Способ снижения вязкости нефти

Владельцы патента RU 2325432:

Изобретение относится к способам обработки высоковязкой нефти на промыслах перед транспортировкой ее по трубопроводам, в частности к способам снижения вязкости нефти. Способ снижения вязкости нефти включает циклическую подачу нефти в жидкой фазе в зону гидродинамической обработки, где на нефть воздействуют давлением, имеющим постоянную осевую составляющую и переменную поперечную составляющую сдвига, измерение температуры нефти после обработки. Для необратимого снижения вязкости обработку нефти давлением проводят с отбором тепла для стабилизации температуры нефти в диапазоне температур не ниже температуры, выше которой вязкость нефти уменьшается незначительно, и не выше температуры кипения нефти. Измеряют вязкость нефти после обработки давлением. Завершают обработку нефти давлением при стабилизации значения ее вязкости. Технический результат — обеспечение необратимого снижения вязкости нефти. 1 ил.

Изобретение относится к способам обработки высоковязкой нефти на промыслах перед транспортировкой ее по трубопроводам, в частности к способам снижения вязкости нефти.

Известен способ снижения вязкости нефти и улучшения ее реологических свойств при помощи теплового генератора (пат. RU №2131094). В известном способе для нагрева нефти используют теплоагент, обработанный в тепловом генераторе.

Недостатком способа является последующее восстановление вязкости нефти при понижении ее температуры до исходного состояния.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ, включающий подачу вещества в жидкой фазе в зону гидродинамической обработки, где на него воздействуют давлением, имеющим постоянную и переменную составляющие (пат. RU №2054604). При этом значение переменной составляющей давления выбирают в зависимости от постоянной составляющей давления. Цикл обработки может быть открытым и закрытым. Обработка нефти известным способом сопровождается увеличением температуры нефти и, соответственно, понижением ее вязкости.

Недостатком известного способа является последующее восстановление вязкости нефти при понижении температуры до исходного состояния.

Целью изобретения является обеспечение необратимого снижения вязкости нефти.

Для достижения поставленной цели в способе снижения вязкости нефти, включающем подачу нефти в жидкой фазе в зону гидродинамической обработки, где на нефть воздействуют давлением, имеющим постоянную осевую составляющую и переменную поперечную составляющую сдвига, измерение температуры нефти на выходе из зоны обработки, повторную подачу нефти в зону обработки, в зоне обработки путем отбора тепла стабилизируют температуру нефти в диапазоне температур не ниже температуры, выше которой вязкость нефти уменьшается незначительно, и не выше температуры кипения нефти, измеряют вязкость нефти, завершают гидродинамическую обработку при стабилизации значения вязкости нефти.

В диапазоне температур не ниже температуры, выше которой вязкость нефти уменьшается незначительно, и не выше температуры кипения нефти происходит активация нефти с изменением ее структуры. Нефть, обработанная в данном диапазоне температур, при последующем понижении температуры до исходного состояния, имеет вязкость ниже первоначального значения.

На чертеже изображена зависимость вязкости нефти от температуры до и после обработки предлагаемым способом.

Обработке предлагаемым способом подвергали нефть Гремихинского месторождения, расположенного на территории Удмуртской Республики.

Дегазированную нефть Гремихинского месторождения, имеющую при температуре (20±5)°С вязкость, равную (320-330) мПа·с, помещали в емкость с подогревом. С помощью расположенного внутри емкости змеевика с теплоносителем нагревали нефть до температуры (50-60)°С.

На нагретую нефть воздействовали осевым давлением, создаваемым в первой ступени двухступенчатого центробежного насоса НК65/35-240В1АСОНВ. Далее нефть пропускали через вторую ступень центробежного насоса, представляющую собой рабочее колесо и направляющий аппарат с одинаковым количеством перфорированных пазов для прохода потока. Соотношение размеров ширины паза и межпазового отрезка выбиралось из условия величины объема потока нефти, подвергаемого сдвигу, равного или больше 2/3 общего объема потока нефти. При прохождении через вторую ступень насоса поток нефти подвергался воздействию переменного поперечного давления сдвига. Величина осевого давления поддерживалась постоянной и на выходе второй ступени насоса не превышала 2 МПа. Обработка нефти во второй ступени насоса сопровождалась повышением температуры нефти. Вязкость нефти уменьшалась с увеличением ее температуры (график 2 на чертеже).

На предварительном этапе обработки от выхода второй ступени насоса поток нефти направляли по трубопроводу в теплоизолированную емкость и далее на вход первой ступени насоса. Цикл обработки повторяли до достижения температуры нефти в теплоизолированной емкости, равной 80°С.

Вязкость нефти, обработанной до температуры 80°С, восстанавливалась после обработки при последующем снижении ее температуры до первоначального значения.

