Способ подготовки к транспорту парафинистой нефти Советский патент 1992 года по МПК F17D1/16 

Изобретение относится к способам подготовки вязких парафинистых нефтей к трубопроводному транспорту и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ подготовки к транспорту вязкой нефти, согласно которому к ней добавляют легкую нефть, содержащую более 90% фракций, выкипающих до 300 С. Согласно этому способу в состав транспортируемой нефти добавляется 20% легкой нефти, в результате чего температура застывания нефтяной эмульсии снижается на

ю°с;

Недостатком этого способа является тот факт, что применение его возможно лишь а тех случаях, когда в районе добычи вязкой

нефти имеется месторождение легкой нефти.

Известен также способ подготовки нефти к трубопроводному транспорту, включающий превращение попутного нефтяного газа в метанол и смешивание его с нефтью в присутствии эмульгатора с целью получения эмульсии нефть в метаноле, в которой содержится от 6 до 30 об.% метанола и которая имеет значительно меньшую вязкость по сравнению с вязкостью исходной нефти.

Недостатком этого способа является то. что технологический процесс производства метанола из углеводородного газа осуществляется с применением дорогостоящего катализатора и включает несколько технологических операций, например очиv| Ю

«я

00 00 00

стку газа от серосодержащих компонентов, получение синтез-газа, получение метанола из синтез-газа, для проведения которых необходимо сложное и металлоемкое технологическое оборудование.

Целью изобретения является снижение вязкости парафинистой нефти при перекачке ее по трубопроводу с минимальными затратами сырья, химических реагентов и энергии.

Поставленная цель достигается тем, что от добытой нефти отделяется попутный газ, часть газа окисляется при контакте с кислородом воздуха при 375-450°С и давлении 50-100 атм, продукты окисления газа в количестве 0,1-1,0 об.% смешиваются с нефтью при 50-80°С.

Изобретение позволяет снизить энергетические затраты на перекачку парафинистой нефти при одновременном снижении затрат на изготовление снижающего вязкость нефти агента.

На фиг.1 представлена принципиальная схема осуществления предлагаемого способа; на фиг.2-4 - кривые, характеризующие реологические свойства нефти.

На технологической схеме (фиг.1) обозначены входной патрубок 1, сепаратор 2, предназначенный для отделения от нефти попутного газа, который по трубе 3 поступает в распределительное устройство 4, а от- сепарированная нефть по трубе 5 поступает в смеситель 6, распределительное устройство 4, предназначенное для разделения потока газа на две части: большая часть газа поступает в газопровод 7, а меньшая часть газа по трубе 8 направляется в печь 9, компрессор 10 воздуха, предназначенный для компримирования воздуха до давления 50- 100 атм, который по трубе 11 поступает в печь- 9, предназначенную для раздельного подогрева углеводородного газа и воздуха до 375-450°С, из печи 9 подогретые газ и воздух по трубам 12 и 13 поступают в реактор 14, предназначенный для неполного окисления попутного газа кислородом воздуха, из реактора 14 продукты неполного окисления и непрореагировавший газ по трубе 15 поступают в блок 16 сепарации, предназначенный для отделения жидких продуктов окисления попутного газа от непрореагировавшего газа. Продукты окисления газа из блока 16 по трубе 17 подаются в смеситель 6, а непрореагировавший газ по трубе 18 направляется в газопровод 7.

Технологический процесс осуществляется следующим образом.

Сырая нефть по входному патрубку 1 поступает в сепаратор 2, где происходит отделение от нефти попутного газа. Отсепарированная нефть по трубе 5 направляется в смеситель 6, а попутный газ по трубе 3 поступает в распределительное устройство 4, откуда большая часть газа поступает в

газопровод 7, а меньшая часть газа по трубе 8 поступает в змеевик печи 9. В другой змеевик печи 9 компрессором 10 по трубе 11 под давлением 50-100 атм подается сжатый воздух. В печи 9 газ и воздух нагреваются

