RU2118449C1 - Способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов - Google Patents

Способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов Download PDF

Info

Publication number
RU2118449C1
RU2118449C1 RU94016355A RU94016355A RU2118449C1 RU 2118449 C1 RU2118449 C1 RU 2118449C1 RU 94016355 A RU94016355 A RU 94016355A RU 94016355 A RU94016355 A RU 94016355A RU 2118449 C1 RU2118449 C1 RU 2118449C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
content
aqueous
dispersant
Prior art date
Application number
RU94016355A
Other languages
English (en)
Other versions
RU94016355A (ru
Inventor
Ди Лулло Альберто Альберто
Маркотуллио Армандо
Боргарелло Энрико
Original Assignee
Эниричерке С.п.А
Аджип С.п.А.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from ITMI921643A external-priority patent/IT1255214B/it
Priority claimed from ITMI921712A external-priority patent/IT1255340B/it
Application filed by Эниричерке С.п.А, Аджип С.п.А. filed Critical Эниричерке С.п.А
Publication of RU94016355A publication Critical patent/RU94016355A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2118449C1 publication Critical patent/RU2118449C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/32—Liquid carbonaceous fuels consisting of coal-oil suspensions or aqueous emulsions or oil emulsions
    • C10L1/328—Oil emulsions containing water or any other hydrophilic phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • F17D1/17—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by mixing with another liquid, i.e. diluting
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/935—Enhanced oil recovery
    • Y10S507/936—Flooding the formation
    • Y10S507/937—Flooding the formation with emulsion
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00—Fluid handling
    • Y10T137/0318—Processes
    • Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)

