DE69713807T2

DE69713807T2 - Online thermochemisches verfahren zum entwachsen von ölexportrohrleitungen

Info

Publication number: DE69713807T2
Application number: DE69713807T
Authority: DE
Inventors: Nelson De Oliveira Rocha; Cristina Ferreira Leite; Nagib Khalil
Original assignee: Petroleo Brasileiro SA Petrobras
Current assignee: Petroleo Brasileiro SA Petrobras
Priority date: 1997-01-21
Filing date: 1997-10-01
Publication date: 2003-02-27
Anticipated expiration: 2017-10-02
Also published as: CN1080363C; BR9700727A; JP3889056B2; DE69713807D1; EP0956427A1; CO5021158A1; ES2176781T3; AU4372997A; JP2001507770A; US5891262A; WO1998031917A1; CN1238023A; CA2275711C; ID19541A; CA2275711A1; EP0956427B1; AR009240A1

Description

Die Erfindung betrifft einen online-thermochemischen Prozess zum Entparaffinieren von Ölexport-Pipelines. Spezifischer betrifft die Erfindung einen online-thermochemischen Prozess zum Entparaffinieren von großen Ölexport-Pipelines, für welche keine Alternative zu dem Ablass von wie-erzeugtem Öl während der Entparaffinierungsbehandlung besteht. Der vorhandene Entparaffinierungsprozess wird mit Hilfe eines Stickstoff erzeugenden Systems bewirkt (SGN, herstammend von dem portugiesischen Ausdruck "Sistema Gerador de Nitrogenio") in Gegenwart eines Lösungsmittels, welches das produzierte oder exportierte Petroleumöl ist. Die Förderung von Öl wird nicht während der Entparaffinierungsbehandlung unterbrochen.
In Abhängigkeit von den physikalischchemischen Charakteristika des in Unterseeleitungen zu exportierenden Petroleumöls tritt das gut bekannte Paraffinniederschlag-/Paraffinierungsphänomen auf mit einem konsequenten Verlust an Ladung und Erhöhung der Kosten. Das Paraffinniederschlagsphänomen schließt grundlegend den graduellen und progressiven Niederschlag über die Paraffinreihen organischer Verbindungen ein. Daher zeigen geförderte Öle mit Paraffingehalten höher als 3 Gew.-% ein hohes Niederschlagspotential für Paraffin, wenn sie den Fließbedingungen und den Charakteristiken des Untersee-Fließschemas ausgesetzt werden.
Der Niederschlagsprozess ist nah mit den niedrigen Temperaturen am Meeresgrund, dem Temperaturgradient zwischen dem Öl und dem Meerwasser über die gesamte Unterseeleitung, den Strömungsraten von Öl und Gas, der Scherdispersion und zu einem geringeren Ausmaß der Graviationssegregation und der Braun'schen Bewegung verwandt. Die Erzeugung von Paraffinkristallen ist mit Wachs (Wachserscheinungstemperatur) assoziiert, welche definiert ist als "höchste Temperatur, bei welcher die Erzeugung einer Feststoffphase in Öl ausgelöst wird, wenn immer Öl der vorherigen thermischen Behandlung und einer gesteuerten Kühlrate unter isobaren Bedingungen unterworfen wird."
Das US-Patent 4,755,230 lehrt die Anwendung von Wärme und einer stickstofferzeugenden Reaktion zum Entparaffinieren von Kohlenwasserstoff-Transmissionsleitungen mit Hilfe einer Öl-in- Wässer Emulsion und HCl als Aktivator für die stickstoff- und wärmeerzeugende Reaktion. Der Prozess erfordert weiterhin die Verwendung eines kristallinen Modifikators, um den Trübungspunkt der Paraffine so niedrig als möglich zu halten, um deren Wiederausfällung in der Leitung nach dem Abkühlen zu vermeiden. Dieser Prozess erfordert, dass der paraffinenthaltende Bereich der Leitung vom Rest der Leitung isoliert sein soll. Die bewirkte Prozessführung kann eine Situation ergeben, bei welcher der paraffinische Niederschlag einfach innerhalb der Leitung versetzt wird, ohne wirksam abgezogen zu werden. Auch kann die Richtung, in welche die Behandlungslösung gepumpt wird, einen Pfropfen an einem Ende der Leitung verursachen, so dass ein Leitungsfehler aufgrund von überflüssigem Druck auftreten kann.
