EA029383B1 - Способы увеличения мощности и обогащения залежей углеводородных разбавителей - Google Patents

Abstract

В изобретении представлен способ обогащения разбавителей бутаном так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы для жидких углеводородных топлив в отношении плотности, летучести и содержания углеводорода низкой плотности.

Description

изобретение относится к использованию разбавителей для снижения плотности или вязкости потоков тяжелой нефти, например битума и тяжелой сырой нефти, и им предоставляются способы повышения возможности использования и управляемого обогащения таких разбавителей.

Предпосылки создания изобретения

Поскольку в последние годы международный спрос значительно превышает ежегодное предложение светлой сырой нефти, в нефтедобывающей промышленности все больше и больше обращаются к месторождениям более трудноперерабатываемой сырой нефти. В дополнение к географическому удалению и в некоторых случаях к необходимости иметь усовершенствованные технологии для сбора нефтяные продукты с этих месторождений часто являются плотными и дегтеобразными. Эти продукты известны как тяжелая сырая нефть, сверхтяжелая сырая нефть и битум (также называемый асфальтом), имеют намного большую плотность, чем другие нефтяные продукты, превышающую плотность воды. Вещества содержат относительно немного парафиновых веществ, что придает свойство жидкости легким сортам нефтяных продуктов, и являются дегтеобразными по свойствам. Вязкость может достигать 100000 сП (т.е. 100 Па-с), поскольку составы представляют собой смешанную группу сложных сильно полимеризированных смол и ароматических углеводородов.

Поскольку месторождения обычно находятся далеко от нефтеперерабатывающих заводов, логистика доставки продукта на рынок является сложной. До 1980 года большая часть добываемого битума перевозилась грузовым автотранспортом, но в ряде богатых углеводородным сырьем районов перевозки автотранспортом сезонно ограничены вследствие климатических условий. Кроме того, перевозка автотранспортом является относительно неэффективной и дорогой по сравнению с перекачкой по трубопроводу. Перекачка по трубопроводу является оправданной, но эти продукты обычно слишком вязкие для перекачки безо всяких сложностей и/или слишком плотные для протекания при обычных рабочих температурах. Следовательно, относительно простые условия, необходимые для добычи, транспортировки и переработки более легких сортов сырой нефти, не соответствуют этой категории продукта.

Одно предлагавшееся решение заключается в том, что тяжелые нефтяные продукты делают более жидкими путем разбавления их жидкостью или легкоплавкими веществами. Вследствие удовлетворения требований по перекачке по трубопроводу эти продукты можно эффективно и экономически выгодно транспортировать к установкам для дальнейшей переработки в обычные очищенные нефтяные продукты. Основными разбавителями для этого являются конденсаты природных газов (КПГ) или встречающаяся в природе нафта. Но поскольку источник их ограничен, продукты переработки, такие как очищенная нафта и синтетическая сырая нефть (ССН), также используют в качестве разбавителей.

Количество требуемого разбавителя является значительным. На основании исследования, выполненного Национальным комитетом по энергетике (Канада), предполагается, что стандартный "дилбит" (т.е. битум, разбавленный конденсатом природного газа или нафтой) содержит 33% конденсата природного газа и что натуральный "синбит" (т.е. битум, разбавленный синтетической сырой нефтью) содержит 50% синтетической сырой нефти. На нефтеперерабатывающем заводе дилбит и синбит обычно рассматривают как тяжелую и среднюю нефть соответственно. Поставщики битума используют возможность выбора разбавителя и соотношения компонентов в смеси для снижения стоимости состава, повышения числа смешивания и поддержания транспортирующей способности трубопровода. В зависимости от свойств битума, характеристик разбавителя, требований к трубопроводной транспортировке, рабочих условий и технических требований к переработке соотношение компонентов в смеси может быть таким, при котором разбавитель составляет от 25 до 55% по объему.

Поскольку смеси содержат слишком много разбавителя, на нефтеперерабатывающем заводе его обычно регенерируют путем перегонки из разбавленного нефтяного потока и затем повторно используют, например, для преобразования на месторождении дополнительного битума в дилбит. Количество необходимого разбавителя столь значительно, что с 1985 года используют два трубопровода, при этом по первому трубопроводу транспортируется разбавитель от источника (с нефтеперерабатывающего завода или от природного источника) к месторождениям тяжелой нефти, а по второму трубопроводу транспортируется разбавленная сырая нефть на нефтеперерабатывающий завод.

Доступный объем и качество разбавителя приводят к постоянным проблемам. Конденсаты природных газов и природная нафта изменяются по количеству и качеству от участка к участку на природных месторождениях и они изменяются даже в пределах одного источника. Использование очищенных разбавителей обеспечивает дополнительную густоту, но вынуждает использовать запасы топлив и чистых химикатов, предназначенных для других целей, что способствует значительным альтернативным издержкам.

Источники бензина увеличивают в объеме путем добавления бутана или других углеводородов легких фракций. Например, бутан часто смешивают с другими компонентами бензина на нефтеперерабатывающем заводе, где его обычно добавляют в магистральный трубопровод в ответ на требование изменения давления пара. Пример процесса смешивания на нефтеперерабатывающем заводе раскрыт в патенте США № 3751644 (Мауег). В этом патенте, которым владеет §ии ОН Сотрапу, раскрыта система для автоматического регулирования количества бутана, добавляемого в поток бензина на нефтеперерабаты- 1 029383

вающем заводе, на основании непрерывных измерений давления пара по Рейду ниже по потоку бензина от точки смешивания. В описанном процессе вычисляют количество примешиваемого бутана на основании измерений, получаемых ниже по потоку от места выполнения операции смешивания, или вычисляют соотношение компонентов в смеси на основании давления пара по Рейду выше по потоку от места выполнения операции смешивания.

Кроме того, в патенте США № 3999959 (Вадек), которым владеет ишует8а1 Ой РтойисГ Сотрапу, раскрыта система для смешивания бутана и бензина на нефтеперерабатывающем заводе. В системе Ва.)ек бутан смешивается с потоком низкооктанового бензина и потоком высокооктанового бензина и затем выполняется анализ смешанного бензина с измерением характеристик, таких как давление пара по Рейду и отношение пара к жидкости.

Кроме того, недавно были сделаны попытки примешивания бутана в терминальном резервуарном парке. Как описано в патенте США № 6679302, бутан может быть смешан в ходе процесса с потоком бензина непосредственно перед перекачиванием бензина в автоцистерну и после извлечения его из резервуара для хранения. В предпочтительном процессе, описанном в этом патенте, давление пара по Рейду измеряют выше по потоку от места выполнения операции смешивания, а соотношение компонентов в смеси вычисляют на основании измерения выше по потоку.

Согласно нескольким способам были сделаны попытки повысить точность примешивания бутана и повысить прогнозируемость давления пара по Рейду в конечном бензиновом продукте. В этом отношении появление блока ОтаЬпет является значительным достижением. Блок ОтаЬпет (изготовляемый ОтаЬпег 1п1егпаОопа1) представляет собой измерительный прибор, способный получать данные о давлении пара по Рейду и об отношении пара к жидкости для пробы бензина обычно в течение времени 6-11 мин после ввода пробы в блок. На некоторых нефтеперерабатывающих заводах его используют для состоятельного определения летучести бензина и смеси бутана с бензином на основании допустимого давления по пару по Рейду для бензина.

Несмотря на эти достижения остается необходимость в экономически эффективном способе увеличения объема или пополнения имеющихся источников разбавителей для соответствия требованиям рынка. Кроме того, имеется необходимость в оптимизации физических свойств потоков разбавителей для получения состоятельных и экономически эффективных характеристик.

Краткое изложение изобретения

Для удовлетворения этих запросов изобретатели разработали способы пополнения потоков разбавителей путем управляемого смешивания их углеводородами низкой плотности (УНП) для получения оптимизированных физических свойств без нарушения заранее заданных пределов для содержания углеводорода низкой плотности, плотности и летучести. При использовании этих способов в распределительном оборудовании производители и дистрибьюторы разбавителей могут поставлять разбавители, которые удовлетворяют жестким нормам и эксплуатационным требованиям при увеличении объема источника имеющихся разбавителей.

Поэтому согласно первому основному варианту осуществления изобретения предложен способ управляемого получения и распределения обогащенных углеводородом низкой плотности разбавителей так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы, выбираемые из содержания углеводорода низкой плотности, летучести, плотности и сочетаний из них, содержащий:

a) создание потока разбавителя, имеющего расход, давление в трубопроводе, содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность;

b) расположение установки для нагнетания с переменной скоростью углеводорода низкой плотности в соединении по флюиду с потоком разбавителя;

c) по желанию расположение установки для смешивания нефти/разбавителя в соединении по флюиду с потоком разбавителя;

й) получение значений одного или нескольких параметров потока разбавителя, выбираемых из содержания углеводорода низкой плотности, летучести, плотности и сочетаний из них;

е) вычисление целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя на основании одного или нескольких значений параметров из этапа (й) так, чтобы не нарушались упомянутые выше заранее заданные пределы;

ί) нагнетание углеводорода низкой плотности из установки для нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя при более высоком давлении, чем давление потока разбавителя, и фактической скорости нагнетания на этапе (ί), основанной на самом последнем вычислении из этапа (е); и

д) периодическое повторение этапов (й) и (е) и регулирование скорости нагнетания на этапе (ί) на основании самого последнего вычисления из этапа (е).