Abstract

Способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов включает получение водных дисперсий высоковязких нефтепродуктов путем приведения их в контакт с водным раствором диспергатора, извлечение и перемещение указанных нефтепродуктов в виде водных дисперсий. При осуществлении этого способа получают водную дисперсию высоковязких нефтепродуктов с содержанием воды по меньшей мере 15 вес.%, а в качестве водного раствора диспергатора используют водный раствор сульфонированного диспергатора, выбранного из одного или более органических сульфонатов щелочного металла или солей аммония органических сульфоновых кислот, имеющего относительно соли натрия указанных сульфонатов, содержание серы по меньшей мере 10 вес.%. Растворимость в воде при 20oC по меньшей мере 15 вес.% и уменьшение водного поверхностного натяжения при содержании 1 вес.% не более 10 вес.%. Это повышает эффективность добычи, транспортирования высоковязких нефтепродуктов. 8 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к области добычи нефти, а более точно к способу добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов через пробуренные скважины или трубопроводы.
Текучесть через трубопроводы высоковязких нефтепродуктов или остатков, в частности нефтепродуктов с плотностью в градусах Американского института ниже 15, является плохой вследствие их высокой вязкости и, следовательно, высокого сопротивления.
Способ увеличения текучести и добычи таких высоковязких продуктов заключается во введении в эти продукты более легких фракций сырой нефти или углеводородов. Такое смешивание уменьшает вязкость системы и, следовательно, увеличивает ее текучесть, но это связано с увеличением инвестиций и, следовательно, является довольно дорогим. Кроме того, не всегда легкие фракции или фракции сырой нефти являются доступными.
Другой способ увеличения текучести высоковязких продуктов внутри трубопроводов заключается в установке нагревательных средств с частыми интервалами вдоль трубопровода, нагретая сырая нефть или нефтепродукт имеет низкую вязкость и, следовательно, ее легче транспортировать. Эти нагревательные средства могут функционировать с использованием части транспортируемого продукта в качестве топлива. Такая технология может привести к потере 15-20% транспортируемого продукта.
Еще один способ транспортирования высоковязких нефтепродуктов или остатков по трубопроводам заключается в подаче их насосом через трубы в виде более или менее текучих водных эмульсий. Указанные водные эмульсии высоковязких нефтепродуктов являются определенно более текучими, чем предназначенные для транспортирования высоковязкие нефтепродукты.
Эти эмульсии, полученные путем введения при перемешивании воды и эмульгатора в высоковязкие нефтепродукты, предназначенные для транспортирования, затем подают насосом в трубопровод. Эмульгатор должен создавать стабильную и текучую водную эмульсию высоковязких нефтепродуктов с высоким содержанием нефтепродуктов.
Чтобы этот способ был выгоден, необходимо, чтобы эмульгатор был дешев и способен образовывать эмульсии, которые являются стабильными в течение периода подачи насосом.
Эмульгаторы, используемые ранее, не полностью отвечают указанным выше требованиям.
Известны эмульсии, в которых содержание нефтепродуктов составляет только 50%. Это означает, что только половина объема трубопровода доступна для транспортирования этих нефтепродуктов.
Известен эмульгатор, состоящий из комплекса смесей неионогенных алкоксилированных поверхностно-активных веществ с карбоксилированной этоксилированной-пропоксилированной фракцией. Неионогенное поверхностно-активное вещество, содержащееся в указанной выше смеси, очевидно, чувствительно к температуре и может стать нерастворимым в воде в определенных температурных условиях. Кроме того, вышеуказанные поверхностно-активные вещества очень дороги и приводят к увеличению стоимости производства.
В качестве эмульгатора используют также смесь карбоксилированных этоксилатов и сульфатных этоксилатов, которые являются дефицитом и довольно дороги.
Из патента США N4966235, кл. E 21 B 43/22, 1990 год известен способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов, включающий получение водных дисперсий высоковязких нефтепродуктов путем приведения их в контакт с водным раствором диспергатора, извлечение и перемещение указанных нефтепродуктов в воде с использованием эмульгирующих соединений, состоящих из этоксилированных алкилфенолов.
Однако этот способ также обладает вышеописанными недостатками, связанными с применением эмульсий.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности способа добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов.
Этот технический результат достигается тем, что в способе добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов, включающем получение водных дисперсий высоковязких нефтепродуктов путем приведения их в контакт с водным раствором диспергатора, извлечение и перемещение указанных нефтепродуктов в виде водных дисперсий, согласно изобретению получают водную дисперсию высоковязких нефтепродуктов с содержанием воды по меньшей мере 15 вес.%, а в качестве водного раствора диспергатора используют водный раствор сульфонированного диспергатора, выбранного из одного или более органических сульфонатов щелочного металла или солей аммония органических сульфоновых кислот, имеющего относительно соли натрия указанных сульфонатов содержание серы по меньшей мере 10 вес.%, растворимость в воде при температуре 20oC по меньшей мере 15 вес.% и уменьшение водного поверхностного натяжения при содержании 1 вес.% не более 10 вес.%.
Предпочтительно, чтобы сульфонированный диспергатор имел содержание серы в диапазоне от 11 до 18 вес.%, растворимость в воде при температуре 20oC в диапазоне от 20 до 60 вес.% и уменьшение водного поверхностного натяжения при содержании 1 вес.% не более 8 вес.%.
Под "высоковязкими" нефтепродуктами или нефтепродуктами "высокой вязкости" имеют в виду очень высоковязкие фракции сырой нефти, которые не могут быть добыты из скважин с помощью обычных технологий, или нефтяные осадки из любого источника, например атмосферные осадки или вакуумные осадки. В любом случае указанные выше высоковязкие нефтепродукты будут иметь плотность в градусах Американского института ниже 15 и вязкость при температуре 30oC выше 40000 МПа•с.
Перечисленные выше свойства (т.е. растворимость в воде, очень небольшое уменьшение поверхностного натяжения воды, содержание серы) определенно отличают сульфонированные диспергаторы от обычных сульфонированных поверхностно-активных веществ. Последние обладают полностью отличающимися свойствами, т. е. плохой растворимостью в воде, значительным уменьшением поверхностного натяжения воды и содержание серы которых часто ниже 10%. В особенности первые два упомянутых свойства представляют основную важность, чтобы отличить диспергатор от поверхностно-активного вещества.
Типичными примерами сульфонированных диспергаторов, отвечающих указанным выше требованиям, являются продукты, происходящие из конденсации (алкил)нафталинсульфоновой кислоты и формальдегида, сульфонированных полистиролов, лигносульфонатов, продуктов окислительного сульфонирования, полученных с помощью обработки специальных ароматических фракций серным триоксидом.
Как правило, органические сульфонаты, обладающие свойствами диспергатора, являются веществами с молекулярным весом, превышающим 1000. Вследствие их очень высокой растворимости в воде и присутствия неорганических, как правило, сульфатных солей, при точном определении их молекулярного веса сталкиваются с серьезными трудностями.
Однако указанные выше сульфонированные диспергаторы по своему существу имеют высокий молекулярный вес (например, лигносульфонаты) или получены с помощью способов, ведущих к увеличению молекулярного веса. Например, хорошо известны такие промышленные диспергаторы, которые получают из конденсации (алкил)нафталин сульфоновой кислоты с формальдегидом.
Выражение "(алкил)нафталинсульфоновая кислота" либо нафталинсульфоновая кислота, либо алкилнафталинсульфоновая кислота, либо их смеси означает, в каком виде от одного до трех атомов водорода в части нафталина заменяются подобным числом C1-C4 алкильных радикалов.
Указанный выше конденсат формальдегид-нафталинсульфоновой кислоты является доступным, кроме того, доступны различные виды, которые отличаются по молекулярному весу или практически их различным отношением нафталинсульфоновой кислоты к формальдегиду, с которым они получены.
Соли конденсатов (алкил)нафталинсульфоновой кислоты с формальдегидом получают взаимодействием серной кислоты с кислотным (алкил)нафталином и, в результате, образованием конденсата (алкил)нафталинсульфоновой кислоты с формальдегидом.
Отношение формальдегида к (алкил)нафталинсульфоновой кислоте является критичным, поскольку малая величина этого отношения вызывает неадекватную степень получаемой полимеризации, а слишком большая величина указанного отношения вызывает структурирование конденсата, причем продукт в результате становится нерастворимым как в воде, так и в нефти.
Получение типичного конденсата (алил)нафталинсульфоновой кислоты с формальдегидом описано в "Энциклопедии химической промышленности" Ульманна (пятое издание, том А8, страница 587).