GB-B-2,276,218 des Anmelders, welche hier vollständig als Referenz eingeführt wird, betrifft das Entparaffinieren von Leitungen bis zu 4 inches (10,16 cm) Durchmesser und 10 km Länge mit Hilfe von stickstofferzeugendem System/Emulsion unter Verwendung von Essigsäure als Aktivator mit verzögerter Wirkung. Die Lösungen aus stickstoff- und wärmeerzeugenden Salzen werden in einem Prozessschiff hergestellt, und jede Salzlösung wird in einem getrennten Gefäß erzeugt.
US-A-5,824,160 des Anmelders, welche hier vollständig als Referenz eingeführt wird, betrifft das Entparaffinieren von Leitungen bis zu 50.000 Metern Länge und einem Innendurchmesser von bis zu 12 Inches (30,48 cm) unter Verwendung eines stickstofferzeugenden Systems, bei welchem der Aktivator mit verzögerter Wirkung für die stickstoff- und wärmeerzeugende Reaktion ein Polyadipinsäureanhydrid mit gesteuerter Hydroabbaufähigkeit ist. Bei dem in US-A-5,824,160 gelehrten Verfahren werden Lösungen aus Stickstoffsalzen in einem einzelnen Gefäß auf der Produktionsplattform hergestellt. Die Salz enthaltende Lösung wird durch Zugabe von NaOH stabilisiert und mit einem organischen Lösungsmittel emulgiert. Der Aktivator mit verzögerter Wirkung wird der Emulsion aus Stickstoffsalzen zugeströmt. Das organische Lösungsmittel ist beispielsweise Kerosin. Die Prozesserfordernisse umfassen das Entleeren oder anderweitige Entfernen der gesamten in der Leitung enthaltenen Ölmenge. Die Behandlungsflüssigkeit wird anschließend in die Leitung gepumpt entweder aus einer Takelanlage, der Plattform selbst oder über eine Hilfsleitung, und man läßt anschließend die Flüssigkeit auf den Paraffinniederschlag einwirken für eine Zeitperiode, die erforderlich ist für die Entwicklung der chemischen Reaktion zwischen den Stickstoffsalzen und für die Verflüssigung des Niederschlags. Die verbrauchten Flüssigkeiten und das emulgierte Paraffin werden wiedergewonnen und die Ölförderung wird wiederaufgenommen.
Daher erfordern die Prozesse aus dem Stand der Technik entweder einen teuren Schiff-Service gemäß GB-B-2,276,218 oder die Unterbrechung der Ölförderung gemäß US-A-5,824,160 und bedeuten ernsthafte prozessökonomische Nachteile. Weiterhin können diese Prozesse nicht auf Ölexport-Pipelines angewandt werden, welche keine Alternativen für die Entnahme von gefördertem Öl während der Entparaffinierungsbehandlung aufweisen.
Daher besteht beim Entparaffinieren von Leitungen die Notwendigkeit für einen thermochemischen Prozess unter Verwendung eines stickstofferzeugenden Systems zum Entparaffinieren von Ölexport-Pipelines in großem Ausmaß, bei welchem eine Lösung aus stickstoff- und wärmeerzeugenden Salzen mit dem wie geförderten Öl gemischt werden können. Dies würde eine Unterbrechung der Ölförderung ebenso wie die Notwendigkeit von teuren Petroleumfraktionen als Lösungsmittel vermeiden und stellt große Ersparnisse dar. Es wird angenommen, dass das erfindungsgemäße Verfahren diese Notwendigkeit erfüllt.
Allgemein gesprochen betrifft die Erfindung ein thermochemisches Verfahren, welches so ausgestaltet ist, dass es online Wachs- oder Paraffinniederschläge aus einer Kohlenwasserstoff- Export-Pipeline abzieht mit Hilfe eines stickstofferzeugenden Systems, bei welchem der thermochemische Effekt eine enge Berührung mit Paraffinniederschlägen und verwendetem Petroleumöl als Lösungsmittel und mit der durch die Stickstoffreaktanten chemisch erzeugten Wärme und dem Stickstoff bewirkt.
