ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РАСТВОРЯЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ЛЕГКИХ НЕФТЕЙ
PREDICTION OF SOLVENT POWER OF LIGHT OILS

Область техники настоящего изобретения
Настоящее изобретение относится к способам прогнозирования растворяющей способности легкой нефти. В частности, настоящее изобретение относится к способам прогнозирования растворяющей способности легкой сырой нефти.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
Часто оказывается желательным смешивание сырых нефтей из различных источников перед переработкой на нефтеперерабатывающем заводе. Для объединения сырых нефтей таким путем существует ряд причин.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Краткое раскрытие настоящего изобретения
(LO recalculated)
Настоящее изобретение предлагает способ пересчета растворяющей способности легкой нефти, SP, причем вьппеупомянутый способ предусматривает:
(onset fraction LO)
(onset fraction RO)
(onset fraction Т)
титрование легкой нефти эталонной нефтью, необязательно в присутствии титранта, для определения объемной доли легкой нефти в начале осаждения асфальтенов, V, объемной доли эталонной нефти в начале осаждения асфальтенов, V, и, если присутствует титрант, объемной доли титранта в начале осаждения асфальтенов, V, и
(LO recalculated)
определение пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, SP, согласно следующей формуле:
(LO recalculated)
(RO)
(RO)
(onset fraction RO)
(T)
(onset fraction T)
(onset fraction LO)
SP=(CSP-SP×V-x×SP×V/V
в которой:
(RO)
CSP представляет собой критическую растворяющую способность эталонной нефти,
(RO)
SP представляет собой растворяющую способность эталонной нефти,
(T)
SP представляет собой растворяющую способность титранта, и
х составляет 1, когда титрант присутствует, и 0 в иных условиях.
Кроме того, настоящее изобретение предлагает способ определения зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легких нефтей, причем вышеупомянутый способ предусматривает:
определение пересчитанной растворяющей способности для множества легких нефтей с применением способа, описанного в настоящем документе, и
определение зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами множества легких нефтей.
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.
Кроме того, предложен способ уменьшения осаждения асфальтенов из смеси легкой нефти и тяжелой нефти на нефтеперерабатывающем заводе, причем вышеупомянутый способ предусматривает:
определение пересчитанной растворяющей способности легкой нефти или прогнозирование пересчитанной растворяющей способности легкой нефти с применением способа, описанного в настоящем документе;
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; и
направление смеси легкой нефти и тяжелой нефти, имеющей относительное содержание легкой нефти вплоть до максимального уровня, на нефтеперерабатывающий завод.
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.
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.
Краткое описание фигур
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);
на фиг. 2а-с представлены полученные с помощью оптического микроскопа изображения смесей нефтей А и В;
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);
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); и
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.
Подробное раскрытие настоящего изобретения
Определение растворяющей способности и критической растворяющей способности эталонной нефти
(LO recalculated)
Формула для определения пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, SP, выведена из следующей зависимости:
(LO+RO)
(RO)
(LO)
(onset fraction LO)
(T)
(onset fraction T)
CSP=(CSP+SP×V-x×SP×V
(LO+RO)
CSP представляет собой критическую растворяющую способность для смеси легкой нефти и эталонной нефти.
(LO+RO)
(LO)
(RO)
(LO+RO)
(RO)
Для целей настоящего изобретения принято, что CSP равняется большей величине из критической растворяющей способности легкой нефти, CSP, и критической растворяющей способности эталонной нефти, CSP. Поскольку легкая нефть будет иметь низкую или нулевую критическую растворяющую способность, принято, что CSP равняется CSP.
(RO)
(T)
(T)
(RO)
(T)
Может быть использован любой известный способ для определения растворяющей способности эталонной нефти, SP, и растворяющей способности титранта, SP. Растворяющая способность титранта, SP, обычно является известной из уровня техники. Растворяющая способность эталонной нефти, SP, а также растворяющая способность титранта, SP, 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.
(RO)
Характеристический фактор K, K, вычисляют согласно следующей формуле:
(RO)
(RO)
(RO)
1/3
K=VABP/SG
(RO)
где VABP представляет собой среднеобъемную температуру кипения эталонной нефти в градусах Ранкина, и
(RO)
SG представляет собой стандартную относительную плотность эталонной нефти.
(RO)
(RO)
Среднеобъемная температура кипения эталонной нефти VABP может быть определена с использованием известных способов. В некоторых случаях VABP может быть определена по профилю выходов эталонной нефти.
1-9
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 С. Анализ GC может быть осуществлен согласно стандартному методу исследования IP 601. Анализ HT-SIMDIS может быть осуществлен согласно стандартному методу исследования IP 545.
(RO)
(RO)
(RO)
(RO)
(RO)
Стандартная относительная плотность эталонной нефти, SG, представляет собой отношение плотности эталонной нефти к плотности воды при 60°F (т.е. 15,6°С). SG 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, может быть определена по характеристическому фактору K с использованием линейной интерполяции. Например, SP может быть определена по K 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.