Очевидно, что продукты, производимые от смесей нафталина и алкилнафталинов или из фракций нафталина, имеющих уровень чистоты менее 100% и, в любом случае, не менее 85%, будут действовать столь же эффективно.
Сульфонированные диспергаторы, обладающие указанными выше свойствами, также получают с помощью способа "окислительного сульфонирования" особых фракций, предпочтительно ароматического характера. Используемое здесь выражение "окислительное сульфонирование" относится к способу, в котором с помощью обработки указанных выше фракций в SO3 получают не только сульфонирование, но и увеличение молекулярного веса.
Указанный выше способ состоит из следующих этапов:
приведение триоксида серы, находящегося в жидком или газообразном состоянии, в контакт с раствором топочного мазута из парофазного крекинга в диоксиде серы с весовым соотношением SO3 к указанному топочному мазуту в диапазоне от 0,7:1 до 1,7:1 и с весовым соотношением SO2:SO3 в диапазоне от 0,5: 1 до 10:1 при температуре от 0 до 120oC до тех пор, пока не произойдет полное или, по существу, полное преобразование SO3;
удаление с помощью испарения диоксида серы из сульфонированного топочного мазута;
нейтрализация сульфонированного топочного мазута водным раствором гидроокиси щелочного металла или аммония;
извлечение нейтрализованного сульфонированного диспергатора.
Используемый здесь термин "топочный мазут из парофазного крекинга" относится к высококипящему жидкому остатку, происходящему из крекинга и/или газойля, используемого для получения легких олефинов, в особенности этилена. Этот топочный мазут не нашел какого-либо важного промышленного применения, и его цена в настоящее время вычисляется, исходя из его калорийности.
Большинство полиэтиленов в мире получают крекингом газойля и/или нафты в присутствии пара (см. "Энциклопедию химической промышленности" Ульманна, т. А10, с. 47).
Сопродуктами реакции частично являются такие газы, как водород, метан, ацетилен, пропан и т.д.; жидкие фракции с температурой кипения в диапазоне от 28 до 205oC; и наконец, остаток с высокой температурой кипения, так называемый "топочный мазут из парофазного крекинга".
Топочный мазут образуется с разным выходом в зависимости от рабочих условий установки крекинга, прежде всего, в зависимости от вида исходного материала. Его выход, как правило, составляет 15-20 вес.%, когда в установку крекинга подают газойль, и 2-5 вес.% - когда подают нафту. В зависимости от указанных параметров химический состав полученного топочного мазута также может претерпеть небольшие изменения. В любом случае такой продукт содержит минимум 70 вес.% ароматических соединений, как правило, в диапазоне от 80 до 90 вес.%, как определено с помощью колоночной хроматографии в соответствии с АSTM D 2549, причем остальное составляет насыщенная и полярная разновидность.
Ароматическая часть указанного топочного мазута состоит по меньшей мере на 75% из ароматической или алкилароматической фракции с двумя или более конденсированными ядрами.
По меньшей мере 50 вес.% топочного мазута кипит при температуре ниже 340oC ("340oC-"), как правило содержание углерода в топочном превышает 80 вес.%, а его плотность при температуре 15oC составляет 0,970 кг/дм3.
Указанный топочный мазут растворяют в диоксиде серы, и полученный раствор приводят в контакт с триоксидом серы в жидком или газообразном виде. Конкретно, реакцию проводят при температурах в диапазоне от 0 до 120oC при таких давлениях, чтобы сохранить реакционную смесь в жидкой фазе и, как правило, от 1,5 до 45 бар, с весовым отношением триоксида серы к топочному мазуту в диапазоне от 0,7:1 до 1,7:1 при одновременном перемешивании реакционной смеси.
В предпочтительном варианте выполнения температура реакции составляет от 20 до 100oC при весовом отношении триоксида серы к топочному мазуту в диапазоне от 0,8:1 до 1,6:1. Предпочтительно поддерживать содержание топочного мазута на уровне 20-50 вес.%, при этом триоксид серы постепенно вводят в реакционную смесь.
Для достижения полного или, по существу, полного превращения триоксида серы, как правило, требуется время реакции в диапазоне от 10 до 120 мин, и обычно оно составляет 70 мин.
В конце сульфонирования диоксид серы удаляют из реакционной смеси путем уменьшения давления и необязательно пропусканием потока инертного газа (например, азота) через реакционную смесь для удаления последних следов двуокиси серы. Во время удаления диоксида серы реакционную смесь предпочтительно поддерживать при температурах того же порядка величины, которую использовали в процессе этапа сульфонирования. Отделенный таким образом диоксид серы после предварительной конденсации может быть повторно использован на этапе сульфонирования или может быть направлен для другого использования, например, в установке производства серной кислоты. В любом случае диоксид серы обладает достаточно высокой чистотой и не требует предварительной очистки.
Сульфонированный топочный мазут из парофазного крекинга, полученный после отделения диоксида серы, используют для образования соли нейтрализацией водным раствором гидроокиси щелочного металла или аммония, предпочтительно водной гидроокисью натрия.
Полученный продукт имеет молекулярный вес, определенный с помощью просачивания геля в водную фазу двумя соединенными детекторами (показателя преломления и дифференциального вязкозиметра), который в зависимости от условий проведения эксперимента составляет от 10000 до 40000. Указанное выше увеличение молекулярного веса имеет место вследствие окисляющей (помимо сульфонирующей) способности SO3 в условиях реакции.
Водный раствор получают таким образом из сульфонированного диспергатора, который содержит (содержание сухого вещества) 75-85 вес.% сульфонированной органической фракции, в среднем от 0,35 до 0,70 моль сульфоновых фрагментов на каждые 100 г органического сульфоната, при этом остальное составляет сульфат или сульфит, помимо небольших количеств кристаллизационной воды.
Обратившись снова к способу в соответствии с настоящим изобретением отметим, что используемый здесь термин "дисперсия" применяют к многофазной системе, в которой одна фаза сплошная, а по меньшей мере другая фаза является мелкодисперсной.
Используемый здесь термин "диспергатор" означает продукт или смеси продуктов, способствующие образованию дисперсии или стабилизирующие дисперсию.
В дисперсии в соответствии с настоящим изобретением сплошной фазой является вода, а мелкодисперсной фазой являются частицы, вероятно, твердые и жидкие высоковязкого продукта.
Полученные водные дисперсии высоковязких нефтепродуктов являются стабилизированными с помощью преимущественно электростатического механизма диспергаторами, полученными описанным выше способом.
Весовое отношение нефтепродуктов к воде может изменяться в широком диапазоне, например, от 90 : 10 до 10 : 90. Безусловно, вследствие очевидных экономических причин предпочтительными являются нефтяные остатки с высоким содержанием углеводорода, которые, однако, могут привести к получению дисперсий, имеющих, однако, чрезмерно высокие величины вязкости.
Оптимальная композиция дисперсии, которая зависит от типа продукта, подлежащего транспортировке, будет содержать воду в пределах диапазона от 15 до 40 вес.% от всего веса дисперсии.
Количество диспергатора также зависит от типа вышеуказанного продукта. В любом случае уровень содержания диспергатора, который является необходимым для получения стабильной и текучей дисперсии, находится в диапазоне от 0,2 до 2,5 вес.%, предпочтительно от 0,4 до 1,5 вес.%, причем все указанные величины процентов основаны на количестве диспергатора относительно всего количества воды и нефтепродуктов.
Водная дисперсия высоковязкого нефтепродукта может быть получена следующим образом.
Прежде всего соль, предпочтительно соль натрия, сульфированного диспергатора растворяют в воде.
После этого в нефтепродукт для вызывания его течения вводят водный раствор диспергатора и путем перемешивания полученных фаз с помощью турбины или лопастной мешалки или центробежного насоса получают дисперсию.
В случае эксплуатации нефтяных скважин, содержащих высоковязкие нефтепродукты, течение которых не может быть вызвано с помощью обычных технологий, сырая нефть может быть добыта вышеописанным способом.
Конкретно, водный раствор диспергатора нагнетают в скважину таким образом, что он вступает в контактирование с нефтью на большей глубине, чем та, где находится откачивающий насос.
В этом случае механического воздействия, производимого с помощью насоса, будет достаточно для получения текучей дисперсии в устье скважины.
Хорошие реологические характеристики, необходимые для эффективного извлечения высоковязких нефтепродуктов в виде водной дисперсии, не зависят ни от гомогенности дисперсии, ни от размера (твердых или жидких) частиц, диспергированных в водной фазе.
Другими словами, способ в соответствии с настоящим изобретением не требует каких-либо специальных видов смешивания, не связан с особым размером диспергированных частиц. Течение и добыча высоковязких нефтепродуктов обеспечивается даже тогда, когда дисперсные высоковязкие нефтепродукты находятся в виде частиц макроскопического размера.
Дисперсии в соответствии с настоящим изобретением являются также очень стабильными при хранении в течение очень длительного времени (фактически, фазового разделения не наблюдалось даже после нескольких сотен часов хранения)