Das online-thermochemische Verfahren zum Entparaffinieren von Ölexport-Pipelines mit Hilfe eines stickstofferzeugenden Systems umfasst folgende Schritte:
a) Entnehmen einer Probe von durch die Pipeline strömendem Öl und bestimmen von WAT (Wachsauftretungstemperatur) des Öls, Bestimmen der Tendenz des Öls, Paraffin in der Pipeline abzulagern und Identifizieren des Orts der paraffinischen Masse in der Pipeline;
b) Dimensionieren des Entparaffinierungsprozesses durch Bestimmen der Menge an erforderlichem Öl, um die paraffinische Masse in der Pipeline zu fluidisieren;
c) kontinuierliches Pumpen einer Behandlungsflüssigkeit durch die Pipeline, umfassend eine wärme- und stickstoffgaserzeugende Salzlösung, das Öl und einen Aktivator mit verzögerter Wirkung in einer ausreichenden Menge, um das Entparaffinieren der Pipeline zu bewirken, während Öl gefördert wird.
Vor Schritt c) wird ein Pilot-Entparaffinierungstest typischerweise durchgeführt, um die Menge der Salzlösung und des Aktivators zu bestimmen, welche erforderlich ist, um das Entparaffinieren zu bewirken.
Nach dem Ende des Pumpens wird in einem Terminal die verbrauchte von der Behandlung stammende Flüssigkeit, das paraffinreiche Öl und die verbrauchte wässrige Lösung in flüssiger Form gesammelt.
In der Erfindung, welche einen thermochemischen Prozess für das Entparaffinieren in großem Maßstab von Ölexport- Pipelines unter Verwendung des stickstofferzeugenden Systems SGN darstellt, wird die Lösung aus stickstoff- und wärmeerzeugenden Salzen mit dem zu fördernden Öl gemischt, ohne die Förderung zu unterbrechen. Der vorliegende Prozess ist daher ein Online-Entparaffinierungsprozess, welchen die Anmelder "SGN/ON LINE" nennen. Die Aktivierung der Reaktion zwischen den Stickstoffsalzen kann erreicht werden durch Zugeben von Essigsäure oder einer zuvor emulgierten Essigsäure.
Daher schafft die Erfindung ein online-thermochemisches Verfahren zum Entwachsen von Ölexport-Pipelines unter Verwendung eines stickstofferzeugenden Systems, worin das Lösungsmittel für die innerhalb der Pipeline niedergeschlagenen Paraffine das zu fördernde oder exportierende Petroleumöl ist.
Die Erfindung schafft auch ein Einstrom-thermochemisches Verfahren zum Entwachsen in großem Maßstab von Ölexport- Pipelines, wobei das Verfahren bewirkt wird, ohne die Ölförderung zu unterbrechen und es nicht notwendig ist, Petroleumfraktionen als Lösungsmittel für Paraffin zuzugeben, so dass Kosten in hohem Maße erspart werden.

Kurze Beschreibung der Zeichnung

Graph (I) zeigt das Phasendiagramm einer Lösungsmittel/Paraffin-Mischung, wobei das Paraffin-Lösungsmittel entweder Flugzeug-Kerosin wie im Stand der Technik ist oder die Petroleum-Mischung gemäß der Erfindung. Es wird auf eine Petroleum-Mischung Bezug genommen, da das als Paraffin-Lösungsmittel verwendete Öl im Kontext der Erfindung eine Mischung oder eine physikalische Mischung aus Petroleumöl aus verschiedenen Bohrlöchern ist, beispielsweise von drei oder mehreren Bohrlöchern. Graph (I) zeigt, dass Paraffin als Lösungsmittel verwendet wird, obwohl der Schmelzpunkt von Paraffin in der Mischung ein wenig niedriger ist, als im Fall von Kerosin, und dies zeigt eine etwas niedrigere Effizienz der Petroleum-Mischung als Paraffin-Lösungsmittel an, und es besteht ein großer ökonomischer Vorteil bei Verwendung des geförderten Petroleumöls als Lösungsmittel.