до 375-450°С и по трубам 12 и 13 подаются в реактор 14, где происходит неполное окисление части газа кислородом воздуха. Соотношение газ:воздух варьируется в пределах от 3:1 до 6:1. Из реактора 14 продукты неполного .окисления и непрореагировавший газ по трубе 15 поступают в блок 16 сепарации. Из блока 16 непрореагировавший газ по трубе 18 направляется в газопровод 7, а жидкие продукты неполного окисления углеводородного газа по трубе 17 направляются в смеситель 6, где при 50- 80°С смешиваются с дегазированной нефтью, в результате чего в нефти должно содержаться 0,1-1,0об.% продуктов неполного окисления газа. Подготовленная к транспорту нефть по трубе 19 поступает в нефтепровод.

П р и м е р 1. Неполное окисление углеводородного газа производится при 375°С и

давлении 50 атм. Соотношение газ:воздух равно 3:1.

Состав полученных продуктов неполного окисления следующий, мас.%: СНзОН 48,93; CaHsOH 1,75: СН205,14;(СН3)20 1,60;

Н20 4,90; , СзНдОН. CH3COC2Hs, СНзСООН и др. 37,68.

На фиг.2 кривая 1 отражает зависимость кинематической вязкости дегазированной нефти, содержащей 21%

парафинов, 16,7% асфальто-смолистых веществ, и имеющей температуру застывания 34°С, от средней линейной скорости движения ее по трубопроводу диаметром 400 мм при температуре нефти 23°С.

Кривая 2 отражает ту же зависимость для смеси, состоящей из 99,9 об.% той же нефти и 0,1 об.% продуктов неполно го окисления углеводородного газа.

Кривая 3 отражает ту же зависимость для смеси, состоящей из 99.9 об.% той же нефти и 0,1 об. % технического метанола.

По этим кривым видно, что после введения при 50°С в дегазированную нефть

0,1 об.% продуктов неполного окисления углеводородного газа ее вязкость в диапазоне средних линейных скоростей движения в трубопроводе от 0,5 до 1,5 м/с снижается в 1,2-1,4 раза. Введение в нефть того же количества технического метанола при 50°С

практически не влияет на ее реологические свойства.

П р и м е р 2. Неполное окисление угле- водородного газа производится при 400°С и давлении 70 атм. Соотношение газ:воздух равно 4:1.

Состав полученных продуктов неполного окисления следующий, мас.%: СНзОН 49,72; С2Н5ОН 1,98; СН2О 4,47; (СНз)20 1,79; Н20 4,78; СзНуОН. GiHgOH, СНзСОС2Н5, СНзСООН и др. 37,26.

На фиг.З кривая 1 отражает ту же зависимость, что и в примере 1. Кривая 2 отражает зависимость кинематической вязкости смеси, состоящей из 99,75 об.% той же нефти и 0,25 об. % продуктов неполного окисления, от средней скорости движения нефти по тому же трубопроводу, что и в примере 1, при температуре 23°С. Кривая 3 отражает ту же зависимость для смеси, состоящей из 99,75 об.% нефти и 0,25 об.% метанола технического.

По этим кривым видно, что после введения при 65°С в дегазированную нефть 0,25 об.% продуктов неполного окисления углеводородного газа ее вязкость в диапазоне средних линейных скоростей движения в трубопроводе от 0,5 до 1,5 м/с снижается в 1,5-2,5 раза. Введение в нефть того же количества технического метанола при 65°С незначительно влияет ча ее реологические свойства.

ПримерЗ. Неполное окисление углеводородного газа производится при 450°С и давлении 100 атм. Соотношение газ:воз- дух равно 6:1.

Состав полученных продуктов неполного окисления следующий, мас.%: СНзОН 55.12; CaHsOH 2,15; СН20 4.13; (СНз)20 1.81; Н20 4,65: СзН7ОН, C/jHgOH. CH3COC2H5, СНзСООН и др. 32,14.

На фиг.4 кривая 1 отражает ту же зависимость, что и в примере 1. Кривая 2 отражает зависимость кинематической вязкости смеси, состоящей из 99,0 об.% той же нефти и 1,0 об.% продуктов неполного окисления углеводородного газа, от средней скорости движения нефти по тому же трубопроводу, что и в примере 1, при температуре 23°С. Кривая 3 отражает ту же зависимость для смеси, состоящей из 99,0 об.% нефти и 1,0 об.% метанола технического.

