Процес видобутку і трубопровідного транспорту високопарафінистої нафти

Процес видобутку і трубопровідного транспорту високопарафінистої нафти, що включає введення в потік нафти композиції вуглеводневого розчинника і депресорної присадки, який відрізняється тим, що композицію вуглеводневого розчинника і депресорної присадки полімерної домішки ПНІТ-1 подають на вибій свердловини у кількості 8,0-25,0 % мас. від загальної суміші композиції і нафти, що оброблюється, при наступному співвідношенні компонентів в композиції, мас.%: вуглеводневий розчинник (газовий конденсат) 92,5-99,7 депресорна присадка полімерної домішки ПНІТ-1 7,5-0,3. Корисна модель відноситься до нафтогазовидобувної промисловості і призначена для видобутку і трубопровідного транспорту високопарафінистої нафти, яка має високу температуру застигання. Відомий спосіб видобутку нафти з високим вмістом парафінів, який включає обробку нафти вуглеводневими розчинниками, наприклад конденсатом газовим стабільним [Головко С.Н. и др., "Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти", Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело", выпуск 17 (89), Москва, 1984 г., с. 38-39]. Недоліком способу є те, що використання чистого газового стабільного конденсату забезпечує достатнє зниження температури застигання нафти з високим вмістом парафінів тільки при його значних об'ємах. Відомий спосіб підготовки високопарафінистої нафти до трубопровідного транспорту [а.с. СРСР №754159 З МПК F17D1/16, публ. 07.08.1980 p., Бюл. №29], який реалізується шляхом введення в нафту розріджувача та її термообробки, при цьому нафту попередньо термообробляють і вводять розріджувач при температурі вище температури застигання термообробленої нафти, але нижче температури застигання необробленої нафти, а температуру розріджувача, що вводиться, підтримують нижче температури застигання необробленої нафти не менш ніж на 5°С. Недоліком цього способу є необхідність значних додаткових витрат на термообробку нафти і розріджувача та наявність спеціального обладнання для термообробки та контролю за температурою і підтриманням її на певному рівні. Найбільш близьким з відомих технічних рішень за технічною сутністю і призначенням (прототипом) є спосіб трубопровідного транспорту високопарафінистої нафти, який реалізується шляхом введення в нафту, що перекачують, депресорної присадки ДН-1, при цьому присадку попередньо змішують з газоконденсатом (вуглеводневими розчинниками) і отриману композицію у кількості 1,025-3,05 ваг. ч. при співвідношенні компонентів в композиції 1:20-1:40 вводять в трубопровід в потік нафти [а.с. СРСР №808772, З МПК F17D1/16, публ. 28.02.1981 р., Бюл. №8]. Недоліком способу за прототипом є те, що введення композиції вуглеводневого розчинника і депресорної присадки в трубопровід в потік нафти вимагає спеціального обладнання для постійного контролю за температурним режимом транспортування нафти. У разі нестабільності температурного режиму (зниження температури нафти, що транспортується, нижче температури кристалізації парафінів в нафті) через, наприклад, сезонні знижки температури, знижується ефективність і со 00 Ю in 5518 надійність способу транспортування високопарафінистої нафти через погіршення ґі реологічних властивостей внаслідок можливості кристалізації і випадання парафіну в трубопроводі Як відомо, дія депресорних присадок найбільш ефективна, коли їх вводять в нафту, в якій парафіни знаходяться в розплавленому стані, тобто при температурі не нижче 50°-70°С Тобто для реалізації способу за прототипом необхідно передбачити підігрів нафти перед введенням композиції Крім того, в способі передбачено введення композиції у КІЛЬКОСТІ 1,025-3,05 ваг ч на нафту, що відповідає 50,075,0% від загальної суміші композиції і нафти, що оброблюється Отже об'єм композиції, що вводиться в потік нафти, повинен або дорівнювати об'єму нафти, що перекачується, або перевищувати його в 3,05 рази Такої значної КІЛЬКОСТІ конденсату може не бути в нафтовидобувному регіоні, а