Offenbarung der Erfindung

In der Beschreibung und den Ansprüchen der Erfindung ist die Flüssigkeit zum Entparaffinieren oder die Behandlungsflüssigkeit diejenige Flüssigkeit, die erhalten wird aus einer Lösung aus Stickstoffsalzen, welche Stickstoffgas und Wärme erzeugen, wie Natriumnitrit und Ammoniumchlorid oder Natriumsulfat und Ammoniumchlorid, wobei die stickstoff- und wärmeerzeugende Reaktion mit Hilfe eines Aktivators mit verzögerter Wirkung, wie Essigsäure, ausgelöst wird.
Das erfindungsgemäße thermochemische Verfahren mit Hilfe des stickstofferzeugenden Systems kombiniert die Effekte des Lösevermögens, der Bewegung und der Wärme, um effektiv Paraffinniederschläge in Ölexport-Pipelines zu verflüssigen. Das Verfahren ist insbesondere auf Ölexport-Pipelines gerichtet, welche keine Unterbrechungen bei der Ölförderung während der Behandlung erlauben. Das Verfahren ist auf das Entparaffinieren in großem Maßstab von nicht geerdeten, geerdeten oder Untersee- Ölexport-Leitungen gerichtet, welche Petroleumöl oder dessen Fraktionen oftmals unter verminderten Temperaturen, beispielsweise Temperaturen unterhalb von 10C, transportieren. Das in dem Verfahren verwendete Stickstoffgas und die Wärme werden erzeugt durch Reaktion zwischen Stickstoffsalzen in Gegenwart eines Aktivators mit verzögerter Wirkung. Beispielsweise stammt die Stickstoffgas- und Wärmeerzeugung aus der Reaktion zwischen Nitrit- und Ammoniumionen, welche in den wässrigen Lösungen solcher Salze vorhanden sind. Das in der Behandlungsflüssigkeit verwendete Lösungsmittel ist das geförderte oder exportierte Petroleumöl selbst.
Die stickstoff- und wärmeerzeugende wässrige Lösung enthält: a) eine Verbindung umfassend wenigstens ein Stickstoffatom, an welches wenigstens ein Wasserstoffatom gebunden ist, wobei diese Verbindung fähig ist, schnell und exotherm in wässriger saurer Lösung zu oxidieren, um so Wärme, Stickstoffgas und Nebenprodukte, welche flüssig oder gelöst sind, zu erzeugen, während sie weitgehend gegenüber der Pipeline inert sind; b) wenigstens ein Oxidationsmittel, welches fähig ist zum Oxidieren der Verbindung aus a); und c) ein Puffersystem, welches fähig ist, den pH der Lösung bei etwa 7,0 bis 7,5 aufrechtzuerhalten.
Bevorzugte Beispiele der Kombinationen a) und b), welche im vorliegenden Verfahren nützlich sind, schließen Ammoniumchlorid und Natriumnitrit (C + N-Lösung) und Ammoniumsulfat und Natriumnitrit (C + S-Lösung) ein. Bei einer bevorzugten Ausführungsform wird ein organisches Lösungsmittel, welches im vorliegenden Verfahren das zu erzeugende Öl ist, den Salzlösungen zugegeben. Die wässrige Lösung aus Stickstoffsalzen wird in einer molaren Konzentration bis zu 4, 5 molar in jedem der Salze verwendet.
Das Konzept der Behandlung von Ölexport-Pipelines gemäß der Erfindung basiert auf der irreversiblen Fluidisierung des Paraffinniederschlags, wobei die Fluidisierung aus den simultanen Wirkungen der Erhöhung der Temperatur der Flüssigkeit, der internen Turbulenz während des Strömens, ebenso wie von der Zugabe des Paraffinniederschlags zu dem im Verfahren verwendeten Petroleumöl, herrührt.
In der Erfindung bedeutet "Stromleitung" oder "Förderleitung" die Leitung, welche das Öl aus dem Bohrloch zu der Plattform transportiert, während der Ausdruck "Ölexport-Pipeline" die Leitung bedeutet, welche gefördertes, behandeltes und in dem Plattformseparator abgetrenntes Öl zu einem Terminal oder einem Tankschiff transportiert. Im allgemeinen ist der Durchmesser der Ölexport-Pipeline größer als derjenige der Förderleitung, beispielsweise beträgt er 8 Inches (20,32 cm) für die Ölexport-Pipeline gegenüber 4 Inches (10,16 cm) für die Förderleitung.
