Способ термохимической депарафинизации трубопроводов в потоке транспортируемой по ним нефти

 

Изобретение относится к области добычи и транспорта нефти. Описан термохимический процесс депарафинизации трубопроводов в потоке транспортируемой по ним нефти с помощью азотгенерирующей системы, в котором обрабатывающая жидкость, используемая в качестве жидкости для депарафинизации, состоит из а) раствора азотсодержащих солей, активированного эмульгированной уксусной кислотой и приводящего к получению азота и тепла, и b) растворителя, которым является производимая нефть. Техническим результатом изобретения является то, что депарафинизирующая обработка производится одновременно с получением нефти, что приводит к большой экономии затрат и энергии. 15 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл. .

Изобретение относится к способу термохимической депарафинизации трубопроводов, проводимому в потоке транспортируемой по ним нефти. В частности, настоящее изобретение относится к осуществляемому в трубопроводе способу термохимической депарафинизации больших трубопроводов, транспортирующих нефть, которые не имеют или лишены любой альтернативы удаления добываемой нефти во время депарафинизации. Настоящий способ депарафинизации проводят с помощью азотгенерирующей системы (SNG) (Nitrogen Generating System от Portuguese expression Sistema Gerador de Nitrogenio) в присутствии растворителя, которым может являться сама нефть, производимая или транспортируемая. Производство нефти не прерывают во время депарафинизации.

В зависимости от физико-химических характеристик нефти, которая транспортируется по подводным трубопроводам, в ней наблюдается широко известное явление парафинизации, которое ведет к потерям и росту стоимости. Явление отложения парафина, по существу, означает постепенное и прогрессирующее отделение парафина от органических соединений на протяжении трубопровода. Так, полученные нефти, имеющие содержание парафина выше, чем 3 мас.%, показывают высокое возможное отложение парафина, когда их исследуют в условиях текучести, соответствующих характеристикам подводной системы перекачки.

Процесс отложения тесно связан с низкими температурами на дне моря, температурным градиентом между нефтью и морской водой на протяжении подводной трубы, со скоростью потока нефти и газа, с образующейся дисперсией, и, в меньшей степени, процесс связан с гравитационной сегрегацией и броуновским движением. Образование кристаллов парафина связано с WAT (Wax Appearance Temperature - температурой появления парафина (ТПП), определяемой как "наивысшая температура, при которой инициируется образование твердой фазы в нефти, когда ее подвергают предварительной тепловой обработке и контролируемой степени охлаждения в изобарных условиях..." Патент США 4755230 раскрывает использование реакции нагревания и образования азота для депарафинизации трубопроводов, транспортирующих углеводороды, с помощью эмульсии масло - в - воде и соляной кислоты, в качестве активатора указанной реакции с образованием тепла и азота. Далее способ требует введения органического растворителя в качестве кристаллического модификатора для того, чтобы сохранить как можно на более низком уровне точку помутнения парафинов и, таким образом, избежать их выпадение в осадок в трубопроводе после охлаждения. Данный способ требует, чтобы парафинсодержащая часть трубопровода была изолирована от остального трубопровода. Путь, по которому осуществляют способ, может привести к ситуации, когда отложение парафина просто смещается внутри трубопровода, не будучи подвергнутым удалению. Кроме того, направление прокачивания обрабатывающего раствора может вызвать пробку на одном из концов трубопровода, и таким образом привести к появлению повреждения его из-за повышенного давления.

Описание к GB-В-2276218, а также данное описание, полностью раскрывают способ депарафинизации в отношении трубопроводов, имеющих диаметр вплоть до 4 дюймов (1 дюйм = 2,54 см) и длину - 10 км с помощью азотгенерирующей системы/эмульсии с использованием уксусной кислоты в качестве активатора замедленного действия. Растворы азот- и тепловыделяющих или генерирующих солей готовят на кораблях, раствор каждой соли готовят в отдельном сосуде.

Описание к заявке на патент США с серийным номером 08/742126 от 31 октября 1996 г. Заявителя и данное описание полностью раскрывают способ депарафинизации в отношении трубопроводов вплоть до 50.000 метров в длину и внутренним диаметром вплоть до 12 дюймов, с использованием азотгенерирующей системы, в которой активатором замедленного действия реакции, выделяющей азот и тепло, является полиадипиновый ангидрид с управляемым гидрорасщеплением. В способе, раскрытом в US 08/742126, растворы азотсодержащих солей получают в одном единственном сосуде на добывающей платформе. Солесодержащие растворы стабилизируют путем добавления NaOH и эмульгируют с помощью органического растворителя. Активатор замедленного действия добавляют в поток эмульсии азотсодержащих солей. В качестве органического растворителя используют, например, керосин. Требованием к способу является или удаление или любое другое перемещение всего количества нефти, содержащейся в трубопроводе. Затем обрабатывающую жидкость закачивают в трубопровод либо из буровой вышки, либо с платформы, либо через вспомогательный трубопровод; позволяют жидкости воздействовать на парафиновые отложения в течение периода времени, который требуется для развития химической реакции между азотсодержащими солями и разжижения отложений. Затем отработанные жидкости и эмульгированный парафин извлекают и возобновляют работу скважин.