Таким образом, вышеуказанная дисперсия может при необходимости храниться внутри соответствующих резервуаров и затем в нужное время может быть транспортирована к трубопроводу или цистерне.
Кроме того, этот способ добычи и транспортировки высоковязких нефтепродуктов в виде водных дисперсий обладает также дополнительными преимуществами, связанными с низкой стоимостью продуктов, которые могут быть получены с помощью легкодоступных исходных материалов, используемых в качестве диспергаторов.
Наконец, так как эти очень хорошо растворимые в вводе диспергаторы в отличие от обычных поверхностно-активных веществ не вызывают значительного уменьшения поверхностного натяжения воды, в водные дисперсии нефтяных остатков не требуется введения противовспенивающих веществ.
Ниже приведены примеры, подробно поясняющие настоящее изобретение со ссылками на чертежи, на которых
фиг. 1 изображает упрощенную диаграмму скважины Gela 105;
фиг. 2 изображает схему размещенного на поверхности наземного оборудования для исследования добычи высоковязких нефтепродуктов;
фиг. 3 - блок-схема потоков нефти первого центра сырой нефти;
фиг. 4 - графики зависимости гидродинамического давления и производительности высоковязких нефтепродуктов от времени;
фиг. 5 - графики зависимости содержания воды и высоковязких нефтепродуктов от времени;
фиг. 6 - графики зависимости вязкости и содержания воды водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов от времени;
фиг. 7 - графики зависимости показателя продуктивности устья скважины от времени;
фиг. 8 - графики зависимости вязкостей высоковязких нефтепродуктов и водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов от температуры.
ПРИМЕРЫ
Для демонстрации дисперсионных свойств соединений в соответствии с настоящим изобретением проводились эксперименты на двух высоковязких нефтепродуктах из различных источников.
Первым таким нефтепродуктом является сырая нефть "Gela", обладающая следующими свойствами: плотность в градусах Американского института равна 9, вязкость в исходном состоянии - 120000 МПа•с и после разбавления 30 вес.% в газойле составляет 800 МПа•с при 30oC.
Вторым продуктом является остаток после разгонки при 370oC сырой нефти "Belaym" с плотностью в градусах Американского института, равной 13, и вязкостью - 80000 МПа•с при 30oC.
Дисперсии получали введением нефтепродукта, подогретого для разжижения до температуры, приблизительно равной 60oC, в водный раствор диспергатора и затем перемешивали полученную смесь турбинной мешалкой, имеющей приблизительно 10000 об/мин в течение от 10 до 50 с.
Полученные дисперсии оставляли при комнатной температуре (приблизительно 20 - 22oC). Время от времени дисперсии контролировали на разделение фаз и выполняли измерения реологических свойств.
Для выполнения этих измерений, результаты которых приведены в табл. 1, использовали реометр Хаака RV -12 специальной конфигурации (модель MV1 P, радиус диска 20,04 мм, радиус вращения 21,0 мм, высота диска 60 мм) с диском, имеющим насечки для уменьшения явления скольжения, типичного для материалов, имеющих предел текучести. Низ диска смещали назад таким образом, чтобы при введении указанного диска в дисперсию, удерживался воздушный пузырь, который способен вести краевые эффекты к минимальной величине. Все измерения выполняли при температуре 30oC, используя только образцы, способные смачивать металлические детали системы и у которых не наблюдалось фазового разделения.
Измерения напряжений выполняли путем увеличения скорости сдвига до постоянной величины 100 с-1 в пределах очень короткого времени (5 с) и наблюдения за изменениями напряжения в течение времени при постоянных условиях сдвига.
Как показано в табл. 1, в пределах короткого времени вязкость достигает постоянной величины.
Предел текучести, т.е. минимальное напряжение, которое необходимо, чтобы обеспечить начало течения массы разжиженной сырой нефти, вычисляли с помощью экстраполяций. Использованный способ основан на модели Кассона, который заключается в построении графика, показывающего зависимость квадратного корня напряжения в функции квадратного корня скорости сдвига, и линейной экстраполяции полученной кривой до нулевой величины скорости сдвига. Квадрат величины отрезка, отсекаемого на координатной оси при скорости сдвига, равной 0, соответствует величине требуемого предела текучести.
ПРИМЕРЫ 1 - 8
В этих примерах используемым диспергатором является соль натрия конденсата нафталинсульфоновой кислоты с формальдегидом (содержание серы: 13,2 вес.%). Поверхностное натяжение ее 10 вес.% водного раствора при температуре 25oC составляет 70,5 дин/см, по сравнению с величиной 71,5 дин/см для чистой воды. Растворимость указанного диспергатора в воде при температуре 20oC составляет приблизительно 44,5 вес.%.
Пример 8 должен быть назван сравнительным примером, поскольку при таких уровнях содержания диспергатора получают стабильную суспензию, которая обладает слишком высокой вязкостью, чтобы быть откаченной с помощью обычных насосов.
Испытание примера 4 выполняли введением водного раствора диспергатора в нефтяные остатки. Результаты, почти эквивалентные результатам, приведенным в примере 3, показывают, что оба указанных способа приготовления диспергатора являются эквивалентными.
ПРИМЕРЫ 9 - 12
В соответствии с той же последовательностью операций, как описано в примере 1, получают дисперсии путем применения диспергаторов, полученных путем приведения триоксида серы в контакт с раствором топочного мазута из парофазного крекинга, полученного в установке крекинга Приоло (Сицилия), и нейтрализации полученного сульфоната водным раствором NaOH.
Конкретно, в примере 9 используют диспергатор, полученный при следующих условиях: SO2/SO3/топочный мазут = 1,47 : 0,80 : 1, температура в течение введения SO3 находится в диапазоне от 21 до 37oC и конечная температура приблизительно 80oC. Диспергатор используют в его исходном состоянии с содержанием активного вещества, равным 79 вес.% (остальное: сульфаты и сульфиты - 16,3 вес.% и кристаллизационная вода - 4,7 вес.%).
В примере 10 используют диспергатор, полученный при следующих условиях: SO2/SO3/топочный мазут = 1,48 : 1,49 : 1, температура в течение введения SO3 находилась в диапазоне от 11 до 33oC и конечная температура 100 - 109oC. Диспергатор используют в его исходном состоянии с содержанием активного вещества, равным 70 вес.% (остальное: сульфаты и сульфиты - 25,2 вес.%, кристаллизационная вода - 4,8 вес.%).
В примере 11 используют диспергатор, полученный при следующих условиях: SO2/SO3/топочный мазут = 1,48 : 1,29 : 1, температура в течение введения SO3 находилась в диапазоне от 15oC (начальная температура) до максимальной температуры 111oC. Диспергатор используют в его исходном состоянии с содержанием активного вещества, равным 72,9 вес.% (остальное: сульфаты и сульфиты - 22,1 вес.%, кристаллизационная вода - 5,0 вес.%).
В примере 12 используют диспергатор, полученный при следующих условиях: SO2/SO3/топочный мазут = 1,55 : 0,97 : 1, температура в течение введения SO3 находилась в диапазоне от 12 до 36oC и конечная температура 79 - 83oC. Диспергатор используют в его исходном состоянии с содержанием активного вещества, равным 79,6 вес. % (остальное: сульфаты и сульфиты - 14,8 вес.%, кристаллизационная вода - 5,6 вес.%).
Все диспергаторы, полученные вышеописанным способом, содержат 11,6 - 13,6 вес. % серы, имеют растворимость в воде от 41 до 47 вес.% и вызывают уменьшение поверхностного натяжения воды в пределах диапазона от 3 до 8 вес. %.
В табл. 2 числа относятся к различным диспергаторам, а буквы относятся к различным композициям.
Из данных табл. 2 могут быть оценены свойства текучести описанных выше сульфонатов и стабильность при хранении полученных дисперсий.
Пример полевого испытания добычи высоковязких нефтепродуктов.
В настоящем примере описывается общее направление развития испытания добычи, которое выполняли с помощью водной дисперсии и проводили на скважине GELA 105, которая показана на фиг. 1.
В скважине 1 установлена обсадная колонка 2 с диаметром 24,45 см, внутри которой размещена лифтовая труба 3 с диаметром 8,89 см. Обсадная колонка-хвостовик 4 диаметром 17,78 см подвешена к обсадной колонке 2 с помощью подвески 5. Обсадная колонка-хвостовик 4 заканчивается забойкой 6 из нефтеносного песка.
Скважина 105 является производителем высоковязких нефтепродуктов, которые разжижают путем нагнетания газойля на уровне 10 об.% от всего объема сырой нефти в кольцевой зазор, образованный между лифтовой трубой 3 и обсадной колонкой 2, и извлекают с помощью бурового насоса 7, установленного на глубине 1115 м и приводимого в действие с помощью наземного устройства обычного типа. Чистый объем выпуска в условиях разжижения газойлем составляет приблизительно 30 м3 в день.
Использование добычи высоковязких нефтепродуктов в виде водной дисперсии выполняли без каких-либо модификаций закачивания скважины, и для проведения исследований газойль заменяли водным раствором диспергатора, вводимого с такой скоростью потока, чтобы получить теоретическое отношение высоковязкого нефтепродукта к воде 70:30. При этом предпринимались попытки сохранить постоянным чистый объем выпуска при пренебрежимо малом возможном изменении параметров скважины. С этой целью перед заменой газойля водным раствором диспергатора ход плунжера бурового насоса был увеличен с 1,78 до 2,16 м, при этом было получено увеличение теоретического объема выпуска с 28 м3 в день до 39,5 м3.
