Способы и составы для тепловой обработки трубопровода, используемого для добычи или транспортировки углеводорода, для облегчения удаления отложений твердых парафинов

Способы и составы для тепловой обработки трубопровода, используемого для добычи или транспортировки углеводорода, для облегчения удаления отложений твердых парафинов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Изобретение, в целом, относится к способам для разогрева трубопровода, используемого для добычи или транспортировки углеводорода, для облегчения устранения отложений твердых парафинов. Более конкретно, изобретение относится к формированию обрабатывающей жидкости с реагентами, которые вступают в экзотермическую реакцию для контролируемого получения тепла, и подаче обрабатывающей жидкости в трубопровод для нагревания труб. Тепло может быть использовано для улучшения удаления отложений твердых парафинов.

Уровень техники

Углеводород, такой, как сырая нефть, предназначенный для производства различных фракций топлива и масел, добывается путем бурения скважин в земле, как на суше, так и под водой. Сырая нефть содержит большое количество разных углеводородов, в том числе твердые парафины.

Отложение твердых парафинов встречается практически везде, где добывается и транспортируется углеводород (например, сырая нефть). Отложение твердых парафинов ухудшает протекание нефти, снижая добычу нефти и препятствуя транспортировке.

Отложения твердых парафинов обычно состоят из линейных цепочек насыщенных углеводородов (обычно с C₁₆ до С₈₀), смешанных с разветвленными углеводородами, асфальтенами, водой и неорганическими составами, такими, как песок, ржавчина, сульфид железа, глины, и тому подобное. Твердость отложения зависит в первую очередь от количества нефти и минеральных веществ, присутствующих в смеси.

Явление отложения или выпадения твердых парафинов представляет собой пример равновесия жидкой/твердой фаз, которое объясняется с помощью принципов термодинамики растворов. При более высоком давлении и температурах углеводород твердых парафинов с большим молекулярным весом растворяется в углеводороде с меньшим молекулярным весом, который выступает в роли растворителя для парафинов.

Механизм отложения твердых парафинов зависит от давления и температуры. Обычно меньшие давления способствуют увеличению температуры помутнения. Диапазон температуры помутнения некоторых воскообразных сырых нефтей является таким, что парафин может выпадать даже на поверхности породы, а также внутри породы из-за явления уменьшения давления, которое обычно происходит на протяжении периода эксплуатации скважины. Уменьшение скорости добычи может быть ошибочно истолковано как истощение пласта, тогда как во многих случаях это происходит из-за уменьшения проницаемости породы и/или уменьшения диаметра эксплуатационной колонны.

Углеводородные цепочки разной длины присутствуют в различном процентном отношении, а также точки плавления, становясь нерастворимыми при разных условиях давления и температуры. Обычно выпадение твердых парафинов из углеводорода является постепенным.

Твердый парафин является растворимым компонентом относительно горячей сырой нефти. Например, подземные породы, вмещающие углеводород, находятся обычно под высоким давлением и при температурах выше 120°F (49°C). Температуры пород глубокого залегания являются обычно более высокими, чем 120°F (49°C). Но твердый парафин стремится выпадать из сырой нефти в виде воскообразных отложений, когда давление и температура понижаются по мере добычи углеводорода и охлаждения сырой нефти.

После того, как углеводород вытекает из подземной породы при довольно высокой температуре в эксплуатационные трубы скважины, он транспортируется через трубы скважины к устью скважины. Далее, углеводород, полученный из устья скважины, должен быть транспортирован на нефтеперерабатывающий завод для обработки и разделения на множество составляющих, например, для производства различных фракций топлива и масел. Наиболее распространенным способом транспортировки углеводорода является передача его по трубам.

Но, по мере того, как сырая нефть течет через эксплуатационные трубы из содержащей углеводород породы через скважину к поверхности, окружающая температура скважины понижается при приближении к поверхности, позволяя теплу уходить из жидкости и вызывая охлаждение углеводорода. Далее, по мере того, как сырая нефть перемещается по магистральному трубопроводу, она может терять тепловую энергию в землю или окружающую среду и охлаждаться до температуры гораздо ниже 120°F (49°C). Таким образом, горячая сырая нефть из подземной породы имеет тенденцию к остыванию по мере протекания через трубопроводы. По мере уменьшения температуры сырой нефти твердый парафин в сырой нефти имеет тенденцию отвердевать, воскообразное вещество, которое выпадает из сырой нефти, и парафиновые отложения скапливаются на внутренних стенках эксплуатационных труб и трубопроводов. Это может быть особенно проблематичным в подводных трубопроводах, потому что окружающая вода на морском дне очень холодная, обычно примерно 39°F (4°C).

