СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ПО ТРУБОПРОВОДУ ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ АСФАЛЬТОСМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ Российский патент 2003 года по МПК F17D1/17 

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и предназначено для транспортирования высоковязкой нефти.

Существующие способы трубопроводного транспорта высоковязкой нефти можно разделить на несколько групп:
1) способы, основанные на перекачке нефти по маловязкому пристенному слою. Причем этот пристенный слой может быть создан как с помощью воды с добавлением поверхностно-активных веществ, так и образованием маловязкой эмульсии нефть в воде.

В патенте РФ 2105923, F 17 D 1/16, 27.02.98, БИ 6 описан способ трубопроводного транспорта высоковязких нефтей с использованием в качестве поверхностно-активного вещества продукта окисления озоном высокомолекулярной части нефти. Обработку нефти озоном проводят перед смешением ее с водой. В результате протекаемой реакции в объеме нефти накапливаются кислородосодержащие соединения, которые придают нефти высокую поверхностную активность на границе с водой, а также способность образовывать маловязкие эмульсии прямого типа.

Недостатком данного способа является образование водонефтяных эмульсий в процессе транспортировки, увеличение затрат на последующий процесс обезвоживания и дополнительные эксплутационные затраты на специальное оборудование для получение озона.

Известен способ транспортирования высоковязких нефтей (АС СССР 767451, F 17 D 1/16, 30.09.80, БИ 36, с дополнительным изобретением АС СССР 1260632, F 17 D 1/17, 30.09.86, БИ 36) в условиях создания в трубопроводе периферийного кольцевого потока из водного раствора смеси неионогенных поверхностно-активных веществ. В качестве ПАВ используют сульфонол НП-2, сульфонат, смачиватель ДБ и 2-окси-1,3-диаминопропан-N, N, N¹, N¹-тетрауксусную кислоту.

Однако используемый в данном способе периферийный кольцевой поток из водного раствора смеси ПАВ способствует образованию водонефтяных эмульсий, что крайне нежелательно при транспортировании нефти, не содержащей воды. Образование водонефтяной эмульсии создает проблему ее разрушения и требует соответствующего аппаратурного решения процесса.

2) способы, в которых повышение эффективности транспорта перекачиваемой нефти достигается за счет снижения температуры ее застывания путем введения различных поверхностно-активных веществ.

Так, в способе подготовки высоковязкой парафинистой нефти, описанном в АС СССР 987277, F 17 D 1/16, 07.01.83, БИ 1, в качестве реагента для улучшения реологических свойств нефти используют смесь селективных растворителей в виде азотистых ПАВ и смачивающих реагентов. Нефть, содержащую реагент, транспортируют на пункт подготовки, где ее подвергают термообработке.

Известен также способ подготовки и транспортировки по трубопроводу высоковязких нефтей и нефтепродуктов (АС СССР 1451434, F 17 D 1/17, 15.01.89, БИ 2), в котором в подогретую нефть вводят гидроксодикарбоксилаты алюминия на основе нафтеновых кислот промышленных фракций синтетических жирных кислот C_17-20; C_18-23, С_10-16 или жирных кислот С_10-18.

Недостатком данных способов является использование термообработки нефти на стадии ее подготовки к транспортировке, что увеличивает энергозатраты и себестоимость процесса.

Наиболее близким по технической сущности является АС СССР 1527451, F 17 D 1/17, 07.12.89, БИ 45, в котором описан способ подготовки и транспортировки по трубопроводу подогретых высоковязких нефтей и нефтепродуктов с использованием в качестве ПАВ блоксополимеров оксиэтилированных алкилфенолов типа неонол АФ₉-12 в количестве 0,1-0,2 об.%.

Недостатком данного способа также является использование термообработки нефти на стадии ее подготовки к транспортировке, что увеличивает энергозатраты и себестоимость процесса и сравнительно невысокая эффективность, что подтверждается количеством используемого ПАВ.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка эффективного способа транспортирования по трубопроводу вязких нефтей и нефтепродуктов с содержанием воды 0-3% и повышенным содержанием асфальтосмолистых веществ за счет снижения вязкости транспортируемых продуктов.

Задача решается разработкой способа транспортирования высоковязких нефтей, включающего введение в нефть блоксополимера, содержащего окись этилена. Причем в качестве блоксополимера вводят блоксополимер на основе гликолей общей формулы
Н(С₂Н₄)_n(С₃Н₆О)_mОАО(С₃Н₆О)_m(С₂Н₄O)_nН,
где А=-С₂Н₄- или -С₃Н₆-;
n=14-16, m=24-27 с молекулярной массой 4300 у.е.

в смеси с полиалкилбензольной смолой - побочным продуктом производства изопропилбензола в соотношении блоксополимер : полиалкилбензольная смола 1: 1-4.

