Способ снижения вязкости нефтей и нефтепродуктов. Способы снижения вязкости нефти


Понижение вязкости нефти | Eco-Technology

  envirotech

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ.

К области изобретения относятся, как процесс, так и комплекс агрегатов для обработки ряда нефтепродуктов, обладающих высокой вязкостью (тяжелая нефть, битумен, различные виды эмульсий). Результатом применения оригинальной технологии является изменение физикохимических свойств нефтепродуктов за счёт резкого понижения значения вязкости, снижение плотности исходного продукта с одновременным переходом процесса в начальную стадию крекинга.

В то же время наблюдается значительное увеличение эффективности процесса при одновременном снижении потребления энергии, необходимой для обработки тяжелой нефти и эмульсий с высокой вязкостью. Кроме того, применение технологии позволяет осуществлять выделение легких фракций, включая готовое к заправке в двигатель дизельное топливо (данный процесс известен, как «холодный крекинг»).

Предлагаемый процесс и оборудование могут использоваться в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях промышленности для рафинирования и утилизации нефтяных суспензий, повышения текучести нефтепродуктов, определяющей возможность их транспортировки по трубопроводам.

Настоящая технология имеет значительные преимущества по сравнению с традиционно используемыми, выражающиеся в резком уменьшении капитальных вложений, значительным снижением операционных расходов и минимизации экологически вредных явлений. Одновременно, данный процес может применяться, как совместно с существующими (в случае необходимости изменения физикохимических свойств добываемых нефтепродуктов), так и  самостоятельно, например при разработке полей с нефтепесками.

РАЗВЕРТЫВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ЕГО МОБИЛЬНОСТЬ

Предлагаемая технология не предполагает использование больших площадей и не требует подготовки массивных фундаментов. В связи с низким потреблением энергии имеется возможность запитывать установку от дизельных электрогенераторов, что обуславливает её мобильность. Применение исключительно электро-механических процессов при обработке нефтепродуктов исключает какие-либо ограничения в масштабировании оборудования.

ЭКОЛОГИЯ

Описанная выше технология снижения вязкости и повышения качества нефтепродуктов не предполагает каких-либо вредных выбросов в атмосферу (в т.ч. и углекислого газа), применения токсичных химических растворителей и добавок, имеющих негативное  воздействие на окружающую среду, что является бесспорным преимуществом по сравнению с широко используемыми в настоящее время во всем мире технологиями.

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СОБСТВЕННОСТЬВсе применяемые и описанные выше физические и инженерные аспекты включены в поданную патентную заявку под названием « ПРОЦЕСС ДЛЯ ПОНИЖЕНИЯ ВЯЗКОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ, ИХ ПРОИЗВОДНЫХ И УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЭМУЛЬСИЙ»

В настоящее время создан прототип промышленной установки, на котором проведены успешные испытания технологии. Результаты испытаний отражены в предлагаемом заключении.

Затраты на создание, показанного на фото прототипа, тестирования технологии и подачи патентной заявки составили порядка 2 млн.доллл. США

machine

Одновременно проведены переговоры с Mobius Sustainable technologies Inc. по поставке промышленного оборудования на месторождение в штате Юта, США.

Для реализации данного проекта необходима доработка конструкции отдельных узлов будущего оборудования, используя имеющийся прототип. Данная доработка обусловлена спецификой обрабатываемой сырой нефти.

Проведение указанных работ требует дополнительных инвестиций в размере до 5 млн. долл. США

www.eco-technology.ca

Снижение - вязкость - нефть

Снижение - вязкость - нефть

Cтраница 2

Растворы ПАВ используют для снижения вязкости нефти и очистки призабойной зоны скважин.  [16]

Первый из них - снижение вязкости нефти.  [17]

Физико-химические методы применяются для снижения вязкости нефти, в результате чего значительно улучшаются условия эксплуатации месторождения.  [18]

Повышение температуры пласта вызывает снижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил и расширение объемов пластовых жидкостей. С уменьшением вязкости нефти увеличивается ее подвижность, с повышением температуры улучшается смачиваемость водой поверхности минералов пород коллектора. Объемное расширение пластовых жидкостей и скелета пласта приводит к увеличению количества извлекаемой из пласта нефти. Все это в конечном счете приводит к увеличению нефтеотдачи пласта.  [19]

Участок П отражает процесс снижения вязкости нефти с ростом градиента давления в высокопроницаемом образце. Вязкость нефти в низкояроницаемой породе сохраняется высокой. Здесь относительная подвижность нефти для высокопроницаемого образца увеличивается, а для низкопроницаемого - уменьшается. По-видимому, при совместной эксплуатации неоднородных пластов именно в этих пределах градиентов давлений может наблюдаться кинжальный прорыв по высокопроницаемым зовам водц, вытесняющей нефть.  [20]

Без дополнительных мероприятий по снижению вязкости нефти перекачивать такую нефть по трубопроводам при температурах ниже температуры застывания невозможно.  [21]

Без дополнительных мероприятий по снижению вязкости нефти перекачивать такую нефть по трубопроводам при температурах ниже температуры застивания невозможно.  [22]

К методам, способствующим снижению вязкости нефти, относятся обработки скважин химическими реагентами ( ПЛВ, Нй5О4, СО3 и др.) и тепловые методы.  [23]

Эффективность тепловых методов обеспечивается снижением вязкости нефти при повышении температуры.  [24]

Гидрофилизация поверхности породы, эмульгирование и снижение вязкости нефти при добавлении бутанола позволяют, практически, сравнять скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой в водо - и нефтенасыщенной средах. При этом замена одноатомного спирта на многоатомный ( полигликоль, полиглицерин) приводит к полному блокированию реакции с нефтенасыщенной частью и значительному снижению скорости реакции с водонасыщенной, т.е. происходит замедление скорости реакции в углеводородном пласте.  [25]

Термические методы воздействия на залежь преследуют цель снижения вязкости нефти, что облегчает приток ее к эксплуатационным скважинам.  [26]

Продуктивность некоторых скважин была увеличена в результате снижения вязкости нефти вблизи ствола скважины при использовании забойных электронагревателей.  [27]

Циклический способ паротеплового воздействия на пласт способствует снижению вязкости нефти и очистке призабойной зоны пласта, что в целом улучшает вытеснение нефти за счет естественной энергии пласта. При реализации большинства проектов термического воздействия обычно начинают с циклического нагнетания пара. В последующем, когда эффект от этого способа становится минимальным, переходят к стационарным процессам, предусматривающим непрерывное вытеснение нефти паром.  [29]

Тепловые методы ОПЗ используют для удаления парафина и снижения вязкости нефти, а также для повышения эффективности химических методов.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ снижения вязкости нефтей и нефтепродуктов

 

Класс 23с, 1

СССР № 71999

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНия

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Способ снижения вязкости нефтей и нефтепродуктов

Заявлено 5 сентября 1940 года в Народный комиссариат нефтяной промышленности за М 35238 (308216) Опубликовано 31 марта 1948 года

Предмет изобретения

1. Способ снижения вязкости нефтей и нефтепродуктов преимущественно при 60 и ниже при помощи мыла, отличающийся тем, что в указанные продукты вводят

135

Нафтеновые и сульфонафтеновые соли кальция, аммония или других трех- и четырехвалентных металлов, применяемые для понижения вязкости нефтей и нефтепродуктов, должны быть так приготовлены, чтобы они полностью растворялись в нефтепродуктах и не выпадали из растворов при разбавлении их, например, авиабензином до концентрации 0,1 — 0,01 о/о.

