность в дизельном топливе является выше, чем потребность в бензине.
Во время проведения таких процессов конверсии загрязняющие примеси могут формировать твердые углеводородные отложения на технологическом оборудовании и связанных с ним трубопроводах, создавая многочисленные проблемы для специалистов по нефтепереработке. Загрязняющие примеси могут слипаться между собой, прилипать к стенкам резервуаров и накапливаться. Будучи увлеченными любым потоком продукта, загрязняющие примеси также могут быть вынесены в размещенные ниже по потоку оборудование и трубопроводы.
Ситуация еще более усугубляется, когда два или более процесса гидрообработки соединены последовательно, как это типично делают в промышленных операциях. В таких случаях загрязняющие примеси не только образуют центры зародышеобразования для роста и накопления твердых веществ в первом процессе, но и переносятся потоком продукта гидрообработки в последующий процесс, где могут формировать дополнительные отложения.
Общеизвестно, что отложения загрязняющих примесей закупоривают трубопроводы и трубчатое оборудование, засоряют трубы, сокращая площади проходного сечения потока, создают плохие режимы течения и нарушают работу оборудования. Например, загрязняющие примеси могут изнашивать клапаны и другое оборудование, или могут формировать изолирующие слои на поверхностях теплообменников, сокращая эффективность теплопередачи. Непрерывное осаждение может вызывать необходимость ремонта оборудования, увеличивать продолжительность простоев, остановку производства и снижение общей производительности и выхода продукции.
Еще один аспект в отношении загрязняющих примесей состоит в том, что они могут способствовать образованию эмульсий внутри сырой нефти, которые могут обусловливать более высокие вязкости, затрудняя и осложняя транспортировку нефти по трубопроводам от одного места к другому. Эти эффекты составляют значительные проблемы в переработке и транспортировке тяжелой нефти и могут существенно повышать производственные расходы до уровня, устраняющего все стимулы продолжать стремиться к получению возможных выгод от конверсии мазута.
Один тип загрязняющей примеси, часто обнаруживаемый в тяжелой нефти, который в наибольшей степени ответственен за осаждение наслоений и высокую вязкость, представляет собой асфальтены. Асфальтены чаще всего определяют как часть сырой нефти, которая нерастворима в парафине с низкой молекулярной массой (то есть н-гептане и т.д.), и обнаруживались в сырых нефтях в количествах, превышающих 20 процентов. Асфальтены типично представляют собой аморфные твердые вещества с цветом от коричневого до черного, которые, главным образом, сформированы конденсированными ароматическими циклами, связанными с алициклическими группами. В дополнение к углероду и водороду, сложные атомные структуры также могут включать атомы азота, кислорода и серы. Размер частиц может варьировать от менее 0,03 микрона (0,03 мкм) до нескольких тысяч микрон, и они могут быть охарактеризованы как липкие или когезивные и могут агломерироваться.
Асфальтены представляют собой полярные молекулы, которые объединяются друг с другом в агрегаты путем ароматического π-π-орбитального связывания, водородными связями и кислотно-основными взаимодействиями. Они существуют в форме коллоидальных дисперсий, стабилизированных термодинамическим равновесием с другими компонентами в сырой нефти. Однако равновесие в нефти может быть нарушено во время производственного процесса или при любой другой механической или физико-химической обработке, где могут происходить изменения давления, температуры и фазового состава. Это дестабилизирует асфальтены, приводя к агрегированию и осаждению частиц на окружающих поверхностях.
Многие процессы, выгодные при добыче сырой нефти, являются ограниченными, поскольку процессы также создают условия, благоприятные для образования отложений. Использовались разнообразные способы для очистки от отложений и предотвращения их образования, а также для снижения вязкости тяжелых нефтей. В одном способе отложения контролируют строгим регулированием условий окружающей среды. В патенте США № 4381987 поток сырьевых углеводородов, содержащий асфальтены, подвергают гидрообработке пропусканием потока через каталитическую реакционную зону в присутствии слоя катализатора. В нем раскрыто, что засорения каталитического слоя можно избежать регулированием жесткости условий гидрообработки в каталитической реакции, снижая вероятность формирования асфальтеновых отложений. Однако окружающая среда за пределами реакторной зоны не является столь же предсказуемой, и сравнимого контроля вне зоны достигнуть нельзя.
В патенте США № 5139088 заявлено подавление осаждения асфальтенов по пути движения нефти в эксплуатационной скважине путем нагнетания тяжелой фракции сырой нефти, имеющей относительно высокое содержание ароматических компонентов и высокую молекулярную массу.
В патенте США № 4081360, выданном 28 марта 1978 года на имя Tan и др., к фракциям продуктов ожижения угля добавляют легкий растворитель для подавления образования асфальтенов.
В технологии также представлены многочисленные химические обработки для воздействия на загрязняющие примеси, включающие применение диспергаторов и реагентов для снижения вязкости. Был представлен подход «диспергатор-плюс-растворитель» для воздействия на асфальтены, и известны и имеются в продаже на рынке многочисленные композиции диспергаторов, пригодные для этой цели, такие как раскрытые в Публикации U.S. 2006/0014654. Также были описаны ингибиторы осаждения асфальтенов для применения в непрерывной обработке или скважинных операциях с нагнетанием под высоким давлением в пласт.
Однако источники сырьевых материалов могут в значительной мере варьировать по своему составу, и индивидуальные диспергаторы и реагенты для снижения вязкости могут действовать эффективно только в ограниченном диапазоне. Даже небольшие изменения в составе нефти могут оказывать решающее влияние на характеристики диспергирования асфальтенов. Кроме того, даже если диспергаторы и ингибиторы осаждения разрешают проблему замедления или предотвращения асфальтеновых отложений, но, как только отложения образуются, эффект применения таких ингибиторов сводится к нулю, поскольку удаление, в общем, требует очистки, соскабливания или проведения операции гидрообработки для устранения отложений. Это является нежелательным, так как обычно требует сокращения или полного прекращения производства.
