Способ прогнозирования критической растворяющей способности потока остатков висбрекинга

Изобретение относится к способу прогнозирования критической растворяющей способности CSP_VisRes(OI) исследуемого потока остатков висбрекинга. Способ включает: прогнозирование CSP_VisRes(OI) на основании критического процентного содержания CPT_AR(OI) титранта для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков, причем исследуемый поток атмосферных остатков получают из такой же сырой нефти, как исследуемый поток остатков висбрекинга, с применением корреляции, полученной способом, включающим для каждой из множества сырых нефтей измерение CSP_VisRes потока остатков висбрекинга, полученного из каждого из множества сырых нефтей, причем CSP_VisRes представляет собой минимальную растворяющую способность, требуемую для сохранения асфальтенов в углеводородном потоке в состоянии полного диспергирования в растворе и CPT_AR потока атмосферных остатков, полученного из каждого из множества сырых нефтей; причем CPT_AR прогнозируют с применением следующей формулы: CPT_AR = 100 - (100 × CSP_AR) / SP_AR, в которой CPT_AR представляет собой критическую растворяющую способность атмосферного остатка и SP_AR представляет собой растворяющую способность атмосферного остатка, и определение корреляции между CSP_VisRes и CPT_AR. Изобретение также касается способа прогнозирования устойчивости исследуемого потока остатков висбрекинга, способа получения исследуемого потока остатков висбрекинга в процессе нефтепереработки с предотвращением осаждения асфальтенов из исследуемого потока остатков висбрекинга, способу прогнозирования критической растворяющей способности CSP_FO нефтяного топлива, способу прогнозирования устойчивости нефтяного топлива, способу получения нефтяного топлива в процессе нефтепереработки с предотвращением осаждения асфальтенов из нефтяного топлива. Технический результат - обеспечение эксплуатации в установке висбрекинга (VSB) в режиме, в котором качество исходного материала и условия эксплуатации установки VSB не приводят к чрезмерной степени превращения и, таким образом, к неустойчивости асфальтенов в течение процесса висбрекинга и полученный поток остатков висбрекинга имеет достаточный запас устойчивости, чтобы допускать добавление любого дистиллятного нефтепродукта и проходить испытания устойчивости конечного топлива, такие как испытание IP 390. 6 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 7 ил.

 

Настоящее изобретение относится к способам прогнозирования растворяющей способности и критической растворяющей способности потока остатков висбрекинга. Растворяющая способность и критическая растворяющая способность потока остатков висбрекинга могут быть использованы в рамках способа прогнозирования устойчивости нефтяного топлива.

Уровень техники настоящего изобретения

Висбрекинг представляет собой процесс, в котором тяжелые вязкие потоки продуктов нефтепереработки, такие как вакуумные остатки, атмосферные остатки и их комбинации, подвергают мягкому термическому превращению в установке висбрекинга (VSB). Исходный материал для VSB, как правило, обогащен соединениями, известными как асфальтены.

Асфальтены представляют собой органические гетероциклические высокомолекулярные соединения, которые обычно являются наиболее тяжелыми соединениями в сырой нефти. Асфальтены определяют по классу растворимости как соединения, которые, как правило, растворяются в ароматических растворителях, таких как толуол, и не растворяются в парафиновых растворителях, таких как н-гептан. При высоких температурах, существующих на нефтеперерабатывающих заводах, асфальтены в исходном материале могут оказываться нерастворимыми, что приводит к их осаждению и возможному образованию отложений, например, на поверхностях печных труб.

Висбрекинг приводит к образованию ряда более легких и более ценных продуктов (таких как керосин и газойли) из потоков остатков, имеющих относительно низкую ценность. Основной продукт VSB известен как остатки висбрекинга (VisRes). Потоки остатков висбрекинга имеют многочисленные применения, в том числе в качестве основного компонента получаемого нефтяного топлива для производства энергии (например, морского нефтяного топлива для применения на морских судах). В качестве альтернативы, потоки остатков висбрекинга можно подвергать дальнейшей переработке на нефтеперерабатывающем заводе (например, на установках коксования, частичного окисления и т.д.).

На морское нефтяное топливо (также известное как бункерное топливо) распространяются строгие ограничения в отношении качества, в том числе в отношении вязкости, содержания примесей (например, Si, Al, Fe) и, что важно, устойчивости фракции асфальтенов в топливе. Партии нефтяного топлива, такого как партии морского нефтяного топлива, как правило, исследуют в отношении устойчивости, определяемой с применением технических условий выдерживания осадка в испытаниях методом Института нефти (IP) 390. Согласно этому способу образец топлива подвергают ускоренному старению (при 100°C в течение 24 часов) и фильтруют для обеспечения полного уровня осадка в топливе ниже порогового ограничения (0,05 или 0,1 мас. %). Если выполнены технические требования в отношении осадка, то топливо обычно считают подходящим для применения в морских приложениях, при том условии, что выполнены другие соответствующие требования к топливу, например, в отношении содержания серы, содержания металлов, вязкости и т.д.

Основные реакции висбрекинга включают разрыв связей С-С, дегидрирование, полимеризацию и конденсацию. Общее воздействие указанных реакций представляет собой увеличение содержания насыщенных соединений (парафинов) в исходном материале, уменьшение содержания ароматических соединений и смол и значительное увеличение содержания асфальтенов. Попытки увеличения степени превращения или глубины висбрекинга (например, посредством повышения температуры на выпуске печи, увеличение продолжительности обработки) обычно приводит к получению остатков висбрекинга, имеющих следующие характеристики:

* Повышенное содержание асфальтенов. Ответственность за образование асфальтенов в течение висбрекинга несут, главным образом, реакции конденсации и полимеризации. Не является необычным, что VSB увеличивает содержание асфальтенов в 2-4 раза.

* Сниженная растворяющая способность (SP) вследствие увеличения содержания насыщенных соединений и уменьшения содержания ароматических соединений/смол. Значение SP может быть определено как способность углеводородного потока диспергировать и/или суспендировать асфальтены (см., например, документ US 2004/0121472).

* Повышенная критическая растворяющая способность в отношении асфальтенов (CSPa). Значение CSPa определяют как минимальную растворяющую способность, требуемую для сохранения асфальтенов в углеводородном потоке в состоянии полного диспергирования в растворе (см., например, документ US 2004/0121472).

В тех случаях, когда значение SP остатков висбрекинга уменьшается и оказывается ниже CSPa, происходит сильное засорение и отложение асфальтенов, потенциально в печных трубах и реакционном барабане VSB. С другой стороны, если значение SP остатков висбрекинга уменьшается и остается выше CSPa, то уменьшается вероятность засорения печи и реакционного барабана. Чтобы предотвратить проблемы, связанные с осаждением асфальтенов, для VSB обычно устанавливают соответствующий верхний предел степени превращения.

Тем не менее, проблемы осаждения асфальтенов могут все же возникать ниже по потоку относительно VSB. В то время как поток остатков висбрекинга из установки VSB проявляет меньшую вязкость по сравнению с исходным материалом для VSB, дистиллятные нефтепродукты часто добавляют в поток остатков висбрекинга для дополнительного снижения его вязкости в целях выполнения требований к нефтяному топливу. Дистиллятные нефтепродукты представляют собой такие материалы, как потоки лигроина, керосина и газойля, например, из установки атмосферной дистилляции сырой нефти (CDU) на типичном нефтеперерабатывающем заводе. Другие дистиллятные нефтепродукты представляют собой вакуумные газойли, например, полученные на установке вакуумной дистилляции (VDU) и рецикловые газойли из установки каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (FCC) на типичном нефтеперерабатывающем заводе.

Большинство «прямогонных» дистиллятных нефтепродуктов из CDU, таких как керосин, газойли и т.д., как правило, имеют низкое значение SP. Смешивание дистиллятных нефтепродуктов с потоками остатков висбрекинга, когда значение SP конечной смеси уменьшается ниже CSPa, приводит к несовместимости асфальтенов (т.е. могут образовываться и начинать осаждаться более крупные асфальтеновые агрегаты). Таким образом, нефтеперерабатывающие заводы пытаются обеспечивать применение потока остатка висбрекинга, который имеет достаточный запас устойчивости, чтобы допускать такое добавление дистиллятных нефтепродуктов, что получаемая в результате смесь выполняет требуемые условия устойчивости асфальтенов. Тем не менее, часто все же требуется тщательный выбор дистиллятных нефтепродуктов (например, полученный методом FCC легкий рецикловый газойль (LCO), как правило, имеет более высокое значение SP, чем используемые в качестве дистиллятных нефтепродуктов потоки CDU/VDU).

Для описания запаса устойчивости обычно используют «значение Р», которое определяют посредством испытания методом SMS-1600-01. Как правило, при эксплуатации VSB получают потоки остатков висбрекинга, которые соответствуют целевому значению Р, обычно составляющему от 1,05 до 1,20. Когда желательный продукт представляет собой морское нефтяное топливо, VSB обычно эксплуатируют таким образом, чтобы получать поток остатков висбрекинга с относительно высоким значением Р, составляющим 1,10 или более.

В итоге, в настоящее время необходимо обеспечение эксплуатации VSB в режиме, в котором: 1) качество исходного материала и условия эксплуатации установки VSB не приводят к чрезмерной степени превращения и, таким образом, к неустойчивости асфальтенов в течение процесса висбрекинга; и 2) полученный поток остатков висбрекинга имеет достаточный запас устойчивости, чтобы допускать добавление любого дистиллятного нефтепродукта и проходить испытания устойчивости конечного топлива, такие как испытание IP 390.

Существует необходимость способа, который преодолевает одно или несколько из указанных ограничений.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

Настоящее изобретение предлагает способ прогнозирования критической растворяющей способности CSP_VisRes(OI) рассматриваемого потока остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование CSP_VisRes(OI) на основании критического процентного содержания CPT_AR титранта для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков, причем поток атмосферных остатков получают из такой же сырой нефти, как рассматриваемый поток остатков висбрекинга, с применением корреляции между критической растворяющей способностью CSP_VisRes потока остатков висбрекинга и критическим процентным содержанием CPT_AR титранта для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков,

причем корреляцию получают способом, включающим:

для каждой из множества сырых нефтей измерение:

CSP_VisRes полученного из нее потока остатков висбрекинга и

CPT_AR полученного из нее потока атмосферных остатков, и

определение корреляции между CSP_VisRes и CPT_AR.

