Способ получения депрессорной присадки in situ в процессе трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти, обработанной противотурбулентной присадкой
Владельцы патента RU 2689113:
Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта" (ООО "НИИ Транснефть") (RU)
Изобретение относится к способу получения депрессорной присадки in situ в процессе трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти. Способ получения депрессорной присадки in situ заключается в том, что через дозирующее устройство в поток перекачиваемой нефти вводят противотурбулентную присадку (ПТП) в виде раствора в углеводородном растворителе. После этого осуществляют перекачку нефти через насосный агрегат в целях деструкции ПТП. В качестве противотурбулентной присадки используют (со)полимер высшего (мет)акрилата общей формулы:
где R1 - водород или метил, R2 - углеводородная группа, имеющая от 4 до 30 атомов углерода. Молекулярная масса (со)полимера составляет не ниже 4⋅106. Изобретение позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление нефти и понизить температуру застывания нефти при ее транспортировке. 2 ил., 1 табл., 2 пр.
Изобретение относится к области транспортировки сырой нефти по трубопроводам, а именно к транспортировке высокопарафинистой нефти.
При перекачке нефти нередко применяют присадки, улучшающие ее гидравлические характеристики. Движение легкой нефти происходит, как правило, в турбулентном режиме течения, и для снижения гидродинамического сопротивления вводят противотурбулентные присадки (ПТП), основой которых служат нефтерастворимые полимеры высокой молекулярной массы. В настоящее время практически все ПТП, представленные на рынке, содержат в качестве основы полимеры высших альфа-олефинов. Для успешного применения ПТП должны быть соблюдены два условия: высокая молекулярная масса полимера (как правило, не ниже 3⋅106) и его хорошая растворимость в жидкости.
Отметим также, что при прохождении центробежного насоса ПТП полностью теряет способность снижать гидродинамическое сопротивление вследствие механодеструкции макромолекул.
При перекачке высокопарафинистой нефти используют депрессорные присадки, препятствующие отложению парафина на стенке трубопровода и снижающие температуру ее застывания. Нередко высокопарафинистые нефти транспортируются по магистральному нефтепроводу в турбулентном режиме течения, в особенности, если используется подогрев (т.н. «горячие» трубопроводы). При этом существует необходимость снижать как турбулентное сопротивление, так и температуру застывания высокопарафинистой нефти, и тогда используют параллельное дозирование ПТП и депрессорной присадки.
В известном из уровня техники способе транспортирования неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости по трубопроводу, раскрытом в патенте на изобретение RU 2124160 С1, опубликованном 27.12.1998, предлагается использовать ПТП на основе полимеров высших альфа-олефинов и одновременно вводить депрессорную присадку на основе сополимера этилена и винилацетата в углеводородную жидкость при перекачке по нефтепроводу с подогревом.
Это техническое решение имеет ряд недостатков. Одним из недостатков является высокая цена обработки нефти присадками двух сортов. Кроме того, полимеры высших альфа-олефинов, являющиеся основой промышленных ПТП, далеко не всегда хорошо растворяются в высокопарафинистой нефти, что является причиной их низкой эффективности. Ухудшению растворимости ПТП способствует депрессорная присадка, чьей основой служит полимер более низкой молекулярной массы. Полимеры разного сорта чаще всего являются термодинамически несовместимыми в растворе, т.е. введение второго полимера в раствор вызывает осаждение первого и наоборот. Такое поведение называют антагонистическим взаимодействием, и это приводит к ухудшению качества обеих присадок.
Задачей изобретения является разработка способа получения присадки универсального типа, обеспечивающей способность снижения гидродинамического сопротивления нефти, а также температуры ее застывания в зависимости от молекулярной массы полимера.
Техническим результатом, достигаемым при реализации заявленного изобретения, является уменьшение гидравлического сопротивления нефти и понижение температуры застывания нефти при ее транспортировке.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ получения депрессорной присадки in situ в процессе трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти, характеризующийся тем, что через дозирующее устройство в поток перекачиваемой нефти вводят противотурбулентную присадку (ПТП) в виде раствора в углеводородном растворителе, при этом в качестве полимерного агента ПТП используют (со)полимер высшего (мет)акрилата общей формулы:
где
R1 - водород или метил,
R2 - углеводородная группа, имеющая от 4 до 30 атомов углерода, с молекулярной массой полимера/сополимера не ниже 4⋅106,
после чего осуществляют перекачку нефти через насосный агрегат в целях деструкции ПТП.
Известно, что полимеры указанной формулы с высокой молекулярной массой способны эффективно снижать гидродинамическое сопротивление нефти, а при его низкой молекулярной массе работают как депрессорные присадки. Депрессорные свойства полимеров высших алкил(мет)акрилатов хорошо известны и используются не только в нефти, но и в других углеводородах, содержащих парафины С18+, маслах и дизельном топливе. Молекулярная масса полимера в депрессорной присадке, как правило, не превышает 2⋅105
Согласно настоящему изобретению противотурбулентную присадку, рабочим веществом которой является (со)полимер высших (мет)акрилатов с молекулярной массой не ниже 4⋅106, к примеру сополимер 2-этилгексилметакрилата и н-бутилакрилата, где соотношение мономерных звеньев x:у составляло 3:2, на головной нефтеперекачивающей станции вводят через дозирующее устройство в трубопровод, по которому перекачивают высокопарафинистую нефть. При этом противотурбулентную присадку используют в виде раствора в углеводородном растворителе.
В процессе трубопроводного транспорта нефти, обработанной противотурбулентной присадкой, до насосной станции она работает как агент снижения гидродинамического сопротивления, затем, при попадании на рабочее колесо магистрального насоса, полимер ПТП претерпевает деструкцию, которая приводит к образованию макромолекул полимера с низкой молекулярной массой.