Таким образом, известные из литературы способы либо требуют дорогостоящего корабельного обслуживания, такого как описано в GB-В-2276218, либо прерывания процесса добычи нефти, как описано в US N 08/742126, что приводит к большим экономическим потерям в процессе. Далее, эти способы не могут быть применены к трубопроводам для транспортировки нефти, из которых невозможно удалить нефть во время процесса депарафинизации.

Следовательно, в области депарафинизации трубопроводов существует потребность в термохимическом способе, использующем азотгенерирующую систему для депарафинизации трубопроводов больших размеров, в которых раствор азот- и тепловыделяющих солей смешивают с произведенной нефтью. Это позволяет избежать прерывания процесса добычи нефти, так же как и использования в качестве растворителей дорогостоящих нефтяных фракций, что приводит к большой экономии. Такой способ описан и заявлен в настоящем изобретении.

Вообще говоря, настоящее изобретение относится к термохимическому способу, предназначенному для удаления отложений воска и парафина из трубопроводов, транспортирующих углеводороды, осуществляемого непосредственно в трубопроводе, в потоке нефти, с помощью азотгенерирующей системы, где термохимический эффект обеспечивается обрабатывающей жидкостью, которая контактирует с парафиновыми отложениями и с нефтью, используемой в качестве растворителя, а также азотом и теплом, которые химически генерируются из азотсодержащих реагентов.

Термохимический способ, осуществляемый непосредственно в трубопроводе, для депарафинизации транспортирующих нефть трубопроводов с помощью азотгенерирующей системы включает следующие стадии: а) определение ТПП (температуры появления парафина) для образцов добываемой нефти, идентификация явления парафинизации также как и его локализации в трубопроводах, транспортирующих нефть; b) определение оптимального количества нефти, которая должна быть использована в качестве растворителя имеющейся массы парафина в трубопроводах, транспортирующих нефть, для того, чтобы осуществить депарафинизацию; с) приготовление тепло- и азотгенерирующих растворов солей и проведение пилотного теста по депарафинизации; d) приготовление водного раствора активатора замедленного действия; e) непрерывное закачивание из действующей платформы в парафинизированный трубопровод, транспортирующий нефть, обрабатывающей жидкости, полученной из тепло- и азотгенерирующих растворов солей, нефти и активатора замедленного действия, взятых в количествах, определенных в с) таким образом, чтобы провести депарафинизацию трубопроводов, транспортирующих нефть, одновременно с ее добычей; f) после окончания закачки сбор в терминале отработанной жидкости, полученной после обработки парафинированной нефти и водного отработанного раствора в жидкой форме.

В соответствии с настоящим изобретением, которое относится к способу термохимической депарафинизации больших по размеру трубопроводов, транспортирующих нефть, использующих азотгенерирующую систему, раствор азот- и тепловыделяющих солей смешивают с производимой нефтью, не прекращая при этом процесс ее добычи. Таким образом, настоящий способ представляет собой совмещенную с добычей депарафинизацию в трубопроводе, что позволяет Заявителю назвать его процессом "азотгенерирующая система/в потоке". Активация реакции между азотсодержащими солями осуществляется путем прибавления уксусной кислоты или предварительно эмульгированной уксусной кислоты.

Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает единовременный способ термохимической депарафинизации трубопроводов, транспортирующих нефть, с использованием азотгенерирующей системы, где растворителем парафиновых отложений внутри трубопроводов служит добываемая или транспортируемая нефть.

Настоящее изобретение также обеспечивает одновременно протекающий способ термохимической депарафинизации больших по размеру трубопроводов для транспортировки нефти, который осуществляют, не прерывая процесс добычи нефти, и который не требует добавления дорогостоящих нефтяных фракций в качестве растворителей парафина.

Чертеж показывает фазовую диаграмму смеси растворитель/ парафин в том случае, когда растворителем парафина является либо авиационный керосин, как описано в литературе, либо нефтяная смесь, используемая в соответствии с настоящим изобретением. Мы выбираем нефтяную смесь, поскольку нефть, используемая в соответствии с настоящим изобретением в качестве растворителя парафина, является составом или физической смесью нефтей из различных скважин, например из трех и более. На чертеже показано, что так как точка смешения смеси нефть-парафин несколько ниже, чем в случае использования керосина в качестве растворителя, это приводит к несколько более низкой эффективности нефтяной смеси в качестве растворителя парафина, однако использование в качестве растворителя производимой нефти приводит к большому экономическому эффекту.

В описании и в формуле изобретения настоящего изобретения раскрывается, что жидкость для депарафинизации или обрабатывающая жидкость является жидкостью, полученной из раствора азотсодержащих солей, которые генерируют азот и тепло, а именно таких солей, как нитрит натрия и хлорид аммония, или сульфат натрия и хлорид аммония, при этом реакция по выделению азота и тепла тормозится с помощью активатора замедленного действия, такого как уксусная кислота.

Термохимический способ, осуществляемый с помощью азотгенерирующей системы в соответствии с настоящим изобретением, объединяет результаты от действия растворения, перемешивания и нагревания, что позволяет эффективно растворять отложения парафина в трубопроводах, транспортирующих нефть. Как было указано выше, настоящий способ в особенности направлен на обработку таких трубопроводов, транспортирующих нефть, из которых не может быть выгружена нефтяная продукция во время проведения обработки.