С целью повышения растворимости сульфонафтеновых солей в нефтепродукте их применяют совместно с нафтеновыми кислотами или растворимым в нефтепродукте спиртом.

Нафтенаты алюминия и сульфосоли, добавляемые к нефтям и нефтепродуктам, понижают вязкость их преимущественно при температурах 60 и ниже; чем ниже температура, тем более значительно понижение вязкости.

В зависимости от качества нефтепродукта, вязкость которого желательно понизить, применяются нафтенаты или сульфонафтенаты.

Нафтенаты алюминия менее эффективны. Для достаточно значительного понижения вязкости их необходимо дооавлять в количествах

0 1 — 0 2 о/о

Сульфонафтенат алюминия обеспечивает большев снижение вязкости при значительно меньших расходах, чем нафтенат алюминия. Так, при добавлении к артемовской нефти

0,0001 сульфонафтената алюминия достигалось снижение вязкости с

Эзо = 19,85 до Эзо —— 13,55 .

При увеличении расхода препарата до 0,0002 /о наблюдалось повышение вязкости, а при 0,0005% вязкость снижалась вновь. Таким образом действие препарата на снижение вязкости происходит при некоторых оптимальных добавках присадки.

В зависимости от качеств нефтепродуктов для понижения вязкости следует применять нафтенаты или сульфонафтенаты.

М 71999 сульфонафтенат кальция или на нат или сульфонафтенат трех- и. и четырехвалентного металла в- количестве менее 0,257о, 2. Прием выполнения способа по п. 1, отличающийся тем, что

Отв. редактор М, М. Акишин

136 сульфонафтенат алюминия применяют совместно с нафтеновыми кислотами или с растворимым в нефтепродукте спиртом с целью повыше-. ния растворимости сульфонафтената в нефтепродукте.

Редактор В, ф. Смирнов

Способ снижения вязкости нефтей и нефтепродуктов Способ снижения вязкости нефтей и нефтепродуктов 

www.findpatent.ru

состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений - патент РФ 2467050

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи пластов в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением микроорганизмов. Состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений на основе нефтевытесняющей композиции, содержащей аммиачную селитру, поверхностно-активное вещество - ПАВ, карбамид и воду, где в композицию добавляют водный экстракт уробактерий, содержащий 800-840 млн кл./мл, полученный при постоянном перемешивании в течение 120 минут массы кизяков в воде в соотношении 10:100 соответственно, при следующем соотношении компонентов, г/л: аммиачная селитра 14-142, неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40 или NP-50 4,8-48, анионактивное ПАВ - волгонат или сульфонол 2,4-24, карбамид 28,6-286, указанный водный экстракт уробактерий 20-50 мл/л, вода остальное до 1 л. Технический результат - повышение эффективности нефтеотдачи высоковязкой нефти в условиях нефтяной залежи высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой (+10÷+50°С), снижение затрат при исключении паротеплового воздействия. 21 пр., 4 табл., 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2467050

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением уреазной группы микроорганизмов.

В настоящее время добыча вязкой нефти на месторождениях с низкой пластовой температурой осуществляется, как правило, с применением паротепловых методов или их сочетанием с физико-химическими методами. Так, на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения (республика Коми) осуществляется площадная закачка пара в пласт или пароциклическое воздействие, при этом в пласт под давлением закачивается пар при температуре 300-350°C, что экономически затратно, поскольку связано с установкой паротепловых генераторов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки с применением микроорганизмов (патент РФ № 2180396). Состав для повышения нефтеотдачи в качестве источника микроорганизмов содержит активный ил, в качестве питательных веществ, стимулирующих рост и активность микробных клеток, - кубовые остатки производства синтетического глицерина, дополнительно содержит полидиметилдиаллиламмонийхлорид. Указанный состав обладает биохимической активностью с выделением метана и CO2 , что способствует снижению вязкости нефти и повышению нефтеотдачи. Применение состава для увеличения нефтеотдачи низкотемпературных месторождений высоковязкой нефти не предусмотрено.

Известен способ добычи высоковязкой нефти, включающий введение в пласт вытесняющего агента и разжижающего состава (патент РФ № 2195549). В качестве разжижающего состава используют углеводородокисляющие бактерии с питательными солями в водном растворе. Закачку разжижающего состава производят циклически.

Данный способ недостаточно эффективен вследствие того, что продуктами метаболизма углеводородокисляющих бактерий являются соединения (альдегиды, кетоны, биоПАВ, биополимеры), способствующие десорбции нефти с пористой породы пласта. В этих условиях выделение газообразных продуктов минимально и не способствует снижению вязкости нефти.

Известен микробиологический способ увеличения нефтеотдачи пластов с применением штамма бактерий Erwinia species с высокой деструктивной активностью при контакте с углеводородами нефти, растительным сырьем и отходами животноводства (патент РФ № 2103359). Штамм Erwinia species выделен из нефтеносной породы и селекционирован в процессах переработки навоза, птичьего помета в анаэробных и аэробных условиях. Данный штамм способен с высокой скоростью разлагать нефть и нефтепродукты, органические субстраты в растительном сырье и отходах животноводства в аэробных и анаэробных условиях с выделением газообразных продуктов. Недостатком предлагаемого способа является сложный и дорогостоящий процесс селекционирования и накопления биомассы для технологического процесса. Штамм в большей степени селекционирован для разложения органических субстратов в растительном сырье и отходах животноводства. В процессе биодеструкции углеводородов нефти данным штаммом, выделение газообразных продуктов незначительно.

Известен способ повышения нефтеотдачи при введении в пласт популяции аэробных бактерий (патент WO № 9213172). Вода, закачиваемая в пласт под давлением, содержит растворенный кислород и минеральные питательные вещества. Микроорганизмы адаптируются и размножаются, используя нефть в качестве основного источника углерода, растворенный в воде кислород - в качестве основного источника кислорода. При биоокислении углеводородов нефти образуются продукты метаболизма, способствующие десорбции нефти с пористой породы пласта. Данный способ технологичен в условиях залежи легкой нефти.