На фиг. 2 приведено схематическое изображение наземного оборудования, на котором следующими позициями обозначены следующие элементы:
8 - устье скважины,
9 - насосы нагнетания водной дисперсии,
10 - передаточный резервуар водной дисперсии,
11 - резервуар для хранения промышленного раствора DNM SH40,
12 - резервуар приготовления водной дисперсии,
13 - насос для приготовления раствора вода/DNM SH40,
14 - штуцерный манифольд,
15 - нагреватель,
16 - спаренные мерные резервуары,
17 - насос для подачи полученной текучей среды к первому Центру сырой нефти,
18 - узел,
19 - измеритель содержания воды.
Ниже описываются и комментируются измеренные параметры, выбранные способы и расписание испытания.
Измеренные параметры.
В течение испытаний каждый час измеряли следующие параметры:
наибольший объем выпуска:
скорость потока разжижителя (газойля или водной дисперсии);
температуру и давление устья скважины;
содержание воды.
Кроме того, образец полученной текучей среды извлекли каждые 6 ч и оценивали следующие его параметры:
вязкость;
содержание воды;
содержание высоковязких нефтепродуктов.
Процент содержания высоковязкого нефтепродукта и газойля в образцах, отбираемых каждые 6 ч, измеряли с помощью отгонки. Оценку процентного содержания газойля в сырой нефти, добываемой в процессе исследования, проводили путем сравнения с образцом сырой нефти без разжижителя.
Содержание воды измеряли с помощью метода Маркюссона.
Измерения вязкости выполняли с помощью ротационного вискозиметра Хааке RV12 специальной конфигурации и диском с насечками. Кривую течения измеряли путем изменения величины скорости сдвига в пределах диапазона от 0 до 400 с-1. Вследствие частого макроскопического отсутствия гомогенности отобранных образцов дисперсии все образцы гомогенизировали с помощью турбины Ultraturrax при скорости 2000 об/мин.
Запись цикла откачивания выполняли в течение каждого этапа исследования с помощью динамометра механического типа.
На фиг. 4 - 6 приведены зависимости основных параметров от времени.
Расписание испытания.
Испытания состояло из пяти этапов, в течение каждого из которых имела место различная ситуация подачи:
(F1) Скважина в состоянии откачивания, разжижаемая газойлем приблизительно на 10%.
(F2) Вытеснение текучей среды (газойля) кольцевого зазора водной дисперсией 1,2 (I) вес.%, скорость введения 16 м3 в день.
(I) Скорость потока диспергатора относили к общему весу водной дисперсии нефтепродуктов с отношением высоковязкого нефтепродукта к воде 70:30. Следовательно, истинное содержание введенного раствора может быть получено умножением указанного содержания на 100/30=3,33.
(F3) Скважина в состоянии откачивания, разжижаемая водной дисперсией 1,0 вес.%, скорость введения потока 13,5 м3 в день.
(F4) Скважина в состоянии откачивания, разжижаемая водной дисперсией 0,6 вес.%, скорость введения потока 13,5 м3 в день.
(F5) Скважина в состоянии откачивания, не разжижаемая.
В табл. 3 приведены характерные параметры выпуска и свойства полученной текучей среды для пяти этапов испытания.
Комментарий испытания.
Растворы водных дисперсий при соответствующих содержаниях получали в виде дозировок приблизительно 30 м3 каждая путем разбавления свежей водой нафталинсульфоната натрия конденсированного с формальдегидом, подаваемого как концентрированный раствор, содержащий 40 вес.% диспергатора.
В течение этапа вытеснения раствор водной дисперсии 1,2 вес% нагнетали при расходе 24 м3 в день. Излишняя концентрация и большая величина расхода в течение этого этапа обеспечивались в целях предосторожности создания доступного определенного количества добавки, которая была бы способной изменить смачиваемость стенок промышленной лифтовой трубы.
Значительное увеличение производительности добычи (фиг. 3), имевшее место в течение вытеснения газойля внутри кольцевого зазора, могло быть связано с очень хорошими реологическими свойствами водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов, полученных на этом этапе. Физически, величины расхода нагнетаемой водной дисперсии (24 м3 в день) и добываемого объема продукта (в среднем, 70 м3 в день) указывают на отношение нефтепродукта к воде, приблизительно равное 65:35, т.е. приблизительно в 80 раз меньше, чем в случае разжижения нефтепродукта газойлем.
Вследствие резкого увеличения добычи высоковязких нефтепродуктов в скважине, устьевой штуцер частично перекрывали, чтобы не создавать опасности увеличения выхода грунтовых вод. Испытание продолжали с частично закрытым устьевым штуцером.
На фиг. 6 приведена зависимость вязкости и содержания воды водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов от времени. Необходимо подчеркнуть положительный выход для всех указанных отношений нефтепродуктов к воде, водная дисперсия всегда достигала устья скважины. В частности, даже для отношения, равного 80:20, внешней фазой всегда была вода, и реологические свойства всех подвергнутых анализу образцов были лучше, чем у образцов, полученных посредством разбавления газойлем.
Для очистки эффективности разжижения использовали показатель продуктивности устья скважины "C", определяемого в виде следующего отношения:
C = V(Pст - Pгидр),
где
V - чистая скорость потока нефтепродуктов;
Pст - статическое давление в устье скважины;
Pгидр - гидродинамическое давление в устье скважины.
Для каждого этапа испытания статическое давление пересчитывали из гидростатического давления текучей среды, содержащейся внутри лифтовой трубы. Из анализа показателя продуктивности в течение нескольких этапов испытания, показанного на фиг. 7, может быть очевидно увеличение производительности, вызванное системой разжижения водной дисперсией. Чистая продуктивность высоковязких нефтепродуктов удваивалась при замене системы разжижения газойлем C = 2,5 (м3/день) (кг/см2) - системой дисперсии с 1 вес.% диспергатора - C = 4,5 (м3/день) (кг/см2). Дополнительное увеличение продуктивности получали, когда дисперсию получали с 0,6 вес.% диспергатора: C = 5 (м3/день) (кг/см2).
Динамометрический анализ показал, что как в случае разжижения нефтепродуктов газойлем, так и в случае разжижения водной дисперсией скважина фонтанировала самопроизвольно, в то время как, когда разжижителя не было (этап (F5)), работал насос. Это фактически подтверждается изменением объемной производительности, увеличение величин которой было установлено 100% при наличии разжижителя (либо водной дисперсии, либо газойля) и, соответственно, 80% без разжижителя в нефти. В любом случае, при динамометрических измерениях не могло быть обнаружено существенного различия между работой насоса при наличии обеих систем разжижения (газойлем или водной дисперсией).
Важным наблюдением является то, что вязкость дисперсии в меньшей степени зависит от температуры по сравнению с вязкостью нефтепродукта, разжиженного газойлем. Этот признак подтверждается изменением вязкости в зависимости от изменяющихся температур в диапазоне от 25 до 55oC для обеих систем, как показано на фиг. 8.
Выводы
Полевые испытания позволили выявить возможность как добычи, так и транспортирования высоковязких нефтепродуктов в виде их дисперсии в воде с введенным диспергатором в соответствии с настоящим изобретением. Конкретно, могут быть сделаны следующие выводы.
Осуществимость добычи высоковязких нефтепродуктов.
Механическое смешивание, выполненное с помощью бурового насоса и нагнетания водного раствора в кольцеобразный зазор, оказалось достаточным для образования и добычи дисперсии высоковязких нефтепродуктов.
Вязкость дисперсии с отношением нефтепродукта к воде, равным 70:30 вес. %, была в 30 - 50 раз меньшей, чем в случае нефтепродуктов, разжиженных газойлем на 10 - 12 вес.% (250 - 400 МПа•c против 12500 МПа•c).
Даже в случае отношений высоковязкого нефтепродукта к воде, близких к 80: 20 вес. %, продукт, покидающий скважину, сохраняет характер дисперсии и обладает более высокими реологическими свойствами, чем нефтепродукт, разжиженный газойлем.
Значительное увеличение вязкости, полученное при переходе от системы разжижения газойлем к дисперсной системе, вызвало значительное падение давления вдоль лифтовой трубы, что привело к увеличению производительности благодаря высокому показателю производительности скважины, от 30 м3/день до пиковых величин более 100 м3/день. С помощью устьевого штуцера добычу уменьшали до ее начальных величин.
Производительность скважины резко увеличивалась, когда величину показателя продуктивности увеличивали от 2,5 (м3/день) (кг/см2) до 5 (м3/день) (кг/см2).
Реологические свойства полученной дисперсии и величина показателя продуктивности были лучше, когда используемая добавка диспергатора составляла 0,6 вес.%, чем при 1 вес.%.
Транспортная способность дисперсии внутри трубопровода
Хорошие реологические свойства водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов вызвали значительное уменьшение падения давления также в нефтепроводе из скважины в Центр хранения нефти, длиной примерно 1 км. Фактическое падение давления уменьшилось с величины 3 кг/см2 при скорости потока 34 м3/день (система разжижения газойлем) до 0,5 кг/см2 при скорости потока 43 м3/день (в случае дисперсной системы).
Вязкость полученной водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов была намного менее чувствительной к изменениям температуры, чем у нефтепродуктов, разжиженных газойлем (фиг. 8).