Настоящее изобретение направлено на депарафинизацию больших по размеру наземных, подземных или подводных трубопроводных сетей, транспортирующих нефть, которые переносят нефть или ее фракции часто при пониженной температуре, например при температуре ниже 10^oC.

Выделение азота и тепла получают за счет реакции между азотсодержащими солями в присутствии активатора замедленного действия.

Растворитель, используемый в обрабатывающей жидкости, является нефтью, которая производится или транспортируется.

Как было показано выше, выделение азота и тепла происходит за счет реакции между нитрит ионами и ионами аммония, которые присутствуют в водных растворах этих солей.

Азот- и теплогенерирующие водные растворы содержат а) соединение, включающее, по крайней мере, один атом азота, к которому присоединен, по крайней мере, один атом водорода, при этом это соединение способно к быстрому и экзотермическому окислению в кислом водном растворе с выделением тепла, азота и побочных продуктов, которые являются жидкими или растворимыми и при этом, по существу, инертными по отношению к трубопроводу; b) по крайней мере один окисляющий агент, который способен окислить азотсодержащее соединение по п. а); с) буферную систему, которая способна поддерживать pH раствора на уровне порядка 7,0-7,5.

Среди пар соединений a) и b) в настоящем процессе используют хлорид аммония и нитрит натрия или сульфат аммония и нитрит натрия, которые являются, по существу, адекватными. В предпочтительном варианте органический растворитель, которым в соответствии с настоящим изобретением является производимая нефть, добавляют к растворам солей. Водный раствор хлорида аммония и нитрита натрия обозначают как "C'+N" раствор; водный раствор сульфата аммония и нитрита натрия обозначают как "S+N" раствор. Водный раствор азотсодержащих солей используют в молярной концентрации вплоть до 4,5 моль каждой из солей.

Идея обработки трубопроводов, транспортирующих нефть, в соответствии с настоящим изобретением основывается на необратимом разжижении отложений парафина, разжижении, которое получают от одновременного воздействия повышающейся температуры жидкости, внутренней турбулентности потока, а также за счет прибавления отложений парафина к нефти, работающей в процессе как растворитель.

Используемое в данном процессе, выражение "линия потока" или "производящая линия" обозначает трубопровод, который подает нефть от скважины к платформе, в то время как выражение "трубопровод, транспортирующий нефть" обозначает трубопровод, который транспортирует нефть, которая была добыта, обработана и отделена в сепараторе на платформе и затем направлена в терминал или танкер.

Обычно диаметр трубопроводов, транспортирующих нефть, больше, чем диаметр трубопроводов подающей линии, например, 8 дюймов для транспортирующих трубопроводов против 4 дюймов для производящих трубопроводов.

В соответствии с настоящим описанием нефть, которую используют в качестве растворителя, представляет собой смесь нефтей из различных скважин, например трех скважин. Смесь отделяют от газа и образовавшейся воды в сепараторе на платформе и транспортируют через трубопровод для транспортировки нефти.

Кроме того, в настоящем описании выражение "раствор азотсодержащих солей, эмульгированных в производимой нефти", не обозначает добавление эмульгатора к раствору азотсодержащих солей. Фактически это обозначает турбулентность, создаваемую азотом, который легко эмульгирует раствор азот- и теплогенерирующих солей в нефти (нестабильная эмульсия).

Обрабатывающая жидкость, используемая при настоящем термохимическом способе, включает, по существу, раствор азотсодержащих солей, которые являются хлоридом аммония и нитритом натрия или сульфатом аммония и нитритом натрия, эмульгированным в поток производимой нефти, при этом сама нефть нагревается до выходной температуры сепаратора нефть - газ на платформе. Как уже было отмечено в GB-В-2276218 и заявке US 08/742126 и как раскрыто в данном описании растворы азотсодержащих солей, эмульгированные в поток производимой нефти, готовят в концентрациях, оптимизирующих процесс получения азота и тепла, которые требуются для проведения депарафинизации. Обычно раствор содержит до 4,5 молей каждой из солей. Для приготовления раствора азотсодержащих солей используют один единственный сосуд. Для того, чтобы раствор находился в стабильном состоянии, поддерживают его pH между 7,0 - 7,5 за счет добавления раствора NaOH.

Далее настоящий способ использует идею активатора замедленного действия, основанную на том факте, что азотсодержащие соли не реагируют друг с другом с образованием желаемого количества азота и тепла, так как для этого требуется активатор. Однако необходимо отметить, что такая активация не должна быть немедленной и мгновенной, поскольку имеется потребность в периодах снижения активности взаимодействия между солями, соответствующими периоду закачки требуемого объема обрабатывающей жидкости. Согласно требуемому периоду замедления, активатором замедленного действия может быть как концентрированная уксусная кислота (100%), так и концентрированная уксусная кислота, предварительно эмульгированная, например, эмульсия вода-в-нефти, приготовленная на основе уксусной кислоты, воды и алифатического углеводорода, такого как пентан, гексан или нефтяная фракция, такая как дизельное топливо и эмульгатор или поверхностно-активный агент.