Кроме того, предложен способ прогнозирования растворяющей способности SP_VisRes(OI) рассматриваемого потока остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование SP_VisRes(OI) с применением следующей формулы:

SP_VisRes(OI)=(100×CSP_VisRes)/(100-CPT_VisRes),

в которой:

CSP_VisRes представляет собой критическую растворяющую способность потока остатков висбрекинга, и

CPT_VisRes представляет собой критическое процентное содержание титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга,

причем CPT_VisRes получают на основании критического процентного содержания CPC_VisRes цетана (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга с применением следующей формулы:

CPT_VisRes=CF+CPC_VisRes,

в которой:

CF представляет собой пересчетный коэффициент, который связывает CPT_VisRes и CPC_VisRes,

и при этом CPC_VisRes вычисляют на основании значения Р потока остатков висбрекинга с применением следующей формулы:

CPC_VisRes=([(значение Р-1)×ρ_VisRes]/[((значение Р-1)×ρ_VisRes)+1])×100,

в которой:

ρ_VisRes представляет собой плотность потока остатков висбрекинга.

Кроме того, предложен способ прогнозирования устойчивости потока остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

сравнение растворяющей способности SP_VisRes потока остатков висбрекинга с критической растворяющей способностью CSP_VisRes потока остатков висбрекинга и

категоризацию поток остатков висбрекинга как устойчивого, если SP_VisRes составляет более чем CSP_VisRes,

причем CSP_VisRes прогнозируют с применением способа согласно настоящему изобретению и/или SP_VisRes прогнозируют с применением способа согласно настоящему изобретению.

Кроме того, предложен способ предотвращения осаждения асфальтенов из потока остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование устойчивости остатков висбрекинга с применением способа согласно настоящему изобретению, и

регулирование процесса нефтепереработки для обеспечения соответствия остатков висбрекинга требованиям устойчивости, когда остатки висбрекинга категоризированы как неустойчивые.

Кроме того, предложен способ прогнозирования критической растворяющей способности CSP_FO нефтяного топлива, причем нефтяное топливо содержит n компонентов смеси, в том числе поток остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование CSP_FO с применением следующей формулы:

в которой:

мас. %_i представляет собой массовое процентное содержание каждого из n компонентов смеси,

содержание Asp_i представляет собой содержание асфальтенов в каждом из n компонентов смеси,

содержание Asp_(FO) представляет собой содержание асфальтенов в нефтяном топливе, и

CSP_i представляет собой критическую растворяющую способность каждого из n компонентов нефтяного топлива,

причем критическую растворяющую способность CSP_VisRes потока остатков висбрекинга прогнозируют с применением способа согласно настоящему изобретению.

Кроме того, предложен способ прогнозирования растворяющей способности SP_FO нефтяного топлива, причем нефтяное топливо содержит n компонентов смеси, включая поток остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование SP_FO с применением следующей формулы:

в которой:

об. %_i представляет собой объемное процентное содержание каждого из n компонентов смеси в нефтяном топливе, и

SP_i представляет собой растворяющую способность каждого из n компонентов смеси,

причем растворяющую способность SP_VisRes потока остатков висбрекинга прогнозируют с применением способа согласно настоящему изобретению.

Кроме того, предложен способ прогнозирования устойчивости нефтяного топлива, причем вышеупомянутый способ включает:

сравнение растворяющей способности SP_FO нефтяного топлива с критической растворяющей способностью CSP_FO нефтяного топлива и

категоризацию нефтяного топлива как устойчивого, если SP_FO составляет более чем CSP_FO,

причем CSP_FO прогнозируют с применением способа согласно настоящему изобретению и/или SP_FO прогнозируют с применением способа согласно настоящему изобретению.

Кроме того, предложен способ предотвращения осаждения асфальтенов из нефтяного топлива, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование устойчивости нефтяного топлива с применением способа согласно настоящему изобретению и

регулирование процесса нефтепереработки для обеспечения соответствия нефтяного топлива требованиям устойчивости, когда нефтяное топливо категоризировано как неустойчивое.

Краткое описание фигур

На фиг. 1 представлен график, иллюстрирующий корреляцию между растворяющей способностью SP_CS дистиллятных нефтепродуктов и содержанием ароматических соединений дистиллятных нефтепродуктов;

на фиг. 2 представлен график, сравнивающий растворяющую способность SP_AR ароматических остатков при измерении и при прогнозировании на основании их объемных свойств с применением способа согласно настоящему изобретению;

на фиг. 3 представлен график, иллюстрирующий корреляцию между критическим процентным содержанием CPH_AR гептана в ароматических остатках и критическим процентным содержанием CPH_VR гептана в вакуумных остатках;

на фиг. 4 представлен график, иллюстрирующий соотношение между критической растворяющей способностью CSP_VR вакуумных остатков и критической растворяющей способностью CSP_AR ароматических остатков;

на фиг. 5а представлен график, иллюстрирующий корреляцию между критической растворяющей способностью CSP_VisRes потоков остатков висбрекинга и критическим процентным содержанием CPH_AR гептана в соответствующем потоке атмосферных остатков;

на фиг. 5b представлен график, иллюстрирующий соотношение, представленное на фиг. 5а, но с учетом отношения скорости подачи к температуре на выходе из змеевика (СОТ) для установки VSB, на которой были получены остатки висбрекинга; и

на фиг. 5с представлен график, иллюстрирующий соотношение между критическим процентным содержанием гептана CPH_VisRe и критическим процентным содержанием CPC_VisRes цетана в потоке остатков висбрекинга.

Подробное раскрытие настоящего изобретения

Дистиллятный нефтепродукт (CS)

Дистиллятный нефтепродукт смешивают с потоком остатков висбрекинга, чтобы получить нефтяное топливо. Дистиллятный нефтепродукт своим действием, главным образом, уменьшает вязкость потока остатков висбрекинга, таким образом, что получаемое в результате нефтяное топливо соответствует требуемым в промышленности условиям.

В качестве дистиллятного нефтепродукта могут быть выбраны прямогонные дистилляты (например, лигроин, керосин и газойли, такие как вакуумный газойль) и продукты крекинга (например, рецикловые газойли FCC и суспензия FCC). Указанные обычные потоки продуктов нефтепереработки известны специалисту в данной области техники и, как правило, имеют следующие диапазоны температур кипения (которые измеряют при стандартном атмосферном давлении, составляющем 100 кПа): лигроин от 70 до 150°C; керосин от 120 до 220°C; газойль от 180 до 350°C; вакуумный газойль от 300 до 580°C; рецикловый газойль от 250 до 450°C и суспензия FCC от 400 до 580°C.

Растворяющая способность SP_CS дистиллятного нефтепродукта может определена с применением любого известного способа. Предпочтительно используют способ, описанный в документе PCT/US 2016/047301 (Soban Balashanmugam и др. «Прогнозирование растворяющей способности легких нефтепродуктов», который включен в настоящий документ посредством ссылки). Как правило, этот способ является предпочтительным, в частности, для дистиллятных нефтепродуктов, содержащих асфальтены в количестве, составляющем менее чем 0,5 мас. % (которое измеряют, например, согласно стандарту IP 143), поскольку он обеспечивает более точные результаты.

Эталонное масло предпочтительно представляет собой тяжелое масло, имеющее содержание асфальтенов, составляющее более чем 3 мас. % и предпочтительно более чем 5 мас. % (например, при измерении согласно стандарту IP 143). Как правило, тяжелое масло имеет плотность в градусах API, составляющую менее чем 25° (например, при измерении согласно стандарту ASTM D 4052), и необязательно содержание тяжелых остатков (т.е. компонентов с температурой кипения выше 1000°F (537,8°C)), составляющее более чем 30 мас. % (например, при измерении согласно стандарту ASTM 5236 остатков с температурой кипения выше 300°C, получаемых при дистилляции согласно стандарту ASTM D 2892).

Согласно этому способу SP_CS вычисляют с применением процедуры, в которой дистиллятный нефтепродукт титруют эталонным маслом, необязательно в присутствии титранта, чтобы определить объемную долю V_{(onset fraction CS)} дистиллятного нефтепродукта в начале осаждения асфальтенов, объемную долю V_{(onset fraction RO)} эталонного масла в начале осаждения асфальтенов и, когда присутствует титрант, объемную долю V_{(onset fraction т)} титранта в начале осаждения асфальтенов, и

определяют SP_CS согласно следующей формуле:

SP_CS=(CSP_RO-SP_RO×V_{(onset fraction RO)}-x×SPт×V_{(onset fraction T)})/V_{(onset fraction CS)},

в которой:

CSP_RO представляет собой критическую растворяющую способность эталонного масла,

CSP_RO представляет собой растворяющую способность эталонного масла,

SP_RO представляет собой растворяющую способность титранта, и

х составляет 1, когда титрант присутствует, и 0, когда он отсутствует.

Любой известный способ может быть использован для определения растворяющей способности SP_RO эталонного масла и растворяющей способности SPт титранта. Растворяющая способность SPт титранта обычно является известной в технике. Растворяющая способность SP_RO эталонного масла (и растворяющая способность SPт титранта, если она неизвестна) может быть вычислена с применением способа, описанного в документе US 2004/0121472 (Nemana, S. и др. «Прогностическая модель совместимости сырой нефти», который включен в настоящий документ посредством ссылки), согласно которому растворяющую способность оценивают с применением характеристического фактора K.

Характеристический фактор K (K) для масла вычисляют согласно следующей формуле:

K=VABP^1/3/SG,

в которой:

VABP представляет собой среднеобъемную температуру кипения масла в градусах Ранкина, и

SG представляет собой стандартную плотность масла.

Среднеобъемная температура VABP кипения масла может быть определена с применением известных способов. В некоторых случаях VABP может быть определена на основании профиля выхода масла.