Для улучшения предотвращения парафиновых отложений некоторые магистральные трубопроводы подогревают, что является очень дорогим. Однако это не применимо для подводных трубопроводов, которые находятся в непосредственном контакте с окружающей холодной морской водой.

По мере накопления твердых парафиновых отложений на внутренней стенке трубопровода пространство для протекания жидкости становится все меньше и меньше. Несмотря на то, что время от времени, по меньшей мере, некоторые образования удаляются, отложения, в конце концов, могут увеличиться до такой степени, что трубопровод закупоривается. Также некоторые парафиновые отложения могут иногда отрываться от внутренней стенки трубопровода и вызывать закупоривание. Такая закупорка может возникнуть в трубопроводе где угодно. Это парафиновое отложение приводит к уменьшению потока сырой нефти и при экстремальных условиях приводит к полной закупорке трубопроводов, как показано на фиг.1.

Удаление отложений твердых парафинов осуществляется тремя основными путями: механическим, тепловым и химическим. Часто применяется комбинация из двух или более из указанных подходов.

Механические подходы используются специально для эксплуатационных колон и труб трубопроводов, поскольку они обычно являются непригодными для использования в подземных породах или на границе между породой и скважиной. В механических подходах отложения парафина физически удаляются с поверхности стенки. При удалении могут помочь химические удаляющие вещества и растворители, так что отделенные парафиновые отложения переходят в раствор и могут течь через трубопровод.

Главным механическим подходом для улучшения очистки трубопровода, в том числе для удаления парафинового образования, является запуск механического устройства через трубопровод, которое скоблит внутреннюю стенку трубопровода и выталкивает парафин. Этот тип механических чистящих устройств называется «поросенок» (скребок), потому что скобление внутренней стенки трубопровода вызывает очень сильный пронзительный звук. Скребок обычно проводится через трубопровод с помощью относительно высокого давления перекачки за скребком, которое используется для проталкивания скребка через трубопровод. Но если парафиновые образования на внутренней стенке трубопровода являются тяжелыми, то по мере перемещения скребка вперед перед ним соберется так много парафина, что он заблокирует дальнейшее движение скребка. Другими словами, все больше и больше парафина соскабливается с внутренних стенок трубопровода и собирается перед движущимся скребком, в некоторой точке давления перекачки в трубопроводе станет недостаточно для проталкивания скребка и всего собранного парафина дальше по трубопроводу, и в этой точке трубопровод закупоривается.

Наиболее часто используемый тепловой способ для удаления отложений парафина в эксплуатационных трубах применяет нагретую нефть, так что техника обычно известна как «промывка горячей нефтью». Нагретая нефть обычно прокачивается через кольцеобразный зазор между скважиной и эксплуатационной трубой, и затем обратно на поверхность через эксплуатационную трубу для удаления парафиновых отложений в эксплуатационной трубе. Этот тип подхода может быть безопасно использован только для эксплуатационных труб и для парафиновых отложений выше скважинных перфорационных отверстий в содержащую углеводород породу. Иначе нагретая сырая нефть может перенести некоторое количество расплавленного парафина в породу, где он может остыть и затвердеть в поровых пространствах, закупорив породу. Методики, в которых используется нагретая нефть, могут также использоваться для улучшения удаления парафиновых отложений из трубопровода.

Одной из альтернатив использованию нагретой нефти является использование нагретой воды. Вода имеет большую теплоемкость, чем нефть, и эта теплоемкость может быть использована для переноса большего количества тепловой энергии для плавления парафина. Таким образом, парафиновые отложения могут быть термически удалены горячей водой. Однако горячая вода не растворяет и не разжижает парафин, так что вода и расплавленный парафин могут образовывать нежелательную водно-нефтяную эмульсию. Другим недостатком использования горячей воды является то, что она может благоприятствовать коррозии металлических трубопроводов.

