RU2779617C2 - Prediction of solvent power of light oils - Google Patents
Prediction of solvent power of light oils Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779617C2 RU2779617C2 RU2018111103A RU2018111103A RU2779617C2 RU 2779617 C2 RU2779617 C2 RU 2779617C2 RU 2018111103 A RU2018111103 A RU 2018111103A RU 2018111103 A RU2018111103 A RU 2018111103A RU 2779617 C2 RU2779617 C2 RU 2779617C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- light
- light oil
- oils
- calculated
- Prior art date
Links
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims abstract description 284
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 57
- 238000004448 titration Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 34
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 3
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N n-heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 8
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 230000003287 optical Effects 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 102100012361 KCNIP1 Human genes 0.000 description 4
- 101710039439 KCNIP1 Proteins 0.000 description 4
- YCOZIPAWZNQLMR-UHFFFAOYSA-N Pentadecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCC YCOZIPAWZNQLMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N Undecane Chemical compound CCCCCCCCCCC RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 4
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000004442 gravimetric analysis Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000007655 standard test method Methods 0.000 description 2
- 229920002521 Macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000002596 correlated Effects 0.000 description 1
- 238000010192 crystallographic characterization Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Inorganic materials [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Область техники настоящего изобретенияTECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к способам прогнозирования растворяющей способности легкой нефти. В частности, настоящее изобретение относится к способам прогнозирования растворяющей способности легкой сырой нефти.The present invention relates to methods for predicting the solvency of light oils. In particular, the present invention relates to methods for predicting the solvency of light crude oils.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретенияBackground of the Invention
Часто оказывается желательным смешивание сырых нефтей из различных источников перед переработкой на нефтеперерабатывающем заводе. Для объединения сырых нефтей таким путем существует ряд причин.It is often desirable to blend crude oils from various sources prior to processing in a refinery. There are a number of reasons for combining crude oils in this way.
Например, может существовать период, когда присутствует большой запас конкретного типа сырой нефти, имеющей в результате этого относительно низкую стоимость. Однако определенные типы сырой нефти могут иметь свойства, которые делают их менее привлекательными для переработки или для последующей продажи. В указанных ситуациях оказывается желательным объединение сырой нефти, имеющей один набор свойств, с сырой нефтью, имеющей другой набор свойств, таким образом, что получаемая в результате смешанная сырая нефть обеспечивает свойства, которые являются предпочтительными для рынка. Во многих случаях оказывается желательным добавление легкой сырой нефти в тяжелую сырую нефть.For example, there may be a period when a large supply of a particular type of crude oil is present, resulting in a relatively low cost. However, certain types of crude oil may have properties that make them less attractive for processing or for subsequent sale. In these situations, it is desirable to combine a crude oil having one set of properties with a crude oil having a different set of properties such that the resulting blended crude oil provides properties that are preferred by the market. In many cases, it is desirable to add light crude oil to heavy crude oil.
Тяжелые сырые нефти обычно содержат асфальтены. Асфальтены представляют собой органические гетероциклические макромолекулы, которые обычно являются наиболее тяжелыми соединениями в сырой нефти. Асфальтены определены как класс растворимости, причем они обычно растворяются в ароматических растворителях, таких как толуол, и не растворяются в парафиновых растворителях, таких как н-гептан.Heavy crude oils usually contain asphaltenes. Asphaltenes are organic heterocyclic macromolecules that are usually the heaviest compounds in crude oils. Asphaltenes are defined as a class of solubility and are generally soluble in aromatic solvents such as toluene and insoluble in paraffinic solvents such as n-heptane.
В нормальных условиях нефтепереработки асфальтены в тяжелой сырой нефти обычно являются устойчивыми и остаются в растворе. Однако когда легкую сырую нефть, которая обычно содержит в высокой пропорции парафиновые компоненты, добавляют в тяжелую сырую нефть, асфальтены могут осаждаться. Когда осадок начинает прикрепляться к металлическим поверхностям на нефтеперерабатывающем заводе, возникает загрязнение.Under normal refining conditions, asphaltenes in heavy crude oils are usually stable and remain in solution. However, when light crude oil, which typically contains a high proportion of paraffinic components, is added to heavy crude oil, asphaltenes can precipitate. When sediment begins to attach to metal surfaces in a refinery, contamination occurs.
Загрязнение технологического оборудования может приводить к закупориванию поточных линий и к потере эффективности теплопередачи вследствие ухудшения теплопередачи через слой загрязнителя. Загрязнение может возникать в любом технологическом оборудовании нефтеперерабатывающего завода, которое вступает в контакт со смешанной сырой нефтью. Такое технологическое оборудование включает в себя резервуары, трубопроводы, теплообменники, трубы огневых нагревателей (печей), фракционирующие колонны и реакторы.Fouling of process equipment can lead to clogging of flow lines and loss of heat transfer efficiency due to poor heat transfer through the contaminant layer. Contamination can occur in any refinery process equipment that comes into contact with blended crude oil. Such process equipment includes tanks, pipelines, heat exchangers, fired heater tubes (furnaces), fractionating columns and reactors.
Соответственно, одна из наиболее трудных проблем, которые возникают на нефтеперерабатывающих заводах, перерабатывающих сырые нефти, представляет собой способность обеспечения того, чтобы асфальтены в сырой нефти сохраняли устойчивость и оставались в растворе в течение нефтепереработки.Accordingly, one of the most difficult problems that arise in crude oil refineries is the ability to ensure that the asphaltenes in the crude oil remain stable and remain in solution during refining.
Полезные свойства для прогнозирования возникновения осаждения асфальтенов включают в себя критическую растворяющую способность (CSP) и растворяющую способность (SP) сырой нефти. Когда растворяющая способность уменьшается ниже критической растворяющей способности, асфальтены начинают осаждаться из сырой нефти. Увеличенное осаждение асфальтенов наблюдается, когда растворяющая способность продолжает уменьшаться ниже критической растворяющей способности.Useful properties for predicting the occurrence of asphaltene precipitation include the critical solvency power (CSP) and solvency power (SP) of crude oil. When the solvency decreases below the critical solvency, asphaltenes begin to precipitate out of the crude oil. Increased asphaltene precipitation is observed when the solvency continues to decrease below the critical solvency.
В документе US 5871634 раскрыт способ смешивания двух или нескольких потоков нефти, из которых по меньшей мере один содержит асфальтены. В рамках данного способа определены индекс нерастворимости и индекс растворимости смеси каждого потока. Способ предусматривает возможность смешивания потоков нефти без осаждения асфальтенов из раствора.US 5,871,634 discloses a process for mixing two or more oil streams, of which at least one contains asphaltenes. Within the framework of this method, the insolubility index and the solubility index of the mixture of each stream are determined. The method provides for the possibility of mixing oil flows without precipitation of asphaltenes from the solution.
В документе US 2004/0121472 раскрыт способ смешивания двух углеводородных жидкостей. В рамках данного способа определена растворяющая способность каждой жидкости по характеристическому фактору K. Гептан и толуол использованы в качестве эталонов растворяющей способности, при этом гептан имеет растворяющую способность 0, и толуол имеет растворяющую способность 100. Две углеводородные жидкости затем смешивают таким образом, что растворяющая способность смеси составляет более чем критическая растворяющая способность сырой нефти, имеющей наиболее высокую критическая растворяющая способность в смеси.US 2004/0121472 discloses a process for mixing two hydrocarbon liquids. Within this process, the solvency power of each liquid is determined by the characteristic factor K. Heptane and toluene are used as solvency standards, with heptane having a solvency power of 0 and toluene having a solvency power of 100. The two hydrocarbon liquids are then mixed such that the solvency the mixture is more than the critical solvent power of the crude oil having the highest critical solvent power in the mixture.