Известен микробиологический способ повышения извлечения углеводородного сырья (патент GB № 2450502). По этому способу в нефтяной пласт вводят необходимое количество биопрепарата, содержащего микроорганизмы, активно утилизирующие углеводородное сырье с образованием продуктов метаболизма, способствующих вытеснению нефти. Данный способ повышения извлечения углеводородного сырья эффективен в течение короткого промежутка времени, поскольку жизнедеятельность микрофлоры не поддерживается введением стимулирующих питательных субстратов. Его применение рассчитано для месторождений легкой нефти.

Известен ферментативный способ снижения вязкости нефти (патент US № 5529930). Предлагается способ снижения вязкости нефтяных жидкостей (тяжелых нефтей и битумов) с применением биокатализатора, включающего микроорганизмы Rhodococcus rhodochrous ATCC No.53968 и их энзимы. Благодаря действию биокатализатора разрушаются связи углерод - сера в гетероциклах и образуются новые соединения, способствующие снижению вязкости нефти. Биокаталитический способ снижения вязкости нефти эффективен для нефтей с высокой концентрацией серусодержащих соединений. Спектр действия биотехнологии, основанной на использовании одного штамма, ограничен.

Более близким по составу к предлагаемому изобретению является состав для повышения нефтеотдачи пластов (патент РФ № 2361074), содержащий следующие компоненты, мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество 1,0-2,0; ионогенное поверхностно-активное вещество 0,5-1,0; аммиачная селитра 8,0-20,0; аммоний роданистый 0.1-0.5; карбамид 15,0-40,0; вода остальное. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия включает закачку чередующимися оторочками пара и состава для повышения нефтеотдачи, содержащего карбамид, который под действием температуры разлагается с выделением углекислого газа, снижающего вязкость нефти. К основным недостаткам состава следует отнести невозможность его применения для низкотемпературных месторождений вязкой нефти без паротеплового воздействия.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности нефтеотдачи высоковязкой нефти в условиях нефтяной залежи с низкой пластовой температурой (+10÷+50°C), снижение затрат при исключении паротеплового воздействия за счет снижения вязкости нефти при введении в нефтяной пласт экологически безопасного экстракта уробактерий с высокой уреазной активностью с целью его ферментативного гидролиза, одновременно с раствором нефтевытесняющей композиции, содержащей карбамид. Для снижения вязкости нефти и увеличения нефтеотдачи низкотемпературных (20-40°C) залежей вязких нефтей предложено одновременное введение в пласт раствора нефтевытесняющей композиции ПАВ на основе карбамида и фермента, гидролизующего карбамид без теплового воздействия, или экстракта уробактерий, продуцирующих этот фермент. Уробактерии гидролизуют карбамид до аммиака и углекислого газа, суммарная реакция гидролиза: CO(Nh3)2+H 2O=CO2+2Nh4. Эта реакция не имеет энергетического значения и осуществляется ферментом бактерий - уреазой. В процессе ферментативного гидролиза карбамида непосредственно в пласте генерируется аммиачная буферная система и углекислый газ (CO2). Углекислый газ растворяется, в основном, в нефти и снижает ее вязкость без применения теплового воздействия, что способствует лучшему вытеснению ее из пласта. Аммиачная буферная система обеспечивает высокие нефтевытесняющие свойства поверхностно-активных веществ (ПАВ), входящих в состав композиции.

В состав композиции входит карбамид, аммиачная селитра и смесь взаимозаменяемых неионогенного (НПАВ) и анионактивного (АПАВ) в соотношении 2:1. В качестве АПАВ применяли волгонат или сульфонол, НПАВ - неонол АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 с различной степенью оксиэтилирования общей формулы RArO(Ch3Ch3 O)nH, где Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал C9), n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), структурная формула:

состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений, патент № 2467050

- НПАВ производства РФ неонол АФ 9-12 - оксиэтилированные изононилфенолы на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12;

- НПАВ производства КНР - NP-40, NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40, 50, соответственно.

- АПАВ производства РФ волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала C11-C18, полученного из н-парафинов.

- АПАВ производства РФ сульфонол - натриевая соль алкилбензолсульфокислоты, химическая формула RC6H 4SO3Na.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий карбамид, аммиачную селитру, смесь НПАВ - АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ - волгонат или сульфонол и воду, дополнительно содержит экстракт уробактерий, содержащий 800-840 млн кл./мл, полученный при постоянном перемешивании в течение 120 минут массы кизяков в воде в соотношении 10:100 соответственно при следующем соотношении компонентов, г/л:

1. Аммиачная селитра 14-142
2. Неионогенное ПАВ (АФ9-12, или NP-40, или NP-50) 4.8-48
3. Анионактивное ПАВ (волгонат или сульфанол) 2.4-24
4. Карбамид28.6-286
5. Вода до 1000 мл
6. Водный экстракт уробактерий, содержащий состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений, патент № 2467050
800-840 млн кл./мл, полученный при постоянном состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений, патент № 2467050
перемешивании в течение 120 минут в соотношении состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений, патент № 2467050
кизяк:вода 10:10020-50 мл/л

Водный экстракт уробактерий для гидролиза карбамида получают из отходов жизнедеятельности сельскохозяйственных животных (кизяки, навоз) при разной концентрации массы кизяков (3, 6 и 10%) в воде и времени механического перемешивания (30, 60 и 120 мин). Величина pH исходного раствора - 6.4. В процессе гидролиза карбамида, который в небольшом количестве содержится в кизяках, pH экстракта в первые сутки увеличивается от 6.4 до 8.1. Максимальная величина pH на 30 сутки составляет 8.3 при концентрации кизяка 10% и времени перемешивания - 120 мин (таблица 1).

Как следует из таблицы 1, численность уробактерий в экстракте зависит от массы вносимого кизяка и, в большей степени, от времени перемешивания. Максимальная численность микроорганизмов 800-840 млн кл./см3 получена при соотношении кизяк: вода 10:100, времени перемешивания - 120 мин.

При одновременном введении в нефтяной пласт экстракта уробактерий и нефтевытесняющей композиции, содержащей ПАВ и карбамид, непосредственно в пласте в результате действия уреазы, продуцируемой уробактериями, генерируется углекислый газ CO2 и аммиак. Растворяясь в нефти, CO2 снижает ее вязкость, что способствует вытеснению нефти из пласта. Аммиак, растворяясь в воде, образует аммиачную буферную систему с повышением pH до 8.4-9.6 ед., что увеличивает моющие свойства композиции и также способствует вытеснению нефти из пласта. Таким образом, увеличение нефтеотдачи вязкой нефти низкотемпературной залежи достигается за счет двух эффектов: снижения вязкости нефти и увеличения моющих свойств нефтевытесняющей композиции.