Активатор замедленного действия для реакции по выделению азота и тепла может быть выбран из описанных в заявке US 08/742126, а именно из полиангидрида с контролируемым гидрорасщеплением, который должен быть использован в виде раствора. Подходящая уксусная кислота может быть использована, как указано в GB-В-2276218. Могут быть также использованы эмульгированные кислоты, как описано в US 5183581.

В одном из воплощений настоящего изобретения реакция может быть активирована с помощью концентрированной уксусной кислоты, используемой в количестве от 0,15 - 0,50% от общего объема обрабатывающей жидкости.

В другом воплощении настоящего изобретения может быть использована эмульсия вода-в-масле, приготовленная из уксусной кислоты/воды/алифатического углеводорода, взятых в количествах 0,75 - 1,25% от общего объема обрабатывающей жидкости.

Согласно этому воплощению изобретения активатором для реакции азотсодержащих солей является раствор концентрированной уксусной кислоты (100%) в воде в присутствии алифатического углеводорода, который образует эмульсию вода-в-масле в присутствии поверхностно-активного агента. Алифатический углеводород является линейным алифатическим углеводородом C₅ - C₇, таким как пентан, гексан или гептан или нефтяной фракцией, такой как дизельное топливо. Активным веществом активатора является уксусная кислота. Дисперсную или водную фазу эмульсии получают из воды и уксусной кислоты при их соотношении 1:1. Диспергирующей фазой или масляной фазой может быть, например, дизельное топливо. Относительные количества дисперсной и диспергирующей фаз могут варьироваться в широких пределах, обеспечивая необходимую стабильность диспергирующей фазы, которая должна сохраняться неизменной. Так, нижний предел для количества диспергирующей фазы составляет 25 частей на объем, оставшиеся 75 частей на объем составляют 37,5 частей воды и 37,5 частей концентрированной уксусной кислоты. В верхнем пределе диспергирующая фаза будет содержать 75 частей на объем, в то время как дисперсная фаза будет содержать 12,5 частей воды и 12,5 частей концентрированной уксусной кислоты. Предпочтительным объемным количеством активатора, которое должно быть использовано, является 20 частей воды/20 частей уксусной кислоты/60 частей дизельного топлива плюс поверхностно-активный агент.

Количество эмульсии активатора, которое должно быть использовано, является функцией от количества активного вещества, такого как уксусная кислота, находящаяся в эмульсии. Например, если эмульсия активатора содержит меньшее количество уксусной кислоты, то должно потребоваться большее объемное количество для того, чтобы провести активацию. Так, такая эмульсия, которая имеет содержание 20 частей воды/20 частей уксусной кислоты/60 частей дизельного топлива, используемая в количестве 1% от общего объемного количества обрабатывающей жидкости, соответствует 0,2% активного вещества эмульсии и замедляет реакцию между азотсодержащими солями на 18 мин (см. таблицу 4 ниже).

Если активное вещество присутствует в меньших количествах в эмульсии активатора, то более высокие объемные количества активатора должны быть добавлены к обрабатывающей жидкости для того, чтобы продлить время замедления, вызванного увеличением стабильности эмульсии (см. опыт n⁰ 4 в таблице 4 ниже).

Липофильный поверхностно-активный агент обеспечивает желаемую эмульсию вода-в-масле для водной уксусной кислоты в углеводороде.

Среди липофильных поверхностно-активных агентов, которые пригодны для настоящего изобретения, находятся агенты, основанные на жирных кислотах, такие как сорбитовые эфиры, которые могут быть использованы и широко распространены.

Поверхностно-активные агенты, используемые в качестве эмульгаторов эмульсий активаторов замедленного действия, присутствуют в объемном количестве, которое находится между 0,5 и 1,5% в расчете на объемное количество эмульсии активатора.

Количество обрабатывающей жидкости, которое должно быть использовано, обычно определяется исходя из данных первичного математического моделирования, которое определяет содержание и характеристики удаляемого парафина. Это моделирование определяет температурную зависимость потока нефти в трубе. По температурной зависимости можно оценить степень парафинизации.

Следующее математическое моделирование связано с термодинамическим поведением жидкости во время депарафинизирующей обработки.

Первым шагом во время исследования, которое привело к настоящему способу, было определение термического и кинетикохимического поведения насыщенного раствора реагентов, которые входят в азотгенерирующую систему, таких как хлорид аммония и нитрит натрия (раствор C+N), в присутствии нефти, предварительно, нагретой до температуры, близкой к температуре на выходе из сепаратора смеси газ-нефть на платформе. В том воплощении изобретения, которое ведет к более длительному замедлению для реакции между азотсодержащими солями, активатором замедленного действия, который должен быть использован, является уксусная кислота, эмульгированная в воде/ дизельном топливе в присутствии липофильного поверхностно-активного агента.

Было найдено, что сульфат аммония может быть преимущественно использован вместо хлорида аммония без какого-либо нарушения кинетики, при этом сульфатная соль имеет более низкую цену и широко распространена.