In der Erfindung ist das als Lösungsmittel verwendete Petroleumöl typischerweise eine Mischung aus Petroleumölen, welche aus verschiedenen Bohrlöchern, beispielsweise aus drei Bohrlöchern, gesammelt wurde. Die Mischung wird vom Gas und Wasser in dem Plattformseparator abgetrennt und über die Ölexport-Pipeline exportiert.
In der Beschreibung bedeutet der Ausdruck "die in dem geförderten Öl emulgierte Lösung aus Stickstoffsalzen" nicht, dass ein Emulgator zu der Lösung aus Stickstoffsalzen zugegeben ist. Aktuell ist es die durch das Stickstoffgas erzeugte Turbulenz, welche auf natürliche Weise die Lösung der stickstoff- und wärmeerzeugenden Salze im Petroleumöl (nicht stabile Emulsion) emulgiert.
Die im vorliegenden thermochemischen Verfahren verwendete Behandlungsflüssigkeit umfasst weitgehend eine Lösung aus Stickstoffsalzen, welche Ammoniumchlorid und Natriumnitrit oder Ammoniumsulfat und Natriumnitrit, welche im Strom des geförderten Öls emulgiert sind, wobei das geförderte Öl auf die Ausgangstemperatur des Öl-Gas-Separators der Plattform erwärmt wird. Wie schon in GB-B-2,276,218 und US-A-5,824,160 erwähnt, auf welche hier vollständig Bezug genommen wird, werden die Lösungen aus im Strom des geförderten Öls emulgierten Stickstoffsalzen in Konzentrationen hergestellt, welche die für das Entparaffinieren erforderliche Erzeugung von Stickstoffgas und Wärme optimieren.
Im allgemeinen ist die Lösung bis zu 4, 5 molar für jedes der Stickstoffsalze. Es wird ein einziges Gefäß für die Herstellung der Stickstoffsalzlösungen verwendet. Um die Lösung stabil zu halten, wird der pH zwischen 7,0 und 7,5 mit Hilfe einer gesteuerten Zugabe einer NaOH-Lösung gehalten.
Das vorliegende Verfahren verwendet das Konzept einer Aktivierung mit verzögerter Wirkung, basierend auf der Tatsache, dass die Stickstoffsalze nicht per se reagieren, um die gewünschte Menge an Stickstoff und Wärme zu erzeugen, wodurch ein Aktivator erforderlich wird. Jedoch wird darauf hingewiesen, dass diese Aktivierung nicht sofort oder unverzüglich stattfinden sollte, das die Notwendigkeit reaktionsfreier Perioden zwischen den Salzen besteht, entsprechend der Pumpperiode des erforderlichen Volumens der Behandlungsflüssigkeit. Gemäß der Länge der erforderlichen Verzögerung kann der Aktivator mit verzögerter Wirkung entweder konzentrierte Essigsäure (100%) oder zuvor emulgierte konzentrierte Essigsäure sein, beispielsweise wird eine Wasser-in-Öl-Emulsion hergestellt basierend auf Essigsäure, Wasser und einem aliphatischen Kohlenwasserstoff, wie Pentan, Hexan oder einer Petroleumfraktion wie Dieselöl, und einem Emulgator oder oberflächenaktiven Mittel.
Der Aktivator mit verzögerter Wirkung für die Reaktion der Wärme- und Stickstofferzeugung kann solch einer sein, wie in US-A-5,824, 160 gelehrt wird, d. h. ein Polyanhydrid mit kontrollierter Hydroabbaubarkeit, welches als Lösung verwendet wird. Herkömmliche Essigsäure kann verwendet werden, wie dies in GB-B-2,276,218 beschrieben ist. Es können auch die aus US 5,183,581 bekannten emulgierten Säuren verwendet werden.
Bei einer Ausführungsform der Erfindung kann die Reaktion mittels konzentrierter Essigsäure aktiviert werden, welche in Mengen von 0,15 bis 0,50 Vol.-%, bezogen auf das Gesamtvolumen der Behandlungsflüssigkeit, verwendet wird.
