Способ улучшения текучести сырой нефти или сжиженного природного газа

1 Настоящее изобретение относится к способу улучшения текучести парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, которые содержат природный депрессорный агент,понижающий температуру потери текучести,путем добавления синтетического депрессорного агента, понижающего температуру потери текучести. Обычно сырая нефть и сжиженный природный газ содержат различные типы углеводородов, таких как парафиновые, нафтеновые и ароматические. Однако парафины, которые обычно являются жидкими или газообразными в условиях продуктивного пласта, обладают тем недостатком, что при пониженной температуре они стремятся образовать фазу твердых парафинов. На практике это приводит к таким проблемам, как образование геля со значительной прочностью, например во время отключения скважин, трубопроводов, технологических установок и др. Кроме того могут возникнуть проблемы, вызванные осаждением парафина на холодной поверхности, например в трубопроводах и теплообменниках. Более того, образование фазы твердых парафинов может привести к повышению вязкости, это означает, что сырую нефть и сжиженный природный газ станет значительно труднее транспортировать. С целью устранения указанных выше проблем давно известно добавление так называемых "депрессорных агентов" для того, чтобы снизить температуру потери текучести сырой нефти или сжиженного природного газа. Согласно стандартам ASTM D97 или ASTM D5853 температура потери текучести определяется как температура, при которой сырая нефть и сжиженный природный газ, жидкие при данных условиях, начинают затвердевать. Такие синтетические депрессорные агенты могут содержать широкий ряд полимеров и сополимеров (полиацетаты, полиакрилаты, полиметакрилаты, полиамиды и др.). В общих чертах, полимеры можно подразделить на агенты, предотвращающие образование зародышей и их рост, в зависимости от их действия в сырой нефти или сжиженном природном газе. Однако их общей чертой является то, что они внедряются в твердую фазу парафина и тем самым изменяют ее структуру и свойства. Для достижения повышенной эффективности обычной практикой (см. Т.A. Swanson:"Associated Problems and Methods of Treatment for Paraffins-Asphaltenes in Offshore Production Facilities", India OilGas Review Symphosium, 1997, стр. 80-83) является добавление первого типа ингибитора парафина при (или вблизи) температуре появления парафина (ТПП) в сырой нефти или сжиженном природном газе,которая определяется как температура, при которой начинается осаждение парафина. Ингибитор парафина второго типа можно добавлять при пониженных температурах, хотя по 001668 2 видимому, его эффективность увеличивается,если полимер уже введен в первоначально образовавшуюся твердую фазу парафина. Однако в некоторых типах сырой нефти и сжиженного природного газа также имеются депрессорные агенты естественного происхождения, например в виде асфальтенов, которые относятся к группе тяжелых ароматических соединений, имеющих молекулярную массу в интервале 700-1000 г/моль. Эти депрессорные агенты естественного происхождения присутствуют в сырой нефти или сжиженном природном газе при добыче из продуктивного пласта, и обычно они полностью диспергированы в жидкой фазе при исходных условиях продуктивного пласта. Однако при пониженной температуре может начаться их флокуляция, которая снижает эффективность действия этих депрессорных агентов. Это явление лежит в основе концепции верхней и нижней температуры потери текучести, которые определены в стандарте ASTMD97. Кроме того флокуляция депрессорных агентов естественного происхождения может быть вызвана изменением давления или смешиванием с водой или другими нефтями/конденсатами. Точно также как синтетические депрессорные агенты, они изменяют структуру образовавшейся фазы парафина, хотя во многих случаях одно лишь их присутствие не является достаточным для полного решения проблем, связанных с осаждением парафина. Поэтому на практике, при добыче нефти,указанные выше синтетические депрессорные агенты добавляют в сырую нефть и сжиженный природный газ при температуре, которая близка к температуре появления парафина в сырой нефти и сжиженном природном газе, полагая,что при этом будет получен аддитивный эффект от природного и синтетического депрессорных агентов. В некоторых случаях этот аддитивный эффект не проявляется, так как, по-видимому, депрессорные агенты естественного происхождения способны противодействовать и даже полностью нейтрализовать действие синтетических депрессорных агентов. Следовательно, целью настоящего изобретения является разработка способа, обеспечивающего уменьшение или исключение указанных выше проблем и, тем самым, обеспечение эффективного улучшения текучих свойств сырой нефти и сжиженного природного газа. Способ согласно изобретению отличается тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в сырую нефть и сжиженный природный газ при температуре более чем на 20 С ниже температуры инверсии сырой нефти или сжиженного природного газа. Температура инверсии сырой нефти или сжиженного природного газа определяется с использованием модифицированного стандартного метода ASTM D97 или ASTM D5853. В 3 этих стандартах оговаривается, что верхнюю и нижнюю температуру потери текучести следует измерять после повторного нагревания образца до 48 и 105 С соответственно. При повторном нагревании сырой нефти или сжиженного природного газа до данной температуры и последующем определении температуры