Сущность изобретения
Раскрытые здесь варианты исполнения относятся к уменьшению отложений или снижению скорости образования отложений, обусловленных загрязняющими примесями в разнообразных потоках углеводородов, таких как мазутные фракции. Более конкретно, раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу выбора растворителя или смеси растворителей, применимых для уменьшения образования отложений, очистки от существующих отложений и/или снижения скорости формирования отложений. Снижение скорости, с которой отложения могут образовываться, и повышение скорости, с которой отложения могут быть удалены, могут резко улучшить экономические показатели способа (например, сокращением продолжительности простоя в результате образования отложений).
В одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу диспергирования загрязняющих примесей в потоке углеводородов. Способ может включать стадии, в которых: определяют природу загрязняющих примесей в потоке углеводородов; выбирают растворитель или смесь растворителей, пригодные для диспергирования загрязняющих примесей, на основе определения их природы; и обеспечивают контактирование загрязняющих примесей с выбранными растворителем или смесью растворителей.
В еще одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу воздействия на состояние загрязняющих примесей в потоке углеводородов, включающему стадии, в которых: подают поток углеводородов в процесс переработки; определяют природу загрязняющих примесей в потоке углеводородов; устанавливают входные параметры и входные компоненты для термодинамической модели, причем результаты моделирования используют для выбора смеси углеводородов, пригодной для воздействия на загрязняющие примеси желательным образом, на основе определения их природы; обеспечивают контактирование загрязняющих примесей с выбранной смесью.
Другие аспекты и преимущества будут очевидными из нижеследующего описания и прилагаемых пунктов патентной формулы.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 представляет предлагаемую химическую структуру, изображающую асфальтен.
Фиг.2 представляет общую блок-схему, показывающую способ диспергирования загрязняющих примесей согласно раскрытым здесь вариантам исполнения.
Подробное описание изобретения
Раскрытые здесь варианты исполнения относятся к обработке потоков углеводородов, содержащих загрязняющие примеси, такие как асфальтены и другие асфальтеноподобные соединения. Асфальтены в основном имеют отношение к классу соединений, а не к чистому компоненту. Они состоят из химических частиц числом от десятков до тысяч, и их состав не является точно определенным. В дополнение, они проявляют способность взаимодействовать между собой и с другими компонентами нефти сложным образом. Для асфальтенов предложены многочисленные гипотетические структуры, ведущие к различным противоречивым модельным подходам. Одна предлагаемая структура асфальтена проиллюстрирована на фиг.1.
Потоки углеводородов, содержащие загрязняющие примеси, могут иметь происхождение из разнообразных источников, включающих конденсаты на устье скважины, сырую нефть, тяжелую сырую нефть, синтетические сырые нефти, необработанные минеральные масла, остатки атмосферной или вакуумной перегонки, отбензиненные нефти, малокрекированные нефти или их фракции. Источники также могут содержать другие суспендированные вещества, такие как добавленные катализаторы или контактные материалы. В других примерах сырьевой источник может включать смеси «уголь/растворитель» или «уголь/нефть», образованные из угля жидкости, содержащие взвешенные твердые вещества из угля (например, золу), углеводородные жидкости, происходящие из битуминозных, суббитуминозных или бурых углей или лигнита, углеводородные жидкости, происходящие из битуминозных сланцев, например, сланцевые масла, подвергнутые перегонке в реторте, и прочие углеводородные жидкости, имеющие происхождение от других минеральных источников, таких как битуминозные пески, гильсонит и т.д. Источник также может происходить из технологической стадии выше по потоку, такой как колонна для вакуумной перегонки, колонна для перегонки при атмосферном давлении, или реактор со слоем катализатора, циркулирующего по реакционному объему, или, альтернативно, источник может иметь происхождение из подземного пласта.
Загрязняющие примеси, присутствующие в потоке углеводородов, можно описать как существующие в разнообразных состояниях, которые могут включать растворенное, осажденное, диспергированное, суспендированное или равновесное состояние. Например, в своем естественном состоянии мазут может содержать диспергированные загрязняющие примеси. Однако во время проведения разнообразных процессов (таких как нагнетание, транспортирование, нагревание, охлаждение, дистилляция, реагирование, конденсация, кипячение и т.д.) стабильность загрязняющих примесей в потоке углеводородов может быть нарушена вследствие изменений давления, температуры, химического состава потока и прочих факторов. Будучи однажды потревоженными, загрязняющие примеси могут легко образовывать отложения на оборудовании и связанных с ним трубопроводах.
Раскрытые здесь варианты исполнения в основном относятся к способам предотвращения, ингибирования, подавления, удаления, очистки, диспергирования, уменьшения, растворения и т.д. отложений, которые сформировались или могут образоваться из загрязняющих примесей, содержащихся в потоке углеводородов. Применение раскрытых здесь способов может обеспечить возможность одного или более из действий, в которых: эффективно очищают/удаляют отложения из трубопроводов и оборудования, удаляют отложения in situ в ходе химического процесса и сокращают образование отложений во время действия химического процесса. Раскрытые здесь варианты исполнения устраняют недостатки ранее упомянутых противоречивых модельных подходов, представляя способ эффективной обработки углеводородных потоков, содержащих загрязняющие примеси.
Более конкретно, раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу выбора растворителя или смеси растворителей, применимых для уменьшения образования отложений, очистки от существующих отложений и/или снижения скорости формирования отложений.