В дальнейшем полимер с пониженной молекулярной массой работает уже как депрессорная присадка.
Таким образом, в магистральном насосе ПТП in situ превращается в депрессорную присадку.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 изображена принципиальная схема лабораторного стенда для исследования реологических свойств углеводородных жидкостей, а на фиг. 2 приведен график зависимости величины снижения гидродинамического сопротивления от продолжительности циркуляции раствора присадки в нефти.
На фиг. 1 позиции имеют следующие числовые обозначения:
1 - расходный бак;
2 - емкость для ввода ПТП;
3 - шаровые краны;
4 - насос;
5 - датчики температуры;
6 - датчики давления;
7 - расходомер;
8 - напорный (измерительный) участок трубы;
9 - всасывающий участок трубы;
10 - циркуляционный жидкостной криотермостат;
11 - персональный компьютер;
12 - прибор для измерения частоты вращения вала насоса (тахометр);
13 - дыхательный клапан;
14 - линия промывки емкости ввода ПТП;
15 - тройники с заглушкой.
Примеры, приведенные ниже, иллюстрируют настоящее изобретение. Пример 1. Определение гидродинамической эффективности универсальной присадки.
Лабораторные эксперименты проводились на стенде для исследования реологических свойств углеводородных жидкостей (фиг. 1), содержащий расходный бак 1 для углеводородной жидкости, оборудованный циркуляционным жидкостным криотермостатом 10, замкнутый контур трубной обвязки, состоящий из напорного (измерительного) участка трубы 8 и всасывающего участка трубы 9, емкость для ввода ПТП 2, насос 4, датчики температуры 5 и давления 6, позволяющие фиксировать давление исследуемой углеводородной жидкости в нескольких точках.
Стенд имеет петлевую конфигурацию и позволяет поддерживать заданный расход жидкости, температуру в расходном баке, а также фиксировать давление в нескольких точках.
В расходный бак 1 заливают 45 л высокопарафинистой нефти и термостатируют при 30°С. Затем включают насос 4 на производительности 5 м3/час и фиксируют перепад давления на измерительном участке трубы 8, а также фактический расход нефти.
Эти данные являются базовыми для расчета величины снижения гидродинамического сопротивления в последующем эксперименте, где использовалась ПТП. Число Рейнольдса Re составило 8800, а напряжение сдвига на стенке - 40 Па.
Нефть циркулирует по замкнутому контуру в течение 30 минут, после чего отбирают пробу для определения температуры ее застывания. Из исходной нефти без присадки и не подвергнутой циркуляции, также отбирают пробу для определения температуры застывания, с тем, чтобы определить влияние механического воздействия на ее величину (см. пример 2).
В качестве ПТП используют сополимер 2-этилгексилметакрилата и н-бутилакрилата общей формулы 1 с молекулярной массой 4⋅106, где соотношение мономерных звеньев x:у составляло 3:2. Сополимер в количестве 12 г предварительно растворяют в 45 л той же нефти в расходной емкости. Концентрация полимера составила 300 ppm.
После термостатирования и полного растворения полимера включают насос 4 на ту же производительность, что и в предыдущем эксперименте, и фиксируют перепад давления на измерительном участке 8 и фактический расход. По этим данным определяют величину снижения гидродинамического сопротивления (DR) в данный момент времени по формуле:
где, индекс 0 соответствует нефти без присадки;
индекс f - нефти, содержащей присадку;
λ - величина коэффициента гидродинамического сопротивления;
ΔР - перепад давления на измерительном участке;
Q - объемный расход нефти.
На фиг. 2 видно, что величина DR для раствора в начальный момент времени составила больше 25% при концентрации 300 ppm, что свидетельствует о высокой эффективности полимера. При этом, по мере циркуляции раствора, эффективность полимера падает вследствие деструкции при прохождении насоса.
Учитывая, что напряжение сдвига на стенке и линейная скорость потока (3,6 м/с) были невелики можно с определенной степенью достоверности экстраполировать эти результаты на реальный нефтепровод.
По истечении 10 минут, когда величина DR снизилась до минимальной величины, т.е. когда полимер достиг предельной деструкции в данных условиях потока, была отобрана проба для определения температуры застывания нефти.
Пример 2. Определение температуры застывания нефти.
Температуру застывания исходной нефти (образец №1), нефти подвергнутой механическому воздействию (образец №2) и нефти с деградированной присадкой (образец №3) определяют в соответствии с ГОСТ 20287 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания» по методу Б.
Образцы нефти нагревают в закрытом сосуде до температур выше температуры плавления парафина и термостатируют в течение 30 минут.Затем охлаждают до потери текучести образца нефти.
Результаты экспериментов приведены в таблице 1.
Из таблицы 1 видно, что присутствие 300 ppm сополимера 2-этилгексилметакрилата и бутилакрилата пониженной молекулярной массы вызвало депрессию температуры застывания высокопарафинистой нефти на 8,4°С.
Таким образом, универсальная присадка до магистрального насоса работает как агент снижения гидродинамического сопротивления, а при прохождении магистрального насоса претерпевает деструкцию и становится депрессорной присадкой.
Способ получения депрессорной присадки in situ в процессе трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти, характеризующийся тем, что через дозирующее устройство в поток перекачиваемой нефти вводят противотурбулентную присадку (ПТП) в виде раствора в углеводородном растворителе, при этом в качестве полимерного агента ПТП используют (со)полимер высшего (мет)акрилата общей формулы:
где
R1 - водород или метил,
R2 - углеводородная группа, имеющая от 4 до 30 атомов углерода, с молекулярной массой полимера/сополимера не ниже 4⋅106, после чего осуществляют перекачку нефти через насосный агрегат в целях деструкции ПТП.