Хотя характеристический фактор K представляет собой удобное и упрощенное средство для оценки растворяющей способности, он не всегда соответствует экспериментально определяемым значениям. Соответственно, осаждение асфальтенов может наблюдаться при добавлении некоторого количества легкой сырой нефти в тяжелую сырую нефть, хотя осаждение не было спрогнозировано с использование характеристического фактора K. Аналогичным образом, в некоторых случаях в тяжелую сырую нефть может быть добавлено большее количество легкой сырой нефти, не вызывая начало осаждения асфальтенов, чем количество, прогнозируемое с использованием характеристического фактора K.Although the characteristic factor K is a convenient and simplified means for evaluating dissolving power, it does not always correspond to experimentally determined values. Accordingly, precipitation of asphaltenes can be observed when some light crude oil is added to a heavy crude oil, although precipitation has not been predicted using the characteristic factor K. Similarly, in some cases, more light crude oil can be added to a heavy crude oil without causing start of asphaltene precipitation than the amount predicted using the characteristic factor K.
Соответственно, существует потребность в способе точного определения или прогнозирования растворяющих свойств легкой сырой нефти таким образом, чтобы легкую сырую нефть можно было объединять с тяжелой сырой нефтью в количестве, которое не приводит к осаждению асфальтенов.Accordingly, there is a need for a method for accurately determining or predicting the solvent properties of light crude oil so that light crude oil can be combined with heavy crude oil in an amount that does not result in precipitation of asphaltenes.
Краткое раскрытие настоящего изобретенияBrief summary of the present invention
Настоящее изобретение предлагает способ пересчета растворяющей способности легкой нефти, SP(LO recalculated), причем вьппеупомянутый способ предусматривает:The present invention provides a method for recalculating the solubility power of light oil, SP (LO recalculated) , and the above method provides:
титрование легкой нефти эталонной нефтью, необязательно в присутствии титранта, для определения объемной доли легкой нефти в начале осаждения асфальтенов, V(onset fraction LO), объемной доли эталонной нефти в начале осаждения асфальтенов, V(onset fraction RO), и, если присутствует титрант, объемной доли титранта в начале осаждения асфальтенов, V(onset fraction Т), иtitration of light oil with reference oil, optionally in the presence of a titrant, to determine the volume fraction of light oil at the onset of asphaltene precipitation, V (onset fraction LO) , the volume fraction of reference oil at the onset of asphaltene precipitation, V (onset fraction RO) , and, if titrant is present , the volume fraction of the titrant at the beginning of asphaltene precipitation, V (onset fraction Т) , and
определение пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, SP(LO recalculated), согласно следующей формуле:determination of the recalculated solubility power of light oil, SP (LO recalculated) , according to the following formula:
SP(LO recalculated)=(CSP(RO)-SP(RO)×V(onset fraction RO)-x×SP(T)×V(onset fraction T)/V(onset fraction LO) SP (LO recalculated) =(CSP (RO) -SP (RO) ×V (onset fraction RO) -x×SP (T) ×V (onset fraction T) /V (onset fraction LO)
в которой:wherein:
CSP(RO) представляет собой критическую растворяющую способность эталонной нефти,CSP (RO) is the critical solvent power of the reference oil,
SP(RO) представляет собой растворяющую способность эталонной нефти,SP (RO) is the solvent power of the reference oil,
SP(T) представляет собой растворяющую способность титранта, иSP (T) is the solubility of the titrant, and
х составляет 1, когда титрант присутствует, и 0 в иных условиях.x is 1 when the titrant is present and 0 otherwise.
Кроме того, настоящее изобретение предлагает способ определения зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легких нефтей, причем вышеупомянутый способ предусматривает:In addition, the present invention provides a method for determining the relationship between recalculated solubility and bulk properties of light oils, the aforementioned method comprising:
определение пересчитанной растворяющей способности для множества легких нефтей с применением способа, описанного в настоящем документе, иdetermining the converted solvency for a plurality of light oils using the method described herein, and
определение зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами множества легких нефтей.determination of the relationship between the recalculated solvency and bulk properties of a variety of light oils.
Кроме того, предложен способ прогнозирования пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, причем вышеупомянутый способ предусматривает использование зависимости, определяемой согласно способу, описанному в настоящем документе, для прогнозирования пересчитанной растворяющей способности легкой нефти по ее объемным свойствам.In addition, a method is provided for predicting the recalculated solvent power of light oil, the aforementioned method using a relationship determined according to the method described herein to predict the recalculated solvent power of light oil from its bulk properties.
Кроме того, предложен способ уменьшения осаждения асфальтенов из смеси легкой нефти и тяжелой нефти на нефтеперерабатывающем заводе, причем вышеупомянутый способ предусматривает:In addition, a method is provided for reducing the precipitation of asphaltenes from a mixture of light oil and heavy oil in a refinery, the aforementioned method comprising:
определение пересчитанной растворяющей способности легкой нефти или прогнозирование пересчитанной растворяющей способности легкой нефти с применением способа, описанного в настоящем документе;determining the converted solvent power of light oil or predicting the converted solvent power of light oil using the method described herein;
вычисление, на основании пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, максимально возможного относительного содержания легкой нефти в смеси легкой нефти и тяжелой нефти, при котором не происходит осаждение асфальтенов на нефтеперерабатывающем заводе; иcalculating, based on the calculated solvent power of light oil, the maximum possible relative content of light oil in a mixture of light oil and heavy oil, which does not cause precipitation of asphaltenes in the refinery; and
направление смеси легкой нефти и тяжелой нефти, имеющей относительное содержание легкой нефти вплоть до максимального уровня, на нефтеперерабатывающий завод.sending a mixture of light oil and heavy oil, having a relative content of light oil up to the maximum level, to the refinery.
Растворяющая способность легких нефтей может быть точно спрогнозирована посредством измерения растворяющей способности легкой нефти по отношению к эталонной нефти и необязательно титранту. Точное прогнозирование растворяющей способности легкой нефти обеспечивает улучшение операций смешивания нефти, при котором сокращается до минимума риск осаждения асфальтенов.The solvency of light oils can be accurately predicted by measuring the solvency of light oils relative to a reference oil and optionally a titrant. Accurate prediction of the dissolving power of light oils enables improved oil blending operations that minimize the risk of asphaltene settling.
Кроме того, настоящее изобретение позволяет прогнозировать растворяющую способность легкой нефти только по ее объемным свойствам. Это может способствовать принятию обоснованных решений о покупке сырой нефти, а также составлению смесей и планированию для нефтеперерабатывающего завода, когда реальный образец нефти не является доступным для лабораторного анализа.In addition, the present invention makes it possible to predict the solvent power of light oil only from its bulk properties. This can facilitate informed crude oil purchasing decisions as well as refinery blending and planning when a real oil sample is not available for laboratory analysis.
Краткое описание фигурBrief description of the figures
На фиг. 1 представлен график, иллюстрирующий массовую процентную долю осадка, который образуется при различных соотношениях в смесях легкой сырой нефти (нефть А) с тяжелой сырой нефтью (нефть В);In FIG. 1 is a graph illustrating the weight percentage of sludge that forms at various ratios in blends of light crude oil (Oil A) with heavy crude oil (Oil B);
на фиг. 2а-с представлены полученные с помощью оптического микроскопа изображения смесей нефтей А и В;in fig. 2a-c are optical microscope images of mixtures of oils A and B;
на фиг. 3 представлен график, иллюстрирующий массовую процентную долю осадка, который образуется при различных соотношениях в смесях легкой сырой нефти (нефть А) с тяжелой сырой нефтью (нефть С);in fig. 3 is a graph illustrating the weight percentage of sludge that forms at various ratios in blends of light crude oil (Oil A) with heavy crude oil (Oil C);
на фиг. 4 представлен график, иллюстрирующий массовую процентную долю осадка, который образуется при различных соотношениях в смесях легкой сырой нефти (нефть А) с тяжелой сырой нефтью (нефть D); иin fig. 4 is a graph illustrating the weight percentage of sludge that forms at various ratios in blends of light crude oil (Oil A) with heavy crude oil (Oil D); and
на фиг. 5 представлен график сравнения прогнозируемой пересчитанной растворяющей способности и пересчитанной растворяющей способности при определении с использованием титрования в соответствии со способом настоящего изобретения для 150 легких сырых нефтей.in fig. 5 is a graph comparing predicted converted solubility and converted solubility when determined using titration according to the method of the present invention for 150 light crude oils.