потери текучести этого образца и повторении этого измерения при различных величинах температуры повторного нагрева, с последующим представлением зависимости величины температуры потери текучести от температуры повторного нагрева, можно определить значение температуры повторного нагрева, при которой величина температуры потери текучести снижается до минимума. Эту температуру определяют как температуру инверсии, причем она представляет собой температуру, при которой депрессорные агенты естественного происхождения являются полностью активными. Обычно эта температура находится внутри интервала 80-110 С. Однако это определение температуры инверсии не применимо для образцов углеводородов, в которых величины верхней и нижней температуры потери текучести являются идентичными. Полагают, что это явление связано с отсутствием депрессорных агентов естественного происхождения, которые в основном находятся в асфальтеновой фракции жидкости. При использовании способа согласно изобретению оказалось, что можно получить положительный эффект в тех ситуациях, когда добавление синтетических депрессорных агентов иным путем не дает результата. Предположительно, это вызвано тем, что депрессорный агент добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ в тот момент, когда депрессорные агенты естественного происхождения полностью, или, по меньшей мере, частично, диспергированы. В этом случае исключается возможность того, что флокулированные депрессорные агенты естественного происхождения,которые, по-видимому, образуют отдельную полярную жидкую фазу, будут адсорбировать синтетические депрессорные присадки вследствие наличия в них полярных групп. Вследствие более эффективного снижения температуры застывания можно получить подходящую температуру застывания даже посредством добавления небольших количеств синтетического депрессорного агента. Альтернативно, можно получить пониженную температуру застывания, используя обычное количество синтетической депрессорной присадки. Предпочтительно, синтетический депрессорный агент необходимо добавлять при повышенной температуре, например, на 10 С ниже температуры обращения, более предпочтительно, при температуре обращения или выше этой точки. Если синтетический депрессорный агент добавляют при температуре на 20 С ниже температуры обращения сырой нефти или сжижен 001668 4 ного природного газа, тогда депрессорные агенты естественного происхождения полностью не диспергируются; это означает, что достигнутая эффективность не является оптимальной. На практике наилучший эффект достигается при введении синтетического депрессорного агента в буровую скважину, на ту глубину, где сырая нефть или сжиженный природный газ имеют температуру, равную температуре инверсии (или выше). Подходящую для добавления синтетического депрессорного агента глубину можно определить как глубину, на которой температура в пласте соответствует температуре инверсии добываемой сырой нефти или сжиженного природного газа. Поскольку температура в этом месте будет самопроизвольно повышаться, как только начнется добыча, добавление депрессорного агента на такой глубине обеспечит значение температуры сырой нефти или сжиженного природного газа, которое всегда будет превышать температуру инверсии, при смешивании с синтетической депрессорной присадкой. Необходимая дозировка синтетического депрессорного агента зависит от таких факторов, как тип сырой нефти, количество парафина,образовавшегося в сырой нефти при различных температурах, условий окружающей среды и др. Обычно величину оптимальной дозы оценивают с помощью лабораторных измерений температуры потери текучести, вязкости, прочности геля и тенденции осаждения парафина. Два последних измерения часто проводят на лабораторных спиралях. На практике синтетический депрессорный агент добавляют в количестве 52000 частиц на миллион, предпочтительно 20500 частиц на миллион и наиболее предпочтительно 20-100 частиц на миллион. Предпочтительный синтетический депрессорный агент, используемый в способе согласно изобретению, содержит химическое соединение,которое имеет общую формулу 1 в которой m = 20-300, предпочтительно m = 25100, и наиболее предпочтительно m = 50-80, n = 5-50, предпочтительно n = 5-25, и наиболее предпочтительно n = 8-15, и R представляет собой углеводородный радикал, предпочтительно,алифатического углеводорода, и наиболее предпочтительно алифатического углеводорода, содержащего 2-20 атомов углерода. Однако кроме того можно использовать другие соединения, такие как полиакрилаты,полиметакрилаты, полиамиды и др. Более подробно это изобретение описано в следующих примерах. Пример 1 Целью этого эксперимента является демонстрация соотношения между температурой образца нефти, при которой добавляют синтетический депрессорный агент, и эффективностью добавленного синтетического депрессорного агента. В этом эксперименте используют образец нефти 1, который имеет следующие свойства: Температура появления парафина, С Верхняя точка потери текучести, С Нижняя точка потери текучести, С Содержание парафина, вес.% при -30 С Содержание асфальтенов, вес.