Согласно дополнительному основному варианту осуществления изобретения предложен способ управляемого получения и распределения обогащенного углеводородом низкой плотности разбавителя так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности, летучести и плотности, содержащий:

а) создание потока разбавителя, имеющего расход, давление, содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность;

- 2 029383

b) расположение установки для нагнетания с переменной скоростью углеводорода низкой плотности в соединении по флюиду с потоком разбавителя;

c) по желанию расположение установки для смешивания разбавителя/нефти в соединении по флюиду с потоком разбавителя;

ά) получение значений параметров для содержания углеводорода низкой плотности и летучести выше по потоку от установки для нагнетания;

е) получение значений параметров для плотности и расхода потока разбавителя ниже по потоку от установки для нагнетания;

ί) вычисление целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя на основании значений параметров для расхода, содержания углеводорода низкой плотности, летучести и плотности из этапов (ά) и (с) так, чтобы не нарушались упомянутые выше заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности, летучести и плотности;

д) нагнетание в поток разбавителя углеводорода низкой плотности из установки для нагнетания углеводорода низкой плотности при более высоком давлении, чем давление потока разбавителя, и фактической скорости нагнетания, меньшей или равной целевой скорости, вычисленной на этапе (ί); и

1ι) периодическое повторение этапов (ά), (е) и (ί) и регулирование скорости нагнетания на этапе (д) на основании самого последнего вычисления из этапа (ί).

Согласно дальнейшему основному варианту осуществления изобретения предложен способ управляемого получения и распределения обогащенного углеводородом низкой плотности потока разбавителя так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности, содержащий:

a) создание потока разбавителя, имеющего расход, давление, содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность;

b) расположение установки для нагнетания с переменной скоростью углеводорода низкой плотности в соединении по флюиду с потоком разбавителя;

c) по желанию расположение установки для смешивания разбавителя/нефти в соединении по флюиду с установкой для нагнетания углеводорода низкой плотности и потоком разбавителя;

ά) получение значений параметров для содержания углеводорода низкой плотности и расхода выше по потоку от потока разбавителя;

е) вычисление целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя на основании расхода и содержания углеводорода низкой плотности, полученных на этапе (ά), так, чтобы не нарушались упомянутые выше заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности;

ί) нагнетание углеводорода низкой плотности в поток разбавителя из установки для нагнетания углеводорода низкой плотности при фактической скорости нагнетания, меньшей или равной целевой скорости, вычисленной на этапе (е); и

д) периодическое повторение этапов (ά) и (е) и регулирование скорости нагнетания на этапе (ί) на основании самого последнего вычисления из этапа (е).

При включении этих способов в распределительные сети поставщики смогут повысить средние расходы углеводородных продуктов, снизить необходимые давления в трубопроводах при доставке и снизить общую стоимость на баррель нефтяного топлива при сохранении соответствия с нормативами. Кроме того, операторы трубопроводов извлекут выгоду, поскольку вследствие улучшения состава углеводородного флюида будут снижены давления, необходимые для транспортировки продуктов по трубопроводам, снижены трение в потоке флюида и наведенное давлением напряжение, которые вызывают износ и задирание поверхности материалов трубопроводов, и повышен средний объем углеводородного продукта, который можно будет транспортировать за один час в расчете на фут (0,3048 м) трубопровода в сети.

Дополнительные преимущества изобретения изложены отчасти в описании, которое следует ниже, а отчасти станут очевидными из описания или будут уяснены при практическом применении изобретения. Преимущества изобретения реализуются и достигаются с помощью элементов и сочетаний, показанных, в частности, в прилагаемой формуле изобретения. Следует понимать, что приведенное выше общее описание и последующее подробное описание являются только иллюстративными и пояснительными и не ограничивающими заявленное изобретение.

Описание чертежей

На чертежах:

фиг. 1 - вид, имитирующий зависимости между функциями, согласно иллюстративному варианту осуществления изобретения;

фиг. 2 - карта технологического процесса согласно иллюстративному варианту осуществления изобретения, показывающая зависимости между анализом, потоком флюида и смешиванием;

фиг. 3 - блок-схема последовательности действий согласно иллюстративному варианту осуществления, показывающая зависимости между регистрацией данных, алгоритмами и регулированием нагнетания;

- 3 029383

фиг. 4 - схема согласно иллюстративному варианту осуществления, показывающая функциональные блоки.

Описание изобретения

Определения и использование терминов.

На всем протяжении патента, повсюду, где раскрывается анализ нефти или углеводорода низкой плотности, анализ может выполняться в соответствии с применимыми правилами Управления по охране окружающей среды и методами Американского общества по испытанию материалов (ΑδΤΜ), действовавшими на дату подачи заявки на данный патент. Изобретение может стать ясным и более понятным при помощи следующих определений.

"Атрибут" означает характеристику и охватывает физические характеристики, характеристики потока флюидов и другие особенности флюидов в производственных условиях.

"Бутан" имеет свое обычное значение в контексте топлива; он относится к соединению, состоящему, по существу, из углеводородов СЩю, и при использовании в этом изобретении может означать пбутан или изобутан, в котором изомер не определен, и включает в себя коммерчески доступный бутан в присутствии углеводородов аналогичной фракции.

"Вычисление" означает использование математического алгоритма для определения значения и может осуществляться с помощью программного обеспечения, аппаратного алгоритма или интеллектуального средства.

"Конденсат" означает природные газоконденсатные жидкости (обычно углеводороды С₅-С₁₂), получаемые в результате извлечения и/или добычи природного газа.

"Управляемое распределение обогащенных углеводородами низкой плотности разбавителей" означает распределение смесей разбавителя с одним или несколькими углеводородами низкой плотности, в которых обогащенная форма разбавителя смешана с другим углеводородным флюидом в конкретных пропорциях с высокой точностью, обеспечивающей достижение заранее заданных показателей физических свойств конечной смеси.

"Управляемое получение обогащенных углеводородами низкой плотности разбавителей" означает получение смесей разбавителей с одним или несколькими углеводородами низкой плотности в конкретных пропорциях с высокой точностью, обеспечивающей достижение заранее заданных показателей физических свойств смеси.

"Плотность" означает плотность вещества как функцию массы на единицу объема. Плотность может быть представлена непосредственно в виде массы на единицу объема или косвенно при использовании показателей, таких как удельный вес.

"Разбавитель" означает углеводород, добавляемый к сырой нефти, тяжелой нафте, битуму или другому плотному петрохимическому материалу для снижения вязкости или плотности такого материала. Распространенным источником разбавителя является конденсат природного газа, получаемый во время добычи природного газа. Другие источники разбавителя включают в себя, но без ограничения ими, легкие, обычным способом полученные углеводородные масла, очищенную нафту (т.е. углеводороды прямой перегонки из процесса химической переработки нефти, особенно легкую нафту) и синтетические сырые нефти. "Разбавитель" относится к углеводородам, получаемым из одного источника, а также к объединенным потокам разбавителей. Предпочтительно, чтобы разбавитель в соответствии с определением содержал, по существу, природные (некрекированные) углеводороды, хотя допускаются следовые количества крекированных углеводородов (меньше 5, 2 или 1%).

"Установка для смешивания разбавителя/нефти" относится к устройству, модулю или зоне для улучшения смешивания разбавителя и тяжелого нефтяного продукта, такого как битум или тяжелая сырая нефть. Смешивание может быть активным, осуществляемым, например, стержнями для перемешивания, вращающимися лопатками, магнитными мешалками, с помощью вибрации или встряхивания. Дополнительно или как вариант смешивание может быть пассивным, например с помощью диффузии или пропускания через камеру с наводимой турбулентностью, имеющую ребристые боковые поверхности.

"Поток разбавителя" означает поток разбавителя, который протекает по трубопроводу или другой трубе.

"Расход" означает объем флюида, который протекает мимо данной точки в течение заданного периода времени.

"Сообщение по флюиду" относится к соединению трубопровода с источником флюида. По желанию соединение можно осуществлять с помощью канала, который можно загораживать или поток через который можно модулировать. Соединение можно осуществлять с помощью любого следующего средства: заслонки или окна на стороне трубопровода, отводной трубы в трубопроводе, способствующего нагнетанию зажимного приспособления на стыке трубопровода, небольшой вспомогательной трубы, которая протянута во внутреннее пространство трубопровода, или любого другого средства, которое обеспечивает втекание флюида в трубопровод. По желанию поток может быть постоянным, переменным или прерывистым. Согласно некоторым предпочтительным вариантам осуществления протекание потока флюида в трубопровод можно модулировать или приостанавливать посредством этого соединения.