В патенте США №3437146, опубликованном 8 апреля 1969 года авторами Clifford R. Everhart и Audra B. Cary, реферат описывает раскрытие способа удаления парафиновых отложений из эксплуатационной скважины, включающего в себя нагнетание нагретого растворителя на основе ксилольных кубовых остатков в скважину при достаточно высокой температуре, так что растворитель находится при температуре 150°F (65°C), когда он соприкасается с разрабатываемой породой, и, затем, извлечение растворителя и растворенного парафина.

Органические растворители, такие, как горячий ксилол, способны растворять парафины и асфальтены, но не неорганические вещества в парафиновых отложениях.

Были сделаны многочисленные попытки по устранению нарастания парафина во вмещающих углеводород подземных породах и в трубопроводах для добычи или транспортировки углеводорода.

В патенте США №4178993, опубликованном 18 декабря 1979 года авторами Edwin A. Richardson и Ronald F. Scheuerman, реферат описывает раскрытие способа инициирования разработки газовой скважины, которая удерживалась от разработки гидростатическим давлением содержащейся в ней жидкости, путем нагнетания водосодержащей жидкости, содержащей реагенты, которые образуют газообразный азот внутри скважины или резервуара, и выталкивают достаточно воды из скважины для понижения гидростатического давления ниже давления жидкости в прилегающей части резервуара, что заставляет жидкость течь из резервуара в скважину. Далее, этот патент раскрывает, что образующая газообразный азот смесь может быть водным раствором хлорида аммония и азотистокислого натрия; или водным раствором мочевины и гипохлорита натрия; или водным раствором мочевины и азотистокислого натрия.

В патенте США №4219083, опубликованном 26 августа 1980 года авторами Edwin A. Richardson, Ronald F. Scheuerman и David C. Berkshire, реферат раскрывает пиковый обратный ток жидкости через перфорационные отверстия в обсадной колонне скважины, который вызывается химическим способом путем нагнетания в окружающий резервуар раствора, который содержит (a) реагенты для получения газообразного азота, (b) сдерживающий реакцию щелочной буфер, и (c) pH-понижающий реагент, который способен впоследствии разрушить буфер, так что быстрое образование газа и тепла вызывает импульс обратного тока жидкости в скважину. Далее, этот патент дополнительно раскрывает то, что реагенты для получения газообразного азота могут быть азотсодержащим составом и окисляющим реагентом, содержащим водорастворимые соли, соответственно гидроксид аммония и азотистой кислоты.

В патенте США №4330037, опубликованном 18 марта 1982 года авторами Edwin A. Richardson и Walter B. Fair, Jr., реферат описывает то, что часть подземного нефте- и водосодержащего резервуара одновременно нагревают химическим способом и селективно повышают их эффективную проницаемость для нефти путем нагнетания раствора составов, содержащих ионы аммония и ионы нитритов, которые вступают в экзотермическую реакцию для получения газообразного азота, и буфера, управляющего скоростью протекания реакции. Концентрация реагентов и скорость нагнетания раствора подбираются для обеспечения избирательного увеличения температуры внутри выбранной части резервуара.

В патенте США №4399868, опубликованном 23 августа 1983 года авторами Edwin A. Richardson и Walter B. Fair, Jr., в реферате описывается раскрытие того, как каналы протекания жидкости между стволом скважины и подземным резервуаром, которые являются закупоренными и залитыми относительно плотным рассолом, которые могут быть приведены в соприкосновение с теплом и нефтяным растворителем путем введения водного раствора, производящего газообразный азот, являющегося одновременно реакционноспособным при температуре резервуара и более плотным, чем рассол в скважине, и протекание чередующихся порций данного раствора и жидкого масляного растворителя в зону, подвергаемую обработке. Далее, этот патент раскрывает, что твердые материалы, которые закупоривают такие каналы жидкости, обычно являются теплочувствительными и растворимыми в нефтяных растворителях материалами, такими, как парафиновые и/или асфальтеновые частицы. Жидкость содержит достаточно полностью растворенных частиц для обеспечения плотности раствора, превышающей плотность рассола в скважине, так что значительная часть нагревающего раствора проникает в столб раствора в скважине и вступает в реакцию с получением тепла и газа, которые контактируют с закупоренными каналами жидкости.