При обращении теперь к фиг.2, способ воздействия на состояние загрязняющих примесей в потоке углеводородов согласно раскрытым здесь вариантам исполнения может включать стадии, в которых: определяют (10) природу загрязняющих примесей в потоке углеводородов; выбирают (20) растворитель или смесь растворителей, пригодные для диспергирования загрязняющих примесей, на основе определения их природы; и обеспечивают (30) контактирование загрязняющих примесей с выбранным растворителем или смесью растворителей.
На стадии 10 способа определяют природу загрязняющих примесей. Как используется в настоящем описании, «природа» имеет отношение к свойствам загрязняющей примеси, которые обусловливают склонность загрязняющей примеси к формированию отложений. Природу загрязняющих примесей можно определить с использованием аналитических методов, таких как выполнение разнообразных испытаний на потоке углеводородов или образце отложения, образовавшегося при применении углеводородного сырьевого материала. Такие испытания могут включать масс-спектрометрию, газовую хроматографию, гель-проникающую хроматографию (для определения молекулярной массы, молекулярно-массового распределения и т.д.), бромидный тест, иодный тест, определение вязкости, испытание горячим фильтрованием фирмы Shell, определение содержания металлов, определение компонентов, нерастворимых в пентане, гептане и/или толуоле, коксуемости по Конрадсону (CCR), плотности в градусах API, ЯМР спектроскопию, элементный анализ (содержание углерода, водорода, серы, азота, кислорода и т.д.), характеристики дистилляции, а также другие методы, применимые для измерения осадков, физических свойств или химических свойств потока углеводородов.
Свойства загрязняющих примесей также могут быть определены или оценены с использованием экспериментальных методов. Вышеуказанные аналитические методы могут быть полезными для расчета или оценки дополнительных характеристик загрязняющей примеси, где по экспериментальным данным могут быть выявлены корреляции разнообразных свойств, или могут быть оценены с использованием разнообразных термодинамических уравнений. Оценочные характеристики могут включать, среди прочих, прогнозируемые значения для результатов вышеупомянутых испытаний, а также другие свойства, такие как параметр растворимости или средний параметр растворимости, кинетические параметры, баланс насыщенных компонентов, ароматических соединений, смол, асфальтенов (SARA), гипотетические структуры, массовые или молярные доли загрязняющих примесей в потоке углеводородов, коэффициенты активности, энергии испарения, расплавления или сублимации, и ароматичность.
Свойства химического соединения также могут варьировать в зависимости от температуры и/или давления. В некоторых вариантах исполнения разнообразные свойства загрязняющей примеси можно оценить как функцию температуры или давления.
После определения природы загрязняющих примесей на стадии (10), смесь растворителей, пригодная для диспергирования (то есть растворения, суспендирования или стабилизации в растворе, и т.д.) загрязняющей примеси, может быть выбрана на стадии (20) на основе определения ее природы. Компоненты, применимые в качестве выбранного растворителя, или для формирования смеси растворителей, могут включать алифатические растворители, алициклические растворители, ароматические растворители, бензины, керосины, дизельные топлива, авиационные топлива, топлива для морских судов, нафты, газойли, дистиллятные топлива, масла, средний рецикловый газойль (MCO), легкий рецикловый газойль (LCO), разжижитель, тяжелый рецикловый газойль (HCO), деасфальтированное масло (DAO). В некоторых вариантах исполнения растворитель или смесь растворителей могут включать углеводороды или смеси углеводородов, содержащие бициклические (трициклические и т.д.) ароматические соединения с соотношениями водорода к углероду, подобными или меньшими, чем отношение водорода к углероду во всем углеводородном сырьевом материале (например, общее отношение «Н/С» 10 для потока углеводородов). В других вариантах исполнения растворитель или смесь растворителей могут включать углеводороды или смеси углеводородов, содержащие бициклические (трициклические и т.д.) ароматические соединения с соотношениями водорода к углероду, подобными или меньшими, чем отношение водорода к углероду в загрязняющей примеси. В некоторых вариантах исполнения растворитель или смесь растворителей могут включать одно или более бициклических ароматических соединений, трициклических ароматических соединений, и их комбинации.
Пригодность растворителя или смеси растворителей для диспергирования загрязняющей примеси может обусловливаться одним или более химическими и физическими свойствами растворителя(-лей), в том числе, среди прочих, молекулярной массой, ароматичностью, алифатичностью, олефиновой ненасыщенностью, отношением водорода к углероду, полярностью, присутствием гетероатомов/функциональных групп, и вязкостью. Пригодность растворителя или смеси растворителей для диспергирования загрязняющей примеси также может зависеть от температуры и давления. Свойства растворителя(-лей) могут быть измерены, привнесены, приспособлены, введены или оценены на основе аналитических методов, экспериментальных методов или литературных данных.
Свойства одного или более растворителей затем могут быть использованы для выбора растворителя или смеси растворителей, которые способны диспергировать загрязняющую примесь. Свойства смеси растворителей можно оценить, например, как функцию разнообразных массовых или молярных долей каждого растворителя, использованного в смеси.
В некоторых вариантах исполнения пригодность растворителя или смеси растворителей для диспергирования загрязняющей примеси может зависеть от ожидаемого(-мых) взаимодействия(-вий) между растворителем и загрязняющей примесью. Предполагаемые взаимодействия могут включать, помимо всего прочего, пи-связывание, образование водородных связей и связывание силами Ван-дер-Ваальса (например, по сходству в характеристиках ароматичности, алифатичности, олефиновой ненасыщенности, присутствия гетероатомов и/или функциональных групп), формирование мицелл и суспендирование загрязняющей примеси в растворителе, имеющем достаточную вязкость. Например, в некоторых вариантах исполнения может быть благоприятным или предпочтительным наличие сходного отношения водорода к углероду или диапазона отношений водорода к углероду как для растворителя, так и для загрязняющей примеси. В других вариантах исполнения может быть предпочтительным, чтобы растворитель имел меньшее отношение водорода к углероду, чем отношение в загрязняющей примеси.