"Блок обработки информации" и "БОИ" означают вычислительный блок, который используется для

- 4 029383

по меньшей мере одного из доступа к данным, приема, обработки, распределения и сохранения данных. Блок обработки информации может принимать данные пассивно или с подтверждением или исследованием данных в отдельной информационной системе. Следует понимать, что, когда употребляется термин "блок обработки информации", в изобретении предполагается, что один или несколько блоков обработки информации могут выполнять функцию, описанную для блока обработки информации.

"Информационная база данных" и "ИБД" означают организованную совокупность информации. При использовании в этом изобретении термин охватывает динамические электронные таблицы, просмотровые таблицы и специализированные приложения базы данных и включает в себя электронные копии и распечатки баз данных. Следует понимать, что когда к термину "информационная база данных" добавляется неопределенный артикль, в изобретении предполагается, что одна или несколько информационных баз данных могут выполнять функцию, описанную для информационной базы данных.

"Инжекция" или "нагнетание", используемое относительно трубопровода, означает ввод флюида в трубопровод. "Фактическая скорость нагнетания" означает фактическую скорость нагнетания, в противоположность прогнозной, флюида в трубопровод во время нагнетания.

"Установка для нагнетания" относится к устройству или модулю для нагнетания вещества в трубопровод. Согласно некоторым предпочтительным вариантам осуществления изобретения нагнетаемое вещество представляет собой бутан или углеводород низкой плотности в трубопроводе разбавителя. Вещество можно нагнетать при фиксированном или переменном давлении.

"Углеводород низкой плотности" или "УНП" относится к углеводородам, имеющим плотность, равную или меньшую по сравнению с плотностью η-пентана или η-бутана при 25°С и давлении в одну атмосферу (0,1 МПа). Следует понимать, что при использовании термин "углеводород низкой плотности" относится к любому одному углеводороду низкой плотности или сочетанию углеводородов низкой плотности. Таким образом, следует понимать, что когда в соответствии с этим изобретением измеряют содержание углеводорода низкой плотности или нагнетают углеводород низкой плотности, любой один углеводород низкой плотности, такой как бутан или пропан (предпочтительно бутан), можно измерять или нагнетать, как и любое сочетание углеводородов низкой плотности. В противоположность этому следует понимать, что, когда один углеводород низкой плотности точно определен в этом документе, например бутан, способ можно применять на практике на основании любого другого углеводорода низкой плотности или сочетания углеводородов низкой плотности.

"Содержание углеводорода низкой плотности" означает измеренное количество углеводорода низкой плотности в процентах полного объема углеводородов, предпочтительно округленное до ближайшей 0,1%.

"Давление в трубопроводе" означает давление внутри трубопровода. Оно описывается рядом способов. Министерством энергетики США опубликованы исходные значения для металлического заглубленного трубопровода диаметром 6 дюймов (15,24 см), сортамента 80 при 11,1-12,1°С и плотности 0,8459 г/см³ по шкале Американского нефтяного института для добываемой с месторождения нефти: вязкость 81,6 сП (0,0816 Па-с), число Рейнольдса ~1205, трение 0,053 см/с, скорость ~82, расход 205 галлон/мин (776 л/мин) при 1379000 дин/см² (13,79 Н/см²) и падение давления 24,8 (фунт-сила/дюйм²)/миля (106,26 кПа/км).

"Получение" данных или другой информации означает регистрацию такой информации. Согласно некоторым предпочтительным вариантам осуществления информацию получают путем выполнения физических измерений. Согласно другим предпочтительным вариантам осуществления информацию получают путем приема данных измерений с отдельного источника. Согласно еще другим вариантам осуществления информацию получают из внутриведомственной просмотровой таблицы или банка данных. Термин "получение" следует понимать в наиболее широком смысле. Получаемую информацию также следует понимать в широком смысле, и она может включать в себя значения физических параметров, нормативные рекомендации, корреляционные таблицы для характеристик топлива, наличие разбавителя или бутана и информацию другого вида.

"Значение параметра" означает значение физического свойства и в частности, при использовании в этом патенте оно охватывает значения для топлив с учетом содержания, летучести и плотности углеводорода низкой плотности. Термин "значение параметра", используемый в этом патенте, включает в себя измеренные значения, прогнозные значения и заданные значения.

"Общий источник" означает резервуар или другой накопленный запас флюида, предназначенного для использования при смешивании. Термин охватывает общие источники для любого из нижеследующих: разбавителей, углеводородов, бензина и других компонентов топлива.

"Заранее заданный предел" означает заранее заданное граничное значение параметра, при этом источником граничного значения является инструкция, регламентирующий документ фирмы или профессиональное суждение оператора. В частности, термин "заранее заданный предел" используется в этом патенте относительно содержания углеводородов низкой плотности в топливах, летучести топлива, плотности топлива и сочетания этих параметров.

"Давление пара по Рейду (ДПР)" означает абсолютное давление пара, оказываемое жидкостью при

- 5 029383

100°Р (37,8°С), определяемое в соответствии с методом Ό-5191 испытания Американского общества по испытанию материалов.

"Резервуарный парк" означает любое оборудование, которое содержит некоторое количество крупных резервуаров для хранения нефтяных продуктов, обычно включающих в себя загрузочные эстакады, с которых заполняют автоцистерны. Резервуары могут содержать бензин одного или нескольких видов и сортов, включая реформулированный бензин, и могут также содержать в чистом виде или в смеси бутан, разбавители или другие нефтяные продукты.

"Целевая скорость" означает заданную скорость потока флюида.

"Переменная скорость" означает скорость потока флюида, которая предполагается изменяемой по желанию или другими особыми способами.

"Летучесть" означает относительную склонность жидкости к испарению и может быть измерена с помощью любого подходящего физического свойства, включая давление пара или температуру перегонки.

Рассмотрение.

Изобретатели разработали средства и способы для включения углеводородов низкой плотности (УНП) в потоки разбавителей для тяжелых нефтяных продуктов. Составы разбавителей на основе конденсата природного газа разнятся, но обычно содержат углеводороды в диапазоне молекулярной массы от около пяти до около двенадцати углеродов; профессионалы в соответствующей области не используют более легкие углеводороды в качестве разбавителей. Фактически, различными нормативными документами и правилами относительно трубопроводов обычно налагаются верхние пределы на содержание и летучесть углеводородов низкой плотности и нижние пределы на плотности разбавителей, которые свидетельствуют о том, что содержание углеводородов низкой плотности ранее было представлено в разбавителях в соответствии с установленным порядком, но фактически нарушилось и должно быть минимизировано. Изобретатели обнаружили, что включение в дискретных количествах бутана (т.е. С₄) в разбавители обеспечивает получение нескольких преимуществ и может осуществляться без превышения заранее заданных пределов. При иллюстративном диапазоне от 5,0 до 7,0% углеводорода низкой плотности в разбавителе обеспечиваются предпочтительные свойства.

Углеводород низкой плотности обычно отсутствует в используемых в настоящее время разбавителях или присутствует в небольших количествах. Нафта содержит немного углеводорода низкой плотности, полученного из природного или синтетического источника. Синтетическая сырая нефть имеет более высокую среднюю молекулярную массу и представляет собой относительно узкую фракцию продукта перегонки нефти, так что она также имеет немного углеводорода низкой плотности, если вообще имеет. Конденсат природного газа имеет немного углеводорода низкой плотности, поскольку он удаляется на источнике. Кроме того, при подготовке конденсата природного газа обычно удаляется небольшое количество углеводорода низкой плотности независимо от того, какое оборудование многочисленных конфигураций используют при подготовке его. При этом природный газ отделяют от конденсационных углеводородов, которые собираются в потоке в скважине; в установке для переработки исходного природного газа конденсат сначала обезвоживают и очищают от кислых газов, затем этан, пропан, углеводороды низкой плотности, пентаны и углеводородные фракции с более высокой молекулярной массой (так называемые С₅+) удаляют и регенерируют в качестве побочных продуктов. Поэтому относительно немного углеводорода низкой плотности остается, если остается вообще, в выпуске конденсата природного газа.

В настоящем изобретении углеводород низкой плотности вводится в потоки разбавителя и рассматриваются средства и способы для осуществления этого. Составы конденсата природного газа и других разбавителей разнятся даже для синтетического продукта и также зависят от окружающего давления и температуры в трубопроводе. Поэтому в настоящем изобретении также предложены способы оптимизации содержания углеводорода низкой плотности для сохранения соответствия с каждым из заранее заданных пределов для физических свойств разбавителя.

Конкретные преимущества распространяют на обычно используемые разбавители путем объединения углеводорода низкой плотности согласно изобретению до его смешивания с нефтяными продуктами тяжелых сортов. Среди этих преимуществ имеются: меньшая вязкость, меньшая плотность (т.е. разбавитель продвигается в меньшей степени), более быстрое проникновение в качестве растворителя, способность делать растворимыми составы широкого диапазона, более низкая температура замерзания, более высокая консистенция от партии к партии, более высокая чистота от партии к партии, более низкая химическая реакционная способность, чем у нафты, более легкое извлечение из смеси тяжелых нефтяных продуктов во время очистки и меньшие затраты, отнесенные к массе или объему. Однако использование изобретения не ограничено решением любой из этих задач.