В патенте США №4380268, опубликованном 19 апреля 1983 года автором Keith R. Martin, реферат описывает раскрытие того, как извлечение газа и нефти улучшается путем удаления парафинов и других углеводородов из скважины путем очистки скважины водой, содержащей полимер первичного спирта и этиленоксида и силикат натрия. Далее, патент описывает то, что моющее обезжиривающее средство содержит полимер нормальной цепи линейного углеродного спирта, этоксилированного этиленоксидом.

В патенте США №4755230, опубликованном 5 июля 1988 авторами Jefferson P. Ashton; Hal W. McSpadden; Tara T. Velasco; Hang T. Nguyen, реферат описывает раскрытие способа для удаления парафиновых отложений внутри углеводородного транспортного трубопровода, такого, как подводный трубопровод. Способ включает этапы, на которых вводят в изолированный участок трубопровода, содержащего парафин, заранее определенное количество эмульгированной смеси водного раствора и углеводородного раствора. Состав, используемый в способе, включает в себя водный раствор, который содержит компоненты для получения азота in situ вместе с достаточным количеством буферной pH-регулирующей добавки для получения буферного pH-значения для водного раствора с целью отсрочить время протекания реакции генерирующих азот компонентов до уровня, позволяющего вводить компоненты в изолированный участок до завершения любой значительной части реакции, необходимой для осуществления теплового плавления парафиновых отложений. В предпочтительной форме, кристаллический модификатор может быть добавлен в углеводородный раствор. После обработки растворы, содержащие растворенный парафин, удаляются из изолированной секции трубопровода. Далее, патент раскрывает, что компоненты для получения азота содержат нитрит натрия в концентрации в диапазоне от примерно 3 до примерно 10 молей; и нитрат аммония в молярной концентрации примерно равной выбранной для нитрита натрия.

Работа J.P. Ashton и других, озаглавленная «In Situ Heat System Stimulates Paraffinic Crude Producers in Gulf of Mexico», в SPE Production Engineering, май 1989, страницы 157-160, описывает тепловую стимуляцию скважин с целью удаления парафиновых повреждений посредством генерации тепла, вызванной экзотермической химической реакцией, в водной фазе, с температурой образовавшегося рассола, достигающей 248°F (120°C). Скорость реакции регулируется так, чтобы генерировать заранее определенное количество тепла на заранее установленной глубине скважины. Нагнетание горячего рассола в разрабатываемую породу создает нагретую область вокруг скважинных перфорационных отверстий. Радиальная протяженность нагретой области является функцией от объема закачанного нагретого рассола. Поскольку тепло передается посредством вертикального переноса через перфорированный интервал, области породы с низкой проницаемостью также в равной мере нагреваются. Экзотермическая реакция использует нитрит натрия и нитрат аммония в водном растворе, продуктами реакции являются азот, вода и нитрат натрия. Получающийся рассол не считается вредным для породы. Реакция происходит как только смешиваются составляющие соли, в присутствии HCl в качестве катализатора, управление реакцией осуществляется путем поддержания pH раствора в диапазоне от 5,0 до 8,0. Реакция проходит быстрее при более низком pH. Регулирование выражается в том, что реакция начинается постепенно и развивается медленно, поскольку раствор прокачивается через эксплуатационную колонну с постоянной скоростью. Около 61 метра над перфорационными отверстиями скорость реакции увеличивается, и получается огромное количество тепла, температура увеличивается до теплового максимума, тепло переходит в окружающую среду с одновременным понижением температуры отработанного раствора.