Тем самым стадия (20), на которой проводят выбор, может включать стадии, на которых: определяют одно или более свойств загрязняющей примеси; и определяют одно или более желательных свойств растворителя или смеси растворителей на основе определенного(-ных) свойства(свойств) загрязняющей примеси. Желательные свойства растворителя(-лей) затем могут быть использованы для итеративного определения растворителя или смеси растворителей, имеющих желательное(-ные) свойство(-ва).
После выбора растворителя на стадии (20) выбранный растворитель или смесь растворителей могут быть сформированы, например, смешением, и введены в контакт (30) с загрязняющей примесью или потоком углеводородов для эффективного диспергирования загрязняющей примеси во время проведения процесса, для очистки/удаления отложений из трубопроводов и оборудования, для in situ удаления отложений в ходе химического процесса, и/или для сокращения формирования отложений во время проведения химического процесса.
Для данного химического процесса одна или более из вышеуказанных стадий могут быть повторены на периодической основе. Источники сырьевого материала с течением времени могут значительно варьировать по своему составу, и даже незначительные изменения состава могут оказывать весьма сильное воздействие на склонность загрязняющей примеси формировать отложения на оборудовании и в трубопроводах. Дополнительно, эти незначительные изменения в составе также могут влиять на пригодность выбранного растворителя или смеси растворителей для эффективного диспергирования загрязняющей примеси. Эксплуатационные условия для реакторов также могут изменяться со временем, например, как повышение температур, чтобы компенсировать дезактивацию катализатора, и такие изменения также могут оказывать влияние на пригодность растворителя или склонность загрязняющей примеси формировать отложения. Соответственно этому, могут быть необходимыми периодические корректировки выбранных растворителей. Подобным образом, когда выбранную смесь растворителей используют для периодической очистки загрязненного оборудования или трубопроводов, одна или более из вышеуказанных стадий могут повторяться для приспособления выбранной смеси растворителей к отложению загрязняющей примеси, подлежащему очистке в данный момент.
Как отмечено выше, источники сырьевого материала со временем могут значительно варьировать по своему составу. При очистке трубопроводов или другого загрязненного оборудования, согласно раскрытым здесь вариантам исполнения, вычищаемые отложения тем самым могут иметь происхождение из многообразных сырьевых материалов. В таких ситуациях растворители, применимые для удаления загрязняющих примесей от одного сырьевого материала, могут быть непригодными для удаления загрязняющих примесей от второго сырьевого материала. В таких случаях предыстория производительности или инженерная оценка могут оказаться недостаточными, тогда как определение природы загрязняющей примеси и выбор смеси растворителей согласно раскрытым здесь вариантам исполнения могут обеспечить возможность эффективного удаления накопленных отложений.
При проведении данных химических процессов может быть желательным введение выбранной смеси растворителей в контакт с потоком углеводородов только в части процесса, например, там, где может иметь место высокая вероятность засорения, что может быть выявлено на основе предыстории эксплуатационного опыта. В таких случаях выбранная смесь растворителей может быть приведена в контакт с потоком углеводородов выше по потоку относительно этой части процесса. Например, выбранную смесь растворителей можно подвести выше по потоку относительно теплообменников, испарительных или дистилляционных колонн, реакторов и т.д., для удерживания загрязняющей примеси в диспергированном состоянии, и затем выбранная смесь растворителей может быть впоследствии испарена или иным образом отделена от потока углеводородов для вовлечения в циркуляцию и повторного использования.
Контактирование загрязняющих примесей с выбранной смесью может быть выполнено в любом режиме, который позволяет загрязняющим примесям взаимодействовать с выбранной смесью. В одном варианте исполнения выбранная смесь может быть приведена в контакт с загрязняющими примесями при протекании выбранной смеси через, над, по или вдоль поверхности, имеющей загрязняющие примеси. В дополнительном варианте исполнения выбранная смесь может быть также приведена в контакт с загрязняющими примесями протеканием смеси через загрязненное оборудование, где загрязненное оборудование (5) может включать любое оборудование, используемое в пределах процесса переработки, такое как насосы, фильтры, сепараторы, теплообменники или резервуары для хранения.
Например, выбранную смесь можно нагнетать через сеть трубопроводов для контакта с загрязняющими примесями, осажденными на поверхности трубопроводов. В качестве еще одного примера, выбранная смесь может быть пропущена через трубы теплообменника, где загрязняющие примеси уже могут присутствовать в виде отложения. В альтернативном варианте исполнения выбранная смесь может контактировать с загрязняющими примесями, находящимися внутри текучей среды. Например, текучая среда может представлять собой сырую нефть, и выбранная смесь может быть добавлена к сырой нефти так, чтобы выбранная смесь могла контактировать с загрязняющими примесями.
Выбранная смесь углеводородов может представлять собой одиночный компонент или многочисленные компоненты, и может быть в любой фазе. В одном варианте исполнения смесь может представлять собой смесь текучих сред, которая может включать неводные текучие среды, водные текучие среды или их комбинации. В еще одном варианте исполнения выбранная смесь может включать растворитель, составленный полициклическими ароматическими гетероциклами. В еще одном дополнительном варианте исполнения выбранная смесь может включать полярный растворитель, где полярный растворитель может представлять собой ароматические растворители, кислородсодержащие растворители, хлорированные растворители или их смеси. В еще одном дополнительном варианте исполнения выбранная смесь может включать по меньшей мере один алифатический растворитель, один ароматический растворитель или их комбинации. И в еще одном дополнительном варианте исполнения выбранная смесь может также включать по меньшей мере один компонент из средства для снижения вязкости, полярного растворителя, диспергатора или их комбинаций.