Claims (1)

  1. \ \ \1 1. Способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов, включающий получение водных дисперсий высоковязких нефтепродуктов путем приведения их в контакт с водным раствором диспергатора, извлечение и перемещение указанных нефтепродуктов в виде водных дисперсий, отличающийся тем, что получают водную дисперсию высоковязких нефтепродуктов с содержанием воды по меньшей мере 15 вес.%, а в качестве водного раствора диспергатора используют водный раствор сульфонированного диспергатора, выбранного из одного или более органических сульфонатов щелочного металла или солей аммония органических сульфоновых кислот, имеющего относительно соли натрия указанных сульфонатов содержание серы по меньшей мере 10 вес.%, растворимость в воде при 20<198>C по меньшей мере 15 вес.% и уменьшение водного поверхностного натяжения при содержании 1 вес.% не более 10 вес.%. \\\2 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что сульфонированный диспергатор имеет содержание серы 11 - 18 вес. %, растворимость в воде при 20<198>C 20-60 вес.% и уменьшение поверхностного натяжения при содержании 1 вес.% не более 8 вес.%. \\\2 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве органических сульфонатов используют соли щелочных металлов или аммония конденсатов (алкил)нафталинсульфоновой кислоты с формальдегидом. \\\2 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что сульфонированный диспергатор получают приведением триоксида серы, находящегося в жидком или газообразном состоянии, в контакт с раствором топочного мазута из парофазного крекинга в диоксиде серы с массовым соотношением SO<Mv>3<D> и топочного мазута (0,7 - 1,7) : 1 и с массовым соотношением SO<Mv>2<D> : SO<Mv>3<D> (0,5 - 10,0) : 1 при 0 - 120<198> до тех пор, пока не произойдет полное или, по существу, полное преобразование, последующим удалением с помощью испарения из указанного сульфонированного топочного мазута нейтрализацией последнего водным раствором гидроокиси щелочного металла или амония и его извлечением. \\\2 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что контакт триоксида серы с раствором указанного топочного мазута в диоксиде серы производят при 20 - 100<198>C и массовом соотношении SO<Mv>2<D> и топочного мазута 0,8 - 1,6 : 1. \\\2 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что содержание воды в водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов устанавливают в диапазоне 15 - 40% от общей массы дисперсии. \\\2 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что высоковязкий нефтепродукт имеет плотность в градусах Американского института ниже 15. \\\2 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание сульфонированного диспергатора устанавливают в диапазоне 0,2 - 2,5 % от общей массы водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов. \\\2 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что содержание сульфонированного диспергатора устанавливают в диапазоне 0,4 - 1,5% от общей водной дисперсии высоковязких нефтепродуктов. \\\9 Приоритет по пунктам: \\\ 4 06.07.92 по пп.1, 2, 4 - 9; \\\4 15.07.92 по п.3.
RU94016355A 1992-07-06 1993-07-03 Способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов RU2118449C1 (ru)