Профиль выхода масла может быть определен на основании физической дистилляции, например, согласно стандартам ASTM D 2892 или ASTM D 5236. В качестве альтернативы, профиль выхода масла может быть определен с применением газовой хроматографии (ГХ) и высокотемпературной имитированной дистилляции (HT-SIMDIS). Применение анализа методом ГХ позволяет определять углеводородный состав масла для компонентов, кипящих в диапазоне углеводородов С_1-9. Анализ методом ГХ может быть осуществлен согласно стандартному методу испытания IP 601. Анализ методом HT-SIMDIS осуществлен согласно стандартному методу испытания IP 545.

Стандартная относительная плотность SG масла представляет собой отношение плотности масла к плотности воды при 60°F (т.е. 15,6°C). Значение SG может быть определено с применением известных способов. Например, плотность масла может быть измерена экспериментально согласно стандартам ASTM D 4052 или ASTM D 5002.

Растворяющая способность может быть определена на основании характеристического фактора K с применением линейной интерполяции. Например, значение SP может быть определено на основании K с применением соотношения между характеристическим фактором K и параметром растворимости гептана и толуола. Характеристический фактор K и параметр растворимости гептана и толуола известны в технике.

Критическая растворяющая способность CSP_RO эталонного масла может быть определена посредством титрования эталонного масла осадителем. В некоторых случаях значение CSP_RO может быть определено согласно следующей формуле:

CSP_RO=V_{(onset fraction RO(P))}×SP_RO/100,

в которой:

V_{(onset fraction RO(P))} представляет собой объемную долю эталонного масла в начале осаждения асфальтенов осадителем; и

SP_RO представляет собой растворяющую способность эталонного масла, которая может быть определена, как описано выше, например, на основании характеристического фактора K.

Осадитель предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0. Подходящие осадители представляют собой алканы, такие как C_5-20-алканы, предпочтительно C_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее C_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве осадителя предпочтительно используют н-гептан.

Начало осаждения асфальтенов может быть определено посредством наблюдения эталонного масла и осадителя с помощью оптического микроскопа или другими известными способами (такими как, например, гравиметрический анализ).

Предпочтительно осаждение асфальтенов наблюдают при титровании дистиллятного нефтепродукта эталонным маслом при отсутствии титранта (т.е. х=0). Согласно указанным вариантам осуществления преимущественно уменьшается необходимость проведения экспериментов с искусственными осадителями, такими как н-гептан.

Однако в некоторых случаях осаждение асфальтенов может не наблюдаться при титровании дистиллятного нефтепродукта с применением только эталонного масла. В указанных случаях дистиллятный нефтепродукт можно титровать эталонным маслом в присутствии титранта (т.е. х=1), например, смесью, содержащей эталонное масло и титрант в соотношении, составляющем от 2:1 до 1:2 и предпочтительно от 1,5:1 до 1:1,5. Как правило, используют смеси с соотношением 1:1. Титрант предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0. Подходящие титранты представляют собой алканы, такие как С_5-20-алканы, предпочтительно C_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее С_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве титранта предпочтительно используют н-гептан.

В качестве альтернативы, растворяющая способность SP_CS дистиллятного нефтепродукта может быть определена с применением способа, описанного в документе US 2004/0121472 (обсуждается выше), согласно которому растворяющую способность оценивают с применением характеристического фактора K. Было обнаружено, что этот способ является менее точным для вычисления растворяющей способности легких масел, таких как многие из обычных дистиллятных нефтепродуктов.

Неожиданно было обнаружено, что корреляция между SP_CS и содержание ароматических соединений дистиллятного нефтепродукта является достаточно сильной, чтобы допустить определение SP_CS на основании содержания ароматических соединений дистиллятного нефтепродукта при отсутствии непосредственных измерений SP_CS. Соответственно, согласно некоторым вариантам осуществления SP_CS определяют посредством измерения содержания ароматических соединений дистиллятного нефтепродукта и вычисления SP_CS с применением корреляции между содержанием ароматических соединений и SP_CS.

Корреляция между SP_CS и содержанием ароматических соединений дистиллятного нефтепродукта может быть определена посредством измерения содержания ароматических соединений и SP_CS (например, с применением способа, описанного в документе PCT/US 2016/047301) для множества дистиллятных нефтепродуктов и установления соотношения между измеряемым содержанием ароматических соединений и измеряемым значением SP_CS.

Содержание ароматических соединений в дистиллятных нефтепродуктах может быть определено с применением стандартных способов испытания, таких как IP 391 или IP 548. Как правило, указанные способы являются предпочтительными для дистиллятных нефтепродуктов, не представляющих собой прямогонные дистилляты, таких как рецикловые газойли и суспензия FCC.

В качестве альтернативы, содержание ароматических соединений дистиллятных нефтепродуктов можно прогнозировать с применением данных анализа сырой нефти. Этот способ является особенно подходящим для прямогонных дистиллятов из CDU и VDU (например, для фракций лигроина, керосина, газойля и вакуумного газойля), поскольку данные анализа индивидуальной сырой нефти обычно содержат измеренное содержание ароматических соединений для разнообразных дистиллятных фракций, которые составляют полный диапазон фракций сырой нефти. Инструмент моделирования, такой как CrudeSuite® (зарегистрированный товарный знак компании Spiral Software Limited), может быть использован для прогнозирования содержания ароматических соединений дистиллятного нефтепродукта, когда прямогонный дистиллят получают из смеси сырых нефтей.

Корреляцию предпочтительно определяют посредством измерения содержания ароматических соединений и SP_CS для по меньшей мере 10 дистиллятных нефтепродуктов, предпочтительнее по меньшей мере 15 дистиллятных нефтепродуктов и еще предпочтительнее по меньшей мере 20 дистиллятных нефтепродуктов. Указанные дистиллятные нефтепродукты могут относиться к одному типу, т.е. к одному потоку нефтепереработки, или они могут относиться к различным типам.

Корреляцию между содержанием ароматических соединений (выраженную в мас. %) и значением SP_CS дистиллятных нефтепродуктов предпочтительно выражают как линейное соотношение. Например, это соотношение может быть выражено с применением формулы:

SP_CS=X × содержание ароматических соединений + Y,

где X и Y представляют собой константы.

Поскольку каждый нефтеперерабатывающий завод обычно получает сырую нефть / дистиллятные нефтепродукты из конкретных источников, то предпочтительно определяют корреляцию, которая является специфической для нефтеперерабатывающего завода. Другими словами, корреляция предпочтительно является специфической для нефтеперерабатывающего завода.

Кроме того, поскольку профиль сырой нефти (сырых нефтей) / дистиллятного нефтепродукта (дистиллятных нефтепродуктов) может изменяться с течением времени, предпочтительно осуществляют тонкое регулирование корреляции. Таким образом, согласно некоторым вариантам осуществления корреляцию исследуют и обновляют по меньшей мере ежемесячно, предпочтительно по меньшей мере еженедельно.

Критическая растворяющая способность CSP_CS дистиллятных нефтепродуктов может быть принята равной нулю, поскольку они обычно содержат асфальтены в незначительных количествах.

Однако для дистиллятных нефтепродуктов, которые содержат асфальтены в количестве, составляющем более чем 0,5 мас. % (например, при измерении согласно стандарту IP 143), таких как суспензия FCC, значение CSP_CS можно прогнозировать с применением способа, описанного в документе US 2004/0121472 (обсуждается выше), согласно которому критическую растворяющую способность оценивают с применением характеристического фактора K. В качестве альтернативы, значение CSP_CS может быть определено с применением способа титрования, описанного ниже в отношении атмосферного остатка.

Атмосферный остаток (AR)

Атмосферный остаток представляет собой более тяжелую обогащенную асфальтенами фракцию сырой нефти. Атмосферный остаток обычно определяют как имеющий температуру кипения (измеряемую при стандартном атмосферном давлении 100 кПа), составляющую более чем 300°C. Атмосферный остаток получают из установки атмосферной дистилляции сырой нефти (CDU) и используют в качестве потока исходного материала для установки вакуумной дистилляции (VDU). Атмосферный остаток можно также использовать в качестве потока исходного материала для установки висбрекинга (VSB), вместе с потоком исходного материала вакуумного остатка, а также в качестве дистиллятного нефтепродукта.

Растворяющая способность SP_AR атмосферного остатка может быть определена с применением любого известного способа. Например, может быть использован способ, описанный в документе US 2004/0121472 (обсуждается выше). Согласно этому способу, растворяющую способность оценивают с применением характеристического фактора K.

Среднеобъемная температура VABP_AR кипения атмосферного остатка может быть определена на основании профиля выхода сырой нефти (сырых нефтей) (например, при определении на основании физических данных дистилляции, например, согласно стандартам ASTM D 2892 или ASTM D 5236), из которой получают атмосферный остаток. Для вычисления VABP_AR на основании профиля выхода может быть использован моделирующий свойств сырой нефти инструмент, такой как CrudeSuite® (зарегистрированный товарный знак компании Spiral Software Limited).

В качестве альтернативы, значение SP_AR может быть вычислено с применением способа титрования. Согласно подходящим способам титрования, атмосферный остаток титруют растворителем и осадителем, чтобы определить объемную долю V_{(onset fraction AR)} атмосферного остатка в начале осаждения асфальтенов и объемную долю V_{(onset fraction S)} растворителя в начале осаждения асфальтенов, и

SP_AR определяют с применением следующей формулы:

SP_AR=(CSP_AR-SPs×V_{(onset fraction S)})/V_{(onset fraction AR)},

в которой:

CSP_AR представляет собой критическую растворяющую способность атмосферного остатка, и

SPs представляет собой растворяющую способность растворителя.

Наиболее точные результаты получают, когда осадитель имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0. Подходящие осадители представляют собой алканы, такие как C_5-20-алканы, предпочтительно С_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее C_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве осадителя предпочтительно используют н-гептан.

Растворитель предпочтительно имеет растворяющую способность, составляющую от 20 до 60. Предпочтительно используют растворитель, который имеет известную растворяющую способность SPs, хотя она может быть также измерена с применением известных способов. Предпочтительные растворители представляют собой толуол, ксилол и циклогексан, которым может быть приписана растворяющая способность, составляющая 50, 50 и 30, соответственно.