При температуре нефти выше 104°С начинался процесс кипения нефти. Вязкость нефти при последующем снижении ее температуры до первоначального значения восстанавливалась или принимала значения вышеисходного за счет изменения фракционного состава.

Диапазон температуры (80-104)°С соответствует наименьшим значениям вязкости на графике 1 (см. чертеж), представляющем зависимость вязкости дегазированной нефти Гремихинского месторождения от температуры.

При температуре нефти (80-104)°С поток нефти направляли по трубопроводу от выхода второй ступени насоса в термостатирующую емкость, в которой поддерживалась температура (80-104)°С, и далее на вход первой ступени насоса. Цикл обработки повторяли до достижения вязкости нефти (5-7) мПа·с, которая соответствует минимальным значениям вязкости на графике 2 (см. чертеж), представляющем зависимость вязкости нефти, обработанной в соответствии с предлагаемым способом, от температуры нефти.

Обработанная предлагаемым способом нефть при температуре (20±5)°С имела вязкость, равную 125 мПа·с, тогда как необработанная нефть при той же температуре имела вязкость, равную (320÷330) мПа·с.

Обработка нефти предлагаемым способом позволила необратимо снизить вязкость нефти почти в три раза, что найдет применение при транспортировке высоковязкой нефти.

Способ снижения вязкости нефти, включающий подачу нефти в жидкой фазе в зону гидродинамической обработки, где на нефть воздействуют давлением, имеющим постоянную и переменную составляющие, измерение температуры нефти на выходе из зоны обработки, повторную подачу нефти в зону обработки, отличающийся тем, что в зоне обработки путем отбора тепла стабилизируют температуру нефти в диапазоне температур, не ниже температуры, выше которой вязкость нефти уменьшается незначительно, и не выше температуры кипения нефти, измеряют вязкость нефти, завершают обработку давлением при стабилизации значения вязкости нефти.

Источник

Улучшение текучести нефти с применением комбинационного способа понижения вязкости

АННОТАЦИЯ

В статье приведено описание комбинационных (химического и механического) методов для улучшения текучести нефти. Для метода использованы отходы местных предприятий в качестве ПАВ, в результате была понижена вязкость нефти.

ABSTRACT

The article describes the application of a combination (chemical and mechanical) method to improve oil flow. This method uses waste from local enterprises and lowers the viscosity of oil.

Ключевые слова: нефть, вязкость, присадка, транспортировка, текучесть, смеситель, отход.

Keywords: oil, viscosity, additive, transportation, fluidity, mixer, waste.

Введение. В последние годы основная доля добычи нефти приходится на труднодоступные и обводненные нефти. За счет высокой вязкости таких нефтей и трения по поверхности породы движение в горных породах замедляется. Благодаря управлению вязкостью таких нефтей можно будет увеличить скорость добычи, эффективно организовать транспортировку по трубопроводам.

Обзор литературных источников. Повышенная вязкость нефти и нефтяных эмульсий обусловлена высоким содержанием в них асфальтенов, парафинов, смол, количества воды, механических примесей, особенно сульфида железа. Каждое месторождение имеет свои особые свойства, исходя из этого различают состав, физико-химические свойства нефти и нефтяных эмульсий [1; 2; 9].

Вязкость определяет скорость течения жидкости при ее движении через узкие трубопроводы и зазоры (в частности, в узлах трения), а также при движении вдоль твердых стенок, т.е. во всех тех случаях, когда число Рейнольдса мало. Заметим, что при равных вязкостях и скоростях течения турбулентность наступает раньше в широких трубопроводах, чем в узких.

Наконец, влияние вязкости на течение зависит от плотности. Несмотря на то что вязкость газов значительно меньше, чем жидкостей, ее значение для характеристики течения газов не менее велико, так как отношение плотности газов и жидкостей больше, чем отношение их вязкостей [2; 6].

Значение вязкости в течении жидкости не ограничивается тем, что она является основным фактором сопротивления течению. Существует и другое ее значение: вязкость обусловливает передачу скорости от слоя к слою текущей жидкости, т.е. действует как фактор, формирующий непрерывное скоростное поле потока. Нами изучены физико-химические характеристики местных нефтей, транспортируемых по трубопроводу (табл. 1).

Таблица 1.