В патенте США №5183581, опубликованном 2 февраля 1993 года авторами Carlos N. Khalil; Regis K. Romeu; Andre Rabinovitz, реферат описывает раскрытие процесса, основанного на Системе/Эмульсии генерации Азота в присутствии органических растворителей, которые являются полезными для депарафинизации разрабатываемых пород. Генерация тепла с помощью азотной реакционной системы и органических растворителей дает увеличение для термохимической, синергической системы долгосрочного удаления вызванных парафинами повреждений, причем скорость добычи нефти восстанавливается и даже увеличивается. Патент конкретно описывает способ депарафинизации разрабатываемых пород с помощью генерирующей азот эмульсионной водно-нефтяной системы, который включает этапы, на которых: (a) подготавливают водный раствор NH₄Cl, имеющий концентрацию от 4,0 до 6,0 М; (b) подготавливают водный раствор NaNO₂, имеющий концентрацию от 5,0 до 9,0 М; (c) подготавливают смесь органических растворителей для достижения горячего растворения парафинового повреждения; (d) добавляют эмульгатор в смесь органических растворителей, так что концентрация эмульгатора в смеси находится между 0,5 и 2,0%; (e) добавляют 96-процентную уксусную кислоту к раствору NH₄Cl; (f) добавляют 50% эмульгированной смеси органических растворителей, подготовленной на этапе (d), в NH₄Cl и 50% смеси в раствор NaNO₂, получая тем самым эмульсии NH₄Cl и NaNO₂ соответственно, при этом они должны постоянно перемешиваться; (g) закачивают в скважину одновременно эмульсии NH₄Cl и NaNO₂, формируя смесь равномолярных количеств NH₄Cl и NaNO₂ и инициируя эквимолярную реакцию между компонентами смеси, причем эта смесь производит азот и тепло, когда pH поддерживается между 4,5 и 5,8; и (h) после закачивания обрабатывающей жидкости, удаляют ее из скважины с помощью водной солевой жидкости.

В патенте США №5484488, опубликованном 16 января 1996 года авторами Paul R. Hart и Michael J. Brown, реферат описывает раскрытие способов для удаления парафиновых отложений с поверхностей промыслового эксплуатационного оборудования во время добычи нефти путем расплавления и последующего разрушения отложений. Эти способы используют кислотный состав и нейтрализующий состав, которые реагируют экзотермически, расплавляя отложение и образуя диспергатор для удаления расплавленных фрагментов отложения.

В патенте США №5639313, опубликованном 17 июня 1997 автором Nagib Khalil, реферат описывает раскрытие способа термохимической депарафинизации углеводородного транспортного трубопровода, который включает после оценки внутреннего эффективного объема трубопровода обработку содержащего парафин трубопровода водно-нефтяной эмульсией, одновременно с эксплуатационным потоком. Эмульсия содержит неорганические реагенты, которые производят азот и тепло, которое разжижает парафиновое отложение, которое в дальнейшем выводится с помощью очистных фильтров. Количество удаленного парафина становится известным путем оценки получившегося внутреннего эффективного объема.

В диссертации, озаглавленной «Fused Chemical Reactions to Remediate Paraffin Plugging in Sub-Sea Pipelines», автор Due Anh Nguyen, руководитель H. Scott Fogler, опубликованной в августе 2004 года Университетом Мичигана, ISBN 0-496-69361-2, реферат описывает, как схема рассчитанного по времени высвобождения катализатора лимонной кислоты была применена для осуществления высоко экзотермической реакции между хлоридом аммония и нитритом натрия в системе химической реакции в расплаве (FCR). Рассчитанное по времени высвобождение было достигнуто путем инкапсуляции кислотного катализатора в желатиновые капсулы с последующим покрытием капсул водорастворимым полимером. Высоко экзотермическая FCR система показала себя пригодным решением для очень дорогостоящей проблемы отложения парафина во время операций добычи и транспортировки сырой нефти в подводных трубопроводах. Изучение экзотермической реакции в изотермическом реакторе показывает, что ионы водорода катализируют реакцию путем изменения концентрации реагирующих веществ, но не путей реакции. Этап ограничения скорости включает в себя S_N2 реакцию между водным раствором аммиака и трехокисью азота для получения нитрозамина. Активационная энергия реакции, как было найдено экспериментально, составляет примерно 65,7 кДж/моль, что очень хорошо совпадает (в пределах 11%) со значением, полученным из молекулярного моделирования. Облегченная диффузия водорода из полимерной поверхности является главным процессом, который определяет этап ограничения скорости, а также общую скорость растворения полимера. Эффект облегченной диффузии значительно увеличивается с начальным увеличением концентрации носителей и стремится к пределу при высокой концентрации носителей. Однако есть оптимальные значения для pK_a носителей и pH раствора, которые дают максимальный облегчающий эффект. Однородная химико-диффузионная модель может предсказывать профили концентрации всех веществ на протяжении диффузионного граничного слоя и скорости растворения полимеров, которые хорошо согласуются с экспериментальными результатами. Была достигнута хорошая согласованность между модельными и экспериментальными результатами для FCR системы и в периодических, и в проточных условиях. Эксперименты в периодическом режиме показывают, что высвобождение тепла управляется толщиной полимерного покрытия и может быть задержано на протяжении 20 часов. Эксперименты в проточном режиме демонстрируют, что FCR системы могут быть управляемыми для получения по месту значительного количества эффективного тепла. Это большое количество эффективного тепла является достаточным для размягчения и расплавления парафиновых отложений. Модель для FCR системы в проточных условиях была также расширена для применения в типичном подводном трубопроводе.