Applications Claiming Priority (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ITMI921643A IT1255214B (it) 1992-07-06 1992-07-06 Procedimento per la movimentazione di prodotti petroliferi altamente viscosi
ITMI92A001643 1992-07-06
ITM192A001643 1992-07-06
ITMI921712A IT1255340B (it) 1992-07-15 1992-07-15 Procedimento per il trasporto di prodotti petroliferi altamente viscosi
ITMI92A001712 1992-07-15
ITM192A001712 1992-07-15

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94016355A RU94016355A (ru) 1997-05-10
RU2118449C1 true RU2118449C1 (ru) 1998-08-27

Family

ID=26330891

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94016355A RU2118449C1 (ru) 1992-07-06 1993-07-03 Способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов

Country Status (15)

Country Link
US (1) US5445179A (ru)
EP (1) EP0607426B1 (ru)
JP (1) JPH06510594A (ru)
CN (1) CN1051335C (ru)
AT (1) ATE160951T1 (ru)
BR (1) BR9305566A (ru)
CA (1) CA2116977C (ru)
DE (1) DE69315678T2 (ru)
DK (1) DK0607426T3 (ru)
ES (1) ES2110730T3 (ru)
GR (1) GR3025933T3 (ru)
MX (1) MX9304044A (ru)
NO (1) NO311102B1 (ru)
RU (1) RU2118449C1 (ru)
WO (1) WO1994001684A1 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
IT1265286B1 (it) * 1993-12-17 1996-10-31 Agip Spa Procedimento per recuperare e movimentare prodotti petroliferi altamente viscosi
IT1269532B (it) * 1994-03-11 1997-04-08 Eniricerche Spa Procedimento per movimentare prodotti petroliferi altamente viscosi
IT1289189B1 (it) * 1997-01-23 1998-09-29 Agip Spa Procedimento per movimentare greggi pesanti con acqua ad alto contenuto in sali
US6074445A (en) * 1997-10-20 2000-06-13 Pure Energy Corporation Polymeric fuel additive and method of making the same, and fuel containing the additive
IT1314033B1 (it) * 1999-10-08 2002-12-03 Enitecnologie Spa Procedimento per movimentare residui altamente viscosi derivanti dalavorazioni petrolifere.
ITMI20010445A1 (it) * 2001-03-05 2002-09-05 Enitecnologie Spa Dispersioni acquose di residui petroliferi pesanti
US7345010B2 (en) * 2002-11-27 2008-03-18 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US20090163386A1 (en) * 2002-11-27 2009-06-25 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US9115851B2 (en) 2006-08-16 2015-08-25 Exxonmobil Upstream Research Company Core annular flow of crude oils
US8298997B2 (en) * 2006-08-16 2012-10-30 Exxonmobil Upstream Research Company Core annular flow of heavy crude oils in transportation pipelines and production wellbores
CN101903489A (zh) * 2007-10-22 2010-12-01 伊莱门蒂斯专业有限公司 热稳定的组合物及其在钻井液中的应用
US7581436B2 (en) * 2008-01-25 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Method for operating a couette device to create and study emulsions
RU2448283C1 (ru) * 2010-11-08 2012-04-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) Способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов
CN102230578B (zh) * 2011-05-26 2012-12-05 河海大学 双泵多路高精度加注装置及其控制方法
DE102013103864A1 (de) * 2012-04-24 2013-10-24 Endress + Hauser Flowtec Ag Verfahren zum Durchleiten eines hochviskosen und/oder hochgefüllten Materials durch eine Leitung oder zur Reinigung von Ablagerungen eines hochviskosen und/oder hochgefüllten Materials