Ферментативный гидролиз карбамида группой уробактерий с выделением аммиака и углекислого газа является ключевым процессом снижения вязкости нефти в условиях нефтяной залежи с низкой пластовой температурой (10÷50°C).

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Гидролиз карбамида (286 г/л) проводят при 30°C в составе 50%-ного раствора композиции, содержащей взаимозаменяемые АПАВ (волгонат) и НПАВ (АФ 9-12) и добавлении 20 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 800 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100. Состав 50%-ного раствора нефтевытесняющей композиции, г/л: НПАВ (АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) - 48, АПАВ (волгонат или сульфанол) - 24, аммиачная селитра - 142, карбамид - 286, вода - 500. Результаты приведены в таблице 2.

Пример 2. Гидролиз карбамида (286 г/л) проводят при 30°C в составе 50%-ного раствора композиции, содержащей в качестве АПАВ (сульфанол) - 24 г/л, НПАВ (АФ 9-12) - 48 г/л при добавлении 50 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 820 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 1.

Пример 3. Гидролиз карбамида проводят при 30°C в составе 50%-ного раствора композиции, содержащей АПАВ (сульфанол) - 24 г/л, НПАВ ((NP-40) - 48 г/л при добавлении 40 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 830 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 1.

Пример 4. Гидролиз карбамида проводят при 30°C в составе 50%-ного раствора композиции, содержащей взаимозаменяемые АПАВ (волгонат) - 24 г/л, НПАВ ((NP-50) - 48 г/л при добавлении 30 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 840 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 1.

Пример 5. Для проведения следующих экспериментов композицию разбавляют в 2 раза. Гидролиз карбамида проводят при 30°C в составе 25%-ного раствора композиции, содержащей, г/л: карбамида - 143, аммиачной селитры - 71, взаимозаменяемые АПАВ (волгонат) - 12, НПАВ (АФ 9-12) - 24 при добавлении 20 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 800 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100. Результаты приведены в таблице 2.

Примеры 6. Гидролиз карбамида (143 г/л) проводят в составе 25%-ного раствора композиции, содержащей АПАВ - волгонат, НПАВ - NP-40 при добавлении 30 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 820 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 при 30°C (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 5.

Пример 7. Гидролиз карбамида (143 г/л) проводят в составе 25%-ного раствора композиции содержащей в качестве АПАВ - сульфанол и НПАВ - АФ 9-12 при добавлении 50 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 840 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100. Эксперимент проводят при 30°C (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 5.

Пример 8. Гидролиз карбамида (143 г/л) проводят в составе 25%-ного раствора композиции с взаимозаменяемыми АПАВ - сульфанол и НПАВ - NP-50 при добавлении 40 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 830 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100. Эксперимент проводят при 30°C (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 5.

Пример 9. Для проведения следующих экспериментов 50%-ный раствор композиции разбавляют в 5 раз. Гидролиз карбамида проводят в составе 10%-ного раствора композиции, содержащей, г/л: карбамид - 57.2, аммиачную селитру 28.4, АПАВ (волгонат) - 4.8 и НПАВ (АФ 9-12) - 9.6 при добавлении 20 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 840 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100. Результаты приведены в таблице 2. Как следует из данных таблицы 2, повышение pH за счет гидролиза карбамида отмечено уже через 2 часа, к 20-ым суткам значение pH достигает максимальной величины 9.6.

Пример 10. Гидролиз карбамида (57.2 г/л) проводят в составе 10%-ного раствора композиции, содержащей взаимозаменяемые АПАВ (волгонат) и НПАВ (NP-40) в соотношении 1:2 при добавлении 50 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 830 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 9.

Пример 11. Гидролиз карбамида (57.2 г/л) проводят в составе 10%-ного раствора композиции, содержащей в качестве взаимозаменяемых АПАВ (сульфонол) и НПАВ (АФ 9-12) при добавлении 30 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 800 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 9.

Пример 12. Гидролиз карбамида (57.2 г/л) проводят в составе 10%-ного раствора композиции, содержащей взаимозаменяемые АПАВ (сульфонол) и НПАВ (NP-50) при добавлении 40 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 820 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 9.

Пример 13. Для проведения следующих экспериментов 50%-ный раствор композиции разбавляют в 10 раз. Гидролиз карбамида проводят в составе 5%-ного раствора композиции, содержащей г/л: карбамид - 28.6, аммиачную селитру - 14.2, взаимозаменяемых АПАВ (волгонат) - 2.4 и НПАВ (АФ 9-12) - 4.8 при добавлении 20 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 840 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100. Результаты приведены в таблице 2.

Пример 14. Гидролиз карбамида (28.6 г/л) проводят в составе 5%-ного раствора композиции, содержащего АПАВ (волгонат) и НПАВ (NP-40) при добавлении 50 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 800 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 13.

Пример 15. Гидролиз карбамида (28.6 г/л) проводят в составе 5%-ного раствора композиции, содержащего АПАВ (сульфонол) и НПАВ (АФ 9-12) при добавлении 30 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 820 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 13.

Пример 16. Гидролиз карбамида (28.6 г/л) проводят в составе 5%-ного раствора композиции, содержащего АПАВ (сульфонол) и НПАВ (NP-50) при добавлении 40 мл/л водного экстракта уробактерий, содержащего 830 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 (Таблица 2). Полученные результаты аналогичны данным примера 13.

Пример 17. Более подробно параметры ферментативного гидролиза карбамида в составе 10%-ного раствора нефтевытесняющей композиции, проведенного в процессе термостатирования в течение 30 суток при 30°C с добавлением 50 мл/л экстракта уробактерий, содержащего 800-840 млн кл./мл, полученного при соотношении кизяк: вода 10:100, представлены в таблице 3.

Состав 10%-ного раствора композиции, г/л: НПАВ (АФ 9-12) - 9.6, АПАВ (волгонат) - 4.8, аммиачная селитра - 28.4, карбамид - 57.2, вода - 900.

Из данных таблицы следует, что культивирование уробактерий в растворе композиции, содержащей 57.2 г карбамида, при 30°C сопровождается увеличением численности уробактерий, активной утилизацией (99.9%) карбамида, накоплением ионов аммония и CO2, повышением pH среды до 9.6 ед. на 4-е сутки (таблица 3).