В патенте США №6939082, опубликованном 6 сентября 2005 года автором Benton F. Baugh, реферат описывает раскрытие способа доставки транспорта с дистанционным управлением на дно океана для погружения и передвижения вдоль подводного трубопровода над или под морским дном и циркуляции морской воды, которая нагревается электрически, механически или химически вдоль внешней поверхности трубопровода для расплавления гидратов или парафинов, которые сформировались внутри трубопровода.

В заявке на европейский патент №EP 98300454, опубликованной 4 января 2006, авторами изобретения Celso Rodrigo De Souza и Carlos Nagib Khalil, зарегистрированной 22 января 1998 года и озаглавленной «Улучшенный способ для термохимической депарафинизации линий большой протяженности», независимый пункт формулы изобретения раскрывает способ термохимической депарафинизации транспортного углеводородного трубопровода, содержащего парафиновые отложения, при этом указанный способ включает этапы, на которых: (b) подготавливают указанную эмульсию в указанном трубопроводе при условиях, достаточных для разжижения парафинового отложения и генерации газообразного азота и тепла от реакции указанной окисляющей азотной соли и указанной восстанавливающей азотной соли; и (c) удаления разжиженного парафинового отложения из указанного трубопровода, где активатор задержанной реакции является линейным алифатическим сополиангидридом, растворенным в поляризованном органическом растворителе.

Как продемонстрировано данными опубликованными работами об удалении парафиновых отложений во вмещающих углеводород формациях или в трубопроводах для добычи или транспортировки углеводорода, продолжает иметь место давно ощущаемая необходимость в решении этой проблемы.

Сущность изобретения

В соответствии с одним аспектом изобретения предлагается способ для увеличения температуры секции трубопровода, используемого для добычи или транспортировки углеводорода. Способ включает этапы, на которых: составляют обрабатывающую жидкость, содержащую: (i) несущую жидкость и (ii) первый реагент и второй реагент. Первый реагент и второй реагент выбраны так, что они способны реагировать друг с другом в экзотермической химической реакции; и первый, и второй реагенты находятся, по меньшей мере, в достаточных концентрациях в несущей жидкости для генерации тепла реакции теоретически, по меньшей мере, 1000 кДж/л обрабатывающей жидкости. По меньшей мере, некоторое количество, по меньшей мере, одного из первого и второго реагентов взвешено в несущей жидкости в твердой форме, которая приспособлена для содействия регулированию высвобождения реагента в несущей жидкости. Способ дополнительно включает этап, на котором: вводят обрабатывающую жидкость в секцию трубопровода, используемого для добычи или транспортировки углеводорода.

В соответствии с другим аспектом изобретения предлагается способ для увеличения температуры секции трубопровода, используемого для добычи или транспортировки углеводорода, при этом способ включает этапы, на которых: (i) несущая жидкость; (ii) первый реагент и второй реагент, где первый реагент и второй реагент выбраны так, что они способны реагировать друг с другом в экзотермической химической реакции; и первый, и второй реагенты находятся, по меньшей мере, в достаточной концентрации в несущей жидкости для генерации тепла реакции теоретически, по меньшей мере, 1000 кДж/л обрабатывающей жидкости; и (iii) катализатор для реакции между первым и вторым реагентом, где, по меньшей мере, некоторое количество катализатора взвешено в несущей жидкости в твердой форме, которая приспособлена для содействия регулированию высвобождения реагента в несущую жидкость. Способ дополнительно включает этап, на котором: вводят обрабатывающую жидкость в секцию трубопровода, используемого для добычи или транспортировки углеводорода.