(RO)
(RO)
Критическая растворяющая способность эталонной нефти, CSP, может быть определена посредством титрования эталонной нефти осадителем. В некоторых случаях CSP может быть определена согласно следующей формуле:
(RO)
(onset fraction RO(P))
(RO)
CSP=V×SP/100
(onset fraction RO(P))
где V представляет собой объемную долю эталонной нефти в начале осаждения асфальтенов осадителем; и
(RO)
SP представляет собой растворяющую способность эталонной нефти, которая может быть определена, как описано выше, например, на основании характеристического фактора K.
(RO)
4-20
4-20
4-20
Осадитель, используемый для определения CSP, 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 С-алканы и предпочтительно С-н-алканы или С-изоалканы. В некоторых случаях осадители выбраны из гептана, ундекана и пентадекана.
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.
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.
Титрование легкой нефти эталонной нефтью
(LO recalculated)
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, может быть определена согласно следующей формуле:
(LO recalculated)
(RO)
(RO)
(onset fraction RO)
(onset fraction LO)
SP=(CSP-SP×V)/V.
Согласно указанным вариантам осуществления преимущественно сокращена потребность в проведении экспериментов с искусственными осадителями, такими как н-гептан.
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.
4-20
4-20
4-20
(LO recalculated)
(LO recalculated)
(onset fraction RO)
(onset fraction LO)
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 С-алканы и предпочтительно С-н-алканы или С-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 является минимальным. Таким образом, формула для определения пересчитанной растворяющей способности легкой нефти, SP, 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 и V будет составлять менее чем 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.
Титрование может включать в себя смешивание легкой нефти с эталонной нефтью. Смешивание может быть проведено с использованием ультразвукового или вихревого смесителя.
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.
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.
(onset fraction RO)
(onset fraction LO)
(onset fraction RO)
(onset fraction LO)
(onset fraction RO)
(onset fraction LO)
(onset fraction RO)
(onset fraction LO)
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 и V, а затем небольшие интервалы титрования могут быть использованы для осуществления точного измерения V и V. Второе титрование должно быть осуществлено только в интервалах с центрами у грубой оценки V и V, 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 и V.
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.
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.
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.
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.
Определение зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легкой нефти
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.
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.
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.
В некоторых случаях способ прогнозирования зависимости между пересчитанными растворяющими способностями и объемными свойствами легкой нефти может предусматривать стадию измерения объемных свойств множества легких нефтей.
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.
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.
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.
Характеристический фактор K может быть вычислен с использованием среднеобъемной температуры кипения и плотности легкой нефти, как обсуждается выше в связи с эталонной нефтью.
Содержание азота легкой нефти может быть измерено согласно ASTM D 4629, IP 379 или эквивалентному стандарту.
TAN может быть измерено согласно ASTM D 664 (IP 354) или 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.
Содержание ароматических соединений может быть измерено согласно IP 548.
Плотность может быть измерена согласно ASTM D 4052 или ASTM D 5002.
VGO обычно определяют как материал, кипящий в диапазоне от 350 до 580°С.
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.
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.
Уменьшение осаждения асфальтенов на нефтеперерабатывающем заводе
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.
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.
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.
Легкая нефть и эталонная нефть
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Примеры
Пример 1: пересчет растворяющей способности легкой сырой нефти
Были выполнены эксперименты для пересчета растворяющей способности нефти А (легкой сырой нефти). Нефть В (тяжелую сырую нефть) использовали в качестве эталонной нефти.
3
3
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/см 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/см при 15°С.
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.
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.
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:
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.
Результаты показывают, что смесь нефти А и нефти В сохраняла устойчивость при содержании 50,9 об.% нефти А.
Пересчитанную растворяющую способность нефти А определяли с использованием формулы I:
нефть А (пересчитано на основании нефти В)
SР=(24-37×0,491)/0,509=11,46
Это значительно ниже, чем прогнозируемое значение на основании характеристического фактора K.
Пример 2: подтверждение пересчитанной растворяющей способности легкой сырой нефти
Пересчитанную растворяющую способность нефти А подтверждали посредством дополнительных экспериментов, включающих в себя титрование нефти А различными тяжелыми нефтями (нефтями С и 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.
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.
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.
Пересчитанную растворяющую способность нефти А определяли с использованием формулы I:
нефть А (пересчитано на основании нефти C)
SР=(18-36×0,26)/0,74=11,68
нефть А (пересчитано на основании нефти D)
SР=(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.
Пример 3: определение зависимости между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легких сырых нефтей
Эксперименты проводили для большого разнообразия легких нефтей, чтобы определить зависимость между пересчитанной растворяющей способностью и объемными свойствами легких сырых нефтей.
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.
Кроме того, осуществляли стандартные эксперименты для определения объемных свойств легких сырых нефтей.
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:
Растворяющая способность=
0,50 × выход вакуумного газойля (об. %)
-3
+2,6×10 × характеристический фактор K × полное содержание азота (частей на миллион)
2
0,77 × [полное кислотное число (мг KОН/г)]
-0,024 × полное содержание азота (частей на миллион)
-22,9 × характеристический фактор K
-0,018 × выход вакуумного газойля (об. %) × плотность вакуумного газойля (° АРI)
-7
2
-7,18×10 × [полное содержание азота (частей на миллион)]
+288,7
Пример 4: прогнозирование пересчитанной растворяющей способности легкой сырой нефти
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.
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.