Подробное раскрытие настоящего изобретенияDetailed disclosure of the present invention
Определение растворяющей способности и критической растворяющей способности эталонной нефтиDetermination of Solvent Power and Critical Solvent Power of Reference Oil
Формула для определения пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, SP(LO recalculated), выведена из следующей зависимости:The formula for determining the recalculated solubility power of light oil, SP (LO recalculated) , is derived from the following relationship:
CSP(LO+RO)=(CSP(RO)+SP(LO)×V(onset fraction LO)-x×SP(T)×V(onset fraction T) CSP (LO+RO) =(CSP (RO) +SP (LO) ×V (onset fraction LO) -x×SP (T) ×V (onset fraction T)
CSP(LO+RO) представляет собой критическую растворяющую способность для смеси легкой нефти и эталонной нефти.CSP (LO+RO) is the critical solvent power for a mixture of light oil and reference oil.
Для целей настоящего изобретения принято, что CSP(LO+RO) равняется большей величине из критической растворяющей способности легкой нефти, CSP(LO), и критической растворяющей способности эталонной нефти, CSP(RO). Поскольку легкая нефть будет иметь низкую или нулевую критическую растворяющую способность, принято, что CSP(LO+RO) равняется CSP(RO).For the purposes of the present invention, it is assumed that CSP (LO+RO) is equal to the greater of the critical solvent power of light oil, CSP (LO) , and the critical solvent power of reference oil, CSP (RO) . Since light oils will have low or no critical solvency power, it is assumed that CSP (LO+RO) equals CSP (RO) .
Может быть использован любой известный способ для определения растворяющей способности эталонной нефти, SP(RO), и растворяющей способности титранта, SP(T). Растворяющая способность титранта, SP(T), обычно является известной из уровня техники. Растворяющая способность эталонной нефти, SP(RO), а также растворяющая способность титранта, SP(T), если она неизвестна, могут быть вычислены с применением способа, раскрытого в документе US 2004/0121472 (Nemana, S. et al.; Predictive Crude Oil Compatibility Model), включенном в настоящий документ посредством ссылки. Согласно указанному способу, растворяющую способность оценивают, используя характеристический фактор K.Any known method can be used to determine the solvent power of the reference oil, SP (RO) , and the solvent power of the titrant, SP (T) . The dissolving power of the titrant, SP (T) , is usually known in the art. The solubility of the reference oil, SP (RO) , as well as the solubility of the titrant, SP (T) , if unknown, can be calculated using the method disclosed in US 2004/0121472 (Nemana, S. et al.; Predictive Crude Oil Compatibility Model), incorporated herein by reference. According to this method, the dissolving power is evaluated using the characteristic factor K.
Характеристический фактор K, K(RO), вычисляют согласно следующей формуле:The characteristic factor K, K (RO) , is calculated according to the following formula:
K(RO)=VABP(RO) 1/3/SG(RO) K (RO) =VABP (RO) 1/3 /SG (RO)
где VABP(RO) представляет собой среднеобъемную температуру кипения эталонной нефти в градусах Ранкина, иwhere VABP (RO) is the volume average boiling point of the reference oil in degrees Rankine, and
SG(RO) представляет собой стандартную относительную плотность эталонной нефти.SG (RO) is the standard relative gravity of the reference oil.
Среднеобъемная температура кипения эталонной нефти VABP(RO) может быть определена с использованием известных способов. В некоторых случаях VABP(RO) может быть определена по профилю выходов эталонной нефти.The volume average boiling point of a reference oil VABP (RO) can be determined using known methods. In some cases, VABP (RO) can be determined from the output profile of the reference oil.
Профиль выходов эталонной нефти может быть определен посредством физической дистилляции, например, согласно стандарту ASTM D 2892 или ASTM D 5236. В качестве альтернативы, профиль выходов эталонной нефти может быть определен с использованием газовой хроматографии (GC) и высокотемпературной имитированной дистилляции (HT-SIMDIS). Использование анализа GC позволяет определять углеводородный состав нефти для компонентов, кипящих в диапазоне углеводородов С1-9. Анализ GC может быть осуществлен согласно стандартному методу исследования IP 601. Анализ HT-SIMDIS может быть осуществлен согласно стандартному методу исследования IP 545.The reference oil yield profile can be determined by physical distillation, for example, according to ASTM D 2892 or ASTM D 5236. Alternatively, the reference oil yield profile can be determined using gas chromatography (GC) and high temperature simulated distillation (HT-SIMDIS) . The use of GC analysis makes it possible to determine the hydrocarbon composition of oil for components boiling in the C 1-9 hydrocarbon range. The GC analysis can be performed according to the standard test method IP 601. The HT-SIMDIS analysis can be performed according to the standard test method IP 545.
Стандартная относительная плотность эталонной нефти, SG(RO), представляет собой отношение плотности эталонной нефти к плотности воды при 60°F (т.е. 15,6°С). SG(RO) может быть определена с использованием известных способов. Например, плотность эталонной нефти может быть измерена экспериментально согласно стандарту ASTM D 4052 или ASTM D 5002. Растворяющая способность эталонной нефти, SP(RO), может быть определена по характеристическому фактору K с использованием линейной интерполяции. Например, SP(RO) может быть определена по K(RO) на основании зависимости между характеристическим фактором K и параметром растворимости гептана и толуола. Характеристический фактор K и параметр растворимости гептана и толуола известны из уровня техники.Reference Oil Standard Relative Gravity, SG (RO) , is the ratio of reference oil density to water density at 60°F (ie, 15.6°C). SG (RO) can be determined using known methods. For example, the density of a reference oil can be measured experimentally according to ASTM D 4052 or ASTM D 5002. The solvent power of a reference oil, SP (RO) , can be determined from the characteristic factor K using linear interpolation. For example, SP (RO) can be determined from K (RO) based on the relationship between the characteristic factor K and the solubility parameter of heptane and toluene. The characteristic factor K and the solubility parameter of heptane and toluene are known in the art.
Критическая растворяющая способность эталонной нефти, CSP(RO), может быть определена посредством титрования эталонной нефти осадителем. В некоторых случаях CSP(RO) может быть определена согласно следующей формуле:The critical solvent power of a reference oil, CSP (RO) , can be determined by titrating the reference oil with the precipitant. In some cases, CSP (RO) can be determined according to the following formula:
CSP(RO)=V(onset fraction RO(P))×SP(RO)/100CSP (RO) = V (onset fraction RO(P)) ×SP (RO) /100
где V(onset fraction RO(P)) представляет собой объемную долю эталонной нефти в начале осаждения асфальтенов осадителем; иwhere V (onset fraction RO(P)) is the volume fraction of the reference oil at the beginning of asphaltene precipitation by the precipitator; and
SP(RO) представляет собой растворяющую способность эталонной нефти, которая может быть определена, как описано выше, например, на основании характеристического фактора K.SP (RO) is the solvent power of the reference oil, which can be determined as described above, for example, based on the characteristic factor K.
Осадитель, используемый для определения CSP(RO), предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5 и предпочтительно менее чем 2. В некоторых случаях осадитель может иметь растворяющую способность, составляющую приблизительно 0. Подходящие осадители включают в себя алканы, такие как С4-20-алканы и предпочтительно С4-20-н-алканы или С4-20-изоалканы. В некоторых случаях осадители выбраны из гептана, ундекана и пентадекана.The precipitant used to determine CSP (RO) preferably has a low solvency, such as a solvency of less than 5 and preferably less than 2. In some cases, the precipitant may have a solvency of about 0. Suitable precipitants include alkanes such as C 4-20 alkanes and preferably C 4-20 n-alkanes or C 4-20 isoalkanes. In some cases, precipitants are selected from heptane, undecane and pentadecane.