Во избежание необходимости определения CSP_AR значение SP_AR предпочтительно вычисляют посредством титрования осадителем по меньшей мере двух образцов (например, от 2 до 4 образцов) атмосферного остатка, разбавленных различными количествами растворителя. Например, могут быть получены 3 образца, содержащие 20, 50 и 80% растворителя. Указанные способы являются аналогичными способам, описанным в стандарте ASTM D 7157.

Из приведенной выше формулы, определяющей SP_AR, можно видеть, что значение SP_AR может затем быть получено на основании линейной корреляции между SPs × V_{(onset fractions S)} и V_{(onset fraction AR)}. Например, может быть построен график зависимости SPs × V_{(onset fraction S)} от V_{(onset fraction AR)}, на котором отрицательный градиент представляет собой SP_AR. Можно понять, что точка пересечения с вертикальной осью соответствует значению CSP_AR.

В качестве альтернативы, растворяющую способность SP_AR атмосферного остатка можно прогнозировать просто на основании его объемных свойств. Это объясняется тем, что растворяющую способность атмосферных остатков, например, определяемую с применением способов, упомянутых выше, можно коррелировать с объемными свойствами атмосферных остатков.

Специалисту в данной области техники известны способы корреляции растворяющей способности с объемными свойствами атмосферных остатков. Для осуществления таких способов имеется легкодоступное программное обеспечение. Пример представляет собой программное обеспечение Nutonian® Eureqa (зарегистрированный товарный знак компании Nutonian, Inc.), хотя могут быть использованы и другие пакеты программного обеспечения. В этих случаях в качестве исходных данных используют объемные свойства и растворяющую способность атмосферных остатков, и программное обеспечение генерирует формулу, связывающую растворяющую способность и объемные свойства. Могут быть генерированы многочисленные различные формулы, и в этом случае оператор может выбирать формулы, которые являются наиболее подходящими для применения, например, включает объемные свойства, которые могут быть легко или надежно измерены или доступны.

Корреляцию предпочтительно определяют на основании объемных свойств и растворяющей способности по меньшей мере 10 атмосферных остатков, предпочтительнее по меньшей мере 15 атмосферных остатков и еще предпочтительнее по меньшей мере 20 атмосферных остатков.

Объемные свойства могут включать: выход, например, фракции вакуумного остатка во фракции атмосферного остатка; характеристический фактор K, например, атмосферного остатка; содержание азота, например, атмосферного остатка; и содержание серы, например, атмосферного остатка. Некоторые или все из указанных свойств можно учитывать при определении соотношения между объемными свойствами фракции атмосферного остатка и ее растворяющей способностью. Могут также быть использованы и другие объемные свойства.

Выход вакуумного остатка во фракции атмосферного остатка может быть определен посредством дистилляции фракции остатка (как правило, компонентов, имеющих температуру кипения выше 300°C) согласно стандарту ASTM D 5236. Фракцию остатка сначала получают посредством дистилляции сырой нефти согласно стандарту ASTM D 2892. Для определения точного выхода вакуумного остатка может быть предпочтительно использован анализ методами ГХ и имитированной дистилляции SIMDIS (согласно стандартам IP 545, IP 507 и ASTM D 7169) сырой нефти или фракций, получаемых с применением стандартов ASTM D 5236 и D 2892.

Характеристический фактор K может быть вычислен с применением среднеобъемной температуры кипения (как обсуждается выше) и плотности атмосферного остатка.

Содержание азота атмосферного остатка может быть измерено согласно стандартам ASTM D 4629, ASTM D5762, IP 379 или эквивалентным способом.

Содержание серы атмосферного остатка может быть измерено согласно стандарту ASTM D 4294 или с применением эквивалентных способов рентгеновской флуоресцентной спектроскопии.

Хотя объемные свойства атмосферного остатка могут быть измерены, например, как описано выше, часто они оказываются легкодоступными из данных анализа сырой нефти, который был осуществлен перед приобретением сырой нефти для применения на нефтеперерабатывающем заводе. Кроме того, при отсутствии данных измерений можно использовать моделирующий свойств сырой нефти инструмент, такой как CrudeSuite® (зарегистрированный товарный знак компании Spiral Software Limited), чтобы прогнозировать свойства атмосферного остатка с применением ограниченных данных измерений свойств сырой нефти.

Критическая растворяющая способность CSP_AR атмосферного остатка может быть принята равной критической растворяющей способности сырой нефти (например, смешанной сырой нефти), из которой получают атмосферный остаток. Это допущение основано на том, что при дистилляции содержащиеся в сырой нефти асфальтены просто концентрируются во фракции остатка, и, таким образом, предполагается, что критическая растворяющая способность должна оставаться постоянной (при том условии, что происходит незначительный термический крекинг с низкой степенью превращения).

Критическая растворяющая способность сырой нефти может быть определена с применением известных способов.

Согласно некоторым вариантам осуществления критическую растворяющую способность определяют на основании растворяющей способности сырой нефти посредством титрования сырой нефти титрантом. Может быть использована следующая формула:

CSP_crude=SP_crude×(100-CPT_crude)/100,

в которой:

CSP_crude представляет собой растворяющую способность сырой нефти, и

CPT_crude представляет собой критическое процентное содержание титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в сырой нефти.

Согласно некоторым вариантам осуществления, например, когда сырая нефть содержит асфальтены в количестве, составляющем менее чем 0,5 мас. % (например, при измерении согласно стандарту IP 143), растворяющую способность SP_crude сырой нефти можно прогнозировать с применением процедуры титрования, описанной в документе PCT/US 2016/047301. Согласно другим вариантам осуществления, например, когда сырая нефть содержит асфальтены в количестве, составляющем более чем 0,5 мас. % (например, при измерении согласно стандарту IP 143), растворяющую способность можно прогнозировать с применением способа, описанного в документе US 2004/0121472 (обсуждается выше), согласно которому растворяющую способность оценивают с применением характеристического фактора K.

Критическое процентное содержание CPT_crude титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в сырой нефти представляет собой точку, в которой становятся неустойчивыми асфальтены в смеси сырой нефти и титранта, например, н-гептана.

Значение CPT_crude может быть измерено непосредственно путем титрования сырой нефти титрантом, например, согласно процедуре титрования, описанной в документе PCT/US 2016/047301. Значение CPT_crude предпочтительно определяют посредством наблюдения смеси сырой нефти и титранта с помощью оптического микроскопа, хотя могут быть также использованы и другие способы (например, гравиметрический анализ).

Титрант предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0. Подходящие титранты представляют собой алканы, такие как C_5-20-алканы, предпочтительно C_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее C_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве титранта предпочтительно используют н-гептан.

В качестве альтернативы, растворяющая способность и критическая растворяющая способность сырой нефти могут быть определены с применением способа титрования, согласно которому сырую нефть титруют растворителем и осадителем, чтобы определить объемную долю V_{(onset fraction crude)} сырой нефти в начале осаждения асфальтенов и объемную долю V_{(onset fraction S)} растворителя в начале осаждения асфальтенов. Затем может быть использована следующая формула:

SP_crude=(CSP_crude-SPs×V_{(onset fraction S)})/V_{(onset fraction crude)},

в которой:

CSP_crude представляет собой критическую растворяющую способность сырой нефти, и

SPs представляет собой растворяющую способность растворителя.

Наиболее точные результаты получают, когда осадитель имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0. Подходящие осадители представляют собой алканы, такие как C_5-20-алканы, предпочтительно С_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее C_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве осадителя предпочтительно используют н-гептан.

Растворитель предпочтительно имеет растворяющую способность, составляющую от 20 до 60. Предпочтительно используют растворитель, который имеет известную растворяющую способность SPs, хотя она может быть также измерена с применением известных способов. Предпочтительные растворители представляют собой толуол, ксилол и циклогексан, которым может быть приписана растворяющая способность, составляющая 50, 50 и 30, соответственно.

Во избежание необходимости определения значении CSP_crude или SP_crude, осадитель можно титровать с применением по меньшей мере двух образцов (например, от 2 до 4 образцов) сырой нефти, разбавленных различными количествами растворителя. Например, могут быть получены 3 образца, содержащие 20, 50 и 80% растворителя. Указанные способы являются аналогичными способам, описанным в стандарте ASTM D 7157.

Из приведенной выше формулы можно видеть, что значение SP_crude может быть затем получено на основании линейной корреляции между на основании линейной корреляции между SPs × V_{(onset fraction S)} и V_{(onset fraction crude)}. Например, может быть построен график зависимости SPs × V_{(onset fraction S)} от V_{(onset fraction crude)}, на котором отрицательный градиент представляет собой SP_crude, и точка пересечения с вертикальной осью соответствует значению CSP_crude.

Когда атмосферный остаток получают из смеси n остатков сырой нефти, значение CSP_AR может быть вычислено с применением следующей формулы:

в которой:

мас. %_i представляет собой массовое процентное содержание каждого из n остатков сырой нефти,

содержание Asp_i представляет собой содержание асфальтенов в каждом из n остатков сырой нефти,

содержание Asp_{(смесь AR)} представляет собой содержание асфальтенов в атмосферном остатке смеси, и

CSP_i представляет собой критическую растворяющую способность каждого из n остатков сырой нефти.

Содержание асфальтенов может быть измерено с применением известных способов, например, согласно стандарту IP 143. Содержание асфальтенов может быть измерено собственно для сырой нефти или для остатков сырой нефти в течение процесса анализа сырой нефти. Поскольку содержание асфальтенов представляет собой свойство, которое связано с балансом массы, профиль выхода сырой нефти и содержание асфальтенов сырой нефти и/или остатков можно использовать для вычисления содержания асфальтенов, в частности, в остатке или в цельной сырой нефти.

Критическая растворяющая способность каждого из остатков сырой нефти может быть определена с применением способов, описанных выше.