В общем виде настоящий способ депарафинизации, осуществляемый в трубопроводе, пригодный для трубопроводов больших размеров, включает такие последовательные стадии: I отбор образцов производимой нефти и определение ТПП (температуры появления парафина) с помощью ДСК (дифференцированной сканирующей калориметрии), затем проведение математического моделирования с целью идентификации явления парафинизации и его локализации в трубопроводе; II определение эффективности производимой нефти в качестве растворителя парафина с целью определения оптимального соотношения нефти к парафину, которое необходимо для сжижения парафина;
III с помощью математического моделирования проведение депарафинизирующей обработки, основанной на термодинамическом поведении жидкости во время парафинизации;
IV определение кинетики реакции в лаборатории на платформе, исходя из растворов тепло- и азотгенерирующих солей;
V закачка с платформы: а) обрабатывающей жидкости, приготовленной из раствора азотсодержащих солей, C + N или S+N; b) нефти из сепаратора и с) активатора замедленного действия в соответствии с предварительно определенным количеством;
VI перекачка обогащенной парафином нефти и отработанных жидкостей в терминал или танкер. Оставшийся азот выбрасывают в атмосферу, в то время как воду из водных растворов солей сбрасывают.

Учитывая взаимосвязь между ТПП (температурой появления парафина) и явлением образования парфиновых отложений, настоящее изобретение требует, чтобы ТПП была определена, так как она является температурой, ниже которой появляются отложения парафина. ТПП нефти из различных скважин, также как и их смеси, которые должны быть транспортированы в терминалы после сепарации от газа в сепараторе на платформе определяют, основываясь на данных по кинематической вязкости. Таблица 1, приведенная ниже, включает эти данные.

При рассмотрении тенденции к образованию парафина, проявляющейся в различных скважинах, было найдено, что, так как трубопровод для транспортировки нефти из скважины 1 до платформы не очень длинный, в нем, несмотря на низкое значение ТПП, парафинизации не было. Однако для трубопроводов, по которым транспортируют нефть из скважин 2 и 3, наблюдалась сильная тенденция к парафинизации изогнутого трубопровода, начиная со второго километра. Подводная схема потоков этих скважин позволяет нефти охладиться ниже соответствующего значения ТПП. После обработки нефтей в первичном сепараторе, значение ТПП слегка повышается (15.1^oC) для образующейся смеси, которая при перекачке по трубопроводу диаметром 8 дюймов и длиной 21 км до монобуя, показывает постепенную потерю загрузки и последовательное снижение пропускающей способности с 2400 до 2000 кубометров в день. Эти данные соответствуют почти 80% первоначально разработанной проектной пропускной способности или 20% ее потери.

В некоторых случаях имеется понижение эффективности нагрева в сепараторе, такое, при котором температура нефти на выходе падает от 75^oC до 55^oC. Вследствие этого, нефть становится более вязкой и пропускная способность еще падает, например, до 1700 кубометров в день, что представляет 70% первоначальной дневной производительности. Так температура, соответствующая ТПП, может быть предсказана как следствие понижения температуры выходящей нефти и скорости ее потока. Таким образом, повышение парафинизации трубопровода следует ожидать, главным образом, в секциях, расположенных близко к платформе.

Изучение химических характеристик нефтей каждой из скважин 1, 2 и 3 показало содержание парафинов между 3 и 5 мас.% и асфальтенов между 0,6 и 2,1 мас.%, что означает высокую возможность органических отложений в том случае, если эти нефти находятся в условиях перекачивания по подводным трубопроводам.

Таблица 2, приведенная ниже, показывает результаты физико-химического исследования свойств нефтей скважин 1, 2 и 3.

Кроме того, необходимо было определить, можно ли использовать состав или физическую смесь нефтей, как растворитель парафинов при прокачивании по трубопроводу в соответствии с процессом по предлагаемому изобретению -SGN/ON - LINE. Было найдено, что температура текучести смеси парафина с нефтью понижается таким же образом, как и в случае когда для растворения парафина используют керосин, например авиационный керосин. Как видно из таблицы 3, было найдено, что при обычных подводных температурах в глубоководном оборудовании смесь нефтей способна содержать парафин (C₂₁H₄₄ стандарт), в условиях созданного потока, по крайней мере, в соотношении три части нефти на каждую часть парафина.

Это означает, что нефть, например, смесь нефтей различных производящих скважин одного месторождения, может быть легко использована в качестве органического растворителя в термохимическом способе по предлагаемому изобретению. Еще одно преимущество заключается в том, что нефть выходит из сепаратора с температурой около 75^oC, что дает дополнительную термальную энергию для использования в процессе.

Таблица 4, приведенная ниже, представляет данные кинетики химической реакции системы генерации азота, диспергированной в смеси нефти, используемой в качестве растворителя парафина по предлагаемому изобретению. Было найдено, что повышение количества C+N раствора от 10 до 30% по объему приводит к повышению максимальной температуры от 79^oC до 100^oC, что обеспечивает состояние смеси, близкое к адиабатическим условиям и активируется 0,2% уксусной кислоты.