По этим кривым видно, что после введения при 80°С в дегазированную нефть 1,0 об.% продуктов неполного окисления углеводородного газа ее вязкость в диапазоне средних линейных скоростей движения в трубопроводе от 0,5 до 1,5 м/с снижается в 1,7-3,2 раза. Введение в нефть того же количества технического метанола

при 80°С позволяет снизить ее вязкость всего в 1,1 раза.

Из примеров 1-3 видно, что при введении продуктов неполного окисления углево- 5 дородного газа в количестве 0,1 об.% вязкость нефти снижается незначительно. Введение в нефть продуктов окисления в количестве свыше 1,0об.% нецелесообразно, так как с дальнейшим увеличением со0 держания в нефти продуктов неполного окисления углеводородного газа вязкость нефти практически не изменяется. При температуре смешивания нефти с продуктами неполного окисления углеводородного газа

5 менее 50°С часть парафинов находится в кристаллическом сосоянии, что снижает эффективность воздействия модификатора. Увеличение температуры смешивания нефти с продуктами неполного окисления

0 углеводородного газа свыше 80°С экономически нецелесообразно ввиду увеличения энергетических затрат на нагрев нефти.

Из примеров 1-3 также видно, что применение продуктов, неполного окисления

5 углеводородного газа в качестве повышающего транспортабельность парафинистой нефти реагента значительно более предпочтительно, чем технического метанола.

При соотношении газ:воздух менее чем

0 3:1 или бол ее чем 6:1 получаемые продукты окисления углеводородного газа не обладают способностью снижать вязкость нефти. При температуре менее 375°С в реакторе не происходит окисления газа кислоро5 дом воздуха.

При температуре в реакторе свыше 450°С образующиеся продукты окисления не обладают спосо(жостью снижать вязкость нефти.

0 Предлагаемый способ подготовки парафинистой нефти к транспорту по сравнению с известным имеет следующие преимущества: многостадийный процесс получения метанола заменяется односта5 дийным процессом получения продуктов неполного окисления углеводородного газа; в 10-100 раз сокращается количество продуктов неполного окисления углеводородного газа, необходимых для подготовки

0 к транспорту парафинистой нефти; кроме того, общие габаритные размеры и вес технологического оборудования процесса получения продуктов неполного окисления углеводородного газа значительно меньше,

5 чем размеры и вес технологического оборудования для получения метанола. Формула изобретения 1. Способ подготовки к транспорту парафинистой нефти путем смешения ее с продуктом окисления попутного нефтяного

газа, отличающийся тем. что, с целью снижения расхода продукта окисления, используют продукт окисления, образующийся при неполном окислении попутного нефтяного газа кислородом воздуха при 375-450°С, давлении 50-100 атм и объемном

соотношении попутный нефтяной газ:воз- дух от 3:1 до 6:1.

2. Способ по п. 1,отличающийся тем, что продукт окисления попутного нефтяного газа используют в количестве 0.1- 1.0об.%.

Изобретение касается транспортировки нефти, в частности подготовки парэфини- стой нефти к транспортировке. Цель - снижение расхода продукта окисления. Для этого парафинистую нефть смещивают с 0,1-1 об.% продукта неполного окисления попутного нефтяного газа кислородом воздуха при 375-450°С. давлении 50-100 атм и объемном соотношении газа и воздуха, равном (3-6): 1, Эти условия позволяют вести процесс в одну стадию при сокращении в 10-100 раз количества продуктов неполного окисления нефтяного газа, что необходимо для подготовки к транспортировке парафинистой нефти, так как обеспечивается снижение ее вязкости. 1 з.п.ф-лы, 4 ил. (/) С

Фие. /

К

12

iO

в

6

А

Ст

0,5

Фиг. 2.

.о

{5

2

3,Cf

Фце.5

A /2

/0I

в

6

4 2 О

OS

V &#

o.s

0 {з