Физико-химические показатели местных нефтей

Месторождение нефти

Плотность при 20 °С, кг/м 3

Вязкость кинематическая, мм 2 /с

Кислотность, мг КОН/100 г

Зольность, %

Температура застывания, °С

Температура начала перегонки, °С

Из табл. 1 видно, что нефти месторождений Амударья, Коштар, Кокайти имеют высокие плотности и вязкости, чем нефти, месторождений Кокдумалак и Акжар. Так, например, кинематическая вязкость нефтей месторождений Кокдумалак и Акжар при 20 °С равна 14,1 и 12,6 мм 2 /с соответственно, а месторождений Амударья, Коштар, Кокайти при этих же условиях равна 31,2; 25,7 и 41,8 мм 2 /с соответственно. Такая же примерно картина повторяется и при 50 °С, что еще раз подтверждает необходимость индивидуального изучения состава и свойств местных нефтей, которые проясняют причины такого изменения.

На месторождениях Узбекистана (Амударья, Коштар и Кокайти) добываемая нефть содержит парафина на 7–7,5 % больше, чем нефть месторождений Кокдумалак и Акжар. Содержание силикогелевых смол в нефтях месторождений Амударья, Коштар и Кокайти больше на 4,5–5 %, чем в нефтях месторождений Кокдумалак и Акжар. Также можно сказать и о наблюдениях по содержанию асфальтенов и серы относительно этих же месторождений Узбекистана [9; 7].

Следовательно, при транспортировке нефтей, сильно различающихся по составу и содержанию компонентов, смешивать их нецелесообразно. Согласно известной классификации к легким следует относить нефти с плотностью от 830 до 870 кг/м 3 , содержащие парафин в составе нефти не более 5 %; к парафинистым следует относить нефти, содержащие более 5 % парафина и имеющие температуру застывания от +5 до +35 °С; к высоковязким следует относить нефти с плотностью выше 870 кг/м 3 .

После такой классификация нефтей местных месторождений можно применить правильную последовательность при их смешивании, транспортировке и переработке.

Материалы и методы. Для увеличения текучести нефти и нефтяных эмульсий по трубопроводам в первую очередь надо понизить их вязкость. Существует несколько методов сделать это.

1. Увеличение температуры (требует огромного количества наличия энергии или же энергетической инфраструктуры). На рисунке 1 приведен график зависимости вязкости нефти от температуры.

Рис унок 1. Зависимость вязкости нефти от температуры

2. Смешивание с маловязкой жидкостью (усреднение вязкости) или с растворителем (усреднение вязкости с модификацией свойств исходной вязкой жидкости) (табл. 2).

Таблица 2.

Классы растворителей, понижа ющих вязкость нефти

Классы растворителей

Растворители

Толуол; 2-метил-метил-бисамин; 4,1,1-пропелин-1,3-диоксан; 4,4-метил-5,6-дигидрофин; 2-метилфурин; сероводород; дихлорпропан

Растворители разных классов органических соединений природной характеристики

Газоконденсат; газовый бензин; сжиженные нефтяные газы; пироконденсат; МОН-47Д; Д-13; углеводородная оболочка

Смесь одного или нескольких классов органических соединений – продукты химической и нефтехимической переработки

Легкая нефть; керосиновая фракция; хлорированные углеводороды; фракция пиперилена; соединения ацетатов; фракция альфа-олефинов; уайт-спирит; керосин

Органические соединения с добавлением ПАВ

ПАВ с газовым бензином; фракция пиперилена с ароматизированным бензином и СЖК; ароматизированный нефтеконденсат и сульфанол или СФМ ОП-10; диамеры и тримеры изобетилена с ОП-10 и И-1-А; растворы алкиралира с оксиэтилэфирным соединением; растворы с катализатором; СНПХ-7Р-1; изопарафины с сульфанот-натрием

Органические композиции, направленные на соединение химических и нефтехимических продуктов

Керосиновый дистиллят с ацетоном; керосиновая фракция с ацетоном; перхлорэтилен с бензиновой фракцией; спирты и кетоны с керосином; СНПХ-7р-2; МЛ-72; раствор полиэтиленамина; светлая эмульсия

Многокомпонентные соединения и растворы на основе воды

Растворы продуктов оксиалкилирования; алюминий, магний, кальций, хлор, щелочь с эмульсиями и органическими растворителями; с водным раствором щелочного лингина; с дисульфид-углерод-бензолом, эфиром этиленгликоля, спиртом, соляной кислотой или другими кислотами; с эфирами многоатомного и низкоатомного спирта, соединениями алифатических и ароматических углеводородов; ПАВ-1, ПАВ-2; с щелочными растворителями и эмульгаторами; каустик

3. Механическая (безреагентная) обработка без использования присадок и растворителей.

4. Комбинация первых трех пунктов.

В нашем исследовании мы использовали комбинационной способ –добавление химических реагентов (депрессорных присадок) – и механическую обработку (со смесителем ) для того, чтобы понизить вязкость нефти Акжарского месторождения в лабораторных условиях. Добавили депрессорные присадки к нефтям и тяжелым нефтепродуктам – это нефтерастворимые синтетические полимерные продукты, которые при введении в небольших количествах в нефть с повышенным содержанием парафина способны изменять ее вязкость и напряжение сдвига [4; 10; 5] .