Данные таблицы 4 показывают, что использование 20% по объему C + N раствора смесей нефтей позволяет достичь температуры, не выше, чем 91^oC за время реакции 13 минут и выход реакции при этом составляет около 90%, что очень хорошо подходит для работы в полевых условиях.

Альтернативно готовят эмульсию уксусной кислоты в дизельном топливе, стабилизированную липофильным поверхностно-активным агентом и используют как эффективный активатор замедленного действия. Эта эмульсия обеспечивает несколько большую задержку (по сравнению с активацией уксусной кислотой) начала реакции генерации тепла и азота, что является полезным для удовлетворения требований к скорости потока и давлению в трубопроводе. Например, при концентрации 0,75% объемных эмульсия кислоты обеспечивает задержку в 18 мин для начала реакции, тогда как при 1% объем. задержка была равна 18 мин и выход реакции составил 88% объемных. Таким образом, использование уксусной кислоты, как активатора замедленного действия, разбавленной или в виде эмульсии, удовлетворяет требованиям настоящего изобретения.

Кинетические данные таблицы 4 показывают также, что свойства сульфата аммония при данном способе, очень близки к свойствам хлорида аммония, так что он может быть использован вместо хлорида аммония. Сульфат аммония представляет собой соль с очень низкой стоимостью и производится в районе, в котором проводили опыты с трубопроводами для транспортировки нефти.

Таким образом, основываясь на предварительном определении значений ТПП, химических характеристиках транспортируемой нефти, фазовой диаграмме смесей нефть/парафин и кинетических данных для химической реакции между солями, генерирующими тепло и азот, каждый специалист в этой области может разработать депарафинизирующий способ для транспортирующих нефть трубопроводов.

Данные о производительности и схеме подводных коммуникаций изучаемого месторождения были сведены в таблицу 5, приведенную ниже, как следующий шаг в разработке способа депарафинизации для указанных ранее трубопроводов для транспортировки нефти. Было найдено, что значительное снижение производительности изучаемого месторождения тесно связано с процессом отложения парафина в отводящих трубах скважин 2 и 3, и главным образом, в трубопроводе для транспортировки нефти. Также было отмечено, что явление отложения парафина может быть сопоставлено с нежелательным уменьшением температуры нефти, выходящей из сепаратора.

Предположение о нагреве нефти в трубопроводе рассматривают как возможность предотвращения отложения парафинов в трубе. Однако ввиду большой длины трубы - 21000 м - вариант оказался неосуществимым. С другой стороны математическое моделирование скорости потока нефти при различных начальных температурах указывает на начало процесса отложения парафинов. При реализации нагревания единственным его действием будет замена места первоначальной локализации отложений парафина на монобуй.

Предварительный тепловой баланс участка перекачки нефти от платформы до монобуя ведет к установлению тепловых потерь нефтяной массы, эквивалентной одному номинальному объему трубопровода, составляющих около 16х10⁶ килокалорий.

Основываясь на приведенных расчетах термических потерь массы нефти в трубопроводе и добавив минимальное дополнительное тепло для обеспечения перехода уже имеющихся внутри трубопровода парафиновых отложений в жидкое состояние, был определен гипотетический объем обрабатывающей жидкости согласно процессу SGN/ON - LINE. Этот объем оказался порядка 136 м³ насыщенного C+N раствора, который способен выделить 40х10⁶ килокалорий. Полученное тепло приведет к росту температуры в трубопроводе до около 93^oC, которая, вместе с растворяющим действием нефти и разжижающим механическим эффектом азота, являются достаточными для перевода в необратимо разжиженное состояние парафиновых отложений.

Тепловой баланс транспортировки нефти и обработки трубопровода для транспортировки нефти суммирован ниже.

А) Потери тепла при транспортировке нефти
Тепло = 680 м³ • 0,878 кг/л • 0,66 ккал/кг^oC • (75-14^oC)= Потери тепла = 24036000 Ккал.

В) Тепло, образовавшееся при обработке трубопровода
Тепло = 136 м^3* • 4,5 мол/л • 75 Ккал/л • 0,88 моль/моль = Образовавшееся тепло = 40392000 Ккал.

C) Средняя температура при обработке^**
40932000 - 24036000 = 680 • О, 80 • 0.878 • 0.66 • (T_равн - 75) + 680•0,20•1,10•1,0(T_равн - 25) = 93^oC
^*Рассматривая характеристики обработки трубопровода согласно процессу SGN/ON - LINE, был установлен объем C+N раствора (136 м³). Этот объем был принят как соответствующий рабочему объему смонтированных емкостей, также как и по необходимому теплу для обработки секции трубопровода.

^**С целью упрощения расчетов средней температуры обрабатывающей жидкости, а также операционной безопасности, было консервативно предположено, что тепловые потери в течение обработки по процессу SGN/ON - LINE будут приблизительно равными потерям, наблюдаемым при транспортировке нефти. Дальнейшие математические расчеты будут проведены для того, чтобы расчитать реальное значение температуры в секции, подвергнутой депарафинизирующей обработке.