Исследование влияния продуктов ферментативного гидролиза карбамида на изменение вязкости нефтей низкотемпературных месторождений Тамсагбулаг (Монголия) и Усинского (Россия) проводили методом вибрационной вискозиметрии с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком. Исследуемые вязкие нефти представляют собой коллоидно-дисперсную систему с заметно выраженными неньютоновскими свойствами, которые ослабевают после контакта с уробактериями в растворе композиции.

Пример 18. Влияние продуктов ферментативного гидролиза карбамида на вязкость нефти месторождения Тамсагбулаг, Монголия исследуют в процессе термостатирования нефти в контакте с экстрактом уробактерий, добавленных в 10%-ный раствор нефтевытесняющей композиции, содержащей, г/л: карбамида - 57.2, аммиачной селитры - 28.4, АПАВ (волгонат) - 4.8 и НПАВ (АФ 9-12) - 9.6, pH - 6.4. Для этого в термостатируемую ячейку вносят 100 мл 10%-ного раствора композиции, добавляют 50 мл/л экстракта уробактерий, содержащего 830 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин в соотношении кизяк:вода 10:100 и 10 мл исследуемой нефти. Термостатирование проводят в течение 60 суток при температуре 40°C, близкой к пластовой. Вязкость нефти снижается после термостатирования в 1.5 раза. Результаты исследования приведены в таблице 4.

Пример 19. Влияние продуктов ферментативного гидролиза карбамида на вязкость нефти месторождения Тамсагбулаг, Монголия исследуют в процессе термостатирования нефти в контакте с экстрактом уробактерий, добавленных в 50%-ный раствор нефтевытесняющей композиции, содержащей, г/л: карбамида - 286, аммиачной селитры - 142, АПАВ (сульфанол) - 24 и НПАВ (NP-40) - 48. Для этого в термостатируемую ячейку вносят 100 мл 50%-ного раствора композиции, добавляют 30 мл/л экстракта уробактерий, содержащего 800 млн кл./мл, полученного при соотношении кизяк:вода 10:100 и перемешивании 120 мин и 10 мл исследуемой нефти. Термостатирование проводят в течение 60 суток при температуре 40°C, близкой к пластовой. Вязкость нефти снижается после термостатирования в 1.3 раза. Результаты исследования приведены в таблице 4.

Пример 20. Влияние продуктов ферментативного гидролиза карбамида на вязкость нефти Усинского месторождения исследуют в процессе термостатирования нефти в контакте с экстрактом уробактерий, добавленных в 25%-ный раствор нефтевытесняющей композиции, содержащей карбамида - 143, аммиачной селитры - 71, АПАВ (волгонат) - 12 и НПАВ (NP-50) - 24 г/л. Для этого в термостатируемую ячейку вносят 100 мл 25%-ного раствора композиции, добавляют 40 мл/л экстракта уробактерий, содержащего 820 млн кл./мл, полученного при перемешивании 120 мин кизяк:вода в соотношении 10:100 и 10 мл нефти. Термостатирование проводят в течение 60 суток при температуре 40°C, близкой к пластовой. Вязкость нефти снижается после термостатирования в 1.6 раза. Результаты исследования приведены в таблице 4.

Пример 21. Влияние продуктов ферментативного гидролиза карбамида на вязкость нефти Усинского месторождения исследуют в процессе термостатирования нефти в контакте с экстрактом уробактерий, добавленных в 5%-ный раствор нефтевытесняющей композиции, содержащей карбамида - 28.6, аммиачной селитры - 12.4, АПАВ (сульфанол) - 2.4 и НПАВ (АФ 9-12) - 4.8 г/л. Для этого в термостатируемую ячейку вносят 100 мл 5%-ного раствора композиции, добавляют 20 мл/л экстракта уробактерий, содержащего 840 млн кл./мл, полученного при соотношении кизяк:вода 10:100 и перемешивании 120 мин и 10 мл исследуемой нефти. Термостатирование проводят в течение 60 суток при температуре 40°C, близкой к пластовой. Вязкость нефти снижается после термостатирования в 1.8 раза. Результаты исследования приведены в таблице 4.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет снизить вязкость нефти в 1.3-1.8 раз без применения паротеплового воздействия за счет продуктов гидролиза карбамида при введении в нефтяной пласт экологически безопасного экстракта уробактерий с высокой уреазной активностью одновременно с нефтевытесняющей композицией, содержащей ПАВ и карбамид.

Таблица 1
Условия получения водного экстракта уробактерий из кизяков
№ пробы Концентрация кизяка в воде, % Изменение pH в течение опыта Число экстрагированных уробактерий, млн кл./мл
1 сут10 сут 30 сут
Время перемешивания 30 минут
13 7.77.9 7.9120-200
2 67.7 8.08.0 200-250
310 7.88.0 8.1300-360
Время перемешивания 60 минут
43 8.08.2 8.2380-420
5 67.9 8.18.1 450-480
610 8.18.2 8.2480-520
Время перемешивания 120 минут
13 8.08.1 8.2700-730
8 67.7 8.28.2 750-800
910 8.18.2 8.3800-840
Продолжение таблицы 2
При-мер Состав Концентрация компонентов, г/л Число клеток в экстракте, млн кл./мл Объем экстракта, мл Изменение рН в процессе гидролиза
Исх.

www.freepatent.ru

Способ уменьшения вязкости мазута

Изобретение относится к способу снижения вязкости мазута путем его гидропереработки в присутствии катализатора при температуре 300-600°С, времени контакта мазута с катализатором 0,5-2 г-мазута/г-кат/ч в присутствии водорода, подаваемого под давлением 4-6 МПа со скоростью 16-80 мг-Н2/г-мазута/ч. Используют катализатор, нанесенный на носитель с регулярной пространственной структурой макропор, при этом в качестве носителя катализатор содержит оксид алюминия, полученный с помощью темплатного синтеза, а в качестве активного компонента катализатор содержит соединения кобальта и молибдена. Технический результат - получение мазутов с пониженной вязкостью. 1 ил., 1 табл., 5 пр.

 

Изобретение относится к способу снижения вязкости мазута путем его гидропереработки в присутствии катализатора.

Мазуты используются повсеместно в качестве котельного и моторного топлива. В условиях холодного климата остро стоит проблема разжижения мазута перед его использованием, которая особенно актуальна в условиях России, где по всей территории температура часто опускается значительно ниже нуля. Даже в летний период использование мазута, например, в качестве моторного топлива представляет собой проблему вследствие его высокой вязкости и низкой текучести.