Вследствие переменных свойств загрязняющих примесей внутри данного потока углеводородов одиночный растворитель может быть непригодным для эффективного диспергирования загрязняющих примесей. В некоторых вариантах исполнения выбранная смесь проявляет синергический эффект, где смесь включает по меньшей мере два компонента, которые сами по себе не влияют на состояние загрязняющих примесей желательным образом в такой мере, в какой они действуют, будучи селективно смешаны друг с другом. Хотя подобные растворители могли быть в прошлом названы как применимые до некоторой степени, выбор смеси растворителей согласно раскрытым здесь вариантам исполнения может быть пригодным для воздействия на большее количество загрязняющей примеси, чем можно было бы ожидать на основе прежнего применения растворителя по отдельности.
Выбор растворителей или смеси растворителей согласно раскрытым здесь вариантам исполнения может быть полезным для разнообразных процессов переработки или гидрообработки, или их частей, включающих реакторы для гидрообработки с неподвижным слоем, реакторы для гидрообработки со взвешенным слоем, реакторы для гидрообработки с увлеченным слоем, легкий гидрокрекинг, реакторы для гидрообработки со слоем катализатора, циркулирующим по реакционному объему, и тому подобные. Такие процессы могут включать системы фракционирования, включающие секции бензиновых фракций, системы гашения (водные или прочие), секции извлечения продукта, этиленовые блоки, процессы гидрокрекинга, процесс LC-FINING®, процесс каталитического модифицирования остатков, установки для дробной перегонки, колонны для перегонки при атмосферном давлении, колонны для перегонки в вакууме, разнообразные реакторные серии, связанные с ними трубопроводы, подсоединенные циркуляционные контуры или их комбинации.
Как описано выше, свойства загрязняющей примеси, измеренные и/или выведенные по корреляции, используют для выбора растворителя или смеси растворителей, пригодных для диспергирования загрязняющей примеси. Для убыстрения процесса выбора могут быть полезными разнообразные моделирующие программы, причем эти программы могут быть доступны как собственные разработки или приобретенные на рынке, среди прочих, такие как ASPEN, PRO/II и HYSIS. С помощью таких моделирующих программ могут быть определены разнообразные физические и химические свойства многообразных химических соединений/компонентов; такие программы дополнительно могут обеспечивать возможность ручного ввода, модификации или программирования разнообразных параметров, чтобы упростить определение природы загрязняющей примеси и выбор растворителя или смеси растворителей, как описанных выше.
В качестве примера способа, в котором диспергируют загрязняющую примесь согласно раскрытым здесь вариантам исполнения, поток углеводородов, содержащий асфальтены, обрабатывают в пределах протяженного цикла, приводящего к формированию отложения. Природу отложения определяют, выясняя, что загрязняющая примесь имеет атомное отношение водорода к углероду около 1,5, молекулярную массу, варьирующую от около 700 атомных единиц массы (а.е.м.) до около 1100 а.е.м., и содержит смесь ароматических и алициклических компонентов, среди прочих оценочных и определенных характеристик. Желательные свойства растворителя могут включать подобное атомное отношение водорода к углероду, а также подобную смесь ароматических и алифатических компонентов. В некоторых вариантах исполнения выбранная смесь растворителей может иметь более низкое атомное отношение «Н/С» по сравнению с углеводородным сырьевым материалом, содержащим загрязняющую примесь, или даже более низкое, чем сама загрязняющая примесь. Выбранная смесь растворителей может включать смесь среднего рециклового газойля, имеющего атомное отношение «Н/С» от около 1,1 до около 1,2, деасфальтированного масла, имеющего атомное отношение «Н/С» около 1,7, и подвергнутого гидрообработке дизельного топлива, имеющего атомное отношение «Н/С» около 1,9. Выбранную смесь растворителей смешивают так, чтобы смесь содержала ароматические и алициклические компоненты в соотношении, подобном соотношению в загрязняющей примеси, и отношение «Н/С», подобное отношению в загрязняющей примеси, и параметр растворимости, подобный параметру загрязняющей примеси. Тем самым выбранная смесь растворителей проявляет синергический эффект в отношении обработки загрязняющей примеси, сравнительно с любым из индивидуальных растворителей по отдельности. Контактирование отложения/загрязняющей примеси с выбранной смесью приводит к эффективному диспергированию и удалению загрязняющей примеси из оборудования.
Выбор наиболее подходящей смеси согласно раскрытым здесь вариантам исполнения обеспечивает улучшенную производительность процесса, эффективность и повышенное экономическое стимулирование. Контактирование загрязняющих примесей с правильно выбранной смесью преимущественно создает благоприятные условия для сокращения и удаления загрязняющей примеси более эффективным и экономичным путем. Когда падение давления снижается улучшением режимов течения или снижением вязкости текучей среды, для переноса текучих сред требуется меньше энергии, приводя к сокращению энергозатрат. Кроме того, удаление загрязняющих примесей с теплообменных поверхностей позволяет поверхности функционировать ближе к исходным проектным показателям и обеспечивает более интенсивный теплоперенос, обусловливая дополнительное снижение энергозатрат.
Желательно, чтобы обработанные потоки эффективно и надежно транспортировались по трубопроводам через вентили, выпускные каналы, насосы, теплообменники и прочее связанное с этим оборудование. Совокупные преимущества включают повышение производительности, увеличение срока службы оборудования и возрастание продолжительности рабочего состояния оборудования. Раскрытое изобретение также может преимущественно включать возможность применения выбранных смесей в качестве средств воздействия на загрязняющие примеси в других текучих средах, кроме сырой нефти.