Эталонная нефть и осадитель могут быть выдержаны до достижения равновесия в течение от 20 минут до 40 минут, например, 30 минут. В некоторых случаях эталонная нефть и осадитель остаются невозмущенными в течение этого времени, т.е. их не подвергают какому-либо перемешиванию или встряхиванию. Могут быть использованы интервалы титрования, составляющие менее чем 15% по объему, например, менее чем 10% по объему и предпочтительно менее чем 5% по объему.The reference oil and precipitant may be held to equilibrium for 20 minutes to 40 minutes, such as 30 minutes. In some cases, the reference oil and precipitant remain undisturbed during this time, i.e. they are not subjected to any mixing or shaking. Titration intervals of less than 15% by volume, such as less than 10% by volume and preferably less than 5% by volume, may be used.
Смеси углеводородной текучей среды и осадителя можно наблюдать в оптический микроскоп, чтобы определять, когда происходит осаждение асфальтенов. В качестве альтернативы, смеси могут быть подвергнуты центрифугированию с промыванием любых твердых веществ (например, с использованием осадителя) и взвешиванию для определения количества осажденных асфальтенов.Mixtures of hydrocarbon fluid and precipitant can be observed under an optical microscope to determine when asphaltenes precipitate. Alternatively, mixtures can be centrifuged, washing any solids (eg using a precipitant) and weighed to determine the amount of asphaltenes precipitated.
Титрование легкой нефти эталонной нефтьюTitration of light oil with reference oil
Предпочтительно осаждение асфальтенов наблюдается при титровании легкой нефти эталонной нефтью при отсутствии титранта. В указанных случаях х составляет 0, и пересчитанная растворяющая способность легкой нефти, SP(LO recalculated), может быть определена согласно следующей формуле:Preferably precipitation of asphaltenes is observed when light oil is titrated with a reference oil in the absence of a titrant. In these cases x is 0 and the recalculated light oil solubility, SP (LO recalculated) , can be determined according to the following formula:
SP(LO recalculated)=(CSP(RO)-SP(RO)×V(onset fraction RO))/V(onset fraction LO).SP (LO recalculated) =(CSP (RO) -SP (RO) ×V (onset fraction RO) )/V (onset fraction LO) .
Согласно указанным вариантам осуществления преимущественно сокращена потребность в проведении экспериментов с искусственными осадителями, такими как н-гептан.These embodiments advantageously reduce the need for experimentation with artificial precipitants such as n-heptane.
Однако в некоторых случаях осаждение асфальтенов может не наблюдаться при титровании легкой нефти исключительно эталонной нефтью. В указанных случаях легкую нефть можно титровать эталонной нефтью в присутствии титранта (т.е. х=1). Это может быть достигнуто, например, посредством смешивания легкой нефти с титрантом и последующего объединения различных количество эталонной нефти и смеси; или посредством смешивания эталонной нефти с титрантом и последующего объединения различных количество легкой нефти и смеси. Предпочтительно легкую нефть титруют смесью, содержащей эталонную нефть и титрант, где эталонная нефть и титрант присутствуют в смеси в соотношении от 2:1 до 1:2 и предпочтительно от 1,5:1 до 1:1,5. В некоторых случаях эталонная нефть и титрант присутствуют в смеси в соотношении, составляющем приблизительно 1:1.However, in some cases asphaltene precipitation may not be observed when light oil is titrated with reference oil alone. In these cases, light oil can be titrated with a reference oil in the presence of a titrant (i.e., x=1). This can be achieved, for example, by mixing a light oil with a titrant and then combining different amounts of reference oil and mixture; or by mixing a reference oil with a titrant and then combining different amounts of light oil and mixture. Preferably, the light oil is titrated with a mixture containing reference oil and titrant, where the reference oil and titrant are present in the mixture in a ratio of 2:1 to 1:2 and preferably 1.5:1 to 1:1.5. In some cases, reference oil and titrant are present in the mixture in a ratio of approximately 1:1.
В указанных случаях титрант предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5 и предпочтительно менее чем 2. В некоторых случаях осадитель может иметь растворяющую способность около 0. Подходящие титранты включают алканы, такие как С4-20-алканы и предпочтительно С4-20-н-алканы или С4-20-изоалканы. В некоторых случаях титранты выбраны из гептана, ундекана и пентадекана. Использование титранта с незначительной растворяющей способностью способствует осаждению асфальтенов, и воздействие растворяющей способности титранта на SP(LO recalculated) является минимальным. Таким образом, формула для определения пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, SP(LO recalculated), является такой, как описано в связи с вариантами осуществления, в которых не использован титрант (т.е. х=0). В отличие от вариантов осуществления, в которых не использован титрант, сумма V(onset fraction RO) и V(onset fraction LO) будет составлять менее чем 1.In these cases, the titrant preferably has a low solvent power, such as a solvent power of less than 5 and preferably less than 2. In some cases, the precipitant may have a solvent power of about 0. Suitable titrants include alkanes such as C 4-20 alkanes and preferably C 4-20 n-alkanes or C 4-20 isoalkanes. In some cases, the titrants are selected from heptane, undecane and pentadecane. The use of a titrant with low solvent power promotes precipitation of asphaltenes and the effect of the titrant's solvent power on SP (LO recalculated) is minimal. Thus, the formula for determining the recalculated solubility power of light oil, SP (LO recalculated) , is as described in connection with embodiments that do not use a titrant (ie, x=0). Unlike embodiments that do not use a titrant, the sum of V (onset fraction RO) and V (onset fraction LO) will be less than 1.
Титрование легкой нефти эталонной нефтью, необязательно в присутствии титранта, может быть проведено с интервалами титрования, составляющими менее чем 15% по объему, в том числе менее чем 10% по объему и предпочтительно менее чем 5% по объему. Авторы считают, что интервал титрования, составляющий 2% по объему, дает результаты, которые могут быть использованы для получения высокоточной оценки растворяющей способности легкой нефти.Titration of a light oil with a reference oil, optionally in the presence of a titrant, can be carried out at titration intervals of less than 15% by volume, including less than 10% by volume and preferably less than 5% by volume. The authors believe that a titration interval of 2% by volume gives results that can be used to obtain a highly accurate estimate of the solvent power of light oils.
Титрование может включать в себя смешивание легкой нефти с эталонной нефтью. Смешивание может быть проведено с использованием ультразвукового или вихревого смесителя.The titration may include mixing the light oil with a reference oil. Mixing can be carried out using an ultrasonic or vortex mixer.
Смеси могут быть выдержаны для достижения равновесия в течение периода, составляющего по меньшей мере 1 минуту, например, от 3 минут до 5 часов и предпочтительно от 5 минут до 1 часа. Достижение равновесия может происходить при температуре от 0°С до 100°С, в том числе от 10°С до 80°С и предпочтительно от 20°С до 60°С.The mixtures may be held to equilibrium for a period of at least 1 minute, for example 3 minutes to 5 hours and preferably 5 minutes to 1 hour. The achievement of equilibrium can occur at a temperature of from 0°C to 100°C, including from 10°C to 80°C and preferably from 20°C to 60°C.
Смеси можно наблюдать, например, после достижения равновесия, с помощью оптического микроскопа, чтобы определять, произошло или осаждение асфальтенов. Оптический микроскоп может быть использован при кратности увеличения от 10 до 1000, в том числе от 50 до 750 и предпочтительно от 100 до 500. Может быть также использован гравиметрический анализ смесей, например, как раскрыто в документе US 2004/0121472.Mixtures can be observed, for example, after reaching equilibrium, using an optical microscope to determine whether asphaltenes have precipitated or precipitated. An optical microscope can be used at magnifications from 10 to 1000, including 50 to 750 and preferably 100 to 500. Gravimetric analysis of mixtures can also be used, for example, as disclosed in US 2004/0121472.