После введения обрабатывающей жидкости в трубопровод обрабатывающей жидкости предпочтительно дают возможность нагревать трубопровод для облегчения расплавления парафиновых отложений. Обрабатывающая жидкость предпочтительно включает в себя жидкий углеводород, который является жидким при обычной температуре и давлении и который может помочь растворению и удалению парафина. Обрабатывающая жидкость затем может быть удалена из секции трубопровода и может помочь удалить парафин из секции трубопровода.

В соответствии с другим аспектом изобретения предполагается способ для регулирования высвобождения, по меньшей мере, одного реагента экзотермической реакции в несущую жидкость. Способ включает этапы, на которых: (a) смешивают реагент с полимерным веществом, где полимерное вещество способно к гидратации, и водой, где доля воды является недостаточной для полной гидратации полимерного вещества, но достаточной для того, чтобы сделать полимерное вещество клейким для улучшения связывания реагента в матрицу; (b) высушивают смесь. Способ предпочтительно дополнительно включает этап, на котором: формируют смесь в гранулы.

В соответствии с еще одним аспектом изобретения предлагается способ для регулирования высвобождения катализатора экзотермической реакции в несущую жидкость, при этом способ включает этапы, на которых: (a) смешивают катализатор экзотермической реакции с полимерным веществом, где полимерное вещество способно к гидратации, и водой, где доля воды является недостаточной для полной гидратации полимерного вещества, но достаточной для того, чтобы сделать полимерное вещество клейким для улучшения связывания катализатора в матрицу; (b) высушивают смесь. Способ предпочтительно дополнительно включает этап, на котором: формируют смесь в гранулы.

В соответствии с еще одним способом изготовления твердого вещества для регулирования высвобождения, по меньшей мере, одного реагента для экзотермической реакции в несущую жидкость способ включает этапы, на которых: (a) смешивают реагент со связующим веществом и (b) формируют смесь в гранулы. Похожий способ может быть использован для содействия регулированию высвобождения катализатора для экзотермической реакции в несущую жидкость. Как он здесь используется, термин «твердый» («твердое вещество», «твердая фаза») означает и соответствует форме вещества, которая, по меньшей мере, изначально, не является растворенной в жидкости. Твердая фаза находится предпочтительно в форме частицы или маленьких гранул, которые могут быть распределены и взвешены в несущей жидкости. Твердая фаза может быть инкапсулирована в твердой форме. Несущая жидкость может иметь загуститель для улучшения суспендирования твердой формы реагента или содержащей реагент.

Твердая форма реагента или содержащая реагент может быть, например, чисто твердой, нерастворимой формой реагента, твердой матрицей вещества с реагентом, внедренным в матрицу, твердой оболочкой жидкого или твердого вещества с реагентом внутри или любой комбинацией в любой пропорции любого одного или более из вышеуказанного. Твердая форма приспособлена для улучшения регулирования начального высвобождения реагента в раствор и/или скоростью высвобождения реагента в раствор. Это помогает управлять началом и/или скоростью реакции между реагентами, что соответственно помогает регулировать время, когда будет высвобождаться тепло реакции. Как описано в кратком описании изобретения, представлены несколько разных примеров методик для получения по меньшей мере одного из реагентов в твердой форме, которые приспособлены для управления смешиванием реагентов в несущей жидкости и генерации тепла реакции.

Эти аспекты изобретения могут быть применены независимо или вместе. Таким образом, методики могут быть использованы для поэтапного осуществления экзотермической реакции, и, тем самым, поэтапного осуществления высвобождения тепловой энергии на протяжении времени.

Также является возможным использовать эти способы в соответствии с изобретением для задержки начала экзотермической реакции, и, тем самым, задержки начала высвобождения тепловой энергии. Это может быть использовано, например, чтобы дать время обрабатывающей жидкости достигнуть требуемой части трубопровода, которая может иметь парафиновые отложения.

Эти и другие предметы, преимущества и аспекты настоящего изобретения станут понятны специалисту в данной области техники по прочтении детального описания предпочтительных вариантов осуществления и рассмотрения чертежей.