Согласно предпочтительному воплощению настоящего изобретения эффективная депарафинизирующая обработка трубопровода для транспортировки нефти включает приготовление и затем закачивание водного раствора солей C+N или S+N в поток транспортируемой нефти, после предварительного снижения скорости потока нефти. Это снижение потока должно быть того же порядка как входной поток SGN. Прокачивание C+N раствора может быть осуществлено с помощью тройного насоса с положительным вытеснением, скорость потока которого составляет 1,75 бареля в минуту (bpm). Количество активатора в виде эмульсии кислоты добавляется в поток, предпочтительно, в смеси - нефть/C+N раствор - при помощи дозирующего насоса, работающего в интервале 0,5-1,5 галлона в минуту. Согласно этому воплощению способа весь период закачивания продолжается приблизительно 9,5 часов. При проведении депарафинизирующей обработки согласно предлагаемому способу нет необходимости ни в конечном замещении жидкости, ни в остановке по времени для окончания химической реакции между азотсодержащими солями.

Детали осуществления способа суммированы ниже.

Осуществление способа - непрерывное в несколько потоков.

Организация проведения - уменьшение начального потока нефти на 80%.

Направление прокачивания - смонтированное оборудование - трубопровод - подводный монобуй - монобуй - танкер
Конечное положение обрабатывающей жидкости - труба монобуй (21000 м).

Обрабатывающая жидкость - C+N раствор/нефть + эмульсия кислоты
Активация - в потоке с умеренной задержкой (20 - 40 мин)
Состав и приготовление обрабатывающих жидкостей, таких как C+N раствор и эмульсия кислоты должны представлять удобную процедуру как отмечалось в разделе "Уровень техники". Особое внимание следует уделять контролю конечного значения pH раствора солей и стабильности активирующей эмульсии кислоты. Согласно настоящему изобретению пилотный эксперимент в семи адиабатических условиях должен быть эффективным. Для этого эксперимента должны быть использованы образцы приготовленных жидкостей и нефти при температуре такой как на выходе сепаратора.

Кроме того, следует отметить, что температура жидкости, образующейся в результате депарафинизирующей обработки, должна измеряться в потоке, чтобы держать депарафинизацию под контролем. Также должно тщательно проводиться тестирование образующейся жидкости, по мере ее поступления на танкер.

После попадания на танкер, содержание парафинов в смеси нефтей не является больше проблемой, так как нефть хранится в большом объеме. Последующие отложения парафинов будут располагаться на стенках судна и могут быть легко удалены механическими средствами.

Описание депарафинизационной обработки приведено ниже.

Обрабатывающий объем - 680 м³ (эквивалент 100% номинального).

Число стадий - 01
Органический растворитель - смесь нефтей (скважина 1,2 и 3)
Процент растворителя - 80% по объему (544 м³).

Процент соли - C+N раствор, 4,5 моль (или S+N раствор).

Процент раствора - 20% по объему (136 м³).

Эффективная концентрация - 0,9 моль.

Активатор реакции - эмульсия уксусной кислоты @ 20%.

Количество активатора - 1% от объема C+N раствора.

Поток обрабатывающей жидкости - 7,50 баррелей в минуту (общий).

Поток нефти - 6,0 баррелей в минуту.

Поток C+N раствора - 1,5 баррелей в минуту
Поток активатора - 0,63 г/мин
Время прокачивания - 9,50 ч.

Период остановки - 0
Максимальная температура - 98^oC @ адиабатическая; 93^oC @ расчетная.

Максимальное давление - 690 PSI @ числовой расчет).

Следует отметить, что время прокачивания зависит от объема обрабатывающего раствора, который должен быть введен в трубопровод для транспортировки нефти. Этот объем зависит от условий парафинирования в трубопроводе. В начале обработки прокачивание является более затрудненным, тогда как после включения парафиновых масс в поток нефти прокачивание становится более легким, так что в среднем время прокачивания соответствует объему жидкости, которая может течь по трубопроводу.

Дополнительным преимуществом настоящего депарафинизирующего способа, по сравнению с известными способами, является отсутствие периода остановки (он равен нулю), что исключает необходимость остановки работы трубопровода. Это связано с тем, что депарафинизирующая система работает моментально - здесь нет периода выдержки для того, чтобы депарафинизирующая система полностью закончила обработку. Такой подход не известен и не предполагался в существующих литературных источниках.

Состав и приготовление обрабатывающих жидкостей согласно настоящему изобретению приведены ниже.

Раствор C+N (136 м ³) - предположение 1.

Индустриальная вода, м³ - 88,5
Хлорид алюминия, т - 32,8
Нитрат натрия, т - 42,2
Гидроксид натрия, кг - 150 (до pH 7,0)
Раствор S+N (136 м³) - предположение 2.

Индустриальная вода, л - 272
Уксусная кислота 100%, л - 272
Дизельное топливо, л - 816
Поверхностно-активное вещество SGN/ON-LINE (680 м³), л - 13,6
C+N раствор (или S+N раствор), м³ - 136
Нефть, м³ - 544
Эмульсия кислоты, м³ - 136
Применение смеси нефтей в качестве растворителя для термохимической депарафинизации трубопровода для транспортировки нефти на платформе бассейна Кампос, штат Рио-де-Жанейро, Бразилия дает доказательство того, что процесс SGN/ON-LINE технически осуществим и экономически выгоден. Математические расчеты и эксперименты по кинетике реакции, происходящей в потоке смеси 80/20 объем/объем нефть/C+N раствор подтверждают возможность полного удаления органических отложений, вероятно, присутствующих в первой половине 21000-метровой трубы.