В некоторых случаях может быть желательным проведение первого титрования с большими интервалами титрования и второго титрования с небольшими интервалами титрования. Таким образом, большие интервалы титрования могут быть использованы для получения грубой оценки объемных долей эталонной нефти и легкой нефти в начале осаждения асфальтенов, V(onset fraction RO) и V(onset fraction LO), а затем небольшие интервалы титрования могут быть использованы для осуществления точного измерения V(onset fraction RO) и V(onset fraction LO). Второе титрование должно быть осуществлено только в интервалах с центрами у грубой оценки V(onset fraction RO) и V(onset fraction LO), которая была получена в результате первого титрования, например, вплоть до 25%, в том числе вплоть до 15% по объему с каждой стороны от грубой оценки V(onset fraction RO) и V(onset fraction LO).In some cases it may be desirable to carry out a first titration with long titration intervals and a second titration with short titration intervals. Thus, long titration intervals can be used to obtain a rough estimate of the volume fractions of the reference oil and light oil at the beginning of asphaltene precipitation, V (onset fraction RO) and V (onset fraction LO) , and then small titration intervals can be used to perform accurate measurements V (onset fraction RO) and V (onset fraction LO) . The second titration should only be carried out in intervals centered at the crude estimate of V (onset fraction RO) and V (onset fraction LO) that was obtained from the first titration, for example, up to 25%, including up to 15% by volume on each side of the rough estimate of V (onset fraction RO) and V (onset fraction LO) .
В некоторых случаях способ настоящего изобретения предусматривает титрование легкой нефти множеством эталонных нефтей, прогнозирование растворяющей способности легкой нефти на основании каждой из множества эталонных нефтей и определение средней прогнозируемой растворяющей способности легкой нефти.In some cases, the method of the present invention involves titrating a light oil with a plurality of reference oils, predicting the solvent power of the light oil based on each of the plurality of reference oils, and determining the average predicted solvent power of the light oil.
Посредством титрования легкой нефти множеством эталонных нефтей может быть получено множество значений прогнозируемой растворяющей способности. Указанные значения прогнозируемой растворяющей способности могут затем образовать основу для средней прогнозируемой растворяющей способности легкой нефти.By titrating a light oil with multiple reference oils, multiple predicted solvency values can be obtained. These predicted solvency values can then form the basis for the average predicted solvency of the light oil.
Легкую нефть можно титровать, используя по меньшей мере 5, по меньшей мере 10 или по меньшей мере 20 эталонных нефтей. Чем больше число эталонных нефтей, тем более точной является средняя прогнозируемая растворяющая способность легкой нефти.Light oils can be titrated using at least 5, at least 10, or at least 20 reference oils. The greater the number of reference oils, the more accurate is the average predicted solvent power of the light oil.
Средняя прогнозируемая растворяющая способность легкой нефти обычно определена как среднеквадратическая прогнозируемая растворяющая способность. Однако следует понимать, что и другие средние значения могут оказаться в некоторых обстоятельствах, например, для учета резко отклоняющихся значений. Различные способы вычисления средних значений известны из уровня техники.The average predicted solvent power of a light oil is usually defined as the mean square predicted solvent power. However, it should be understood that other averages may be available in some circumstances, for example to account for outliers. Various methods for calculating averages are known in the art.
Определение зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легкой нефтиDetermination of the relationship between the recalculated solubility and bulk properties of light oil
В некоторых случаях множество легких нефтей можно титровать эталонной нефтью таким образом, что может быть определена пересчитанная растворяющая способность для каждой из легких нефтей. Пересчитанные растворяющие способности затем можно коррелировать с объемными свойства легких нефтей. Это позволяет прогнозировать пересчитанную растворяющую способность легкой нефти только по ее объемным свойствам.In some cases, a plurality of light oils may be titrated with a reference oil such that the recalculated solvency for each of the light oils can be determined. The recalculated solvent powers can then be correlated with the bulk properties of the light oils. This makes it possible to predict the recalculated dissolving power of light oil only by its bulk properties.
В некоторых случаях можно титровать эталонной нефтью по меньшей мере, 5 легких нефтей, например по меньшей мере 10 легких нефтей и предпочтительно по меньшей мере 20 легких нефтей.In some cases, at least 5 light oils can be titrated with the reference oil, for example at least 10 light oils and preferably at least 20 light oils.
Следует понимать, что каждую из множества легких нефтей можно титровать одной эталонной нефтью (причем эталонная нефть является одинаковой или различной для каждой из исследуемых нефтей) или множеством эталонных нефтей. Посредством титрования каждой из легких нефтей множеством эталонных нефтей средние пересчитанные растворяющие способности могут быть определены для каждой из легких нефтей.It should be understood that each of the plurality of light oils may be titrated with a single reference oil (with the reference oil being the same or different for each of the oils being tested) or with a plurality of reference oils. By titrating each of the light oils with a plurality of reference oils, average recalculated solvent powers can be determined for each of the light oils.
В некоторых случаях способ прогнозирования зависимости между пересчитанными растворяющими способностями и объемными свойствами легкой нефти может предусматривать стадию измерения объемных свойств множества легких нефтей.In some instances, a method for predicting the relationship between recalculated solvent powers and light oil bulk properties may include the step of measuring the bulk properties of a plurality of light oils.
Специалисту в данной области техники известны способы определения зависимости между пересчитанными растворяющими способностями и объемными свойствами множества легких нефтей. Для осуществления указанных способов существует легкодоступное программное обеспечение. Примеры включают в себя программное обеспечение Nutonian® Eureqa (зарегистрированный товарный знак компании Nutonian, Inc.), хотя могут быть использованы и другие пакеты программного обеспечения. В указанных случаях данные об объемных свойствах и пересчитанных растворяющих способностях легких нефтей использованы в качестве вводимых данных, и программное обеспечение производит формулу, связывающую пересчитанную растворяющую способность и объемные свойства легких нефтей. Может быть выведено множество различных формул, и в таком случае оператор может выбирать из них формулу, которая является наиболее подходящей для использования, например, включает объемные свойства, которые могут быть легко или надежно измерены.The person skilled in the art is aware of methods for determining the relationship between recalculated solvent powers and bulk properties of a variety of light oils. To implement these methods, there is readily available software. Examples include the Nutonian® Eureqa software (a registered trademark of Nutonian, Inc.), although other software packages may be used. In these cases, data on bulk properties and recalculated solubility properties of light oils are used as input, and the software generates a formula relating the recalculated solubility and bulk properties of light oils. Many different formulas can be derived, in which case the operator can select from among them the formula that is most suitable for use, for example, includes bulk properties that can be easily or reliably measured.
Объемные свойства могут включать в себя: выход, например, фракций легкой нефти, таких как фракция вакуумного газойля (VGO); характеристический фактор K, например, легкой нефти; полное кислотное число (TAN), например, легкой нефти или ее фракций; содержание азота, например, легкой нефти или ее фракций; плотность в градусах API, например, легкой нефти или ее фракций, таких как фракция VGO; содержание ароматических соединений, например, легкой нефти или ее фракций; и плотность, например, легкой нефти или ее фракций. Некоторые или все из указанных свойства могут быть учтены при определении зависимости между объемными свойствами легкой нефти и ее пересчитанной растворяющей способностью. Могут также быть использованы и другие объемные свойства.Bulk properties may include: yield, for example, light oil fractions such as vacuum gas oil (VGO) fraction; characteristic factor K, for example, light oil; total acid number (TAN), for example, light oil or its fractions; nitrogen content, for example, light oil or its fractions; the API gravity of, for example, light oil or its fractions, such as the VGO fraction; the content of aromatic compounds, for example, light oil or its fractions; and density, for example, light oil or its fractions. Some or all of these properties may be taken into account when determining the relationship between the bulk properties of a light oil and its recalculated solvent power. Other bulk properties may also be used.