Так, ГОСТ10585-99 разделяет мазуты по маркам, указывая в качестве ключевых параметров вязкость, температуру застывания, вспышки, коксуемость и др. При этом атмосферные остатки перегонки нефти, как правило, попадают в категорию топочных мазутов М-40 и М-100 с высокой вязкостью и температурой застывания. При использовании прямогонных мазутов в двигателях внутреннего сгорания топливная арматура не может перекачивать топливо с повышенной вязкостью. Это ограничивает использование прямогонных мазутов в качестве моторных топлив без понижающих вязкость депрессорных присадок. В то же время флотский мазут Ф-5, обладающий низкой вязкостью и температурой застывания, не может быть получен прямой перегонкой нефти и является продуктом блендирования атмосферных остатков с керосино-газойлевыми фракциями каталитического или термического крекинга [ГОСТ 1058599].

Использование мазута как котельного топлива в холодное время года также сопряжено со значительными трудностями. Распространенный способ разогрева мазута паром приводит к трудностям с последующим отделением воды от мазута и понижает калорийность топлива.

Таким образом, снижение вязкости мазутов представляет важную практическую задачу. Известны различные способы понижения вязкости нефти и нефтепродуктов, в том числе прямогонных мазутов. Например, нагрев углеводородной жидкости приводит к снижению ее вязкости. В патенте [RU 2112733, B65G 69/20, 10.06.1998] раскрывается способ понижения вязкости мазута с помощью его разогрева предварительно подогретым мазутом. Патент [RU 2382933, F17D 1/16, 27.02.2010] описывает способ комбинированного микроволнового и ультразвукового воздействия на вязкие нефти и нефтепродукты с целью повышения их текучести. Эти способы имеют общие недостатки, которые заключаются в кратковременности получаемого эффекта, который исчезает через короткое время после прекращения внешнего воздействия, а также необходимости дополнительного оборудования, пожаро- и взрывоопасное. В патенте [RU 2022315, G05D 7/00, 30.10.1994] топочный мазут предлагают смешивать с дизельным топливом для снижения вязкости смеси. Аналогичное решение использовано и в патенте [RU 2139917, C10L 1/32, 20.10.1999], где в качестве присадок используют легкие фракции нефти, которые вводят с помощью кавитационной обработки исходных нефтепродуктов. Очевидно, что использование гораздо более дорогостоящего компонента приводит к значительному удорожанию маловязкого мазута. Патент [RU 1617948, C10G 9/00, 30.10.1994] раскрывает способ снижения вязкости целевого продукта с помощью висбрекинга в присутсвии высокоароматизированной добавки - экстракта селективной очистки масел или остатков каталитического крекинга, выкипающих в интервале 420°С к.к. (конец кипения), взятых в количестве 2-8 мас.%. Добавочная стадия висбрекинга снижает вязкость продукта в 1,2-6,3 раз по сравнению с вязкостью смеси, которую не подвергали висбрекингу. В то же время данный способ также требует использования депрессорных присадок.

Прототипом изобретения является способ, изложенный в патенте [RU 2178451, C10G 47/18, 20.01.2002], сущность которого заключается в контакте перерабатываемого сырья с катализатором, содержащим цеолит NU-86 и по меньшей мере один гидродегидрирующий компонент при температуре, которая находится в интервале от 170 до 500°С, давлении в диапазоне от 1 до 250 бар в присутствии водорода, подаваемого в соотношении от 50 до 2000 Л на 1 кг сырья. Недостатком этого способа является высокая стоимость синтетических цеолитов, их повышенная склонность к коксованию и потере каталитической активности в присутствии содержащихся в мазуте металлов. Поэтому данный способ рекомендуется к использованию в первую очередь для снижения вязкости парафинового сырья, содержащего линейные и/или слегка разветвленные длинноцепочечные парафины.

Изобретение решает задачу получения мазутов с пониженной вязкостью из атмосферных остатков перегонки нефти путем каталитического воздействия на сырье в присутствии водорода при повышенном давлении и температуре.

Для решение поставленной задачи предложен способ понижения вязкости мазута, в котором мазут пропускают через неподвижный слой катализатора при температуре 300-600°С, времени контакта мазута с катализатором 0,5-2 г-мазута/г-кат/ч, в присутствии водорода, подаваемого под давлением 4-6 МПа со скоростью 16-80 мг-Н2/г-мазута/ч, при этом используют катализатор, в котором активный компонент нанесен на носитель с регулярной пространственной структурой макропор. В качестве носителя с регулярной пространственной структурой макропор катализатор содержит оксид алюминия, полученный с помощью темплатного синтеза. В качестве активного компонента катализатор содержит соединения кобальта и молибдена, нанесенные на носитель с упорядоченным пространственным расположением пор.

Сущность изобретения состоит в использовании нового катализатора, который ранее не применяли в процессах нефтепереработки. Данный катализатор представляет собой активный гидрирующий компонент, нанесенный на носитель из оксида алюминия. Носитель отличается пористой структурой, которая имеет бимодальный характер, причем значительная доля пор представляет собой макропоры со средним размером от 50 до 500 нм, расположенные в пространстве упорядоченным образом. На Фиг. приведена микрограмма фрагмента носителя с регулярной пространственной структурой макропор, полученная с помощью сканирующего электронного микроскопа. Структуры подобного типа получаются при использовании монодисперсных частиц полимерного темплата, задающих пространственное расположение и размер пор.

В ранее известных и широко используемых способах мезо- и макропористая структура неорганических носителей создается с помощью дефектов структуры без изменения химического состава и свойств поверхности, например, путем гидротермальной обработки [Дзисько В.А., Карнаухов А.П., Тарасова Д.В., Физико-химические основы синтеза окисных катализаторов, Новосиб., 1978.]. Однако в традиционных способах в конечном продукте образуются поры с неконтролируемым размером и широким распределением по размерам [Antonietti, М.; Berton, В.; Goltner, С; Hentze, Н.Р., 1998. Synthesis of mesoporous silica with large pores and bimodal pore size distribution by templating of polymer latices. Advanced Materials 10, p.154.]. Синтез с использованием полистирольных темплатов с позволяет получать материалы с узким распределение пор по размерам и регулярной высокоупорядоченной трехмерной пористой структурой с размером пор от нескольких нанометров до нескольких микрон.

Очевидно, что пористая структура катализатора играет решающую роль в эффективности переработки тяжелых нефтяных фракций. Крупные частицы асфальтенов не могут проникать в узкие поры катализатора, следовательно, любой каталитический носитель для переработки мазутов должен содержать поры размером 20 нм и более для эффективного взаимодействия с асфальтенами и другими высокомолекулярными фракциями [US 4328127, B01J 21/04, 14.05.1982]. Катализаторы на основе носителей со структурированным пространственным расположением пор представляют значительное преимущество, так как в регулярной пространственной структуре макропор заранее заданы все геометрические параметры, такие как размер пор и диаметр отверстий, соединяющих поры между собой. Более того, эти параметры могут варьироваться в зависимости от условий синтеза темплатного носителя. Таким образом, катализаторы на основе носителей регулярной пространственной структурой макропор обеспечивают высокую эффективность использования поверхности, а также значительно увеличивают срок службы катализатора во многих каталитических и адсорбционных процессах, особенно с участием высокомолекулярных трудно превращаемых соединений.