Вакуумный остаток (VR)

Вакуумный остаток представляет собой наиболее тяжелую обогащенную асфальтенами фракцию сырой нефти. Вакуумный остаток обычно определяют как имеющий температуру кипения (измеряемую при стандартном атмосферном давлении 100 кПа), составляющую более чем 500°C. Как правило, вакуумный остаток получают на установке вакуумной дистилляции (VDU), для которой атмосферный остаток представляет собой исходный материал. Вакуумный остаток используют в качестве основного потока исходного материала для установки висбрекинга (VSB). Вакуумный остаток можно также иногда смешивать с нефтяным топливом.

Растворяющая способность SP_VR вакуумного остатка может быть определена с применением следующего уравнения:

SP_VR=100×CSP_VR/(100-CPT_VR),

в котором:

CSP_VR представляет собой критическую растворяющую способность вакуумного остатка, и

CPT_VR представляет собой критическое процентное содержание титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в вакуумном остатке.

Критическая растворяющая способность CSP_VR вакуумного остатка может быть принята равной критической растворяющей способности сырой нефти (сырых нефтей), из которых получают вакуумный остаток. Как обсуждается выше, она может также быть принята равной критической растворяющей способности CSP_AR атмосферного остатка.

Критическое процентное содержание CPT_VR титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в вакуумном остатке представляет собой точку, в которой становятся неустойчивыми асфальтены в смеси вакуумного остатка и титранта, например, н-гептана.

Значение CPT_VR может быть измерено непосредственно путем титрования вакуумного остатка титрантом, например, согласно процедуре титрования, описанной в документе PCT/US 2016/047301. Значение CPT_VR предпочтительно определяют посредством наблюдения смеси вакуумного остатка и титранта с помощью оптического микроскопа, хотя могут быть также использованы и другие способы (например, гравиметрический анализ).

Титрант предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0. Подходящие титранты представляют собой алканы, такие как C_5-20-алканы, предпочтительно C_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее C_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве титранта предпочтительно используют н-гептан.

Когда возникают затруднения при смешивании тяжелого вакуумного остатка с титрантами, остаток и титрант можно нагревать, например, до температуры в диапазоне от 40 до 100°C и/или обрабатывать ультразвуком, например, в течение вплоть до 15 минут. В случае чрезвычайно вязких остатков может быть принята температура в диапазоне от 80 до 100°C. Применение парафинов, содержащих большее число атомов углерода (например, C_10-20) в качестве титранта также может способствовать смешиванию вакуумных остатков с титрантом.

В качестве альтернативы, значение CPT_VR можно прогнозировать на основании критического процентного содержания титранта (об. %) для устойчивости CPT_AR асфальтенов в атмосферном остатке, причем поток атмосферных остатков получают из такой же сырой нефти (сырых нефтей), как вакуумный остаток, с применением корреляции между CPT_VR и CPT_AR.

Корреляция может быть получена способом, который включает для каждой из множества сырых нефтей измерение значений CPT_VR потока вакуумного остатка, полученного из сырой нефти, и CPT_AR потока атмосферного остатка, полученного из сырой нефти, и определение корреляции между CPT_VR и CPT_AR. Согласно некоторым вариантам осуществления способ прогнозирования CPT_VR может включать получение корреляции последующее применение корреляции для прогнозирования CPT_VR.

Потоки атмосферного остатка и вакуумного остатка получают из одной и той же сырой нефти. Согласно предпочтительным вариантам осуществления потоки получают в процессе нефтепереработки, в котором поток атмосферных остатков получают из сырой нефти на CDU и используют в качестве потока исходного материала для VDU, а поток вакуумного остатка получают на VDU.

Значение CPT_AR может быть измерено, например, с применением способов, описанных в отношении CPT_VR. Однако CPT_AR предпочтительно определяют с применением следующей формулы:

CPT_AR=100-(100×CSP_AR)/SP_AR,

в которой:

CPT_AR представляет собой критическую растворяющую способность атмосферного остатка, например, определяемую с применением способов, описанных в настоящем документе, и

SP_AR представляет собой растворяющую способность атмосферного остатка.

Способы определения CSP_AR и SP_AR представлены выше.

Корреляция между CPT_VR и CPT_AR может быть определена посредством измерения критического процентного содержания титранта (об. %) для множества атмосферных остатков и вакуумных остатков, полученных из одной и той же сырой нефти (сырых нефтей) (например, с применением способов, описанных выше в отношении CPT_VR) и установления соотношения между измеренными значениями CPT_VR и CPT_AR.

Корреляцию предпочтительно определяют посредством измерения CPT_VR и CPT_AR для остатков, полученных из по меньшей мере 10 сырых нефтей, предпочтительнее по меньшей мере 15 сырых нефтей и еще предпочтительнее по меньшей мере 20 сырых нефтей.

Корреляцию между CPT_VR и CPT_AR предпочтительно выражают как линейное соотношение.

Остатки висбрекинга (VisRes)

Потоки остатков висбрекинга получают на установке висбрекинга (VSB). Исходный материал для VSB, как правило, состоит на 100% из вакуумного остатка, хотя атмосферный остаток можно также направлять в VSB в количестве, составляющем от 0 до 15% по отношению к полному объему исходного материала.

Висбрекинг осуществляют при температуре, находящейся предпочтительно в диапазоне от 400 до 500°C и предпочтительнее в диапазоне от 420 до 490°C. Установка VSB может представлять собой установку висбрекинга типа змеевика (где реакции происходят в течение нескольких секунд в трубах печи) или установку типа реакционного барабана (где реакции происходят в течение нескольких минут, главным образом, в реакционном барабане). Поскольку установки VSB типа реакционного барабана эксплуатируют при несколько меньшей температуре, чем установки VSB типа змеевика, они проявляют менее высокую склонность к отложению кокса в печных трубах и, таким образом, оказываются предпочтительными.

Растворяющая способность SP_VisRes остатков висбрекинга и критическая растворяющая способность CSP_VisRes остатков висбрекинга могут быть определены с применением способов, описанных выше в отношении атмосферных остатков, и предпочтительнее способом титрования и линейной корреляции. Согласно этому способу может быть построен график зависимости SPs × V_{(onset fraction S)} от V_{(onset fraction VisRes)}, причем отрицательный градиент определяет SP_VisRes, а точка пересечения с вертикальной осью определяет CSP_VisRes.

Однако неожиданно было обнаружено, что существует корреляция между CSP_VisRes и критическим процентным содержанием CPT_AR титранта (об. %) в потоке атмосферных остатков, причем поток атмосферных остатков получают из такой же сырой нефти, как поток остатков висбрекинга, что может быть использовано для определения CSP_VisRes на основании CPT_AR. Это означает, что отсутствует необходимость анализа потока остатка висбрекинга для определения его критической растворяющей способности.

Таким образом, способ прогнозирования критической растворяющей способности CSP_VisRes(OI) рассматриваемого потока остатков висбрекинга включает прогнозирование CSP_VisRes(OI) на основании критического процентного содержания CPT_AR титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов потока атмосферных остатков, причем поток атмосферных остатков получают из такой же сырой нефти, как поток остатков висбрекинга с применением корреляции между критической растворяющей способностью CSP_VisRes потока остатков висбрекинга и критическим процентным содержанием CPT_AR титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков. Согласно некоторым вариантам осуществления способ может дополнительно включать определение критического процентного содержания CPT_AR титранта (об. %) потока атмосферных остатков.

Корреляция была получена способом который включает для каждой из множества сырых нефтей измерение значений CSP_VisRes потока остатков висбрекинга, полученных из сырой нефти, и CPT_AR потока атмосферных остатков, полученных из сырой нефти, и определение корреляции между CSP_VisRes и CPT_AR. Согласно некоторым вариантам осуществления способ прогнозирования CSP_VisRes может включать получение корреляции и последующее применение корреляции в прогнозировании CSP_VisRes(OI) для рассматриваемого потока остатков висбрекинга.

Критическое процентное содержание CPT_AR титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков представляет собой точку, в которой становятся неустойчивыми асфальтены в смеси атмосферного остатка и титранта, например, н-гептана. Следует понимать, что следующие способы могут быть использованы в определении CPT_AR для целей получения корреляции и CPT_AR для целей прогнозирования критической растворяющей способности рассматриваемого потока остатков висбрекинга.

Значение CPT_AR может быть определено путем непосредственного измерения способом титрования атмосферного остатка титрантом, например, согласно процедуре титрования, описанной в документе PCT/US 2016/047301. Значение CPT_AR предпочтительно определяют посредством наблюдения смеси атмосферного остатка и титранта с помощью оптического микроскопа, хотя могут быть также использованы и другие способы (например, гравиметрический анализ).

Титрант предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0. Подходящие титранты представляют собой алканы, такие как C_5-20-алканы, предпочтительно C_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее C_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве титранта предпочтительно используют н-гептан. В этом случае существует корреляция между CSP_VisRes и критическим процентным содержанием CPH_AR гептана (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков.

Однако CPT_AR предпочтительно прогнозируют с применением следующей формулы:

CPT_AR=100-(100×CSP_AR)/SP_AR,

в которой:

CSP_AR представляет собой критическую растворяющую способность атмосферного остатка, и

SP_AR представляет собой растворяющую способность атмосферного остатка.

Способы определения CSP_AR и SP_AR представлены в настоящем документе.

Корреляцию предпочтительно определяют посредством измерения CPT_AR и CSP_VisRes потоков, полученных из по меньшей мере 10 сырых нефтей, предпочтительнее по меньшей мере 15 сырых нефтей и еще предпочтительнее по меньшей мере 20 сырых нефтей.

Корреляцию между CPT_AR и CSP_VisRes предпочтительно выражают как линейное соотношение.

Потоки атмосферных остатков и остатков висбрекинга получают из одной и той же сырой нефти (например, смешанной сырой нефти). Согласно предпочтительным вариантам осуществления потоки получают в процессе нефтепереработки, в котором поток атмосферных остатков получают из сырой нефти на CDU и используют в качестве потока исходного материала для VDU, а поток вакуумных остатков получают на VDU и используют в качестве потока исходного материала для установки VSB, в которой получают остатки висбрекинга.