Следует отметить, что растворы солей могут быть приготовлены, основываясь на хлориде аммония (C+N раствор) или сульфате аммония (S + N раствор) или даже из смесей, обеспечивая соответствующее молярное соотношение между солями.

Таким образом, настоящий термохимический способ депарафинизации трубопроводов для транспортировки нефти обеспечивает удаление отложения парафина из этих трубопроводов очень экономичным способом, так как при этом не останавливается производство нефти. Кроме того, в нем экономится значительное количество энергии, учитывая тот факт, что тепло добытой нефти является частью необходимого тепла.

При применении предлагаемого способа депарафинизации согласно условиям его проведения, раскрытым в описании и в формуле изобретения, обеспечивается повышение потока нефти по изученному транспортирующему трубопроводу от 1700 кубических метров в день до 2400 кубических метров в день, как и ожидалось. Это приводит к низким потерям продукции и низкой стоимости процесса депарафинизации.

Формула изобретения

1. Способ термохимической депарафинизации трубопроводов в потоке транспортируемой по ним нефти с помощью азотгенерирующей системы, включающий следующие стадии: а) определение ТПП (температуры появления парафина) для образцов добываемой нефти, идентификации явления парафинизации, также как и его локализация в трубопроводах, транспортирующих нефть; b) определение оптимального количества нефти, которая должна быть использована в качестве растворителя имеющейся массы парафина в трубопроводах, транспортирующих нефть, для того, чтобы осуществить процесс депарафинизации; с) приготовление тепло- и азотгенерирующих растворов солей и проведение пилотного теста депарафинизации; d) приготовление раствора активатора замедленного действия; е) непрерывное закачивание из действующей платформы в парафинизированный трубопровод, транспортирующий нефть, обрабатывающей жидкости, полученной из тепло- и азотгенерирующих солей, нефти и активатора замедленного действия, взятых в количествах, определенных в с) таким образом, чтобы провести процесс депарафинизации трубопроводов, транспортирующих нефть, одновременно с ее добычей; f) после окончания закачки сбор в терминале отработанной жидкости, полученной после обработки парафинированной нефти и водного отработанного раствора в жидкой форме.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии а) осуществляют отбор образцов нефти из различных производящих скважин, а также нефти из сепаратора на производящей платформе.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что степень растворяющей способности производимой нефти устанавливают путем определения весового соотношения нефти и массы парафина, которое требуется для растворения отложений парафина при определенной температуре.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефть, используемая в обрабатывающей жидкости, является нефтью, производимой на данном месторождении, такой, как нефть из сепаратора на платформе.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что генерирующий тепло и азотраствор азотсодержащих солей включает хлорид аммония и нитрит натрия, взятые в эквимолярном соотношении при молярной концентрации до 4,5 для каждой из солей, а также активатор.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что генерирующий тепло и азот раствор азотсодержащих солей включает сульфат аммония и нитрит натрия, взятые в эквимолярном соотношении при молярной концентрации до 4,5 для каждой из солей, а также активатор замедленного действия.

7. Способ по п.5 или 6, отличающийся тем, что активатором замедленного действия является 100%-ная уксусная кислота, взятая в объемном количестве 0,15-0,50% в расчете на общий объем обрабатывающей жидкости.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что предпочтительно объемное количество активатора замедленного действия - уксусной кислоты составляет 0,2% от общего объема обрабатывающей жидкости.

9. Способ по пп.5 и 6, отличающийся тем, что активатором замедленного действия является эмульсия вода-в-масле, в которой дисперсная фаза представляет собой 100%-ную уксусную кислоту и воду, а диспергирующая фаза эмульсии представляет собой алифатический углеводород, эмульгированный в поверхностно-активном агенте.

10. Способ по п.9, отличающийся тем, что поверхностно-активным агентом является липофильный поверхностно-активный агент.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что липофильный поверхностно-активный агент представляет собой сорбитовый эфир, взятый в количестве 0,5 - 1,5% от общего объема активатора.

12. Способ по п.9, отличающийся тем, что объемное количество воды и объемное количество уксусной кислоты в дисперсной фазе эмульсии одинаково.

13. Способ по п. 9, отличающийся тем, что алифатическим углеводородом, который входит в состав диспергирующей фазы эмульсии вода-в-масле, является пентан, гексан или гептан.

14. Способ по п. 9, отличающийся тем, что диспергирующая фаза эмульсии вода-в-масле является нефтяной фракцией, такой, как дизельное топливо.

15. Способ по пп.9, 12 и 13, отличающийся тем, что объемное количество уксусной кислоты /воды/ дизельного топлива эмульсии вода-в-масле активатора, изменяется в пределах от 12,5/12,5/75 до 37,5/37,5/25 соответственно.

16. Способ по п.15, отличающийся тем, что предпочтительное объемное количество уксусной кислоты/воды/ дизельного топлива эмульсии вода-в-масле составляет 20/20/60 соответственно.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6