Чтобы максимизировать или же оптимизировать содержание углеводорода низкой плотности без нарушения предписанных граничных значений для рассматриваемых физических свойств, осуществляют мониторинг этих свойств. Мониторинг можно осуществлять до нагнетания углеводорода низкой плотности, и в этом случае оптимальное значение вычисляют на основании алгоритмов. Или мониторинг можно осуществлять после нагнетания углеводорода низкой плотности, и в этом случае оптимальное значение потока или содержание углеводорода низкой плотности можно регулировать в ответ на изменения соста- 6 029383

ва потока разбавителя в процессе протекания его. Или мониторинг можно осуществлять одновременно с нагнетанием, и в этом случае содержание углеводорода низкой плотности можно регулировать за прошедшее время, тем самым используя эффекты смешивания для сглаживания различий в содержаниях углеводорода низкой плотности в точке нагнетания от момента к моменту. Мониторинг физических параметров необязательно осуществлять на одном и том же месте, в одно и то же время или с одной периодичностью.

В изобретении предлагаются несколько вариантов осуществления, каждый из которых описывается более подробно ниже. Если не указано иное, каждый из нижеследующих вариантов осуществления может быть реализован в любом месте вдоль трубопровода разбавителя, то есть на источнике потока разбавителя, непосредственно перед этим поток разбавителя объединяется с другими потоками разбавителя, непосредственно после этого многочисленные потоки разбавителя объединяются или непосредственно перед этим поток разбавителя добавляется в резервуар с тяжелым нефтехимическим продуктом или в поток.

Существуют многочисленные способы вычисления относительного содержания углеводорода низкой плотности, смешиваемого со смесью с конкретной летучестью, при которой получается заранее заданный параметр летучести, и эти способы могут быть легко приспособлены к процессам нагнетания углеводорода низкой плотности. В патентах США № 7032629 и 6679302, международной заявке νΟ 2007/124058 и заявке № 2006/0278304 на патент США, содержания которых полностью включены в это изобретение путем ссылки, описаны такие способы и вычисления. Соотношение бутана и бензина в смеси, необходимое для достижения фиксированной летучести, можно определять просто путем непосредственного усреднения по объему летучести бутана и бензина с примешанным этанолом. Однако в литературе отмечается, что усреднение по объему может давать низкие оценки результирующей летучести, особенно в случае, когда количество добавляемого бутана составляет меньше чем 25%. Способы определения с использованием соотношения компонентов в смеси для достижения заранее заданной летучести, в которых исключаются эти замеченные ограничения относительно усреднения по объему, изложены более полно в "Ноте Ю езйта!е КеИ уарог ргеззиге (КУР) о! Ыепбз", 1. Уа/сщсх-Ехраггадо/а. НубгосагЬоп Ргосеззтд, Аидиз! 1992; и ν.Ε. 8!етеай, "Ргебю! КУР о! Ыепбз ассига!е1у", Ре!го1еит Кейпег, .Типе 1959; и Ν.Β. Назке11 е! а1., 1пбиз1па1 апб Епдшеегтд Сйет18йу, РеЬгиагу 1942; и М.К. Κί;·ιζί е! а1., "Ргебюйоп о! Ше КеИ уарог ргеззиге о! ре1го1еит !ие18", Рие1 СкепнзЕу ОМзюп, Ргергт!з (Атег. СНет. 8ос), 48(1):478 (2003); раскрытия указанных источников полностью включены в это изобретение путем ссылки. Следует отметить, что систему настоящего изобретения можно модифицировать, чтобы периодически измерять результирующую летучесть смеси для контроля качества, когда это представляет интерес.

Согласно одному конкретному варианту осуществления поток разбавителя представляет собой одну партию нефти в нефтепроводе. Мониторинг физического прохождения партий предпочтительно осуществлять в соответствии с кодами партий, которые показывают вид нефтяного продукта в партии, и с помощью программного обеспечения отслеживания, которое осуществляет мониторинг продвижения и прихода партий в конкретное место мониторинга. Согласно этому варианту осуществления операция смешивания также включает в себя использование блока обработки информации, который получает код партии для поступающей партии, сравнивает коды партий с кодом партии разбавителя, сохраняемым в информационной базе данных, и, когда коды партий совпадают, разрешает системе начать примешивание углеводорода низкой плотности.

Пример 1. Прогнозирование физических свойств смешанного потока разбавителя/углеводорода низкой плотности.

Содержание углеводорода низкой плотности.

Как отмечалось выше, содержание углеводорода низкой плотности распространяется на углеводороды, обычно С₁.₅, такие как п-пентан или п-бутан, и углеводороды с меньшей плотностью, измеряемое в процентах полного объема углеводородов, предпочтительно округляемое до ближайшей 0,1%. Иллюстративная типичная величина заранее заданного предела для содержания углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя составляет 5,0 или 7,0%, но изобретение не ограничено таким образом. Объем ν/ν% может быть определен при предварительном добавлении или при разделении фракций во время перегонки. Обычные газовые хроматографы пригодны для определения содержания углеводорода низкой плотности и фракций.

Нижеследующее соотношение можно использовать при регулировании содержания углеводорода низкой плотности, при этом %_предел обозначает заранее заданный верхний предел массового процента те/те углеводорода низкой плотности в смеси или обозначает целевой массовый процент те/те, х_собс_тве_{нный м/м} обозначает массовый процент те/те углеводорода низкой плотности (УНП), присутствующего в разбавителе до добавления бутана, б_{разбавителя} обозначает плотность разбавителя при температуре системы и йб_утана обозначает плотность бутана при температуре системы.

ν/ν5 бутана в разбавителе =

— [ (Хпредел^-Хсобственный УНП м/м) X (^разбавителя/^бутана) ] Х1з *

- 7 029383

Летучесть.

Летучесть предпочтительно измерять как давление пара, отношение пара к жидкости, необходимую температуру перегонки или как сочетание их. Необходимое давление пара может содержать максимально допустимое давление пара, минимально допустимое давление пара, максимально допустимое отношение пара к жидкости, минимально допустимое отношение пара к жидкости или минимально допустимую температуру перегонки. Согласно конкретным вариантам осуществления минимально допустимая температура перегонки может содержать минимальное значение Т(50), минимальное значение Т(10) или как минимальное значение Т(50), так и минимальное значение Т(10), где Т(хх) обозначает температуру перегонки по стандарту Американского общества по испытанию материалов для точки, в которой объемный процент хх подвергается перегонке.

Следует понимать, что когда давление пара измеряют в соответствии с настоящим изобретением, любую подходящую меру давления пара можно использовать, включая давление пара по Рейду и/или отношение пар/жидкость, и/или температуру перегонки. Для измерения давления пара по Рейду можно использовать стандартный метод Ό5191 Американского общества по испытанию материалов. При измерении в соответствии с методом Ό5191 особенно подходящий, заранее заданный предел давления пара в потоке разбавителя составляет 14,94 фунт-сила/дюйм² (103 кПа).

Согласно конкретному варианту осуществления измерение летучести содержит измерение давления пара и измерение температуры перегонки, а необходимая летучесть содержит максимально допустимое давление пара и минимально допустимую температуру перегонки. В таком случае относительное содержание бутана можно вычислять так, чтобы конечная смесь соответствовала максимально допустимому давлению пара и минимально допустимой температуре перегонки.

Согласно конкретному варианту осуществления летучесть можно определять с помощью анализирующей установки, которая включает в себя анализатор, такой как блок СгаЬиег или анализатор процесса перегонки (АПП) от Байес. Например, анализирующая установка может включать в себя блок СгаЬиег для получения измерений давления пара и отношения пара к жидкости и блок Байес для получения измерений температуры перегонки. Согласно конкретным вариантам осуществления блок СгаЬиег можно использовать для получения измерений летучести на периодической основе от около 3 до около 5 раз в час, а блок Вайес можно использовать для получения измерений летучести на периодической основе приблизительно 2 раза в час.

Нижеследующее соотношение можно использовать при регулировании летучести, при этом р_бутана обозначает давление пара чистого бутана при температуре системы и р_предел обозначает заранее заданный верхний предел для давления пара смеси или обозначает целевое давление пара, и где р_разб_авите_ля обозначает давление пара в разбавителе при температуре системы.

ν/ν% бутана в разбавителе =

~ [ (Рбу тана Рпредел) / (Рбутана Рразбавителя) ]х100%,

Плотность.