Предпочтительно способ получения корреляции между CPT_AR и CSP_VisRes включает: отнесение каждой из множества сырых нефтей к подгруппе на основании отношения скорости подачи к температуре на выходе из змеевика (СОТ) установки VSB, в которой получают остатки висбрекинга, и определение соотношения между CPT_AR и CSP_VisRes для каждой подгруппы. Посредством учета отношения скорости подачи к СОТ улучшается корреляция между CPT_AR и CSP_VisRes. Согласно указанным вариантам осуществления способ прогнозирования CSP_VisRes(OI) включает прогнозирование CSP_VisRes(OI) на основании критического процентного содержания CPT_AR титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферного остатка, полученного из такой же сырой нефти, как поток остатков висбрекинга, и отношение скорости подачи к СОТ установки VSB, в которой получают рассматриваемые остатки висбрекинга.

Как известно специалисту в данной области техники, СОТ представляет собой объемную температуру исходного материала на выпуске VSB, и скорость подачи представляет собой скорость, с которой потоки исходного материала проходят в VSB. Согласно некоторым вариантам осуществления способ получения корреляции между CPT_AR и CSP_VisRes может включать измерение скорости подачи и температуры на выходе из змеевика (СОТ) установки VSB. Способы измерения СОТ и скорости подачи хорошо известны в технике. Частое наблюдение СОТ и скорости подачи, а также CPT_AR на нефтеперерабатывающем заводе позволяет тонко регулировать корреляцию.

Растворяющая способность SP_VisRes потока остатков висбрекинга представляет собой сложную функцию свойств исходного материала и условий эксплуатации. С учетом разнообразия и сложности молекул исходного материала VSB прогнозирование точного изменения состава исходного материала (в отношении молекулярных изменений и получаемого в результате воздействия на SP) представляет собой чрезвычайно сложную задачу.

Однако согласно настоящему изобретению растворяющая способность SP_VisRes потока остатков висбрекинга может быть определена с применением следующей формулы:

SP_VisRes=(100×CSP_VisRes)/(100-CPT_VisRes),

в которой:

CSP_VisRes представляет собой критическую растворяющую способность остатков висбрекинга, определяемую, например, как описано выше; и

CPT_VisRes представляет собой критическое процентное содержание титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга.

Критическое процентное содержание CPT_VisRes титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга представляет собой точку, в которой становятся неустойчивыми асфальтены в смеси атмосферного остатка и титранта, например, н-гептана.

Значение CPT_VisRes может быть измерено непосредственно путем титрования остатков висбрекинга титрантом, например, согласно процедуре титрования, описанной в документе PCT/US 2016/047301. Значение CPT_VisRes предпочтительно определяют посредством наблюдения смеси остатков висбрекинга и титранта с помощью оптического микроскопа, хотя могут быть также использованы и другие способы (например, гравиметрический анализ).

Титрант предпочтительно имеет незначительную растворяющую способность, такую как растворяющая способность, составляющая менее чем 5, предпочтительно менее чем 2 и предпочтительнее приблизительно 0, поскольку титранты, имеющие меньшие значения растворяющей способности, дают более точные результаты. Подходящие титранты представляют собой алканы, такие как C_5-20-алканы, предпочтительно С_5-20-н-алканы или C_5-20-изоалканы и предпочтительнее C_5-8-н-алканы или C_5-8-изоалканы. В качестве титранта предпочтительно используют н-гептан. В этом случае существует корреляция между CSP_VisRes и критическим процентным содержанием CPH_AR гептана (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков.

Однако CSP_VisRes предпочтительно оценивают на основании значения Р потока остатков висбрекинга.

Установки VSB эксплуатируют таким образом, чтобы достигать целевое значение Р в получаемом потоке остатков висбрекинга. Типичные целевые значения Р для потока остатка висбрекинга, полученного посредством VSB, находятся в диапазоне от 1,10 до 1,30. На нефтеперерабатывающем заводе часто наблюдают значение Р (например, 2 или 3 раза в сутки или с большей частотой, когда происходит изменение ассортимента нефтей), таким образом, что эти данные оказываются легкодоступными в целях оценки CPT_VisRes с применением способа, описанного ниже.

Значение Р потока остатков висбрекинга определяют согласно стандартному методу испытания SMS 1600-01 с применением следующей формулы:

значение Р=1+X_min,

в которой:

X_min (мл/г) представляет собой количество цетана, которым может быть разбавлен один грамм потока остатков висбрекинга перед тем, как происходит флоккуляция асфальтенов.

Однако значение Р также может быть выражено посредством критического процентного содержания CPC_VisRes цетана (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга, т.е. точки, в которой становятся неустойчивыми асфальтены в потоке смеси остатков висбрекинга и цетана. Следующая формула связывает CPC_VisRes и значение Р:

CPC_VisRes=([(Значение Р-1)×ρ_VisRes]/[((Значение Р-1)×ρ_VisRes)+1])×100,

в которой:

ρ_VisRes представляет собой плотность потока остатков висбрекинга.

Плотность потока остатков висбрекинга может быть определена с применением известных способов, например, согласно стандарту ASTM D 4052. Предпочтительно плотность определяют при температуре в диапазоне от 80 до 100°C.

Таким образом, когда известны плотность и значение Р потока остатков висбрекинга, значение CPT_VisRes может быть получено на основании CPC_VisRes с применением следующей формулы:

CPT_VisRes=CF+CPC_VisRes,

в которой:

CF представляет собой пересчетный коэффициент, который связывает значения CPT_VisRes и CPC_VisRes.

Следует понимать, что когда титрант представляет собой цетан (т.е. гексадекан), то CF равняется нулю. Однако в некоторых случаях оказывается предпочтительным измерение устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга с применением титранта, не представляющего собой цетан, например, с применением алкана, имеющего цепь меньшей длины, чем цетан, такого как гептан.

Пересчетный коэффициент CF может быть определен с применением способа, который включает измерение CPT_VisRes и CPC_VisRes для множества потоков остатков висбрекинга и установление соотношения между измеренным CPT_VisRes и измеренным CPC_VisRes. Соотношение обычно представляет собой линейное соотношение, и CF представляет собой константу.

Корреляцию предпочтительно определяют посредством измерения CPT_VisRes и CPC_VisRes для по меньшей мере 10 потоков остатков висбрекинга, предпочтительнее по меньшей мере 15 потоков остатков висбрекинга и еще предпочтительнее по меньшей мере 20 потоков остатков висбрекинга.

Нефтяное топливо

Нефтяное топливо представляет собой смесь потока остатков висбрекинга с одним или несколькими компонентами смеси, такими как дистиллятные нефтепродукты. Потоки атмосферных остатков и вакуумных остатков также могут быть использованы в качестве компонентов смеси в нефтяном топливе.

Растворяющую способность SP_FO нефтяного топлива, содержащего n компонентов смеси, можно прогнозировать с применением следующей формулы:

в которой:

об. %_i представляет собой объемное процентное содержание каждого из n компонентов смеси в нефтяном топливе, и

SP_i представляет собой растворяющую способность каждого из n компонентов смеси.

Объемное процентное содержание каждого из n компонентов смеси представляет собой стандартный параметр, который может измерять и регулировать оператор нефтеперерабатывающего завода.

Значение SP_i может быть определено для потока остатков висбрекинга и дистиллятных нефтепродуктов с применением способов, описанных в настоящем документе.

Критическую растворяющую способность CSP_FO нефтяного топлива, содержащего n компонентов смеси, можно прогнозировать с применением следующей формулы:

в которой:

мас. %_i представляет собой массовое процентное содержание каждого из n компонентов смеси,

содержание Asp_i представляет собой содержание асфальтенов в каждом из n компонентов смеси,

содержание Asp_(FO) представляет собой содержание асфальтенов в нефтяном топливе, и

CSP_i представляет собой критическую растворяющую способность каждого из n компонентов нефтяного топлива.

Содержание асфальтенов может быть измерено с применением известных способов, например, согласно стандарту IP 143.

Критическая растворяющая способность каждого из компонентов смеси может быть определена с применением способов, описанных в настоящем документе.

Остатки висбрекинга и устойчивость нефтяного топлива

Когда установлены растворяющая способность SP_VisRes потока остатков висбрекинга и критическая растворяющая способность CSP_VisRes потока остатков висбрекинга, можно прогнозировать устойчивость потока остатков висбрекинга. Для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга значение SP_VisRes должно составлять более чем CSP_VisRes. Соответственно, настоящее изобретение предлагает способ оценки устойчивости потока остатков висбрекинга, в котором сравнивают Значения SP_VisRes и CSP_VisRes, и если SP_VisRes составляет более чем CSP_VisRes, категоризируют поток остатков висбрекинга как устойчивый. Согласно некоторым вариантам осуществления поток остатков висбрекинга категоризируют как устойчивый, если SP_VisRes составляет по меньшей мере на 10% и предпочтительнее на 15% больше, чем CSP_VisRes.

Аналогичным образом, для устойчивости асфальтенов в нефтяном топливе растворяющая способность SP_FO нефтяного топлива должна составлять более чем критическая растворяющая способность CSP_FO нефтяного топлива. Соответственно, настоящее изобретение предлагает способ оценки устойчивости нефтяного топлива, в котором сравнивают значения SP_FO и CSP_FO, и если SP_FO составляет более чем CSP_FO, нефтяное топливо категоризируют как устойчивое. Согласно некоторым вариантам осуществления нефтяное топливо категоризируют как устойчивое, если SP_FO составляет по меньшей мере на 25% и предпочтительнее на 33% больше, чем CSP_FO.

Кроме того, оказывается предпочтительным случай, в котором значение Р нефтяного топлива составляет по меньшей мере 1,05 и предпочтительно по меньшей мере 1,10. Если принять плотность нефтяного топлива, равную 1, критическое процентное содержание CPC_FO цетана (об. %) для устойчивости асфальтенов в нефтяном топливе, должно составлять по меньшей мере 5% и предпочтительно по меньшей мере 9%.