Bei einer weiteren Ausführungsform kann eine Wasser-in-Öl- Emulsion verwendet werden, hergestellt aus Essigsäure/Wasser/aliphatischem Kohlenwasserstoff in Mengen von 0,75 bis 1,25 Vol.-% bezogen auf das Gesamtvolumen der Behandlungsflüssigkeit.
Gemäß dieser Ausführungsform ist der Aktivator eine Lösung aus konzentrierter Essigsäure (bei 100%) in Wasser in Gegenwart eines aliphatischen Kohlenwasserstoffs, welcher eine Wasser-in- Öl-Emulsion in Gegenwart eines oberflächenaktiven Mittels bildet. Der aliphatische Kohlenwasserstoff ist typischerweise ein C&sub5;-C&sub7; geradkettiger Kohlenwasserstoff, wie n-Pentan, n-Hextan oder n-Heptan, oder eine Petroleumfraktion, wie Dieselöl. Der aktive Bestandteil des Aktivators ist Essigsäure. Die interne oder wässrige Phase der Emulsion ist aus Wasser und Essigsäure in einem 1 : 1-Volumenverhältnis gebildet. Die externe Phase oder Ölphase kann beispielsweise Dieselöl sein. Die relativen Mengen der internen und externen Phase können in weiten Grenzen variieren, vorausgesetzt, dass die notwendige Stabilität der externen Phase intakt gehalten werden kann. Daher beträgt die untere Grenze für die Menge der externen Phase 25 Volumenteile, und die verbleibenden 76 Volumenteile bestehen aus 37,5 Teilen Wasser und 37,5 Teilen konzentrierter Essigsäure. In der oberen Grenze wird die externe Phase 75 Volumenteile enthalten, während die interne Phase 12,5 Teile Wasser und 12,5 Teile konzentrierter Essigsäure enthalten wird.
Eine bevorzugte volumetrische Menge für den Aktivator beträgt 20 Teile Wasser/20 Teile Essigsäure/60 Dieselöl plus ein oberflächenaktives Mittel.
Die zu verwendende Menge der Aktivatoremulsion ist eine Funktion der Menge des aktiven Bestandteils, d. h. der in der Emulsion vorhandenen Essigsäure. Falls beispielsweise die Aktivierungsemulsion eine geringere Menge an Essigsäure enthält, sollte eine höhere volumetrische Menge verwendet werden, um zu einer gegebenen Aktivierung zu führen. Daher entspricht eine Emulsion aus 20 Teilen Wasser/20 Teilen Essigsäure/60 Teilen Dieselöl, welche mit 1 Vol.-% der gesamten volumetrischen Menge Behandlungsflüssigkeit verwendet wird, 0,2% an aktivem Stoff in der Emulsion und verzögert die Reaktion zwischen den Stickstoffsalzen für 18 Minuten (siehe Tabelle 4 unten).
Falls der aktive Stoff in geringeren Mengen in der Aktivierungsemulsion vorhanden ist, sollten höhere volumetrische Mengen an Aktivator zu der Behandlungsflüssigkeit zugegeben werden und dies führt zu längeren Verzögerungszeiten, verursacht durch die erhöhte Stabilität der Emulsion (siehe Test Nr. 4 in Tabelle 4 unten).
Ein lipophiles oberflächenaktives Mittel kann für die gewünschte Wasser-in-Öl-Emulsion aus wässriger Essigsäure in einem Kohlenwasserstoff bereitgestellt sein. Unter den für die Erfindung nützlichen lipophilen oberflächenaktiven Mitteln können auf Fettsäuren, wie Sorbitanester, basierende oberflächenaktive Mittel verwendet werden und sind weit verbreitet erhältlich.
Das als Emulgator für die Emulsion des Aktivators mit verzögerter Wirkung verwendete oberflächenaktive Mittel ist in volumetrischen Mengen zwischen 0,5 bis 1,5%, basierend auf der volumetrischen Menge der Aktivatoremulsion, vorhanden.