Предпочтительный способ измерения плотности потока разбавителя описывается как стандартный метод 4052 Американского общество по испытанию материалов, выполняемый при 15°С с использованием подходящего коммерчески доступного устройства для измерения плотности. Подходящий диапазон плотности для потока разбавителя в этом изобретении при измерении в соответствии с упомянутым выше способом составляет от 600 до 799 кг/м³. В качестве варианта или в дополнение плотность можно определять в виде удельного веса или его непосредственного следствия, плотности в градусах Американского нефтяного института, при этом удельный вес бутана составляет 0,584 и плотность бутана в градусах Американского нефтяного института составляет 110,8. Плотность в градусах Американского нефтяного института (плотность АНИ) и удельный вес (УВ) связаны в соответствии со следующими формулами:

Плотность АНИ при 60°Р (15,6°С)=(141,5/УВ)-131,5 Удельный вес при 60°Р (15,6°С)=141,5/(плотность АНИ+131,5)

Предпочтительные пределы плотности в градусах Американского нефтяного института в случае измерений в соответствии с методом Ό4052 Американского общества по испытанию материалов при 60°Р (15,6°С) составляют от 46 до 86.

Измерение плотности в соответствии с этим изобретением обусловливает возникновение нескольких отдельных вариантов осуществления. Согласно одному варианту осуществления плотность потока разбавителя измеряют непрерывно, и углеводород низкой плотности нагнетают в поток разбавителя при вычисленной скорости так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы для плотности. Плотность может быть единственным показателем, используемым для регулирования скорости нагнетания углеводорода низкой плотности, или ее можно сочетать с заранее заданными пределами для других показателей, таких как летучесть и содержание углеводорода низкой плотности, чтобы определять скорость нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя.

Согласно другому варианту осуществления плотность измеряют, но не используют для регулирования скорости нагнетания углеводорода низкой плотности. Согласно этому варианту осуществления угле- 8 029383

водород низкой плотности нагнетают так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности и летучести, а плотность потока разбавителя ниже по потоку от места нагнетания измеряют и заносят в информационную базу данных.

Нижеследующее соотношение можно использовать при регулировании плотности разбавителя с бутаном, при этом б_{разбавителя} означает плотность разбавителя при температуре системы, б_бутана означает плотность бутана при температуре системы и б_предел обозначает заранее заданный нижний предел для плотности смеси или обозначает целевую плотность.

ν/ν% бутана в разбавителе =

[ (^разбавителя А

д )/(б

разбавителя'

а) ] Х1ОО% .

Параметры в равновесии.

Когда углеводород низкой плотности, плотность и летучесть используют в равновесии, оптимальное согласованное отношение ν/ν% выбирают как наименьшее из трех значений, которые вычисляют согласно соответствующим уравнениям для ν/ν% в трех разделах, непосредственно предшествующих этому разделу.

Заметим, что при получении значений параметра нет необходимости получать их одновременно и не следует обязательно повторно получать их при каждом повторении процесса. Кроме того, значения любого параметра смешивания можно получать выше по потоку или ниже по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности.

Пример 2. Размещение компонентов процесса.

Относительные положения мест выполнения этапов отбора проб, измерения и нагнетания и нахождения систем являются вопросом практического удобства. Согласно конкретному варианту осуществления они находятся в непосредственной близости друг к другу. Например, системы для отбора проб, измерения и нагнетания можно размещать на отдельных постоянно установленных салазках или на платформе.

Как вариант места выполнения этапов отбора проб, измерения и нагнетания и нахождения систем отличаются друг от друга. Например, этапы отбора проб и измерения можно выполнять на любом месте выше по потоку от нагнетания. Кроме того, этап нагнетания можно выполнять на одном месте или на многочисленных местах.

Пример 3. Установки для отбора проб бутана.

Кроме того, системы согласно упомянутым выше вариантам осуществления могут также содержать установку для отбора проб бутана, предназначенную для периодического или непрерывного извлечения бутана из потока бутана и проверку бутана на содержание серы и наличие других, относящихся к делу свойств. Установки для отбора проб бутана могут находиться под управлением одного или нескольких блоков обработки информации, при этом один или несколько блоков обработки информации могут побуждать установку для отбора проб бутана к извлечению в резервуар по меньшей мере одной пробы бутана из потока бутана, по меньшей мере из каждых 500000 галлонов (1893 л) бутана. Резервуар можно периодически вручную снимать с установки для отбора проб бутана и любой бутан, содержащийся в резервуаре, можно проверять на содержание серы.

Пример 4. Хранение бутана и мониторы давления и температуры.

Системы согласно приведенным выше вариантам осуществления могут также содержать (а) модуль для хранения бутана, (Ь) подземный трубопровод для пропускания потока бутана из модуля для хранения бутана в установку для нагнетания бутана, (с) первый датчик давления бутана, находящийся в сенсорной связи с потоком бутана, на модуле для хранения бутана или вблизи него, (б) второй датчик давления бутана, находящийся в сенсорной связи с потоком бутана, на установке для нагнетания бутана или вблизи нее и (е) удаленный блок обработки информации (БОИ), находящийся в информационной связи с первым и вторым датчиками давления бутана, для дистанционного мониторинга и отображения давлений бутана, обнаруживаемых первым и вторым датчиками давления бутана.

Кроме того, системы согласно приведенным выше вариантам осуществления могут также содержать (а) модуль для хранения бутана, (Ь) измеритель температуры для измерения температуры бутана в модуле для хранения бутана и (с) удаленный блок обработки информации, находящийся в информационной связи с измерителем температуры, для дистанционного мониторинга и отображения температур, обнаруживаемых измерителем температуры.

Пример 5. Нагнетание бутана двухклапанной системой и автономное регулирование.

Важно отметить, что описанная установка для нагнетания согласно любому из приведенных выше вариантов осуществления может содержать два клапана. Один клапан представляет собой двухпозиционный клапан, расположенный между потоком разбавителя и потоком бутана. Этот клапан может предотвращать проникновение разбавителя в установку для нагнетания бутана. Второй клапан представляет собой модулирующий клапан, который регулирует поток бутана к первому клапану. Второй клапан регулирует расход бутана путем модуляции давления потока бутана, проходящего через клапан, а также размера отверстия, через которое протекает поток бутана. Модулирующий клапан и двухпозиционный клапан могут управляться блоком управления процессом, который изменяет соотношение компонентов в

- 9 029383

смеси до достижения заданного давления пара на основании давления пара разбавителя, проникающего в установку для нагнетания бутана, давления бутанового пара, проникающего в установку для нагнетания бутана, и заданного давления пара примешиваемого разбавителя. В таком случае скорость добавления бутана может быть вычислена на основании соотношения компонентов в смеси и скорости втекания в поток разбавителя, а модулирующий клапан может открываться или закрываться, чтобы делать возможным добавление бутана с этой вычисленной скоростью. Кроме того, клапаны могут управляться одним или несколькими удаленными блоками обработки информации.

Пример 6. Базы данных и блок обработки информации.

Кроме того, любой из приведенных выше вариантов осуществления может содержать одну или несколько информационных баз данных и блок обработки информации (БОИ). Во время работы блок обработки информации извлекает допускаемые параметры смешивания (т.е. пределы летучести, углеводорода низкой плотности и/или плотности) из информационной базы данных и на основании физических свойств потока разбавителя вычисляет соотношение компонентов в смеси и/или расход смеси на основании релевантных параметров смешивания. Используемый на всем протяжении настоящего изобретения термин "извлечение" охватывает как извлечение данных, так и прием данных из другого источника.

Кроме того, блок обработки информации может обрабатывать различные результаты операции смешивания и сохранять результаты в информационной базе данных. Например, блок обработки информации может передавать в базу данных для записи физические свойства потока разбавителя до клапана, физические свойства потока разбавителя после клапана или физические свойства потока бутана и может связывать такие свойства с дискретными временными точками или сегментами. Такие физические свойства включают в себя, например, плотность, летучесть, содержание углеводорода низкой плотности, температуру и расход. Согласно одному конкретному варианту осуществления температура углеводорода низкой плотности используется для нормирования объема углеводорода низкой плотности относительно объема потока разбавителя и для вычисления объема разбавителя, образуемого при операции нагнетания.

Согласно другим вариантам осуществления блок обработки информации принимает или извлекает данные из информационной базы данных под управлением различных лиц. Поэтому, например, оператор трубопровода может периодически измерять расход, плотность или температуру разбавителя, протекающего по трубопроводу, и передавать (или делать доступной) такую информацию оператору установки для нагнетания бутана для использования в блоке обработки информации.

Пример 7. Возможность регулирования расхода смеси.

Согласно приведенным выше вариантам осуществления поток разбавителя может иметь расход разбавителя, который не изменяется с течением времени, и поэтому расход смеси может быть вычислен на основании заранее заданного расхода разбавителя. Как вариант поток разбавителя может иметь расход разбавителя, который изменяется с течением времени, и поэтому использование изобретения должно также включать в себя периодическое определение расхода разбавителя через трубопровод и периодическое повторное вычисление скорости примешивания углеводорода низкой плотности на основании расхода разбавителя и вычисленного соотношения компонентов в смеси. В частности, системы согласно настоящему изобретению могут также содержать один или несколько блоков обработки информации, находящихся в информационной связи с датчиками давления пара до клапанов, логически запрограммированных для вычисления соотношения компонентов в смеси и расхода разбавителя на основании давления пара и объемного расхода потока разбавителя и для передачи вычисленного соотношения компонентов в смеси и вычисленного расхода разбавителя в установку для нагнетания бутана, при этом в установке для нагнетания бутана периодически принимаются вычисленное соотношение компонентов в смеси и вычисленный расход разбавителя из одного или нескольких блоков обработки информации и реальное соотношение компонентов в смеси и реальный расход разбавителя регулируются до совпадения с вычисленным соотношением компонентов в смеси и вычисленным расходом разбавителя.