Кроме того, является преимущественным, чтобы, когда на загрязняющие примеси оказывают надлежащее воздействие в процессе конверсии, повышали рабочую температуру для достижения более высокой степени конверсии без последующего усиления осаждения загрязняющих примесей. В совокупности, сокращение затрат и повышение степени конверсии равнозначны более высокой производительности и увеличению доходов.
Хотя настоящее изобретение было подробно описано с привлечением конкретных вариантов исполнения, они предназначены для иллюстрации изобретения и не предполагают его ограничения. Дополнительные модификации описанных вариантов исполнения и дополнительные вариации будут без труда очевидны квалифицированным специалистам в этой области технологии, и такие дополнительные варианты исполнения сделаны без выхода за пределы смысла и области изобретения, как изложенных в нижеследующих пунктах патентной формулы.

Claims (18)

1. Способ диспергирования загрязняющих примесей в потоке жидких углеводородов, причем способ включает стадии, на которых:
определяют природу загрязняющих примесей в потоке жидких углеводородов путем измерения величины потока жидкого углеводорода и оценки отношения водорода к углероду в потоке жидкого углеводорода на основании измеренного значения;
выбирают растворитель или смесь растворителей, пригодные для диспергирования загрязняющих примесей, на основе определения их природы, причем отношение водорода к углероду выбранного растворителя, или смеси растворителей, меньше, чем оцененное отношение водорода к углероду в потоке жидкого углеводорода; и
обеспечивают контактирование загрязняющих примесей с выбранными растворителем или смесью растворителей.
2. Способ по п.1, в котором стадия, на которой определяют природу загрязняющих примесей, включает по меньшей мере одну из стадий, на которых:
анализируют отложение, образовавшееся в результате обработки потока сырьевых углеводородов, для выявления по меньшей мере одного входного параметра для модели, используемой для выбора смеси; и
анализируют поток углеводородов для установления по меньшей мере одного входного параметра для термодинамической модели, применяемой для выбора смеси;
причем по меньшей мере один входной параметр включает по меньшей мере одно из:
средней молекулярной массы загрязняющей примеси;
плотности в градусах API;
измеренной степени осаждения загрязняющей примеси;
атомного отношения водорода к углероду в загрязняющей примеси;
концентрации загрязняющей примеси в потоке углеводородов;
концентрации осадочного материала в сырьевом потоке;
где значение в испытании горячим фильтрованием по Shell используют для прогнозирования максимального содержания загрязняющих примесей.
3. Способ по п.2, дополнительно включающий стадии, на которых:
оценивают по меньшей мере одно свойство загрязняющей примеси на основе определения ее природы;
причем по меньшей мере одно свойство включает по меньшей мере одно из:
средней молекулярной массы загрязняющей примеси;
молекулярно-массового распределения в загрязняющей примеси;
параметра растворимости загрязняющей примеси;
рассчитанной степени осаждения загрязняющей примеси;
ароматичности загрязняющей примеси;
олефиновой ненасыщенности загрязняющей примеси.
4. Способ по п.3, в котором стадия, на которой проводят выбор, включает по меньшей мере одну из стадий, на которых:
определяют термодинамическую характеристику загрязняющей примеси на основе по меньшей мере одного параметра по меньшей мере из одной входной характеристики, по меньшей мере одной оценочной характеристики и условия процесса;
определяют желательную термодинамическую характеристику смеси растворителей на основе определенной термодинамической характеристики;
рассчитывают термодинамическую характеристику одного или более растворителей на основе по меньшей мере одного параметра по меньшей мере из одной или более определенных входных характеристик и одной или более оценочных характеристик;
в итерационном режиме определяют растворитель или смесь растворителей, имеющие желательную термодинамическую характеристику.
5. Способ по п.1, в котором смесь растворителей включает по меньшей мере одно из алифатического растворителя, ароматического растворителя, дизельного топлива, среднего рециклового газойля (MCO), легкого рециклового газойля (LCO), разжижителя, деасфальтированного масла (DAO) и тяжелого рециклового газойля (HCO).
6. Способ по п.5, в котором смесь растворителей включает по меньшей мере два из алифатического растворителя, ароматического растворителя, дизельного топлива, среднего рециклового газойля (MCO), легкого рециклового газойля (LCO), разжижителя, деасфальтированного масла (DAO) и тяжелого рециклового газойля (HCO), причем выбранные компоненты смеси пригодны для диспергирования загрязняющих примесей.
7. Способ по п.6, в котором смесь растворителей включает бициклические ароматические соединения с отношением водорода к углероду, более низким, чем отношение водорода к углероду в загрязняющей примеси.
8. Способ по п.6, в котором смесь растворителей включает бициклические ароматические соединения с отношением водорода к углероду, более низким, чем отношение водорода к углероду в потоке углеводородов.
9. Способ по п.6, в котором смесь растворителей включает одно или более из бициклических ароматических соединений, трициклических ароматических соединений и их комбинаций.
10. Способ по п.1, в котором стадия, на которой обеспечивают контактирование, включает по меньшей мере одну из стадий, в которых:
смешивают два или более растворителей с образованием выбранной смеси;
подают выбранную смесь через оборудование, содержащее отложение, образованное загрязняющей примесью, тем самым диспергируя по меньшей мере часть загрязняющей примеси в выбранной смеси и сокращая размер отложения; и
смешивают выбранную смесь с потоком углеводородов, тем самым сокращая скорость формирования отложения при обработке потока углеводородов.
11. Способ по п.10, дополнительно включающий по меньшей мере одну из стадий, на которых:
выделяют выбранную смесь по меньшей мере из одного из потока углеводородов и загрязняющей примеси, из полученной смеси, которая образовалась в результате контактирования; и
повторно используют по меньшей мере часть выбранной смеси для выполнения контактирования.