Задача решается также тем, что смесь блоксополимера (БС) и полиалкилбензольной смолы (ПАБС) может быть введена в нефтяной поток в растворителе в соотношении 1:1, в качестве растворителя может быть использована этилбензольная или бутилбензольная или изопропилбензольная фракции.

В табл. 1 представлены физико-химические показатели и свойства блоксополимера окиси этилена и окиси пропилена на основе гликолей -Реапона-4В (Р-4В) - общей формулы
Н(С₂Н₄O)_n(С₃Н₆О)_mОАО(С₃Н₆О)_m(С₂Н₄O)_nН, где А=-С₂Н₄- или -С₃Н₆- и n=14-16, m=24-27, выпускаемого по ТУ 6-55-54-91.

В табл. 2 представлены показатели, характеризующие качество полиалкилбензольной смолы - побочного продукта производства изопропилбензола, состоящей из смеси ди-, три-, тетра-изопропилбензолов и других более высокомолекулярных полиалкилбензолов, выпускаемой под торговым названием полиалкилбензольная смола (ПАБС) в соответствии с ТУ 33.10296-83.

Использование состава в виде раствора в алкилбензольной фракции (АлБФ): этилбензольной фракции (ЭБФ) или изопропилбензольной фракции (ИПБФ), или бутилбензольной фракции (ББФ) в массовом соотношении 1:1 связано с технологическими требованиями к реагентам, применяемым в промысловых условиях на температуру застывания и вязкость. Этилбензольная фракция выпускается по ТУ 6-01-10-37-78, изопропилбензольная фракция - по ТУ 38.402-62-140-42, бутилбензольная фракция - по ТУ 38-10297-78.

В табл. 3 представлены характеристики исследуемой нефти Демкинского месторождения бобриковского горизонта скважины 628.

Способ с использованием смеси БС и ПАБС осуществляют следующим образом.

Пример. В 100 г нефти вводят 0,04 мл раствора реагента, нефть и реагент интенсивно перемешивают в течение нескольких минут. Затем пробу помещают в ячейку ротационного вискозиметра типа "Реотест-2" и определяют ее реологические характеристики. Проводят исследования реологических свойств "чистой" нефти и нефти в присутствии реагента. Результаты исследования представлены в табл. 4.

Исследование реологических характеристик нефти в присутствии других композиционных смесей проводят аналогично приведенному примеру. Результаты исследований представлены в табл. 5-7 и на фиг. 1 и 2.

В лабораторных условиях эффективность предлагаемого способа с использованием смеси БС и ПАБС оценивали методом ротационной вискозиметрии по значению эффективной вязкости нефти в зависимости от приложенных сдвигающих напряжений.

В описании изобретения, выбранном в качестве прототипа, даны исходные параметры исследуемых нефтей. Судя по характеристике температуры застывания можно предположить, что в этих нефтях большое содержание твердых парафинов. В приведенной таблице не уточняется температура, при которой определялась вязкость нефтей. Очевидно, что, имея такую высокую температуру застывания, нефть не может иметь такие низкие значения вязкости при температуре 20^oС. По-видимому, в данной таблице указана вязкость нефтей при температуре проводимых исследований, т.е. при Т=50-60^oС. Введение реагента - оксиэтилированного алкилфенола - позволяет понизить температуру застывания нефтей. Можно предположить, что механизм действия реагента основан на предотвращении образования крупных кристаллов парафина. При этом молекулы реагента могут как сами являться центрами кристаллизации парафина, что ведет к образованию в основном мелких кристаллов парафина, так и адсорбироваться на поверхности кристаллов парафина и препятствовать их слипанию. Оба эти процесса позволяют изменять температуру застывания нефти после ее термообработки, в данном случае температура застывания снижается, и уменьшать динамическую вязкость.

Из табл. 3 видно, что используемая в экспериментах нефть имеет несколько другой состав: в нефти Демкинского месторождения преобладают смолы и асфальтены. Поэтому механизм действия вводимого реагента будет иным.

Индивидуальные реагенты были испытаны при температуре 20^oС. Вязкость нефти без реагента в этих условиях не слишком высокая и лежит в пределах 260-200 сП в зависимости от скорости сдвига. При введении Р-4В и ПАБС происходит снижение вязкости нефти на 20-40 сП (см. табл. 4).

На фиг. 1 представлена зависимость динамической вязкости η, сП, нефти Демкинского месторождения при температуре 20^oС от скорости сдвига γ, 1/с, при введении композиционных составов в количестве 0,04 об.%, где ряд 1 - зависимость динамической вязкости нефти от скорости сдвига без введения композиционного состава, ряд 2 - то же с добавкой состава Р-4В-ПАБС в соотношении 1: 1, ряд 3 - то же с добавкой состава Р-4В-ПАБС в соотношении 1:4. Из табл. 5 и фиг. 1 видно, что при смешении реагентов Р-4В и ПАБС в соотношении 1:1 вязкость нефти снижается на 50 сП, при увеличении доли ПАБС в композиционном составе до 80 мас.% эффективность состава возрастает, наблюдается синергетический эффект, о чем свидетельствует снижение вязкости нефти до 130 сП, т.е. более чем на 50%.