Однако как отмечено выше в отношении потока остатков висбрекинга, может оказаться предпочтительным, например, более точным измерение устойчивости асфальтенов в потоке нефтяного топлива с применением титранта, не представляющего собой цетан, например, титранта, который представляет собой C_5-8-н-алкан или С_5-8-изоалкан. В качестве титранта предпочтительно используют н-гептан. Таким образом, чтобы категоризировать нефтяное топливо как устойчивое, оно предпочтительно имеет критическое процентное содержание CPT_FO титранта (об. %) для устойчивости асфальтенов в нефтяном топливе, удовлетворяющее следующей формуле:

CPT_FO>CF+CPC_FO,

в которой:

CF представляет собой пересчетный коэффициент, который связывает CPT_FO и CPC_FO, и

CPC_FO составляет по меньшей мере 5% и предпочтительно по меньшей мере 9%.

Следует понимать, что когда титрант представляет собой цетан (т.е. гексадекан), значение CF равняется нулю.

Пересчетный коэффициент CF может быть определен с применением способа который включает измерение значений CPT_FO и CPC_FO для множества нефтяных топлив и установление соотношения между измеренным CPT_FO и измеренным CPC_FO. Это соотношение обычно представляет собой линейное соотношение, и CF является константой.

Корреляцию предпочтительно определяют посредством измерения значений CPT_FO и CPC_FO для по меньшей мере 10 потоков нефтяного топлива, предпочтительнее по меньшей мере 15 потоков нефтяного топлива и еще предпочтительнее по меньшей мере 20 потоков нефтяного топлива.

Пересчетный коэффициент CF также может быть определен аналогичным образом на основании измерений критического процентного содержания титранта (об. %) и критического процентного содержания цетана (об. %), осуществляемых для потока остатка висбрекинга, поскольку он представляет собой основной компонент нефтяного топлива.

Когда остатки висбрекинга или нефтяное топливо не категоризируют как устойчивые, в процесс нефтепереработки могут быть внесены изменения, чтобы привести остатки висбрекинга или нефтяное топливо в соответствие с требованиями устойчивости. Таким образом, настоящее изобретение также предлагает способ предотвращения осаждения асфальтенов из остатков висбрекинга (например, в VSB, в том числе в печных трубах или реакционном барабане) или нефтяного топлива, причем вышеупомянутый способ включает прогнозирование устойчивости остатков висбрекинга или нефтяного топлива с применением способа, описанного в настоящем документе, а когда остатки висбрекинга или нефтяное топливо категоризируют как неустойчивые, регулирование процесса нефтепереработки для обеспечения соответствия остатков висбрекинга или нефтяного топлива требованиям устойчивости.

Специалисту в данной области техники известны способы регулирования процесса нефтепереработки, такие как модификации исходного материала или условий в установке VSB, или регулирование количества или типа дистиллятных нефтепродуктов, которые добавляют в поток остатков висбрекинга для получения нефтяного топлива.

Следует понимать, что способы, описанные в настоящем документе, могут быть осуществлены с применением измерений, производимых на полномасштабном нефтеперерабатывающем заводе, или они могут быть осуществлены в лабораторном масштабе в целях прогнозирования результатов эксплуатации полномасштабного нефтеперерабатывающего завода. В данном отношении, уравнения, описанные в настоящем документе, могут составлять часть прогностических алгоритмов и могут быть реализованы в инструментах планирования, таких как Orion от компании AspenTech, в целях оценки перспективных планов смешивания нефтяного топлива. Это позволяет заблаговременно оценить риск неустойчивости нефтяного топлива за недели, если не месяцы, на основании планируемого ассортимента нефтей, производительности и других факторов. Неустойчивые или отличающиеся высоким риском смеси нефтяного топлива могут быть определены заблаговременно, что позволяет нефтеперерабатывающим заводам заблаговременно вносить изменения в состав смеси или эксплуатацию VSB и/или планировать получаемые исследуемые лабораторные партии для дальнейшего подтверждения прогнозов. Процедура смешивания нефтяного топлива может быть дополнительно оптимизирована для уменьшения потерь по избыточным качественным показателям ценных компонентов, например, атмосферных остатков, при одновременном обеспечении соответствия горючих нефтепродуктов условиям устойчивости асфальтенов.

Далее настоящее изобретение будет описано со ссылкой на сопровождающие неограничительные примеры.

Примеры

Пример 1. Прогнозирование растворяющей способности и критической растворяющей способности дистиллятного нефтепродукта

Растворяющую способность SP_CS серии из 36 дистиллятных нефтепродуктов измеряли с применением способа титрования, описанного в документе PCT/US 2016/047301. Аналитические измерения также осуществляли для дистиллятных нефтепродуктов. Наблюдали сильную корреляцию между значением SP_CS и содержанием ароматических соединений дистиллятных нефтепродуктов.

На фиг. 1 представлен график, иллюстрирующий корреляцию между SP_CS и содержанием ароматических соединений дистиллятных нефтепродуктов. Эта корреляция оказалась достаточно сильной, чтобы обеспечить определение SP_CS на основании содержания ароматических соединений дистиллятного нефтепродукта при отсутствии непосредственных измерений SP_CS.

Критическая растворяющая способность CSP_CS дистиллятных нефтепродуктов была принята равной нулю.

Пример 2. Прогнозирование растворяющей способности и критической растворяющей способности атмосферного остатка

Растворяющую способность SP_AR серии из 43 образцов атмосферных остатков измеряли с применением способа титрования, описанного в настоящем документе, который является аналогичным способу, описанному в стандарте ASTM D 7157. Толуол, ксилол и циклогексан использовали в качестве растворителей. Значение SP_AR получали из графика зависимости SPs × V_{(onset fraction S)} от V_{(onset fraction AR)}, на котором отрицательный градиент представляет собой SP_AR. Следующая корреляция между SP_AR и объемными свойствами образцов атмосферных остатков была получена посредством нелинейной регрессии с применением программного обеспечения Nutonian® Eureqa (зарегистрированный товарный знак компании Nutonian, Inc.):

+ 1,1 × выход вакуумного остатка (мас. %)

+ 0,0025 × содержание азота (частей на миллион)

+ 0,67 × [содержание серы (мас. %)]²

- 3174,7

- 000072 × содержание серы (мас. %) × содержание азота (мас. %)

- 0,011 × [выход вакуумного остатка (мас. %)]²

- 25,5 × [WTK]².

Эта корреляция оказалась достаточно сильной, чтобы обеспечить прогнозирование SP_AR на основании объемных свойств. На фиг. 2 представлен график, сравнивающий прогнозированные и измеренные значения SP_AR и демонстрирующий точность способа прогнозирования SP_AR на основании объемных свойств.

Критическая растворяющая способность CSP_AR потока атмосферных остатков, была принята равной критической растворяющей способности сырой нефти, из которой был получен поток атмосферных остатков.

Пример 3. Прогнозирование растворяющей способности и критической растворяющей способности вакуумного остатка

Критическое процентное содержание гептана в серии из 22 пар образцов атмосферных остатков из CDU (CPH_AR) и образцов вакуумных остатков из VDU (CPH_VR) измеряли с применением способа титрования, описанного в документе PCT/US 2016/047301. Чтобы преодолеть затруднение при смешивании более тяжелых вакуумных остатков с гептаном в качестве титранта, смеси образца и титранта нагревали до температуры от 40 до 100°C и обрабатывали ультразвуком в течение вплоть до 15 минут. Наблюдали корреляцию между значениями CPH_AR и CPH_VR.

На фиг. 3 представлен график, иллюстрирующий корреляцию между значениями CPH_AR и CPH_VR. Корреляция оказалась достаточно сильной, чтобы обеспечить прогнозирование CPH_VR на основе CPH_AR.

Растворяющую способность SP_VR вакуумного остатка затем определяли с применением следующего уравнения:

SP_VR=100×CSP_VR/(100-CPH_VR),

в котором:

CSP_VR представляет собой критическую растворяющую способность вакуумного остатка, и

CPH_VR представляет собой критическое процентное содержание гептана (об. %) для устойчивости асфальтенов в вакуумном остатке, прогнозированное на основании CPH_AR.

Существовало мнение, что критическую растворяющую способность CSP_VR вакуумного остатка (аналогично критической растворяющей способности CSP_AR атмосферного остатка) можно было принять равной критической растворяющей способности сырой нефти (сырых нефтей), из которых получают вакуумный остаток. Однако поскольку на установке VDU термический крекинг может происходить в некоторой степени, это допущение было исследовано путем непосредственных измерений CSP_VR и CSP_AR.

На фиг. 4 представлен график, иллюстрирующий соотношение между значениями CSP_VR и CSP_AR. Можно видеть, что значения CSP_VR и CSP_AR являются весьма близкими для потоков, полученных для каждой сырой нефти. Таким образом, это соответствует предположению, что CSP_VR равняется критической растворяющей способности сырой нефти, из которой был получен данный остаток.

Пример 4. Прогнозирование растворяющей способности и критической растворяющей способности остатков висбрекинга

Растворяющую способность SP_VisRes и критической растворяющей способности CSP_VisRes серии из 22 образцов остатков висбрекинга (полученных из 22 пар потоков атмосферных остатков и вакуумных остатков примера 3) измеряли с применением способа титрования, описанного в настоящем документе, который является аналогичным способу, описанному в стандарте ASTM D 7157. Значения SP_VisRes получали из графика зависимости SPs × V_{(onset fraction S)} от V_{(onset fraction VisRes)}, на котором отрицательный градиент определяет SP_VisRes, и точка пересечения с вертикальной осью определяет CSP_VisRes.

Наблюдали корреляцию между CSP_VisRes и критическим процентным содержанием CPH_AR гептана для устойчивости асфальтенов (об. %) в соответствующем потоке атмосферных остатков. На фиг. 5а представлен график, иллюстрирующий корреляцию. Эта корреляция оказалась достаточно сильной, чтобы обеспечить определение CSP_VisRes на основании CPH_AR.

Однако было обнаружено, что при учете отношения скорости подачи к температуре на выходе из змеевика (СОТ) установки VSB, на которой получали остатки висбрекинга, значительно улучшалась корреляция между значениями CPH_AR и CSP_VisRes. На фиг. 5b представлены улучшенные корреляции.