його доставка потребує значних затрат Вміст депресорної присадки ДН-1 в композиції складає 2,55,0% мас, а її витрати на 1 тону нафти досить великі і складають 25,6-152,5 кг Задачею корисної моделі є підвищення ефективності та надійності видобутку і транспортування високопарафінистої нафти за рахунок введення на вибій свердловини композиції, до складу якої входять вуглеводневі розчинники (наприклад, газовий конденсат) і депресорна присадка - полімерна домішка ПНІТ-1, зменшення матеріальних витрат на видобуток і транспорт нафти через відсутність застосування додаткового підігріву (оскільки на вибої свердловини парафіни у нафті знаходяться в розплавленому стані) та зменшення об'єму композиції, що додається, у тому числі депресорної присадки Для вирішення поставленої задачі у відомому способі трубопровідного транспорту високопарафінистої нафти, який включає введення в потік нафти композиції вуглеводневого розчинника і депресорної присадки, згідно корисної моделі композицію вуглеводневого розчинника і депресорної присадки полімерної домішки ПНІТ-1 подають на вибій свердловини у КІЛЬКОСТІ 8,0-25,0% мас від загальної суміші композиції і нафти, що оброблюється, при наступному співвідношенні компонентів в композиції, мас % Вуглеводневий розчинник (конденсат газовий) 92,5-99,7 Депресорна присадка полімерна домішка ПНІТ-1 7,5-0,3 Витрати депресорної присадки полімерної домішки ПНІТ-1 на 1 тону нафти складуть 0,2525 кг Для зниження температури застигання парафінистої нафти на нафтогазоконденсатних промислах найбільш поширене застосування в якості вуглеводневих розчинників набув газовий конденсат Перевагою застосування газових конденсатів в якості вуглеводневих розчинників і понижувачів температури застигання парафінистої нафти є те, що вони мають низьку вартість і загально доступні на території України При застосуванні газових конденсатів відпадає необхідність у витратах на їх доставку Газові конденсати поліпшують якість нафти, у тому числі в'язкість, при її наступному транспортуванні і переробці Однак ефективність використання газового конденсату в якості вуглеводневого розчинника і понижувача температури застигання високопарафінистої нафти не є достатньо високою Для досягнення бажаного ефекту необхідний значний об'єм газового конденсату Для підвищення ефективності зниження температури застигання високопарафінистої нафти при їх обробці газовим конденсатом до нього додатково додають різні ХІМІЧНІ речовини (наприклад, толуол) і поверхнево-активні речовини (ПАВ), депресорні присадки У запропонованому процесі передбачається обробка високопарафінистої нафти композицією вуглеводневого розчинника (наприклад, газового конденсату) з депресорною присадкою полімерною домішкою ПНІТ-1 (далі-ПНІТ-1) ПНІТ-1 в залежності від температури являє собою рідину або пасту Виробляється за ТУ У 24 6-23913269-002-2002 При її приготуванні використовують толуол, ангідрид малеїновий технічний, вінілацетат, вуглеводні аліфатичні і поверхнево-активні речовини ПНІТ-1 має здатність знижувати температуру застигання високопарафінистої нафти Визначення зниження температури застигання високопарафінистої нафти проводили згідно з ГОСТ 20287-91 "Нефтепродукты Методы определения температуры текучести и застывания " Ефективність (Е) від спільної дії композиції газового конденсату і ПНІТ-1 по зниженню температури застигання високопарафінистої нафти розраховували по формулі т-(к+п) к+п 100% ДЄ Т - зниження температури застигання високопарафінистої нафти при її СПІЛЬНІЙ обробці композицією газового конденсату і ПНІТ-1, °С, К - зниження температури застигання високопарафінистої нафти при її обробці тільки газовим конденсатом, °С, П - зниження температури застигання високопарафінистої нафти при її обробці тільки ПНІТ-1, °С Дослідження ефективності дії композиції газового конденсату і ПНІТ-1 по зниженню температури застигання високопарафінистої нафти проводили на нафті, відібраній зі свердловини №57 Личківського НГКР ГПУ "Харківгазвидобування", яка