Данное изобретение использует уникальные свойства новых материалов для повышения эффективности каталитического процесса гидропереработки атмосферных остатков в мазуты с пониженной вязкостью. Гидропереработку исходного мазута по новому способу проводят при повышенной температуре в диапазоне от 300 до 600°С и повышенном давлении водорода от 4 до 6 МПа. Повышение температуры увеличивает скорость реакций гидрокрекинга, в ходе которых образуются низкомолекулярные углеводороды, снижающие вязкость перерабатываемого сырья. Повышение давления водорода препятствует образованию кокса на поверхности катализатора и продляет срок его службы. Время контакта мазута с катализатором варьируют от 0,5 до 2 г-мазута/г-кат/ч, а расход водорода задают в диапазоне 16-80 мг-Н2/г-мазута/ч. Процесс проводят в присутствии катализатора, нанесенного на носитель с регулярной пространственной структурой макропор.

В качестве сырья могут быть использованы остатки атмосферной перегонки нефти, которые широко представлены в виде мазута марки М-100. Как показывают проведенные испытания, новый способ позволяет получать из топочного мазута М-100 мазуты, кинематическая вязкость которых может быть снижена до значений, установленных ГОСТ 10585-99 для флотского мазута Ф-5. При определенном соотношении условий проведения нового способа можно получать продукты, которые будут соответствовать флотскому мазуту Ф-5 и по другим параметрам: массовая доля серы, коксуемость, температура вспышки и температура застывания продукта.

В качестве пористого носителя с регулярной пространственной структурой макропор предпочтительно использование оксида алюминия. Для повышения активности катализатор готовят нанесением на указанный носитель активного компонента, который содержит соединения кобальта, молибдена и их комбинации. Катализатор может содержать до 0-10 мас.% кобальта и до 0-20 мас.% молибдена, или их композиции в указанных диапазонах значений.

Сущность изобретения иллюстрируется следующими примерами, таблицей и Фиг.

Пример 1

Для приготовления образцов катализаторов используют полистирольные темплаты с размером частиц 300 нм. Для получения носителя готовят пасту из водного раствора тетраэтоксисилана (тетраэтоксисилан - 140 г, дистиллированная вода - 25 г, аммиак водный - 4 г), пептизованного гидроксида алюминия (гидроксид алюминия - 93 г, азотная кислота - 4 г, дистиллированная вода - 25 г) и полистирольного темплата (100 г). Продукт высушивают на воздухе в течение суток. Выход полученного полимерно-оксидного композита составляет 200 г. Порошок полимерно-оксидного композита гранулируют, полученные гранулы сушат на воздухе в течение суток, затем отжигают полистирол на воздухе при 950°С. Полученный материал обладает регулярной пространственной структурой макропор, имеющих средний размер 146 нм, измеренный с помощью низкотемпературной адсорбции азота. Пористая структура носителя показана на Фиг. (Фотография катализатора с регулярной пространственной структурой макропор, полученная с помощью сканирующего электронного микроскопа). Структурированность пористой структуры проявляется в заданном пространственном расположении макропор, которые образуют гексагональную плотнейшую упаковку, копирующую упаковку полистирольных темплатов.

Полученный носитель пропитывают раствором предшественника активного компонента из (Nh5)6(Mo7O24)·4h3O (20,8 г), затем высушивают катализатор.

Полученный катализатор представляет собой цилиндрические гранулы диаметром 2,5 мм. Общий объем пор катализатора составляет 0,61 см3/г при удельной поверхности 78,4 м2/г и среднем размере пор 146 нм. Катализатор содержит 4,4 мас.% кобальта; 10,7 мас.% молибдена.

Катализатор в количестве 10 г загружают в реактор Берти и испытывают в реакции гидрокрекинга мазута при температуре 600°С, давлении 6 МПа. Скорость подачи мазута М-100 составляет 2 г-мазута/г-кат/ч, скорость подачи водорода 80 мг-Н2/г-кат/ч. Условия проведения испытаний и некоторые параметры продуктов каталитической реакции приведены в таблице.

Кинематическая вязкость продуктов реакции, измеренная при 50°С, составляет 10 мм2/с, при исходной вязкости необработанного мазута 84,6 мм2/с. Таким образом, пример демонстрирует возможность многократного снижения вязкости мазута с помощью изложенного в патенте способа обработки.

Пример 2

Приготовление катализатора осуществляют аналогично примера 1, однако при получении носителя не используют полистирольный темплат.

Полученный катализатор представляет собой цилиндрические гранулы диаметром 2,5 мм. Общий объем пор катализатора составляет 0,34 см3/г при удельной поверхности 168 м2/г и среднем размере пор 7,5 нм. Катализатор содержит 4,4 мас.% кобальта; 10,7 мас.% молибдена.

Условия испытаний катализатора были аналогичны примеру 1. Параметры продуктов каталитической реакции приведены в таблице. Кинематическая вязкость продуктов реакции, измеренная при 50°С, составляет 15 мм2/с, при исходной вязкости необработанного мазута 84,6 мм2/с. Таким образом, вязкость продуктов обработки мазута на традиционном катализаторе, не содержащем структурированных макропор, в полтора раза выше, чем на структурированном катализаторе.

Пример 3

В этом примере применяют катализатор из примера 1 при температуре 300°С и давлении водорода 4 МПа. Для конечного продукта контролировали вязкость кинематическую, массовую долю серы, коксуемость, температуру вспышки и температуру застывания. Результаты приведены в таблице вместе с параметрами исходного мазута.

Сравнение характеристик обработанного и необработанного мазутов показывает значительное снижение вязкости и температуры застывания при сохранении других параметров на уровне, допустимом требованиями ГОСТ10585-99 к флотскому мазуту Ф-5.

Пример 4

Аналогично примеру 3, за исключением температуры испытаний, которая составляут 600°С, 0,5 г-мазута/г-кат/ч, скорость подачи водорода 16 мг-Н2/г-кат/ч. Результаты испытаний приведены в таблице.

Пример демонстрирует значительное снижение вязкости мазута при повышении температуры обработки с 300 до 600°С. В тоже время наблюдается значительное снижение температуры вспышки и выход этого параметра за значения, определенные ГОСТ 10585-99 для флотского мазута Ф-5.

Пример 5

Аналогичен примеру 1, за исключением температуры испытаний, которая составляет 420°С. Результаты испытаний приведены в таблице.