% Плотность, г/см 3 Кинематическая вязкость при 80 С, сСт Кинематическая вязкость при 75 С, сСт Кинематическая вязкость при 70 С, сСт Кинематическая вязкость при 65 С, сСт Кинематическая вязкость при 60 С, сСт Кинематическая вязкость при 55 С, сСт Кинематическая вязкость при 50 С, сСт Кинематическая вязкость при 45 С, сСт Кинематическая вязкость при 40 С, сСт Температуру появления парафина в образце определяют из измерений вязкости. Затем проводят измерения температуры потери текучести образца нефти 1 на двух неингибированных пробах 1 А и 1 В, полученных при нагревании образцов нефти до различной температуры, с последующим охлаждением для того, чтобы определить температуры потери текучести образцов нефти. Из результатов измерений, приведенных на фиг. 1 как зависимость температуры потери текучести от температуры повторного нагревания, видно, что температура инверсии образца нефти может изменяться от 90 до 100 С. Затем тот же самый образец нефти 1 вновь нагревают до различных значений температуры с последующим добавлением 250 частиц на миллион химической добавки А, содержащей синтетический депрессорный агент, и исследуют ее влияние, измеряя температуру потери текучести этого образца нефти при его охлаждении в соответствии со стандартной методикойASTM D97. Результаты измерений также представлены на фиг. 1 (250 частиц на миллион химической добавки А). Четко видно, что изменение температуры потери текучести образца масла 1 совпадает с ходом кривых для двух неингибированных проб вплоть до приблизительно 80 С, и выше этой точки добавка становится активной, что приводит к сильному уменьшению температуры потери текучести образца нефти. Это согласуется с предложенной теорией,поскольку температура 100 С соответствует температуре инверсии образца нефти 1 В, что означает, что в этих условиях депрессорные агенты естественного происхождения полностью диспергированы. Таким образом, из фиг. 1 видно, что для этого весьма вязкого образца 6 сырой нефти можно получить улучшение величины температуры потери текучести на 18-21 С при дозировке химической добавки лишь 250 частиц на миллион. Пример 2 Целью этого эксперимента является демонстрация того, что в соответствии с предложенной теорией, положительный эффект от повышения температуры введения химической добавки достигается лишь в том случае, если образцы сырой нефти или сжиженного природного газа содержат депрессорные агенты естественного происхождения. В этом эксперименте используют образец нефти 2, который имеет следующие свойства: Температура появления парафина, С Верхняя точка потери текучести, С Нижняя точка потери текучести, С Содержание парафина, вес.% при -30 С Содержание асфальтенов, вес.% Плотность, г/см 3 Кинематическая вязкость при 70 С, сСт Кинематическая вязкость при 60 С, сСт Кинематическая вязкость при 50 С, сСт Кинематическая вязкость при 40 С, сСт Кинематическая вязкость при 30 С, сСт Кинематическая вязкость при 20 С, сСтПредел обнаружения. Температуру появления парафина в образце нефти 2 определяют из измерений вязкости. Измерения зависимости температуры потери текучести неингибированного образца нефти 2 от температуры нагревания проводят как описано выше, и результаты измерений приведены на фиг. 2. Необходимо отметить, что верхняя и нижняя точки потери текучести являются идентичными, что является сильным доказательством отсутствия депрессорных агентов естественного происхождения. Затем вновь определяют температуру потери текучести после добавления 50 частиц на миллион химической добавки А (такой же, что и в примере 1), для того чтобы определить влияние температуры добавления в соответствии с описанным выше примером. Как видно из фиг. 2(50 частиц на миллион химической добавки А),температура не оказывает никакого влияния на эффективность действия добавки, что в соответствии с предложенной теорией согласуется с отсутствием в образце депрессорных агентов естественного происхождения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ улучшения текучести парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, исключая содержащие пек бахрейнские асфальтены и другие типы парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, обладающие неодинаковыми значениями верхней и нижней температуры потери текучести, содержащий добавление синтетического депрессорного агента, понижающего температуру потери текучести, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент, понижающий температуру текучести, добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ при температуре не более чем на 20 С ниже температуры инверсии сырой нефти или сжиженного природного газа,которую определяют по методике, включающей стадии нагревания образцов сырой нефти или сжиженного газа до различной температуры,определяя значения температуры потери текучести указанных образцов после охлаждения,представления зависимости определенной температуры потери текучести от температуры нагревания и определения температуры нагревания, при которой температура потери текучести снижается до минимального значения, причем эта температура определяется как температура инверсии. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ при температуре более, чем на 10 С ниже температуры инверсии, предпочтительно при температуре, равной или выше температуры инверсии. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем,что синтетический депрессорный агент содержит соединение, имеющее формулу 1= 8-15, и R представляет собой углеводородный радикал, предпочтительно, алифатического углеводорода и наиболее предпочтительно алифатического углеводорода, содержащего 2-20 атомов углерода. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в количестве 5-2000 частиц на миллион, предпочтительно 20-500 частиц на миллион и наиболее предпочтительно 20-100 частиц на миллион. 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент вводят в буровую скважину.