має температуру застигання +28°С Приклад визначення ефективності дії композиції газового конденсату і ПНІТ-1 по зниженню температури застигання високопарафінистої нафти 1 Високопарафінисту нафту свердловини №57 Личківського НГКР і (температура застигання +28°С) обробляли газовим конденсатом, об'єм якого складав 17% мас від суміші високопарафінистої нафти і газового конденсату Заміряли температуру застигання суміші високопарафінистої нафти і газового конденсату, яка склала 24°С Таким чином, зниження температури застигання високопарафінистої нафти (К) в присутності 17% мас газового конденсату склало 4,0°С 5518 (K=28°C-24°C) 2 Високопарафінисту нафту свердловини №57 Личківського НГКР (температура застигання +28°С) обробляли ПНІТ-1 у КІЛЬКОСТІ 0,65% мас від суміші високопарафінистої нафти і ПНІТ-1 Заміряли температуру застигання суміші високопарафінистої нафти і ПНІТ-1, яка уклала 20°С Таким чином, зниження температури застигання високопарафінистої нафти (К) в присутності 0,65% мас ПНІТ-1 склало 8,0°С (П=28°С-20°С) 3 Високопарафінисту нафту свердловини №57 Личківського НГКР (температура застигання +28°С) обробляли композицією з 17% мас газового конденсатом і 0,65% мас полімерної домішки ПНІТ-1 Заміряли температуру застигання суміші високопарафінистої нафти, газового конденсату і полімерної домішки ПНІТ-1, яка склала 12°С Зниження температури застигання високопарафінистої нафти (Т) в присутності композиції з 17мас % газового конденсату і 0,65% мас ПНІТ-1 склало 16°С (Т=28°С-12°С) 4 Розраховували ефективність (Е) дії композиції газового конденсату і ПНІТ-1 по зниженню температури застигання високопарафінистої нафти по формулі Е=- 1 6 - ( 4 + 8) 1 0 0 о / о = зз,з% 4 +8 Результати інших досліджень наведені в таблицях 1 і 2 Дослідження при обробці нафти газовим конденсатом у КІЛЬКОСТІ більш ніж 25,0% мас і ПНІТ-1 у КІЛЬКОСТІ більш ніж 2,5% мас не проводилися тому, що процес видобутку і транспортування високопарафінистої нафти при збільшенні вмісту цих речовин стає мало рентабельним Аналіз результатів вимірювань і розрахунків, які приведені у таблицях 1 і 2, дає змогу зробити висновки, що застосування для обробки високопарафінистої нафти композиції газового конденсату разом з ПНІТ-1 в діапазонах, що заявляються, збільшує на 12,5-50,0% ефективність по зниженню температури застигання високопарафінистої нафти Використання розробленого процесу видобутку і трубопроводного транспорту високопарафінистої нафти на нафтових промислах дасть можливість - видобувати високопарафінисту нафту з родовищ, які до цього часу не розробляються через, високі температури застигання високопарафінистої нафти, - значно зменшити матеріальні витрати, пов'язані з необхідністю підігріву високопарафінистої нафти при її видобутку і транспортуванні, - зменшити КІЛЬКІСТЬ проведення аварійних робіт, пов'язаних з ліквідацією парафінових пробок в свердловинах і трубопроводах Таблиця 1 Результати вимірювань зниження температури застигання високопарафінистої нафти свердловини №57 Личківського НГКР при м обробці газовим конденсатом і ПНІТ-1 Вміст газового конденсату в суміші, % мас 0 8 17 25 Зниження температури застигання нафти при додаванні до неї ПНІТ-1 у КІЛЬКОСТІ (на нафту), % мас 0,02 0 0,025 0,65 1,3 2,5 0 10 0,5 2 8 9,5 2 2,5 12 13,5 4,5 15 4 7 18 19,5 4,5 16 6 22 24 6,5 9 20 Таблиця 2 Результати розрахунку ефективності спільної дії композиції газового конденсату і ПНІТ-1 по зниженню температури застигання високопарафінистої нафти свердловини №57 Личківського НГКР Вміст газового конденсату, % мас 0 8 17 25 Ефективність (Е) ди композиції газового конденсату і ПНІТ-1 по зниженню температури застигання при ВМІСТІ ПНІТ-1 (на нафту), % мас 0 0,025 0,02 1,3 2,5 0,65 17,4 25,0 12,5 20,0 16,7 33,4 39,3 33,3 12,5 45,2 50,0 42,9 Комп ютерна верстка М Клюкін Підписне Тираж 28 прим Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул Урицького, 45, м Київ, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул Глазунова, 1, м Київ - 4 2 , 01601