12. Способ воздействия на состояние загрязняющих примесей в потоке жидких углеводородов, включающий стадии, на которых:
a) подают поток жидких углеводородов в процесс переработки;
b) определяют природу загрязняющих примесей в потоке жидких углеводородов путем измерения величины потока жидкого углеводорода и оценки отношения водорода к углероду в потоке жидкого углеводорода на основании измеренного значения;
c) устанавливают входные параметры и входные компоненты для термодинамической модели, причем результаты моделирования используют для выбора растворителя, или смеси растворителей, пригодной для воздействия на загрязняющие примеси желательным путем, на основе определения их природы, где отношение водорода к углероду в выбранной смеси растворителей меньше, чем оцененное отношение водорода к углероду в потоке жидкого углеводорода;
d) обеспечивают контактирование загрязняющих примесей с выбранной смесью.
13. Способ по п.12, в котором отношение водорода к углероду в выбранной смеси варьирует в диапазоне от около 1:1 до около 2:1.
14. Способ по п.13, в котором отношение водорода к углероду в выбранной смеси является меньшим, чем отношение водорода к углероду в загрязняющей примеси.
15. Способ по п.13, в котором отношение водорода к углероду в выбранной смеси является меньшим, чем отношение водорода к углероду в потоке углеводородов.
16. Способ по п.12, в котором контактирование происходит в процессе переработки, включающем по меньшей мере одно из секции бензиновых фракций, системы гашения водой, секции извлечения продукта, установки для получения этилена, процесса гидрокрекинга, процесса гидрообработки, процесса каталитического модифицирования остатков, реактора для гидрообработки, установки для дробной перегонки, колонны для перегонки при атмосферном давлении, колонны для перегонки в вакууме, реакторной серии, теплообменника, связанных с ними трубопроводов и их комбинаций.
17. Способ по п.16, в котором контактированием уменьшают отложение загрязняющей примеси во время действия процесса переработки.
18. Способ по п.16, в котором контактированием удаляют по меньшей мере часть осажденной загрязняющей примеси по меньшей мере из одного из оборудования и трубопроводов в процессе переработки.
RU2012110827/04A 2010-04-09 2011-03-30 Уменьшение отложений при фракционировании бензина, в системе водяного охлаждения и секции извлечения продукта RU2522447C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/757,384 US8591725B2 (en) 2010-04-09 2010-04-09 Deposit mitigation in gasoline fractionation, quench water system and product recovery section
US12/757,384 2010-04-09
PCT/US2011/030505 WO2011126880A2 (en) 2010-04-09 2011-03-30 Deposit mitigation in gasoline fractionation, quench water system and product recovery section

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012110827A RU2012110827A (ru) 2014-05-20
RU2522447C1 true RU2522447C1 (ru) 2014-07-10

Family

ID=44760168

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012110827/04A RU2522447C1 (ru) 2010-04-09 2011-03-30 Уменьшение отложений при фракционировании бензина, в системе водяного охлаждения и секции извлечения продукта

Country Status (17)

Country Link
US (1) US8591725B2 (ru)
EP (1) EP2556134A4 (ru)
JP (2) JP2013505338A (ru)
KR (1) KR101542292B1 (ru)
CN (1) CN102597180B (ru)
AR (1) AR081451A1 (ru)
BR (1) BR112012023008B1 (ru)
CA (1) CA2769412C (ru)
CL (1) CL2012000356A1 (ru)
IN (1) IN2012DN00470A (ru)
MX (1) MX2012001713A (ru)
MY (1) MY155458A (ru)
RU (1) RU2522447C1 (ru)
SG (1) SG178105A1 (ru)
TW (1) TWI526530B (ru)
WO (1) WO2011126880A2 (ru)
ZA (1) ZA201203127B (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ITRM20120162A1 (it) * 2012-04-16 2013-10-17 Marcello Ferrara Metodo e impianto per il trattamento di apparecchiature petrolifere
CN103567170A (zh) * 2012-07-31 2014-02-12 曹汉平 去除甲烷氯化物的氯化装置的结垢物的方法
CN103805228B (zh) * 2012-11-15 2015-12-09 长江大学 除垢设备和除垢系统
WO2022004434A1 (ja) * 2020-07-01 2022-01-06 株式会社片山化学工業研究所 石油プロセスにおける熱交換器の汚れ防止方法
WO2023064959A1 (en) * 2021-10-15 2023-04-20 Cdti Advanced Materials Inc. Diesel fuel and fuel additive with a combustion catalyst

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040012782A1 (en) * 2002-07-19 2004-01-22 Mason Thomas G. Asphaltene aggregation in petroleum oil mixtures determined by small angle light scattering
RU2241986C2 (ru) * 1996-03-25 2004-12-10 Налко/Эксон Энерджи Кемикалз Эл.Пи. Способ управления и контроля нефти и нефтехимических продуктов посредством химической обработки и способы оперативного использования датчиков на основе кварцевых кристаллических микровесов
US20050263437A1 (en) * 2004-05-26 2005-12-01 Howdeshell Michael J Method of dispersing hydrocarbon foulants in hydrocarbon processing fluids
US20060014296A1 (en) * 2004-07-16 2006-01-19 Glen Brons Method for refinery foulant deposit characterization

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4081360A (en) 1976-12-14 1978-03-28 Uop Inc. Method for suppressing asphaltene formation during coal liquefaction and separation of solids from the liquid product
US4381987A (en) 1981-06-29 1983-05-03 Chevron Research Company Hydroprocessing carbonaceous feedstocks containing asphaltenes