Выход различных фракций, таких как фракция VGO, может быть определен посредством дистилляции остаточной фракции (как правило, компонентов, кипящих выше 300°С) легкой нефти согласно стандарту ASTM D 5236. Остаток образуется посредством дистилляция легкой нефти согласно стандарту ASTM D 2892. Анализ GC SIMDIS (согласно IP 545 и IP 507) остаточных фракций может быть использован для определения выхода следующих фракций, в том числе фракции VGO.The yield of various cuts, such as the VGO cut, can be determined by distillation of the residual fraction (typically components boiling above 300°C) of light oil according to ASTM D 5236. The residue is formed by distillation of light oil according to ASTM D 2892. GC analysis SIMDIS (according to IP 545 and IP 507) of residual fractions can be used to determine the yield of the following fractions, including the VGO fraction.
Характеристический фактор K может быть вычислен с использованием среднеобъемной температуры кипения и плотности легкой нефти, как обсуждается выше в связи с эталонной нефтью.The characterization factor K can be calculated using the volume average boiling point and density of the light oil, as discussed above in connection with the reference oil.
Содержание азота легкой нефти может быть измерено согласно ASTM D 4629, IP 379 или эквивалентному стандарту.The nitrogen content of light oils can be measured according to ASTM D 4629, IP 379 or an equivalent standard.
TAN может быть измерено согласно ASTM D 664 (IP 354) или ASTM D 974 (IP 139).TAN can be measured according to ASTM D 664 (IP 354) or ASTM D 974 (IP 139).
Плотность в градусах API, например, фракции VGO, может быть измерена согласно ASTM D 4052, ASTM D 5002, IP 365 или эквивалентным стандартам.API gravity, such as VGO fraction, may be measured according to ASTM D 4052, ASTM D 5002, IP 365, or equivalent standards.
Содержание ароматических соединений может быть измерено согласно IP 548.The aromatic content can be measured according to IP 548.
Плотность может быть измерена согласно ASTM D 4052 или ASTM D 5002.Density can be measured according to ASTM D 4052 or ASTM D 5002.
VGO обычно определяют как материал, кипящий в диапазоне от 350 до 580°С.VGO is usually defined as a material boiling in the range of 350 to 580°C.
Хотя объемные свойства нефтей могут быть измерены, например, как описано выше, они часто могут быть легко получены из данных анализа нефти, который был проведен до покупки нефти для использования на нефтеперерабатывающем заводе. Кроме того, при отсутствии измеренных данных инструмент для моделирования свойств сырой нефти, такой как CrudeSuite® (зарегистрированный товарный знак компании Spiral Software Limited), может быть использован для прогнозирования свойств с использованием ограниченных измерений свойств сырой нефти.Although the bulk properties of oils can be measured, for example, as described above, they can often be easily obtained from oil analysis data that was carried out prior to purchasing the oil for use in a refinery. Also, in the absence of measured data, a crude oil property modeling tool such as CrudeSuite® (registered trademark of Spiral Software Limited) can be used to predict properties using limited crude oil property measurements.
После определения зависимости между пересчитанными растворяющими способностями и объемными свойствами легких нефтей она может быть использована для прогнозирования пересчитанной растворяющей способности легкой нефти по ее объемным свойствам. Объемные свойства легкой нефти могут быть измерены, или они могут быть легкодоступными.Once the relationship between recalculated solubility and bulk properties of light oils has been determined, it can be used to predict the recalculated solubility of light oils from its bulk properties. The bulk properties of light oils can be measured, or they can be readily available.
Уменьшение осаждения асфальтенов на нефтеперерабатывающем заводеReducing asphaltene deposition in a refinery
Пересчитанная растворяющая способность легкой нефти может быть использована в способе уменьшения осаждения асфальтенов из смеси легкой нефти и тяжелой нефти на нефтеперерабатывающем заводе. В частности, из пересчитанной растворяющей способности легкой нефти может быть вычислено максимальное относительное содержание легкой нефти, которое может присутствовать в смеси легкой нефти и тяжелой нефти без возникновения осаждения асфальтенов на нефтеперерабатывающем заводе. На нефтеперерабатывающий завод может затем поступать смесь легкой нефти и тяжелой нефти, имеющая относительное содержание легкой нефти вплоть до максимального уровня.The calculated solvent power of light oil can be used in a method to reduce the precipitation of asphaltenes from a mixture of light oil and heavy oil in a refinery. In particular, from the recalculated light oil solvent power, the maximum relative light oil content that can be present in a mixture of light oil and heavy oil can be calculated without causing asphaltene precipitation in the refinery. The refinery may then receive a mixture of light oil and heavy oil having a relative content of light oil up to a maximum level.
Уменьшение осаждения асфальтенов может наблюдаться по меньшей мере в одном устройстве из резервуаров, трубопроводов, теплообменников, труб огневых нагревателей, фракционирующих колонн и реакторов. Предпочтительно осаждение асфальтенов уменьшено на поверхности теплообменников на нефтеперерабатывающем заводе.The reduction in asphaltene deposition can be observed in at least one of tanks, pipelines, heat exchangers, fired heater tubes, fractionators and reactors. Preferably, asphaltene deposition is reduced on the surfaces of heat exchangers in a refinery.
В некоторых случаях осаждение асфальтенов из смеси может быть уменьшено по меньшей мере на 80%, предпочтительно по меньшей мере на 90% и предпочтительнее по меньшей мере на 95% по массе по сравнению с осаждением, которое наблюдалось бы из такой же массы тяжелой нефти.In some cases, precipitation of asphaltenes from a mixture can be reduced by at least 80%, preferably at least 90%, and more preferably at least 95% by weight compared to the precipitation that would be observed from the same mass of heavy oil.
Легкая нефть и эталонная нефтьLight oil and reference oil
Легкая нефть обычно имеет содержание асфальтенов, составляющее менее чем 1% по массе, и предпочтительно менее чем 0,5% по массе. Легкая нефть может также иметь плотность, составляющую более чем 35° API.Light oils typically have an asphaltene content of less than 1% by weight, and preferably less than 0.5% by weight. Light oils may also have a gravity greater than 35° API.
Эталонная нефть предпочтительно представляет собой тяжелую нефть. Тяжелая нефть имеет содержание асфальтенов, которое составляет более чем содержание асфальтенов легкой нефти, например, более чем 3% по массе, и предпочтительно более чем 5% по массе. Кроме того, тяжелая нефть обычно имеет плотность, составляющую менее чем 25° API, и необязательно содержание тяжелых остатков (компонентов, кипящих выше 1000°F, т.е. 537,8°С), составляющее более чем 30% по массе.The reference oil is preferably a heavy oil. The heavy oil has an asphaltene content that is greater than the asphaltene content of the light oil, for example greater than 3% by weight, and preferably greater than 5% by weight. In addition, heavy oils typically have a gravity of less than 25° API and optionally have a heavy residue content (components boiling above 1000° F. i.e. 537.8° C.) of greater than 30% by weight.
Содержание асфальтенов в исследуемой нефти и эталонной нефти может быть определено с использованием известных способов. Например, содержание асфальтенов каждой нефти может быть измерено согласно стандарту IP 143.The content of asphaltenes in the test oil and the reference oil can be determined using known methods. For example, the asphaltene content of each oil can be measured according to the IP 143 standard.
Плотность в градусах API легкой нефти и эталонной нефти может быть определена с использованием известных способов. Например, плотность в градусах API каждой нефти предпочтительно определяют согласно стандарту ASTM D 4052, хотя может быть также использован стандарт ASTM D 1298.API gravity of light oil and reference oil can be determined using known methods. For example, the API gravity of each oil is preferably determined according to ASTM D 4052, although ASTM D 1298 may also be used.