Пример 8. Дистанционное и локальное управление.

Любые из приведенных выше данных, включая фиксированную необходимую летучесть, измерения летучести и относительные содержания бутанов, могут сохраняться в базе данных, доступной с удаленного места при подключении к выделенному соединению или подключению к Интернету. Кроме того, любые из данных или сигналов, кодирующих данные, могут быть переданы между компонентами системы при подключении к выделенным соединениям или подключении к Интернету.

Приведенные выше варианты осуществления изобретения также могут включать в себя ручной переключатель для прекращения работы системы. Ручным переключателем можно закрывать двухпозиционный клапан, который может быть расположен между потоками разбавителя и бутана. Кроме того, варианты осуществления изобретения могут включать в себя информационную базу данных для сохранения данных, доступных для блока обработки данных, с доступом при подключении к Интернету.

Пример 9. Размещение относительно трубопровода и емкости для хранения.

Установка для нагнетания бутана, описанная в приведенных выше вариантах осуществления изобретения, может быть размещена на салазках или платформе. Изобретение можно располагать где угодно ниже по потоку от источника разбавителя. Кроме того, изобретение можно располагать в резервуарном

- 10 029383

парке разбавителя до ввода потока разбавителя в резервуар или после извлечения потока разбавителя из резервуара. Резервуарный парк может быть терминальным резервуарным парком разбавителя, промежуточным резервуарным парком разбавителя или резервуарным парком совместного использования.

Пример 10. Иллюстративные чертежи.

На фиг. 1 показан один иллюстративный вариант осуществления изобретения. Блок обработки информации (БОИ 110) получает данные, относящиеся к содержанию углеводорода низкой плотности в трубопроводе и летучести разбавителя в трубопроводе, из первого измерительного блока (130) по первой линии связи и сравнивает эти значения со стандартами и инструкциями, принимаемыми по второй линии связи из информационной базы данных (ИБД 120). Кроме того, блок обработки информации принимает данные о плотности разбавителя в трубопроводе и скорости потока разбавителя в трубопроводе из второго измерительного блока (150) по третьей линии связи и сравнивает эти значения со стандартами и инструкциями из информационной базы данных. Затем на основании запрограммированного алгоритма блок обработки информации посылает инструкции по четвертой линии связи по нагнетанию бутана из общего источника (140) бутана с оптимизированной управляемой скоростью посредством насоса (160) с регулируемым расходом в трубопровод (170) разбавителя, где он смешивается с разбавителем в зоне (180) смешивания и смешанная форма транспортируется в направлении потока (190) флюида для трубопровода. В данном случае комбинация общего источника бутана и насоса с регулируемым расходом используется в качестве установки для нагнетания бутана с переменной скоростью. По желанию зона смешивания включает в себя постоянные нитки резьбы на внутренней стороне трубопровода или подвижные лопатки для улучшения процесса нагнетания вблизи нагнетаемого бутана. По желанию один или несколько участков измерительных блоков продолжаются во внутреннее пространство трубопровода для сбора данных относительно характеристик флюида и протекания его.

На фиг. 2 показан другой вариант осуществления изобретения. Поток (210) разбавителя отбирается в несколько аналитических блоков до (231, 232 и 233) и после (234, 235 и 236) прохождения через зону (250) смешивания, где он нагнетается вместе с бутаном из потока (240) бутана. Смешанный поток (260) разбавителя/бутана объединяется с нефтью из потока (220) нефти в установке (270) для смешивания разбавителя/нефти с получением конечного потока с нефтяной смесью (280). Изобретение не ограничено количеством аналитических блоков или размещением конкретного аналитического блока выше по потоку или ниже по потоку от зоны смешивания разбавителя. В некоторых из соответствующих аналитических блоков вместо содержания углеводорода низкой плотности, летучести и плотности может определяться параметр, такой как расход, содержание серы, содержание металлов, содержание азота, атомное содержание кислородсодержащих веществ, содержание воздуха, содержание других элементов, содержание ароматических колец, вязкость, удельная теплоемкость, сжимаемость, или другие параметры.

На фиг. 3 показан дальнейший вариант осуществления изобретения. В данном случае измеренное значение каждого из трех параметров разбавителя сравнивают с его соответствующим максимально допустимым значением. Затем в каждом случае идентифицируют количество бутана, которое необходимо добавить, чтобы достичь максимально допустимого значения для соответствующего параметра. Максимальные значения обычно больше, чем (или не меньше, чем) измеренное значение каждого параметра. Поэтому при добавлении бутана допустимую величину определяют независимо и отдельно как функцию содержания (310) углеводорода низкой плотности, как функцию летучести (320) и как функцию плотности (330). С помощью компаратора и функции решения определяют (340), какая из трех величин наименьшая, и выбирают ее как основу для определения максимальной величины расхода, при котором бутан можно добавлять в этот момент времени. По желанию фактическая выбранная величина для добавления может быть несколько меньшей, чтобы гарантировался допустимый предел достоверности для соответствия требованиям. Или фактическая выбранная величина для добавления может быть несколько большей для компенсации временных задержек при регулировании нагнетания бутана в небольших количествах, поскольку эффекты перемешивания будут действовать в направлении сглаживания максимумов и минимумов нагнетания в динамике во времени. Расход разбавителя определяют (350), чтобы найти количество разбавителя, которое используется каждую секунду, минуту, час, день или в течение другого временного шага. Затем скорость нагнетания разбавителя регулируют так, чтобы величина, выбранная на этапе 340, соответствовала расходу разбавителя, определенному на этапе 350. Максимально допустимое предельное значение можно принять как функцию только отличительного признака разбавителя или в качестве варианта как функцию разбавителя и температуры его, или согласно другому варианту осуществления как функцию не только разбавителя и температуры его, но также как функцию отдельного потока нефти и температуры ее.

Последовательностью, показанной на фиг. 3, представлены блочные действия, для выполнения которых и после выполнения которых осуществляется передача информация. Такие передачи информации для каждого этапа могут осуществляться по неавтоматизированным, речевым, электронным линиям передачи, по радио, с использованием некоторого другого вида связи или варианта, или сочетания их.

На фиг. 4 показана структурная схема архитектуры и компонентов системы анализа и нагнетания бутана, разбавителя и по желанию дополнительной добавки согласно примеру варианта осуществления. Источник (400) бутана содержит бутановый резервуар (405), впускную линию (410) бутана, линию (415)

- 11 029383

откачки и выпускную линию (420). Бутановый резервуар (405) заполняют бутаном через впускную линию (410). Кроме того, источник (400) бутана может содержать один или несколько предохранительных клапанов (425) давления (ПКД), индикатор (430) уровня (ИУ), измеритель (432) температуры (ИТ) и измеритель (434) давления (ИД). Источник (400) бутана может также содержать перепускную линию (440), находящуюся в сообщении по флюиду с бутановым резервуаром (405) и выпускной линией (420). Перепускную линию (440) можно использовать для поддержания постоянного давления в выпускной линии (420).

Бутан подается к нагнетательной станции (426) по выпускной линии (420). По желанию множество нагнетательных станций (426) могут работать параллельно и располагаться в нагнетательном модуле.

Разбавитель подается из источника (450) разбавителя, который может быть магистральным трубопроводом с потоком разбавителя или может быть резервуаром, устьем скважины или другим источником. Разбавитель подается из источника (450) по одной или нескольким линиям (452) разбавителя. Чтобы определять количество бутана для добавления, пробы разбавителя отбирают из выпускной линии (460) выше по потоку и/или выпускной линии (470) ниже по потоку, при этом термины "выше по потоку" и "ниже по потоку" означают отношение к точке добавления бутана в соответствующую линию (452) разбавителя посредством нагнетательной станции (426).

Что касается выпускной линии (460) выше по потоку, то разбавитель направляется к станции (462) отбора проб, обычно при помощи одного или нескольких насосов (464), и затем передается к станции (476) кондиционирования проб. Выпускная линия (470) ниже по потоку является аналогичной: по ней разбавитель направляется к станции (472) отбора проб, обычно при помощи одного или нескольких насосов (474), и затем передается к станции (476) кондиционирования проб. Станция (476) кондиционирования проб может быть одной и той же для проб, взятых выше по потоку и ниже по потоку, например, она может принимать пробы попеременно из источников выше по потоку и ниже по потоку. Или же станция отбора проб выше по потоку и ниже по потоку может иметь другую станцию кондиционирования, а не станцию кондиционирования ниже по потоку. На фиг. 4 показан иллюстративный вариант осуществления, согласно которому используется только одна станция (476) кондиционирования, но изобретение не ограничено таким образом.