US4456526A (en) * 1982-09-24 1984-06-26 Atlantic Richfield Company Method for minimizing fouling of heat exchangers
JPH0813971B2 (ja) 1985-04-11 1996-02-14 エクソン・ケミカル・パテンツ・インク 炭化水素の着き垢傾向を決定する方法
US5132225A (en) * 1985-04-15 1992-07-21 Exxon Chemical Patents Inc. Method for continual monitoring and treating a hydrocarbon oil stream
GB2235696A (en) 1989-09-06 1991-03-13 Shell Int Research Method of inhibiting asphalt precipitation in an oil production well
US5156975A (en) 1990-07-03 1992-10-20 Nalco Chemical Company Field dispersant test for determining the fouling tendency of a crude oil process
JPH09118886A (ja) 1995-10-24 1997-05-06 Nippon Petrochem Co Ltd アスファルト分抽出用溶剤およびそれを用いるアスファルト分の抽出方法
JP2002097494A (ja) * 2000-09-22 2002-04-02 Japan Energy Corp 化学プラント用洗浄剤およびその洗浄方法
US6797329B2 (en) * 2002-01-03 2004-09-28 Baker Hughes Incorporated Antifoulant dispersant and method
US20040072361A1 (en) * 2002-10-11 2004-04-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Branched alkyl-aromatic sulfonic acid dispersants for dispersing asphaltenes in petroleum oils
US7579303B2 (en) 2004-07-16 2009-08-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Polar solvent-asphaltene dispersant method for upgrading heavy oils
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

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2241986C2 (ru) * 1996-03-25 2004-12-10 Налко/Эксон Энерджи Кемикалз Эл.Пи. Способ управления и контроля нефти и нефтехимических продуктов посредством химической обработки и способы оперативного использования датчиков на основе кварцевых кристаллических микровесов
US20040012782A1 (en) * 2002-07-19 2004-01-22 Mason Thomas G. Asphaltene aggregation in petroleum oil mixtures determined by small angle light scattering
US20050263437A1 (en) * 2004-05-26 2005-12-01 Howdeshell Michael J Method of dispersing hydrocarbon foulants in hydrocarbon processing fluids
US20060014296A1 (en) * 2004-07-16 2006-01-19 Glen Brons Method for refinery foulant deposit characterization

Also Published As

Publication number Publication date
CN102597180A (zh) 2012-07-18
WO2011126880A3 (en) 2012-04-05
KR101542292B1 (ko) 2015-08-06
TW201142007A (en) 2011-12-01
EP2556134A4 (en) 2014-07-16
ZA201203127B (en) 2013-02-27
CA2769412A1 (en) 2011-10-13
TWI526530B (zh) 2016-03-21
JP2015038226A (ja) 2015-02-26
RU2012110827A (ru) 2014-05-20
US20110247967A1 (en) 2011-10-13
CA2769412C (en) 2015-02-17
BR112012023008B1 (pt) 2019-01-22
JP2013505338A (ja) 2013-02-14
WO2011126880A2 (en) 2011-10-13
SG178105A1 (en) 2012-04-27
IN2012DN00470A (ru) 2015-06-05
CL2012000356A1 (es) 2012-07-20
MX2012001713A (es) 2012-04-02
MY155458A (en) 2015-10-15
KR20120099714A (ko) 2012-09-11
BR112012023008A2 (pt) 2016-05-31
CN102597180B (zh) 2015-02-04
EP2556134A2 (en) 2013-02-13
US8591725B2 (en) 2013-11-26
AR081451A1 (es) 2012-09-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Speight Handbook of petroleum product analysis
Speight Fouling in refineries
JP6073882B2 (ja) 重質炭化水素の安定化方法
CA2624746C (en) Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from heavy hydrocarbon feedstocks
RU2522447C1 (ru) Уменьшение отложений при фракционировании бензина, в системе водяного охлаждения и секции извлечения продукта
US20060272983A1 (en) Processing unconventional and opportunity crude oils using zeolites
US20120160015A1 (en) Methods for predicting fouling tendencies of hydrocarbon containing feedstocks
WO2011113017A2 (en) Methods for predicting fouling tendencies of hydrocarbon containing feedstocks
WO2012121804A4 (en) Hydrocarbon viscosity reduction method
Abouelnasr et al. Treatment and recovery of oil-based sludge using solvent extraction
Demirbaş Physical and chemical characterizations of asphaltenes from different sources
Clarke et al. Asphaltene precipitation from Cold Lake and Athabasca bitumens
Tirado et al. Properties of Heavy and Extra‐Heavy Crude Oils
Cheremisinoff et al. Handbook of Pollution Prevention and Cleaner Production Vol. 1: Best Practices in the Petroleum Industry
Elayane et al. Study of the thermal cracking during the vacuum distillation of atmospheric residue of crude oil
Tertyshna et al. The utilization of asphalt-resin-paraffin deposits as a component of raw material for visbreaking
Abilmagzhanov et al. The Investigation of the Depressor Additives Application Efficiency for Asphaltene-Resin-Paraffin Deposits Inhibition and Stripping in Petroleum Storage Tanks.
CN101360815A (zh) 清洗用于加工重质烃物流的容器的内部构件的方法和系统
De Las Heras et al. Deasphalting of crude oils: A molecule-based model to explore an optimization approach and alternative solvents
Hauptmann Development of a Thermally-Intensive Reactor and a Process for Upgrading Heavy Crude Oil
Мульята et al. Theoretic-experimental Fundamentals of the construction of an automatic oil preparation and transport control system
Brinkman et al. Future distillate fuels: What, when, where, and how stable?
Curtin Disposition of a high nitrogen content oil stream
Almansouri SIMULATION OF SARIR CRUDE OIL REFINERY USING ASPEN HYSYS
Klara Detailed characterization of a mild gasification liquid