Результаты и обсуждения. В данной работе мы использовали депрессорную присадку, полученную на основе этих отходов, для снижения вязкости нефти. На Шуртанском газохимическом комплексе полиэтилен получают в процессе полимеризации этилена раствором циклогексана с использованием катализатора Циглер-Натта (Al(C₂H₅)₂Cl+ТiCl₄), в течение процесса в качестве дополнительного продукта образуются отходы низкомолекулярного полиэтилена (НМПЭ). Было установлено, что эти отходы содержат 5–10 % низкомолекулярного полиэтилена, в зависимости от типа полиэтилена его объем составляет в среднем 1,5–2,0 тыс. тонн полиэтилена в год. В настоящее время эти отходы утилизируются и используются в различных целях.

Введение такой присадки в целом изменяет процесс кристаллизации в нефтях с высоким содержанием парафина. Механизм действия депрессаторов заключается в поглощении их молекул кристаллами парафина, что затрудняет их агрегирование и накопление. Снижение прочности и увеличение пластичности нефти с депрессором следует объяснить образованием комплексов из молекул присадки и парафина, создающих пространственное препятствие формированию контактов кристаллического геля и уменьшающих их упорядоченность. В этом случае образуются смешанные кристаллы депрессор-парафин, что мешает объединению частиц в пространственную сетку.

Рисунок 2. Принципиальная схема транспортировки вязкой нефти с использованием комбинационного способа:

1 – товарный резервуар; 2 – головной насос; 3 – место введения химреагента; 4 – смеситель; 5 – нефтепровод; 6 – промежуточный насос

Рисунок 3. Зависимость числа оборотов перемешивания от динамической вязкости нефти

Для этого мы добавляли 1 мл растворителя в 100 мл нефти. Перемешивали смесь смесителем с разными оборотами. После перемешивания вязкой нефти от 500 об/мин до 2000 об/мин вязкость нефти снизилась относительно первоначального значения (рис. 2, 3).

Выводы. При транспортировке для применения этого метода мы рекомендуем установить в начале трубопровода смеситель с добавлением растворителя 100:1 [3; 6].

Таким образом, результаты настоящего исследования показывают перспективность использования комбинационного метода при понижении вязкости нефти. Причем понижение вязкости улучшает текучесть нефти и снижает энергозатраты.

Список литературы:

Башкирцева Н.Ю., Сладовская О.Ю. Особенности применения ПАВ в процессах транспортировки высоковязких нефтей // Вестник технологического университета. – 2014. – Т. 17. – Вып. 14. – С. 449–451.
Ершов М.А., Баранов Д.А., Муллакаев М.С. Снижение вязкости парафинистых нефтей обработкой в гидродинамическом реакторе // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2011. – № 7. – С. 16–19.
Набиев А.Б. Интенсификация транспортировки высоковязких нефтей по трубопроводу : монография. – Ташкент, 2017. – С. 138.
Набиев А.Б. Разработка технологии получения веществ, снижающих вязкость тяжелых нефтей, и их применение: Автореф. дис. … д-ра филос. (PhD) по техн. наукам. – Ташкент, 2018. – С. 50.
Очилов А.А., Абдурахимов С.А., Адизов Б.З. Тяжелые нефти Узбекистана и их устойчивые водонефтяные эмульсии // Universum: Технические науки: электрон. научн. журн. – 2019. – № 9 (66) / [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/7824.
Понизитель вязкости тяжелых нефтей на основе хлопкового соапстока / Б.Р. Рахимов [и др.]. // Universum: Технические науки: электрон. научн. журн. – 2020. – № 5 (74) / [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/9362.
Сатторов М.О. Разрушение устойчивых эмульсий местных нефтей Узбекистана // Наука, техника и образование. – М., 2016. – № 2 (20). – С. 61–63.
Сатторов М.О., Ямалетдинова А.А., Бакиева Ш.К. Анализ эффективности деэмульгаторов, применяемых при разрушение местных водонефтяных эмульсий // Universum: Технические науки : электрон. научн. журн. – 2020. – № 4 (73) / [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/9271.
Способ уменьшения вязкости нефтей и нефтепродуктов // Патент 93047039 А МПК 6 F17D1/16 // Петросян Ф.Н., Друян Ю.И. [и др.].
Ямалетдинова А.А., Абдуллаева Ш.Ш. Физико-химические основы процесса подготовки нефти на месторождении Кокдумалак // Наука, техника и образование. – 2016. – № 2 (20). – С. 58–60.

старший преподаватель, Бухарский инженерно-технологический институт, РУз, г.Бухара

Источник