Die Menge der zu verwendenden Behandlungsflüssigkeit wird im allgemeinen bestimmt, basierend auf einer ersten numerischen Simulation, welche den Gehalt und die Charakteristiken des zu entfernenden Paraffins berücksichtigt. Die Simulation erzeugt einen thermischen Bohrbericht des Ölstroms in der Röhre. Der thermische Bohrbericht bewertet die Ernsthaftigkeit des Phänomens der Paraffinierung.
Eine weitere numerische Simulation betrachtet das thermodynamische Verhalten der Flüssigkeit während der Behandlung zum Entparaffinieren.
Ein erster Schritt während der Forschung, welche zu dem vorliegenden Verfahren führte, war die Bestimmung des thermischen und kinetisch-chemischen Verhaltens einer gesättigten Lösung aus Reaktanten, welche das stickstofferzeugende System (SGN) aufbauen, d. h. beispielsweise Ammoniumchlorid und Natriumnitrit (Lösung C + N), in Gegenwart von Öl, welches zuvor auf eine Temperatur nahe derjenigen am Auslass des Öl-Gas- Separators der Plattform erwärmt wurde. Bei der Ausführungsform, welche zu einer längeren Verzögerung für die Reaktion zwischen den Stickstoffsalzen führt, besteht der zu verwendende Aktivator mit verzögerter Wirkung aus Essigsäure, emulgiert in Wasser/Dieselöl in Gegenwart eines lipophilen oberflächenaktiven Mittels.
Es wurde gefunden, dass Ammoniumsulfat vorteilhaft verwendet werden kann, anstelle von Ammoniumchlorid, ohne für die Reaktionskinetik schädlich zu sein, wobei das Sulfatsalz kostengünstig und weitverbreitet erhältlich ist.
Allgemein ausgedrückt umfasst das vorliegende Verfahren zum Online-Entparaffinieren für Ölexport-Linien in großem Maßstab folgende aufeinanderfolgende Schritte:
- Entnehmen einer geförderten Ölprobe und Bestimmen von WAT (Wachsauftretungstemperatur) mit Hilfe von DSC (differentiale Abtastkalorimetrie), und anschließendes Durchführen einer numerischen Simulation, um das Phänomen der Paraffinierung und dessen Lokalisation in der Pipeline zu identifizieren;
- Untersuchen der Wirksamkeit des geförderten Öls als Lösungsmittel für Paraffin, um das Optimum-Verhältnis von Öl zu Paraffin zu bestimmen, welches notwendig ist, um das Paraffin zu fluidisieren;
- mit Hilfe der numerischen Simulation die Entparaffinierungsbehandlung mittels Taylor, basierend auf dem thermodynamischen Verhalten der Flüssigkeit während des Phänomens der Paraffinierung zu erfassen;
- Untersuchen der Reaktionskinetik in einem Labor auf der Plattform, basierend auf Lösungen von wärme- und stickstoffgaserzeugenden Salzen;
- auf der Plattform Pumpen von: a) der Behandlungsflüssigkeit aus Stickstoffsalzlösung, z. B. C + N oder S + N; b) Öl aus dem Separator und von c) Aktivator mit verzögerter Wirkung gemäß den vorherbestimmten Mengen;
- Einbringen des paraffinreichen Öls und der verbrauchten Flüssigkeiten in ein Tankschiff oder ein Terminal.
Verbleibendes Stickstoffgas wird in die Atmosphäre freigesetzt, während Wasser aus den wässrigen Salzlösungen entsprechend entfernt wird.
In Bezug auf die Beziehung zwischen WAT (Wachsauftretungstemperatur) und dem Phänomen des Paraffinniederschlags erfordert die Studie, dass WAT bestimmt wird, da das Phänomen des Paraffinniederschlags bei Temperaturen unterhalb von WAT stattfindet. Zur Illustration sind WAT-Daten von Ölen aus verschiedenen Bohrlöchern, ebenso Mischungen dieser Öle, welche zu Terminals nach Abtrennung von Gas in den Plattform-Separator exportiert werden sollen, bestimmt, basierend auf den kinematischen Viskositätsdaten. TABELLE 1 unten zeigt diese Daten.
Die Tabelle zeigt auch, dass bei Erhöhung der Temperatur des Öls in der Pipeline die kinematische Viskosität des Öls abnimmt.