Краткое описание чертежей

Прилагаемые чертежи включены в описание и образуют его часть для иллюстрации некоторых примеров настоящего изобретения. Эти чертежи вместе с описанием служат для объяснения принципов изобретения. Чертежи предназначены только для иллюстрации предпочтительных и альтернативных примеров того, как изобретение может быть выполнено и использовано, и не подразумевают ограничивать изобретения иллюстрируемыми и описываемыми примерами. Различные преимущества и признаки изобретения станут понятны из рассмотрения чертежей, на которых:

фиг.1 является упрощенной схемой морской платформы для добычи нефти, имеющей трубопровод к берегу, частично заблокированный парафиновыми отложениями;

фиг.2 является графическим представлением гуар-связанного реагента, который может быть обычно в виде гранул сферической формы, другой (правильной) формы, или неправильной формы, и гуар-связанного реагента, который также имеет покрытие из поливинилового спирта, который растворяется в воде при температуре примерно 120-150°F (49-65°C), которые могут быть использованы в несущей жидкости для осуществления поэтапного высвобождения одного или более реагентов;

фиг.3 является графиком, показывающим управление генерацией тепла, которое может быть достигнуто, где образец с одним из реагентов в твердой форме в виде матрицы с гуар-связанным NaNO₂, которая управляет высвобождением ионов нитрита во времени для реакции с ионами аммония, уже растворенного в растворе;

фиг.4 является теоретическим графиком, показывающим ожидаемое увеличение температуры (°F) во времени (часы) для поэтапного высвобождения твердого нитрита натрия в водный раствор для экзотермической реакции между хлоридом аммония и нитритом натрия, где первая линия, имеющая одиночный температурный пик на примерно 1-м часе, представляет увеличение температуры из-за высвобождения гуар-связанного реагента, вторая пунктирная линия, имеющая одиночный температурный пик на примерно 3-м часе, представляет дальнейшее, вызванное температурой, высвобождение гуар-связанного реагента, который покрыт поливиниловым спиртом («PVA»), третья линия, имеющая два температурных пика на примерно 1-м часе и на примерно 3-м часе, представляет полную температуру раствора;

фиг.5 является графиком, показывающим сравнение гуара, ксантана и карбоксиметилцеллюлозы («CMC») в качестве связующих материалов для регулирования высвобождения одного из реагентов в твердой форме в виде матрицы с гуар-связанным, ксантан-связанным, или СМС-связанным NaNO₂, которая управляет высвобождением ионов нитрита во времени для осуществления реакции с ионами аммония, ранее растворенного в растворе;

фиг.6 является графиком, показывающим управление генерацией тепла, которое может быть достигнуто с помощью одного из реагентов в форме твердого, нерастворенного струвита с хелатирующим веществом для способствования медленному растворению струвита и, тем самым, высвобождению ионов аммония для реакции с уже растворенным в растворе NaNO₂.

фиг.7 является графиком, показывающим управление генерацией тепла, которое может быть достигнуто, когда хлоридом аммония сначала пропитывают диатомит, а затем покрывают агентом медленного высвобождения на основе смолы, которое управляет высвобождением ионов аммония во времени для реакции с ионами нитрита, ранее растворенного в растворе; и

фиг.8 является графиком задержанного процесса экзотермической реакции, где начало экзотермической реакции задерживается с помощью задержанного высвобождения кислотной системы, но последующая реакция является неуправляемой.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

Изобретение обеспечивает новые способы для управления экзотермической реакцией в обрабатывающей жидкости, которые могут быть использованы для облегчения растворения и очистки парафиновых образований в трубопроводах, используемых для добычи или транспортировки углеводорода. Эти парафиновые отложения приводят к уменьшению потока сырой нефти и при экстремальных условиях приводят к полной закупорке трубопроводов, как это обсуждалось выше и как проиллюстрировано на фиг.1.

«Воск» является легкоплавкой органической смесью или составом с относительно большим молекулярным весом, твердым при комнатной температуре и, как правило, похожим по составу на жиры и масла, за исключением того, что он не содержит глицеридов. Некоторые воски являются углеводородами; другие являются сложными эфирами жирных кислот и спиртов. Они относятся к кла