Содержание тяжелых остатков тяжелой нефти может быть определено с использованием известных способов. Например, содержание тяжелых остатков нефти может быть определено согласно стандарту ASTM D 5236 посредством дистилляции остатка (кипящего выше 300°С), получаемого путем дистилляции согласно стандарту ASTM D 2892.The content of heavy residues of heavy oil can be determined using known methods. For example, the content of heavy oil residues can be determined according to ASTM D 5236 by distillation of the residue (boiling above 300°C) obtained by distillation according to ASTM D 2892.
Легкая нефть и эталонная нефть предпочтительно представляют собой сырые нефти. Соответственно, в них предпочтительно отсутствуют какие-либо ингибитор асфальтенов и какие-либо диспергирующие вещества. Кроме того, в легкой нефти и эталонной нефти предпочтительно отсутствует буровой раствор или какие-либо другие загрязняющие вещества.The light oil and reference oil are preferably crude oils. Accordingly, they are preferably free of any asphaltene inhibitor and any dispersing agents. In addition, the light oil and reference oil are preferably free of drilling fluid or any other contaminants.
ПримерыExamples
Пример 1: пересчет растворяющей способности легкой сырой нефтиExample 1: Conversion of Solvent Power of Light Crude Oil
Были выполнены эксперименты для пересчета растворяющей способности нефти А (легкой сырой нефти). Нефть В (тяжелую сырую нефть) использовали в качестве эталонной нефти.Experiments were performed to convert the solvent power of oil A (light crude oil). Oil B (heavy crude oil) was used as the reference oil.
Согласно оценке на основании характеристического фактора K нефть А имела растворяющую способность 21 и критическую растворяющую способность 0. Нефть А имела плотность 0,7945 г/см3 при 15°С. Согласно оценке на основании характеристического фактора K нефть В имела растворяющую способность 37 и критическую растворяющую способность 24. Нефть В имела плотность 0,9136 г/см3 при 15°С.Based on the characteristic factor K, oil A had a dissolving power of 21 and a critical dissolving power of 0. Oil A had a density of 0.7945 g/cm 3 at 15°C. Based on the characteristic factor K, oil B had a solvent power of 37 and a critical solvent power of 24. Oil B had a density of 0.9136 g/cm 3 at 15°C.
Согласно способу, раскрытому в документе US 2004/0121472, нефть А можно было смешивать с нефтью В в количестве, составляющем вплоть до 80% по массе, без наблюдаемого осаждения асфальтенов.According to the method disclosed in US 2004/0121472, oil A could be mixed with oil B in an amount of up to 80% by weight without observed precipitation of asphaltenes.
Для определения пересчитанной растворяющей способности нефть А титровали нефтью В, чтобы экспериментально определить точку наблюдаемого осаждения асфальтенов. Первоначальные эксперименты по титрованию осуществляли с использованием интервалов титрования, составляющих 10% по массе, причем осаждение асфальтенов измеряли с применением гравиметрического анализа смесей. На фиг. 1 можно видеть, что минимальное осаждение асфальтенов наблюдалось в области приблизительно 50% по массе нефти В.To determine the converted solvent power, oil A was titrated with oil B to experimentally determine the point of observed precipitation of asphaltenes. Initial titration experiments were carried out using titration intervals of 10% by weight, with asphaltene precipitation measured using gravimetric analysis of mixtures. In FIG. 1 it can be seen that the minimum asphaltene precipitation was observed in the region of approximately 50% by weight of oil B.
Затем осуществляли высокоточное титрование. Готовили чистые стеклянные пробирки, содержащие 5 г нефти В. В пробирки добавляли различные массы нефти А. Нефти перемешивали и доводили до равновесия. Аликвоты из пробирок рассматривали с помощью оптического микроскопа (200-кратное увеличение), чтобы проверить осаждение асфальтенов. Результаты представлены в следующей таблице:Then carried out high-precision titration. Clean glass tubes containing 5 g of oil B were prepared. Various weights of oil A were added to the tubes. The oils were mixed and brought to equilibrium. Aliquots from the tubes were viewed with an optical microscope (200x magnification) to check for asphaltene precipitation. The results are presented in the following table:
Полученные с помощью оптического микроскопа изображения пробирок 2-4 представлены на фиг. 2а-с, соответственно. Можно видеть, что незначительное осаждение наблюдалось в пробирке 2, и повышенные уровни осаждения наблюдались в пробирках 3 и 4, поскольку увеличивалась пропорция нефти А в смеси.The images of test tubes 2-4 obtained using an optical microscope are shown in Figs. 2a-c, respectively. It can be seen that little precipitation was observed in tube 2 and increased levels of precipitation were observed in
Результаты показывают, что смесь нефти А и нефти В сохраняла устойчивость при содержании 50,9 об.% нефти А.The results show that the mixture of oil A and oil B remained stable at 50.9% v/v of oil A.
Пересчитанную растворяющую способность нефти А определяли с использованием формулы I:The recalculated solvent power of oil A was determined using formula I:
SРнефть А (пересчитано на основании нефти В)=(24-37×0,491)/0,509=11,46SP oil A (recalculated based on oil B) \u003d (24-37 × 0.491) / 0.509 \u003d 11.46
Это значительно ниже, чем прогнозируемое значение на основании характеристического фактора K.This is significantly lower than the predicted value based on the characteristic factor K.
Пример 2: подтверждение пересчитанной растворяющей способности легкой сырой нефтиExample 2: Confirmation of the recalculated solvent power of light crude oil
Пересчитанную растворяющую способность нефти А подтверждали посредством дополнительных экспериментов, включающих в себя титрование нефти А различными тяжелыми нефтями (нефтями С и D).The recalculated solvent power of Oil A was confirmed by additional experiments involving titration of Oil A with various heavy oils (Oils C and D).
Согласно оценке на основании характеристического фактора K нефть С имела растворяющую способность 36 и критическую растворяющую способность 18. Согласно оценке на основании характеристического фактора K нефть D имела растворяющую способность 55 и критическую растворяющую способность 27.Based on the characteristic factor K, oil C had a solvency of 36 and a critical solvency of 18. Based on the characteristic factor K, oil D had a solvency of 55 and a critical solvency of 27.
Первоначальные эксперименты по титрованию осуществляли с использованием интервалов титрования, составляющих 10% по массе, причем осаждение асфальтенов измеряли с применением гравиметрического анализа смесей. На фиг. 3 представлено, что минимальное осаждение асфальтенов наблюдалось в области приблизительно 30% по массе нефти С, и на фиг. 4 представлено, что минимальное осаждение асфальтенов наблюдалось в области приблизительно 50% по массе нефти D.Initial titration experiments were carried out using titration intervals of 10% by weight, with asphaltene precipitation measured using gravimetric analysis of mixtures. In FIG. 3 shows that the minimum asphaltene precipitation was observed in the region of approximately 30% by weight of oil C, and FIG. 4 shows that the minimum asphaltene precipitation was observed in the region of approximately 50% by weight of oil D.
Затем осуществляли высокоточные титрования. Нефть А смешивали с нефтью С в количестве вплоть до 74% по объему и с нефтью D в количестве вплоть до 65% по объему до наблюдаемого осаждения асфальтенов.Then carried out high-precision titrations. Oil A was mixed with oil C up to 74% by volume and with oil D up to 65% by volume until asphaltene precipitation was observed.