Пример демонстрирует возможность получения раскрываемым в патенте способом продуктов, удовлетворяющих требованиями ГОСТ 10585-99 к флотскому мазуту Ф-5 по таким параметрам как коксуемость, кинематическая вязкость, температура вспышки, температура застывания, Кроме того, наблюдается двукратное снижение содержание серы в продуктах обработки по сравнению с исходным мазутом.

1. Способ уменьшения вязкости мазута, в котором мазут пропускают через неподвижный слой катализатора при температуре 300-600°С, времени контакта мазута с катализатором 0,5-2 г-мазута/г-кат/ч, в присутствии водорода, подаваемого под давлением 4-6 МПа со скоростью 16-80 мг-Н2/г-мазута/ч, отличающийся тем, что используют катализатор, в котором активный компонент нанесен на носитель с регулярной пространственной структурой макропор, при этом в качестве носителя катализатор содержит оксид алюминия, полученный с помощью темплатного синтеза, а в качестве активного компонента катализатор содержит соединения кобальта и молибдена.

www.findpatent.ru

Снижение - вязкость - эмульсия

Снижение - вязкость - эмульсия

Cтраница 1

Снижение вязкости эмульсий осуществляется применением дозаторов гравитационного типа или периодической закачкой химических реагентов в затрубное пространство скважины.  [1]

Отмечалось снижение вязкости эмульсий, обработанных Дисолваном 4411, особенно при повышенных температурах, что обусловлено выделением воды.  [2]

Основная причина снижения вязкости эмульсий при инверсии следующая. Высокая вязкость эмульсии В / Н объясняется деформацией диспергированных частиц воды в нефти, возникающей в процессе прокачки эмульсий, а также контактом нефти со стенками труб, способствующим из-за повышенной теплопроводности понижению температуры и увеличению тем самым вязкости нефти. При инверсии эмульсии внешней фазой, соприкасающейся со стенками труб, становится вода, которая практически не изменяет своей вязкости от изменения температуры.  [4]

Основная причина снижения вязкости эмульсий при инверсии заключается в следующем. Высокая вязкость эмульсии В / Н объясняется деформацией диспергированных частиц воды в нефти, возникающей в процессе прокачки эмульсий, а также контактом нефти со стенками труб, способствующим из-за повышенной теплопроводности понижению температуры и увеличению тем самым вязкости нефти. При инверсии эмульсии внешней фазой, соприкасающейся со стенками труб, становится вода, которая практически не изменяет своей вязкости от изменения температуры.  [5]

Наряду со снижением вязкости эмульсии происходит и значительное выделение из нее свободной воды.  [7]

При этом степень снижения вязкости эмульсии обусловлена количеством скоалесцировавших капель, которое определяется активностью и дозировкой деэмульгатора. С увеличением дозировки до некоторых значений достигается определенная степень укрупнения капель эмульгированной воды, выше которой вязкость эмульсии существенно не изменяется. И дальнейшее увеличение дозировки для снижения вязкости оказывается малозначимым а, следовательно, малоэффективным.  [8]

Одним из приемлемых способов снижения вязкости эмульсий угленосных горизонтов, а значит, и гидравлических потерь при их транспорте по трубопроводам является смешение их в определенных соотношениях с маловязкими девонскими нефтями или эмульсиями. Исследование физико-химических процессов, происходящих при смешении угленосных и девонских эмульсий с полностью сформированными бронирующими оболочками, показало, что условия деэмульсации смесей по сравнению с исходными эмульсиями, хотя и изменяются [113], но эти затруднения преодолимы.  [9]

При использовании в качестве жидкости разрыва гидрофобных эмульсий снижение вязкости эмульсии, т.е. ее разрушение, осуществляется, как правило, ПАВ-деэмульгато-рами, а также за счет температурного воздействия. В случае загущения жидкости разрыва реагентами на полисахариднои и целлюлозной основе разрушение такого класса реагентов осуществляется введением специальных ферментов на бактериальной основе.  [10]

Методика выбора марки деэмульгатора и оценки его дозировки, необходимой для снижения вязкости эмульсии, транспортируемой по трубопроводам промысловой системы сбора, предусматривает проведение испытаний на вязкость при дозировании деэмульгаторов при температуре, которую имеет эмульсия в трубопроводе, и дисперсный анализ пробы под микроскопом.  [12]

Ввод деэмульгатора в эмульсию непосредственно у скважины или в скважину способствует в большей степени снижению вязкости эмульсии. Это приводит к увеличению пропускной способности самотечных участков труб нефтесборной системы, снижению напора насоса и, вследствие этого, снижению расхода электроэнергии. Промысловые наблюдения показывают, что деэмульгаторы значительно эффективней снижают вязкость эмульсий, чем это наблюдается в лабораторных условиях.  [13]

Исследования показали, что расход деэмульгатора, необходимый для эффективного сброса воды на ДНС, не будет равен расходу, необходимому для снижения вязкости эмульсии. Это связано с различным качественным состоянием эмульсии. Решение задачи в первом случае требует полного расслоения потока, тогда как эффективное снижение вязкости происходит и в результате только укрупнения эмульгированных капель без отделения воды в свободную фазу. При достижении определенного диаметра капель эмульгированной воды снижение вязкости достигает уровня, вполне удовлетворительного с этих позиций, и дальнейшее увеличение расхода деэмульгатора только для снижения вязкости оказывается нецелесообразным. Наличие горизонтального участка на кривой свидетельствует о том, что увеличение расхода деэмульгатора больше определенной величины не приводит к заметному изменению вязкости. При этом дозировка деэмульгатора, необходимая для полного отделения воды из эмульсии, может быть достигнута при дополнительном дозировании деэмульгатора на других объектах сбора продукции скважин ( ГЗУ, ДНС) по мере ее продвижения.  [14]

Следует отметить, что результаты расчета экономической эффективности несколько занижены в связи с невозможностью учета дополнительных эффектов, возникающих при использовании новой технологии: уменьшения интенсивности парафинизации промысловых трубопроводов; снижения объема ремонтных работ, связанных с депарафинизацией оборудования и сохранением заданного уровня добычи нефти; увеличения добычи нефти за счет снятия противодавления в системах сбора при снижении вязкости эмульсии в связи с ее разрушением; уменьшения расхода электроэнергии на перекачку; повышения коэффициента использования существующих товарных парков и другого промыслового оборудования, быстрого решения проблемы обезвоживания и обессоливания нефти в Татарии в заданных объемах; обеспечения прибыли в виде надбавок к цене на нефть повышенного качества.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

способ снижения вязкости нефти - патент РФ 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. способ снижения вязкости нефти, патент № 2325432

Рисунки к патенту РФ 2325432

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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.

www.freepatent.ru