Чтобы обеспечить прогнозирование растворяющей способности SP_VisRes остатков висбрекинга на основании целевого значения Р установки VSB, на которой получали поток остатков висбрекинга, сначала определи пересчетный коэффициент CF, который связывает критическое процентное содержание CPH_VisRes гептана (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга, и критическое процентное содержание CPC_VisRes цетана (об. %) для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга. Для определения соотношения были также использованы измерения, полученные для потоков атмосферных остатков.

На фиг. 5с представлен график, иллюстрирующий соотношение между значениями CPH_VisRes и CPC_VisRes. Эта корреляция оказалась достаточно сильной, чтобы обеспечить определение CPH_VisRes на основании CPC_VisRes и, таким образом, целевого значения Р.

Затем определяли SP_VisRes с применением следующей формулы:

SP_VisRes=(100×CSP_VisRes)/(100-CPT_VisRes).

Пример 5. Прогнозирование устойчивости нефтяного топлива

Устойчивость трех различных смесей нефтяного топлива прогнозировали с применением значений растворяющей способность и критической растворяющей способности, определенных в примерах 1-4. Целевое значение Р принимали равным 1,10, и плотность нефтяного топлива принимали равной 1,00. Результаты представлены в следующей таблице:

1. Способ прогнозирования критической растворяющей способности CSP_VisRes(OI) исследуемого потока остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование CSP_VisRes(OI) на основании критического процентного содержания CPT_AR(OI) титранта для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков, причем исследуемый поток атмосферных остатков получают из такой же сырой нефти, как исследуемый поток остатков висбрекинга, с применением корреляции, полученной способом, включающим:

для каждой из множества сырых нефтей измерение:

CSP_VisRes потока остатков висбрекинга, полученного из каждого из множества сырых нефтей, причем CSP_VisRes представляет собой минимальную растворяющую способность, требуемую для сохранения асфальтенов в углеводородном потоке в состоянии полного диспергирования в растворе и

CPT_AR потока атмосферных остатков, полученного из каждого из множества сырых нефтей;

причем CPT_AR прогнозируют с применением следующей формулы:

CPT_AR = 100 - (100 × CSP_AR) / SP_AR,

в которой: CPT_AR представляет собой критическую растворяющую способность атмосферного остатка и SP_AR представляет собой растворяющую способность атмосферного остатка, и

определение корреляции между CSP_VisRes и CPT_AR.

2. Способ по п. 1, в котором CPT_AR принимают равной критической растворяющей способности сырой нефти, из которой получают атмосферный остаток.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором SP_AR прогнозируют на основании объемных свойств атмосферного остатка.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором SP_AR получают способом, включающим:

титрование осадителем по меньшей мере двух образцов атмосферного остатка, разбавленных различными количествами растворителя, для определения объемной доли V_{(onset fraction AR)} атмосферного остатка в начале осаждения асфальтенов и объемной доли V_{(onset fraction S)} растворителя в начале осаждения асфальтенов; и

вычисление SP_AR на основании линейной корреляции между SP_S × V_{(onset fraction S)} и V_{(onset fraction AR)} с применением следующей формулы:

SP_AR = (CSP_AR - SP_S × V_{(onset fraction S)}) / V_{(onset fraction AR)},

в которой:

CSP_AR представляет собой критическую растворяющую способность атмосферного остатка, и

SP_S представляет собой растворяющую способность растворителя.

5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором способ прогнозирования CSP_VisRes(OI) включает:

прогнозирование CSP_VisRes(OI) на основании критического процентного содержания CPT_AR(OI) титранта для устойчивости асфальтенов в потоке атмосферных остатков, полученном из такой же сырой нефти, как поток остатков висбрекинга, и отношения скорости подачи к температуре на выходе из змеевика (COT) установки висбрекинга (VSB), в которой получают исследуемые остатки висбрекинга,

причем способ получения корреляции между CPT_AR и CSP_VisRes включает:

отнесение каждой из множества сырых нефтей к подгруппе на основании отношения скорости подачи к COT для VSB, в которой получают остатки висбрекинга, и

определение корреляции между CPT_AR и CSP_VisRes для каждой подгруппы.

6. Способ прогнозирования устойчивости исследуемого потока остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

сравнение растворяющей способности SP_VisRes(OI) исследуемого потока остатков висбрекинга с критической растворяющей способностью CSP_VisRes(OI) исследуемого потока остатков висбрекинга и

категоризацию исследуемого потока остатков висбрекинга как неустойчивого, если SP_VisRes(OI) составляет не более чем CSP_VisRes(OI),

причем CSP_VisRes прогнозируют с применением способа по любому из пп. 1-6, и где SP_VisRes(OI) прогнозируют с применением следующей формулы:

SP_VisRes(OI) = (100 × CSP_VisRes(OI)) / (100 - CPT_VisRes),

в которой:

CPT_VisRes представляет собой критическое процентное содержание титранта, об.%, для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга,

причем CPT_VisRes получают на основании критического процентного содержания CPC_VisRes цетана, об.%, для устойчивости асфальтенов в потоке остатков висбрекинга с применением следующей формулы:

CPT_VisRes = CF + CPC_VisRes,

в которой:

CF представляет собой пересчетный коэффициент, который связывает CPT_VisRes и CPC_VisRes,

и в которой CPC_VisRes вычисляют на основании значения P потока остатков висбрекинга с применением следующей формулы:

CPC_VisRes = ([(значение P - 1) × ρ_VisRes] / [((значение P - 1) × ρ_VisRes) + 1]) × 100,

в которой:

ρ_VisRes представляет собой плотность потока остатков висбрекинга,

причем значение P определяют посредством испытания методом SMS-1600-01.

7. Способ по п. 6, в котором значение P для потока остатков висбрекинга находится в диапазоне от 1,05 до 1,30.

8. Способ по любому из пп. 6 или 7, в котором CF определяют с применением способа, который включает измерение CPT_VisRes и CPC_VisRes для множества потоков остатков висбрекинга и вычисление пересчетного коэффициента CF, который связывает CPT_VisRes и CPC_VisRes.

9. Способ по любому из пп. 6-8, в котором CPT_VisRes представляет собой критическое процентное содержание титранта, причем титрант выбирают из C_5-8-н-алканов или C_5-8-изоалканов.

10. Способ получения исследуемого потока остатков висбрекинга в процессе нефтепереработки с предотвращением осаждения асфальтенов из исследуемого потока остатков висбрекинга, причем вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование устойчивости исследуемых остатков висбрекинга с применением способа по пп. 6-9 и

если SP_VisRes(OI) составляет не более чем CSP_VisRes(OI), регулирование процесса нефтепереработки для получения исследуемого потока остатков висбрекинга со значением SP_VisRes(OI), которое составляет более чем CSP_VisRes(OI).

11. Способ прогнозирования критической растворяющей способности CSP_FO нефтяного топлива, причем нефтяное топливо содержит n компонентов смеси, в том числе поток остатков висбрекинга, и при этом вышеупомянутый способ включает:

прогнозирование CSP_FO с применением следующей формулы:

CSP_FO = [Σⁿ_i=1(мас.%_i × содержание Asp_i) / содержание Asp_(FO)] × CSP_i,

в которой:

мас.%_i представляет собой массовое процентное содержание каждого из n компонентов смеси,

содержание Aspi представляет собой содержание асфальтенов в каждом из n компонентов смеси,

содержание Asp(FO) представляет собой содержание асфальтенов в нефтяном топливе, и

CSPi представляет собой критическую растворяющую способность каждого из n компонентов нефтяного топлива,

причем критическую растворяющую способность CSP_VisRes(OI) потока остатков висбрекинга прогнозируют с применением способа по любому из пп. 1-5.

12. Способ прогнозирования устойчивости нефтяного топлива, причем вышеупомянутый способ включает:

сравнение растворяющей способности SP_FO нефтяного топлива с критической растворяющей способностью CSP_FO нефтяного топлива и

категоризацию нефтяного топлива как неустойчивого, если SP_FO составляет не более чем CSP_FO,

причем CSP_FO прогнозируют с применением способа по п. 11.

13. Способ по п.11 или 12, в котором нефтяное топливо содержит n компонентов смеси, включая поток остатков висбрекинга, а растворяющую способность SPFO нефтяного топлива прогнозируют с применением следующей формулы:

SP_FO = Σⁿ_i=1(об.%_i × SP_i),

в которой:

об.%_i представляет собой объемное процентное содержание каждого из n компонентов смеси в нефтяном топливе, и

SP_i представляет собой растворяющую способность каждого из n компонентов смеси,

причем растворяющую способность SP_VisRes(OI) потока остатков висбрекинга прогнозируют с применением способа по любому из пп. 5-7.

14. Способ по п. 12 или 13, в котором нефтяное топливо категоризируют как устойчивое, если критическое процентное содержание CPT_FO титранта,об.%, для устойчивости асфальтенов в нефтяном топливе удовлетворяет следующей формуле:

CPT_FO > CF + CPC_FO,

в которой:

CF представляет собой пересчетный коэффициент, который связывает CPT_FO и CPC_FO, и

CPC_FO составляет по меньшей мере 5%.

15. Способ получения нефтяного топлива в процессе нефтепереработки с предотвращением осаждения асфальтенов из нефтяного топлива, причем нефтяное топливо содержит n компонентов смеси, включая исследуемый поток остатков висбрекинга, и при этом вышеупомянутый способ включает:

в процессе нефтепереработки висбрекинг потока остатков с получением исследуемого потока остатков висбрекинга

прогнозирование устойчивости нефтяного топлива с применением способа по п. 14, и

если SP_FO составляет не более чем CSP_FO, регулирование нефтепереработки и смешивание нефтяного топлива, содержащего n компонентов смеси, включая поток остатков висбрекинга, с получением нефтяного топлива, для которого SP_FO составляет более чем CSP_FO.

16. Способ по п. 15, в котором регулирование процесса нефтепереработки включает одну или несколько из следующих мер: модификация исходного материала, вводимого в установку висбрекинга (VSB), модификация условий в VSB, регулирование количества или типа дистиллятных нефтепродуктов, которые добавляют в исследуемый поток остатков висбрекинга, и изменение нефтяного топлива или нефтяной топливной смеси.