По желанию разбавитель из станции (476) кондиционирования проб можно объединять с еще одной добавкой. Такая добавка может подаваться из источника (480) добавки, проходить по линии (482) добавки и затем объединяться с кондиционированной пробой в нагнетательном модуле (483), проходить через смеситель (485), такой как статический смеситель. Кондиционированная проба, в некоторых случаях смешанная с еще одной добавкой, затем втекает в анализатор (486). Анализатор может включать в себя один или несколько приборов и проводит анализ на содержание углеводорода низкой плотности, летучесть, плотность, содержание серы, содержание металлов, удельную теплоемкость и выполняет анализы других видов. По желанию множество анализаторов используют последовательно или параллельно, при этом каждый соответствующий анализатор выполняет анализ отличающегося вида.

В конкретном варианте осуществления, показанном на фиг. 4, после того как анализатор (486) закончил измерения конкретной пробы, по желанию проба может поступать на станцию (487) сохранения пробы, где она может находиться в течение некоторого периода времени в резервуаре (488) для сохранения пробы до тех пор, пока не выкачивается насосом (489) для прокачки проб в одну или несколько линий (452) разбавителя по линии (490) возврата. Имеются многочисленные возможные варианты обработки после анализа и возврата пробы в разбавитель и изобретение не ограничено любым из них.

На всем протяжении этого изобретения делались обращения к различным публикациям. Раскрытия этих публикаций включены в изобретение путем ссылки для более полного описания состояния уровня техники в соответствующей области, к которой относится это изобретение. Специалистам в соответствующей области техники следует понимать, что различные модификации и варианты могут быть сделаны в настоящем изобретении без отступления от объема и сущности изобретения. Другие варианты осуществления должны быть очевидными для специалистов в соответствующей области техники из описания и применения на практике изобретения, раскрытого в этом патенте. Предполагается, что описание и примеры будут рассматриваться только как иллюстративные, при этом истинные объем и сущность изобретения отражаются нижеследующей формулой изобретения.

Claims (36)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ управляемого получения и распределения обогащенных углеводородом низкой плотности разбавителей так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы, выбираемые из содержания углеводорода низкой плотности, летучести, плотности и сочетаний из них, содержащий этапы, на которых:

   a) создают поток разбавителя, имеющий расход, давление в трубопроводе, содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность;

   b) размещают установку для нагнетания с переменной скоростью углеводорода низкой плотности, соединенную по текучей среде с потоком разбавителя;

   c) получают значения одного или нескольких параметров потока разбавителя, выбираемых из со- 12 029383

   держания углеводорода низкой плотности, летучести, плотности и сочетаний из них;

   б) вычисляют целевую скорость нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя на

   основании одного или нескольких значений параметров из этапа (с) так, чтобы не нарушались упомянутые выше заранее заданные пределы;

   е) нагнетают углеводород низкой плотности из установки для нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя при более высоком давлении, чем давление потока разбавителя, и фактической скорости нагнетания, меньшей или равной целевой скорости, вычисленной на этапе (б); и

   ί) периодически повторяют этапы (с) и (б) и регулируют скорость нагнетания на этапе (е) на основании самого последнего вычисления из этапа (б),

   в котором плотность потока разбавителя в градусах Американского нефтяного института после указанного этапа (е) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 46 до 86.
2. 2. Способ по п.1, в котором заранее заданные пределы включают в себя содержание углеводорода низкой плотности и летучесть, а значения параметров, получаемые на этапе (с), включают в себя содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность.
3. 3. Способ по п.1, в котором заранее заданные пределы включают в себя плотность, а значения параметров, получаемые на этапе (с), включают в себя плотность.
4. 4. Способ по п.1, в котором заранее заданные пределы включают в себя содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность, а значения параметров, получаемые на этапе (с), включают в себя содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность.
5. 5. Способ по п.1, в котором расход разбавителя изменяют с течением времени, при этом этап (б) выполняют на основании расхода, получаемого на этапе (с).
6. 6. Способ по п.1, в котором:

   ί) установка для нагнетания с переменной скоростью углеводорода низкой плотности содержит источник углеводорода низкой плотности при более высоком давлении углеводорода низкой плотности, чем давление потока разбавителя, двухпозиционный клапан и регулирующий клапан между источником углеводорода низкой плотности и потоком разбавителя; и

   ϊϊ) на этапе (ί) регулирования скорости осуществляют модуляцию размера отверстия в регулирующем клапане.
7. 7. Способ по п.1, в котором:

   ί) содержание углеводорода низкой плотности и летучесть получают на этапе (с) выше по потоку от установки для нагнетания; и

   ϊϊ) плотность получают на этапе (с) ниже по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности.
8. 8. Способ по п.1, в котором на этапе (с):

   ί) получают летучесть путем измерения летучести потока разбавителя;

   ϊϊ) определяют содержание углеводорода низкой плотности, измеряя содержание углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя; и

   ш) получают плотность, принимая измерение плотности с внешнего источника.
9. 9. Способ по п.1, в котором на этапе (с):

   ί) получают летучесть путем измерения летучести потока разбавителя с использованием манометра; и

   ϊϊ) определяют содержание углеводорода низкой плотности, измеряя содержание углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя при использовании жидкостной хроматографии.
10. 10. Способ по п.1, в котором дополнительно вычисляют результирующее содержание углеводорода низкой плотности и результирующую летучесть потока разбавителя ниже по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности на основании целевой или фактической скорости нагнетания углеводорода низкой плотности на этапе (е) п.1, расхода разбавителя, летучести и содержания углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя выше по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности.
11. 11. Способ по п.1, в котором дополнительно:

    a) создают информационную базу данных, в которой сохраняют заранее заданные пределы;

    b) размещают один или нескольких блоков обработки информации, логически запрограммированных для:

    ί) приема значений параметров для летучести, содержания углеводорода низкой плотности и плотности потока разбавителя;

    и) вычисления целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности на основании расхода, летучести, содержания углеводорода низкой плотности и плотности потока разбавителя и заранее заданных пределов, сохраняемых в информационной базе данных; и

    ίίί) регулирования фактической скорости нагнетания углеводорода низкой плотности до соответствия целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности.
12. 12. Способ по п.1, в котором значения параметров для содержания углеводорода низкой плотности и летучести получают на этапе (с) п. 1 выше по потоку от установки для нагнетания, при этом способ до- 13 029383

    полнительно содержит:

    a) получение или вычисление результирующего содержания углеводорода низкой плотности и результирующей летучести потока разбавителя ниже по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности;

    b) связывание в информационной базе данных результирующего содержания углеводорода низкой плотности и результирующей летучести с временной точкой для получения связанных временных данных;

    c) запись связанных временных данных в информационную базу данных; ά) периодическое повторение этапов (а), (Ъ) и (с) из этого пункта.
13. 13. Способ по п.12, в котором временная точка принимается в информационной базе данных с внешнего источника.
14. 14. Способ по п.1, в котором дополнительно размещают трубопровод, содержащий две или большее количество последовательных партий различных нефтяных продуктов, при этом по меньшей мере одна из партий содержит поток разбавителя.
15. 15. Способ по п.14, в котором поток разбавителя связывают с кодом партии потока, при этом способ дополнительно содержит:

    a) создание информационной базы данных, в которой сохраняют код партии потока;

    b) расположение одного или нескольких блоков обработки информации, логически запрограммированных для:

    ί) прекращения или разрешения нагнетания углеводорода низкой плотности посредством установки для нагнетания;

    ίί) получения и сравнения кода партии потока и кода партии разбавителя; и

    ίίί) когда коды партии потока и партии разбавителя согласуются, разрешения нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя.
16. 16. Способ по п.1, в котором:

    ί) способ выполняют на оборудовании для хранения и распределения разбавителя;

    ίί) оборудование содержит общий источник разбавителя, который находится выше по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности и в сообщении по текучей среде с ней и ниже по потоку от одного или нескольких входящих потоков разбавителя и в сообщении по текучей среде с ними; и

    ш) измеряют один или несколько атрибутов входящих потоков разбавителя, при этом атрибут выбирают из летучести, плотности и содержания углеводорода низкой плотности.
17. 17. Способ по п.1 управляемого получения и распределения обогащенных углеводородом низкой плотности разбавителей так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы содержания углеводорода низкой плотности и летучести, в котором осуществляют:

    a) получение заранее заданных пределов для допустимого содержания углеводорода низкой плотности и допустимой летучести;

    b) измерение содержания углеводорода низкой плотности и летучести потока разбавителя выше по потоку от установки для нагнетания;

    c) вычисление целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя так, чтобы не нарушались упомянутые выше заранее заданные пределы;

    ά) нагнетание углеводорода низкой плотности в поток разбавителя из установки для нагнетания углеводорода низкой плотности при более высоком давлении, чем давление потока разбавителя, и фактической скорости нагнетания, меньшей или равной целевой скорости, вычисленной на этапе (с);