Пересчитанную растворяющую способность нефти А определяли с использованием формулы I:The recalculated solvent power of oil A was determined using formula I:
SРнефть А (пересчитано на основании нефти C)=(18-36×0,26)/0,74=11,68SP oil A (recalculated based on oil C) = (18-36 × 0.26) / 0.74 = 11.68
SРнефть А (пересчитано на основании нефти D)=(27-55×0,35)/0,65=11,92SP oil A (recalculated based on oil D) = (27-55 × 0.35) / 0.65 = 11.92
Можно видеть, что пересчитанная растворяющая способность нефти А на основании нефтей С и D соответствует значению на основании нефти В, демонстрируя, что способ настоящего изобретения обеспечивает согласованные результаты при использовании различных эталонных нефтей.It can be seen that the calculated solvent power of oil A based on oils C and D corresponds to that based on oil B, demonstrating that the method of the present invention provides consistent results when using different reference oils.
Пример 3: определение зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легких сырых нефтейExample 3: Determining the Relationship Between Converted Solvent Power and Bulk Properties of Light Crude Oils
Эксперименты проводили для большого разнообразия легких нефтей, чтобы определить зависимость между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легких сырых нефтей.Experiments were performed on a wide variety of light oils to determine the relationship between the recalculated solvency and bulk properties of light crude oils.
Более чем 200 легких сырых нефтей титровали тяжелой эталонной нефтью или тяжелой эталонной нефтью и н-гептаном в качестве титранта, чтобы определить их пересчитанную растворяющую способность. Титрования осуществляли с использованием интервалов титрования, составляющих 2% по массе. Начало осаждения асфальтенов наблюдали с использованием микроскопа.More than 200 light crude oils were titrated with a heavy reference oil or a heavy reference oil and n-heptane as a titrant to determine their recalculated solvent power. Titrations were carried out using titration intervals of 2% by weight. The start of asphaltene precipitation was observed using a microscope.
Кроме того, осуществляли стандартные эксперименты для определения объемных свойств легких сырых нефтей.In addition, standard experiments were carried out to determine the bulk properties of light crude oils.
Данные от приблизительно 150 легких сырых нефтей исследовали в отношении корреляций между пересчитанными растворяющими способностями и объемными свойствами нефти с использованием программного обеспечения Nutonian Eureqa. Была определена следующая зависимость:Data from about 150 light crude oils were examined for correlations between scaled solubility and oil bulk properties using the Nutonian Eureqa software. The following dependency has been defined:
Растворяющая способность=Dissolving power=
0,50 × выход вакуумного газойля (об. %)0.50 × vacuum gas oil yield (vol.%)
+2,6×10-3 × характеристический фактор K × полное содержание азота (частей на миллион)+2.6×10 -3 × characteristic factor K × total nitrogen content (ppm)
0,77 × [полное кислотное число (мг KОН/г)]2 0.77 × [total acid number (mg KOH/g)] 2
-0,024 × полное содержание азота (частей на миллион)-0.024 × total nitrogen content (ppm)
-22,9 × характеристический фактор K-22.9 × characteristic factor K
-0,018 × выход вакуумного газойля (об. %) × плотность вакуумного газойля (° АРI)-0.018 × vacuum gas oil yield (vol.%) × vacuum gas oil density (°API)
-7,18×10-7 × [полное содержание азота (частей на миллион)]2 -7.18×10 -7 × [total nitrogen content (ppm)] 2
+288,7+288.7
Пример 4: прогнозирование пересчитанной растворяющей способности легкой сырой нефтиExample 4: Predicting the Recalculated Solubility Power of Light Crude Oil
Формулу, определенную в примере 3, использовали для прогнозирования пересчитанной растворяющей способности 200 легких сырых нефтей. Приблизительно 150 из указанных нефтей были уже использованы в разработке формулы, как описано выше, причем наборы данных от остальных нефтей также были использованы для исследования точности формулы.The formula defined in Example 3 was used to predict the recalculated solvent power of 200 light crude oils. Approximately 150 of these oils have already been used in developing the formula as described above, with datasets from the remaining oils also being used to investigate the accuracy of the formula.
Пересчитанную растворяющую способность, спрогнозированную с использованием формулы, определенной в примере 3, сравнивали с пересчитанной растворяющей способностью, определенной с использованием титрований в соответствии со способ настоящего изобретения. Данные представлены в форме графика на фиг. 5. С прогнозируемой пересчитанной растворяющей способностью связана среднеквадратичная ошибка, составляющая 0,17 единицы растворяющей способности, что демонстрирует точность способов, раскрытых в настоящем документе.The converted solvency predicted using the formula defined in Example 3 was compared with the converted solvency determined using titrations according to the method of the present invention. The data is presented in the form of a graph in Fig. 5. Associated with the predicted recalculated solvency is a rms error of 0.17 solubility units, demonstrating the accuracy of the methods disclosed herein.
Claims (34)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562212781P | 2015-09-01 | 2015-09-01 | |
US62/212,781 | 2015-09-01 | ||
PCT/US2016/047301 WO2017040042A1 (en) | 2015-09-01 | 2016-08-17 | Predicting solvent power of light oils |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018111103A RU2018111103A (en) | 2019-10-07 |
RU2018111103A3 RU2018111103A3 (en) | 2022-03-17 |
RU2779617C2 true RU2779617C2 (en) | 2022-09-12 |
Family
ID=
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2327158C2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-06-20 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Relative model of crude oil compatibleness |
RU2333476C1 (en) * | 2006-12-28 | 2008-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of paraffines and asphaltenes content in oil |
WO2015087049A1 (en) * | 2013-12-09 | 2015-06-18 | Intertek Group Plc | Method and system for analysing a blend of two or more hydrocarbon feed streams |
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2327158C2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-06-20 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Relative model of crude oil compatibleness |
RU2333476C1 (en) * | 2006-12-28 | 2008-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of paraffines and asphaltenes content in oil |
WO2015087049A1 (en) * | 2013-12-09 | 2015-06-18 | Intertek Group Plc | Method and system for analysing a blend of two or more hydrocarbon feed streams |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Simon Ivar Andersen, Flocculation Onset Titration of Petroleum Asphaltenes, Energy & Fuels 1999, Vol. 13, No. 2, 315-322. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1573315A1 (en) | Predictive crude oil compatibility model | |
US20210079306A1 (en) | Predicting Solvent Power of Light | |
US6690453B2 (en) | Method and device for predicting the flocculation threshold of asphaltenes contained in hydrocarbon mixtures | |
RU2779617C2 (en) | Prediction of solvent power of light oils | |
ES2825024T3 (en) | Procedure for predicting the critical solvent power of a visbreaking waste stream of interest | |
US10365263B1 (en) | Prediction of crude oil blend compatibility and blend optimization for increasing heavy oil processing | |
ES2943272T3 (en) | Method for determining the stability reserve and solubility parameters of a process stream containing asphaltenes through the joint use of a turbidimetric and refractive index method | |
RU2305836C1 (en) | Method for determining stability factor of fuel compositions containing residual products of oil processing | |
Klatt | Caustic-Side Solvent Extraction Solvent-Composition Recommendation | |
RU2732015C2 (en) | Predicting high-temperature deposition of asphaltenes | |
Montemayor et al. | Precision and equivalence of automatic and manual flash point apparatus | |
EP3807378A1 (en) | Method for assessing the compatibility of production fluid additives | |
RU2777703C1 (en) | Method for preparing samples of oilfield chemicals for the determination of organochlorine compounds | |
Zhao et al. | Heavy Crude Oil Dewatering Processes for Fluid Property Measurements: Comparison, Impact, and Suitability of Methods | |
Gandhi | Characterization of crude oils and their blends: A study of blending effects on solids precipitation properties | |
Fondeur et al. | Solvent Hold Tank Sample Results for MCU-16-991-992-993: July 2016 Monthly sample and MCU-16-1033-1034-1035: July 2016 Superwashed Sample | |
Nur Hardy | A Study on Asphaltenes Precipitation in Crude Oil Using Different Titrant | |
Saleh | Fouling of organics in Australian crude oil refining | |
Westbrook et al. | Technologies for Testing Fuel Quality: Approaches for the Petroleum Quality Analysis System (PQAS) |