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4246920A (en) * 1979-02-22 1981-01-27 Conoco, Inc. Method of transporting viscous hydrocarbons
JPS5792090A (en) * 1980-12-01 1982-06-08 Kao Corp Coal-water slurry
CA1179133A (en) * 1982-04-20 1984-12-11 Joseph P. Fleming Water slurries of carbonaceous materials
CA1179132A (en) * 1982-05-12 1984-12-11 Diamond Shamrock Chemicals Company Carbonaceous materials in water slurries
US4514189A (en) * 1983-02-24 1985-04-30 Diamond Shamrock Chemicals Company Carbonaceous materials water mixtures
JPS608394A (ja) * 1983-06-28 1985-01-17 Nikka Chem Ind Co Ltd ピツチの水中分散剤及びピツチ組成物
US5013462A (en) * 1985-10-24 1991-05-07 Pfizer Inc. Method for improving production of viscous crude oil
DE3609641A1 (de) * 1986-03-21 1987-09-24 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zum transport von zaehfluessigen oelen
IT1189094B (it) * 1986-05-02 1988-01-28 Eniricerche Spa Sospensione acquosa di carbone e relativi procedimento di preparazione
US4725287A (en) * 1986-11-24 1988-02-16 Canadian Occidental Petroleum, Ltd. Preparation of stable crude oil transport emulsions
US4949743A (en) * 1987-12-14 1990-08-21 Nalco Chemical Company Fluidization of heavy slurries
JP2793190B2 (ja) * 1988-03-30 1998-09-03 三菱重工業株式会社 重質油、水混合燃料組成物
IT1227903B (it) * 1988-12-23 1991-05-14 Eniricerche S P A Snamprogetti Procedimento per la preparazione di disperdenti solfonati
IT1237807B (it) * 1989-12-21 1993-06-17 Eniricerche Spa Procedimento per la preparazione di un disperdente solfonato da frazioni, asfaltiche del petrolio
GB9003617D0 (en) * 1990-02-16 1990-04-11 Shell Int Research A method for preventing hydrates

Also Published As

Publication number Publication date
EP0607426B1 (en) 1997-12-10
DK0607426T3 (da) 1998-08-24
GR3025933T3 (en) 1998-04-30
EP0607426A1 (en) 1994-07-27
RU94016355A (ru) 1997-05-10
WO1994001684A1 (en) 1994-01-20
ES2110730T3 (es) 1998-02-16
NO940758D0 (no) 1994-03-04
CA2116977A1 (en) 1994-01-20
ATE160951T1 (de) 1997-12-15
DE69315678D1 (de) 1998-01-22
MX9304044A (es) 1994-03-31
NO311102B1 (no) 2001-10-08
JPH06510594A (ja) 1994-11-24
BR9305566A (pt) 1995-12-26
CN1086298A (zh) 1994-05-04
DE69315678T2 (de) 1998-05-14
US5445179A (en) 1995-08-29
NO940758L (no) 1994-03-04
CA2116977C (en) 2004-01-27
CN1051335C (zh) 2000-04-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2118449C1 (ru) Способ добычи и транспортирования высоковязких нефтепродуктов
US5083613A (en) Process for producing bitumen
US5110443A (en) Converting heavy hydrocarbons into lighter hydrocarbons using ultrasonic reactor
US5283001A (en) Process for preparing a water continuous emulsion from heavy crude fraction
US4153573A (en) Oil-in-water emulsions
US4108193A (en) Pipeline method for transporting viscous hydrocarbons
FR2624760A1 (fr) Procede et produit pour floculer une emulsion d&#39;hydrocarbure dans l&#39;eau et emulsions ainsi preparees
EA004090B1 (ru) Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002)
JPH11124586A (ja) 多相エマルジョンおよびその製造方法
US4627458A (en) One-step process for transforming a water-in-oil emulsion into an oil-in-water emulsion
US5263848A (en) Preparation of oil-in-aqueous phase emulsion and removing contaminants by burning
CA1336155C (en) Surfactant requirements for the low-shear formation of water continuous emulsions from heavy crude
WO2007086661A1 (en) Method of removing the calcium from hydrocarbonaceous oil
US4516635A (en) Method of extracting and reutilizing surfactants from emulsions with sulfonated alkyl benzenes and alcohols
US4614623A (en) Sulfonation of crude oils with gaseous SO3 to produce petroleum sulfonates
RU2125202C1 (ru) Способ для извлечения и перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью
US4560517A (en) Sulfonation of crude oils with gaseous SO3 to produce petroleum sulfonates
RU2128167C1 (ru) Способ извлечения и перемещения высоковязких нефтяных продуктов и водная дисперсия высоковязкого нефтяного продукта в воде
EP0855493B1 (en) Process for moving heavy crude oils with water having a high content of salts
RU2205332C2 (ru) Способ перемещения высоковязких остатков, получаемых при переработке нефти
WO2017214345A1 (en) Flow improvers for heavy and extra heavy crude oils
RU942289C (ru) Мицелл рна дисперси
EP1497395B1 (en) Inversion process of a water-in-oil emulsions to oil-in-water emulsion
Gurbanov et al. The effect of oil-water interfacial tension on the stability of oil emulsions
CN116590051A (zh) 一种基于co2/n2开关离子液体清理固体石蜡的方法