    е) периодическое повторение этапов (Ъ) и (с) и регулирование скорости нагнетания на этапе (ά) на основании самого последнего вычисления из этапа (с);

    ί) измерение ниже по потоку от установки для нагнетания плотности потока разбавителя; и

    д) запись плотности из этапа (ί) в информационную базу данных.
18. 18. Способ управляемого получения и распределения обогащенного углеводородом низкой плотности потока разбавителя так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности, летучести и плотности, содержащий этапы, на которых:

    a) создают поток разбавителя, имеющий расход, давление, содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность;

    b) размещают установку для нагнетания с переменной скоростью углеводорода низкой плотности, соединенную по текучей среде с потоком разбавителя;

    c) получают соответствующие значения параметров для содержания углеводорода низкой плотности и летучести выше по потоку от установки для нагнетания;

    ά) получают соответствующие значения параметров для плотности и расхода потока разбавителя ниже по потоку от установки для нагнетания;

    е) вычисляют целевую скорость нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя на основании значений параметров для расхода, содержания углеводорода низкой плотности, летучести и плотности из этапов (с) и (ά) так, чтобы не нарушались упомянутые выше заранее заданные пределы для

    - 14 029383

    содержания углеводорода низкой плотности, летучести и плотности;

    ί) нагнетают в поток разбавителя углеводород низкой плотности из установки для нагнетания углеводорода низкой плотности при более высоком давлении, чем давление потока разбавителя, и фактической скорости нагнетания, меньшей или равной целевой скорости, вычисленной на этапе (е); и

    д) периодически повторяют этапы (с), (б) и (е) и регулируют скорость нагнетания на этапе (ί) на основании самого последнего вычисления из этапа (е),

    в котором плотность потока разбавителя в градусах Американского нефтяного института после указанного этапа (ί) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 46 до 86.
19. 19. Способ по п.18, в котором дополнительно:

    a) получают или вычисляют результирующее содержание углеводорода низкой плотности и результирующую летучесть потока разбавителя ниже по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности;

    b) осуществляют связывание в информационной базе данных плотности, результирующего содержания углеводорода низкой плотности и результирующей летучести с временной точкой для получения связанных временных данных;

    е) осуществляют запись связанных временных данных в информационную базу данных; и б) осуществляют периодическое повторение этапов (а) и (Ь).
20. 20. Способ по п.18, в котором:

    ί) способ выполняют на оборудовании для хранения и распределения разбавителя;

    ϊϊ) оборудование содержит общий источник разбавителя, который находится выше по потоку и в

    сообщении по текучей среде с установкой для нагнетания углеводорода низкой плотности и ниже по потоку и в сообщении по текучей среде с одним или несколькими входящими потоками разбавителя; и

    ίίί) измеряют один или несколько атрибутов входящих потоков разбавителя, выбираемых из летучести, плотности и содержания углеводорода низкой плотности.
21. 21. Способ управляемого получения и распределения обогащенного углеводородом низкой плотности потока разбавителя так, чтобы не нарушались заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности, содержащий этапы, на которых:

    a) создают поток разбавителя, имеющий расход, давление, содержание углеводорода низкой плотности, летучесть и плотность;

    b) размещают установку для нагнетания с переменной скоростью углеводорода низкой плотности, соединенную по текучей среде с потоком разбавителя;

    c) размещают установку для смешивания нефти/разбавителя, соединенную по текучей среде с установкой для нагнетания углеводорода низкой плотности и потоком разбавителя;

    б) получают соответствующие значения параметров для содержания углеводорода низкой плотности и расхода выше по потоку от потока разбавителя;

    е) вычисляют целевую скорость нагнетания углеводорода низкой плотности в поток разбавителя на основании расхода и содержания углеводорода низкой плотности, полученных на этапе (б), так, чтобы не нарушались упомянутые выше заранее заданные пределы для содержания углеводорода низкой плотности;

    ί) нагнетают углеводород низкой плотности в поток разбавителя из установки для нагнетания углеводорода низкой плотности при фактической скорости нагнетания, меньшей или равной целевой скорости, вычисленной на этапе (е); и

    д) периодически повторяют этапы (б) и (е) и регулируют скорость нагнетания на этапе (ί) на основании самого последнего вычисления из этапа (е),

    в котором плотность потока разбавителя в градусах Американского нефтяного института после указанного этапа (ί) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 46 до 86.
22. 22. Способ по п.21, в котором:

    ί) содержание углеводорода низкой плотности получают на этапе (б) выше по потоку от установки для нагнетания; и

    ϊϊ) расход получают на этапе (б) ниже по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности.
23. 23. Способ по п.21, в котором на этапе (б):

    ί) значение параметра для содержания углеводорода низкой плотности получают, измеряя содержание углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя; и

    ϊϊ) значение параметра для расхода получают, принимая измерение расхода с внешнего источника.
24. 24. Способ по п.21, в котором на этапе (б) значение параметра для содержания углеводорода низкой плотности получают, измеряя содержание углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя при использовании жидкостной хроматографии.
25. 25. Способ по п.21, в котором дополнительно:

    a) создают информационную базу данных, в которой сохраняют заранее заданный предел;

    b) размещают один или несколько блоков обработки информации, логически запрограммированных

    для:

    - 15 029383

    ί) приема значений параметров для расхода и содержания углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя;

    ίί) вычисления целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности на основании содержания углеводорода низкой плотности, расхода и заранее заданного предела, сохраняемого в одной или нескольких информационных базах данных; и

    ш) регулирования фактической скорости нагнетания углеводорода низкой плотности до соответствия целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности.
26. 26. Способ по п.21, в котором значение параметра для содержания углеводорода низкой плотности получают на этапе (с) п.21 выше по потоку от установки для нагнетания, при этом в способе дополнительно осуществляют:

    a) получение значения параметра для вычисления или вычисление результирующего содержания углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя ниже по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности;

    b) связывание в информационной базе данных результирующего содержания углеводорода низкой плотности с временной точкой для получения связанных временных данных;

    c) запись связанных временных данных в информационную базу данных; и

    ά) повторение этапов (а), (Ь) и (с) из этого пункта всякий раз, когда скорость нагнетания регулируют на этапе (д) п.21.
27. 27. Способ по п.26, в котором второе содержание углеводорода низкой плотности и вторую летучесть вычисляют на основании целевой скорости нагнетания углеводорода низкой плотности, вычисленной на этапе (д) п.21, или фактической скорости нагнетания углеводорода низкой плотности из этапа (ί) п. 21, расхода разбавителя и содержания углеводорода низкой плотности в потоке разбавителя выше по потоку от установки для нагнетания углеводорода низкой плотности.
28. 28. Способ по п.26, в котором временную точку принимают в информационной базе данных с внешнего источника.
29. 29. Способ по п.21, в котором:

    ί) способ выполняют на оборудовании для хранения и распределения разбавителя;

    ίί) оборудование содержит общий источник разбавителя, который находится выше по потоку и в

    сообщении по текучей среде с установкой для нагнетания углеводорода низкой плотности и ниже по потоку и в сообщении по текучей среде с одним или несколькими входящими потоками разбавителя; и

    ίίί) измеряют один или несколько атрибутов входящих потоков разбавителя, выбираемых из летучести, плотности и содержания углеводорода низкой плотности.
30. 30. Способ снижения вязкости сырой нефти, в котором смешивают сырую нефть с обогащенным углеводородом низкой плотности разбавителем в соответствии со способом по пп.1, 18 или 21.
31. 31. Способ по п.1, в котором содержание углеводорода низкой плотности потока разбавителя после указанного этапа (е) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 5 до 7%.
32. 32. Способ по п.18, в котором содержание углеводорода низкой плотности потока разбавителя после указанного этапа (ί) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 5 до 7%.
33. 33. Способ по п.21, в котором содержание углеводорода низкой плотности потока разбавителя после указанного этапа (ί) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 5 до 7%.
34. 34. Способ по п.1, в котором углеводород низкой плотности представляет собой бутан, причем содержание бутана потока разбавителя после указанного этапа (е) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 5 до 7%.
35. 35. Способ по п.18, в котором углеводород низкой плотности представляет собой бутан, причем содержание бутана потока разбавителя после указанного этапа (ί) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 5 до 7%.
36. 36. Способ по п.21, в котором углеводород низкой плотности представляет собой бутан, причем содержание бутана потока разбавителя после указанного этапа (ί) нагнетания углеводорода низкой плотности составляет от 5 до 7%.

    - 16 029383

    Пояснительный чертеж иллюстративного варианта осуществления, показывающий зависимости между регулированием, сохранением данных, измерительными приборами, инфраструктурой добавления бутана и трубопроводом разбавителя

    Трубопровод

    170

    ПЧасос с переменной скоростью нагнетания

    Измерения плотности и расхода 150

    Установка

    для

    нагнетания бутана с переменной скоростью 160

    Общий

    источник

    бутана

    140

    Зона

    смешивания

    180

    Измерения

    содержания

    УНПи

    измерения

    летучести

    120