Надо отметить, что исследование динамической вязкости нефти в присутствии композиционных составов проводилось также и при температуре 10^oС, чтобы получить информацию о действии состава при пониженной температуре, характерной для зимнего периода эксплуатации.

На фиг. 2 изображена зависимость динамической вязкости η, сП, нефти Демкинского месторождения от скорости сдвига γ, 1/с, при введении композиционных составов ряда Р-4В-ПАБС в различном соотношении в количестве 0,04 об.% при температуре 10^oС, где ряд 1 - зависимость динамической вязкости нефти от скорости сдвига без введения состава, ряд 2 - то же с добавкой состава в соотношении 1:4, ряд 3 - то же с добавкой состава в соотношении 1:6, ряд 4 - то же с добавкой состава в соотношении 1:8.

Как видно из табл. 6 и фиг. 2, увеличение доли ПАБС до соотношения 1:8 ведет к уменьшению эффективности действия состава, хотя составы с соотношением 1:6 и 1:8 также позволяют снизить вязкость исследуемой нефти при 10^oС. По результатам данного эксперимента соотношение заявляемого состава 1:4 было определено как оптимальное.

Известно, что для смолисто-асфальтеновых веществ характерны обменные, диполь-дипольные взаимодействия, водородные связи. При определенных условиях суммарное действие межмолекулярных сил, возникающих между содержащимися в составе асфальтенов и смол ареновыми фрагментами, карбоксильными и аминогруппами, приводит к так называемому стэкинг-взаимодействию, ответственному за формирование их пачечной кристаллоподобной структуры /З.И.Сюняев, Р.З.Сафиева, Р. З.Сюняев Нефтяные дисперсные системы. - М.: Химия, 1990. - 226 с./. Введение поверхностно-активных веществ позволяет изменять межмолекулярные взаимодействия в жидкости и уменьшать степень ассоциации смолисто-асфальтеновых веществ. В результате изменения характера межмолекулярных взаимодействий будет происходить изменение структурно-механической прочности дисперсной фазы и как следствие снижение вязкости исследуемой нефти.

Для состава Реапон-4В-ПАБС (1:4) был определен оптимальный расход реагента на нефть. Данные представлены в таблице. При расходе 400 г/т (0,04 об. %) происходит заметное снижение вязкости до 530 сП. С увеличением расхода реагента вязкость снижается эффективнее, при введении композиционного состава в количестве 800 г/т (0,08 об.%) вязкость нефти снижается в 2 раза и достигает значения 430 сП (см. табл. 7).

Приведенные данные, в частности, резкое снижение расхода реагента (от 0,1-0,2 об.% у прототипа до 0,04-0,08 об.% в предлагаемом способе) и отсутствие нагревания нефти свидетельствует о том, что эффективность предлагаемого способа выше, чем у известного.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и предназначено для транспортирования высоковязкой нефти. Способ транспортирования высоковязких нефтей включает введение в нефть блоксополимера на основе гликолей общей формулы:
Н(С₂Н₄О)_n(С₃Н₆О)_mОАО(С₃Н₆О)_m(С₂Н₄О)_nН,
где А = -С₂Н₄ или -С₃Н₆-; n = 14-16; m = 24-27, с молекулярной массой 4300 у. е. в смеси с полиалкилбензольной смолой - побочным продуктом производства изопропилбензола в соотношении блоксополимер : полиалкилбензольная смола 1:1-4, причем в качестве растворителя может быть использована этилбензольная, или бутилбензольная, или изопропилбензольная фракция. Способ эффективен для транспортирования по трубопроводу вязких нефтей и нефтепродуктов с содержанием воды 0-3% и повышенным содержанием асфальтосмолистых веществ за счет снижения вязкости транспортируемых продуктов. 2 з.п.ф-лы, 7 табл., 2 ил.

1. Способ транспортирования высоковязких нефтей, включающий введение в нефть блоксополимера, содержащего окись этилена, отличающийся тем, что в качестве блоксополимера берут блоксополимер на основе гликолей общей формулы
Н(С₂Н₄О)_n(С₃Н₆О)_mОАО(С₃Н₆О)_m(С₂Н₄О)_nН,
где А - -С₂Н₄- или -С₃Н₆-;
n = 14-16;
m = 24-27,
с молекулярной массой 4300 у.е. в смеси с полиалкилбензольной смолой - побочным продуктом производства изопропилбензола в соотношении блоксополимер:полиалкилбензольная смола 1:1÷4. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что смесь блоксополимера на основе гликолей и полиалкилбензольной смолы вводят в нефтяной поток в растворителе в соотношении 1:1. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют этил-, или бутил-, или изопропилбензольные фракции производства фенола и ацетона.