Durch Inbetrachtziehen des Trends zur Paraffinierung, welche in den verschiedenen Bohrlöchern gezeigt wurde, wurde gefunden, dass, da die Ölexport-Pipeline von Bohrloch 1 zur Plattform nicht sehr lang ist, keine Paraffinierung trotz niedrigem WAT stattfindet. Bei den Pipelines, welche Öl aus den Bohrlöchern 2 und 3 transportieren, besteht jedoch ein starker Trend zur Paraffinierung ab dem 2. Kilometer der flexiblen Leitung. Die Untersee-Fließschemata dieser Bohrlöcher bedeuten, dass das Öl unterhalb der entsprechenden WATs abgekühlt wurde. Nach Behandlung des Öls in dem primären Separator besteht ein leichter Anstieg für WAT der resultierenden Mischung (15,1ºC), welcher, beim Export durch eine Pipelinie mit 8 Inch (20,23 cm) Durchmesser und 21 km Länge bis zu monobuoy einen graduellen Ladungsverlust und konsequenten Verlust der Fließfähigkeit von 2400 bis 2000 Kubikmeter pro Tag zeigt. Dies repräsentiert nahezu 80% der ursprünglichen Kapazität oder einen Verlust von 20%.
Manchmal tritt eine Verminderung der Wärmeeffizienz des Separators auf, so dass die Ausgangstemperatur des Öls von 75ºC auf 55ºC vermindert wird. Als Konsequenz wird das Öl viskos, und die Fließfähigkeit des Öls wird nochmals vermindert, beispielsweise auf Zahlen, wie 1700 Kubikmeter pro Tag, welche 70% des ursprünglichen täglichen Flusses repräsentieren. Daher kann eine Temperatur entsprechend WAT als Konsequenz der Erniedrigung der Ausgangstemperatur und der Flußrate des Öls antizipiert werden. Die so erhöhte Paraffinierung in der Pipeline ist zu erwarten, hauptsächlich in dem Abschnitt, welcher nahe der Plattform liegt.
Die chemische Charakterisierung der Öle aus jedem der Bohrlöcher 1, 2 und 3 bei der Untersuchung zeigte Paraffingehalte zwischen 3 und 5 Gew.-% und 0,6 bis 2,1 Gew.-% Asphaltene, welche ein hohes organisches Niederschlagspotential bedeuten, wenn diese Öle den Strömungsbedingungen und den Charakteristiken der Untersee-Fließschemata unterworfen werden.
TABELLE 2 unten zeigt die Resultate für die physikalischchemischen Charakteristiken der Öle der Bohrlöcher 1, 2 und 3. TABELLE 2
Anschließend war es notwendig zu bestimmen, ob die Mischung oder die physikalische Mischung der durch die Pipeline zu exportierenden Petroleumöle als Lösungsmittel für das Paraffin im erfindungsgemäßen Verfahren - SGN/ON-LINE verwendet werden können. Es wurde gefunden, dass der Schmelzpunkt des mit der Ölmischung gemischten Paraffins auf eine Weise vermindert wird, ähnlich derjenigen, die beobachtet wird, wenn Paraffin mit Kerosin gemischt wird, beispielsweise Flugkerosin. Dies ist in TABELLE 3 unten gezeigt. Die Resultate gemäß Tabelle 3 sind in Graph 1 gezeigt.
In dieser Tabelle wird der Schmelzpunkt für Paraffin (typischerweise C&sub2;&sub1;H&sub4;&sub4;) gemessen, wen Paraffin mit Kerosin oder der Petroleummischung als Lösungsmittel gemischt wird. Bei einem Lösungsmittel/Paraffin-Verhältnis von Null ist der Schmelzpunkt derjenige von reinem Paraffin. Um den Paraffinschmelzpunkt bei Anwesenheit von Lösungsmittel zu bestimmen, wird Paraffin geschmolzen und bei einem geeigneten Lösungsmittel/Paraffin-Gewichtsverhältnis gemischt. Die Mischung wird anschließend abgekühlt, bis das Paraffin sich verfestigt. Der Paraffinschmelzpunkt wird anschließend durch langsames Erwärmen bis zum Schmelzen von Paraffin gemessen. Dies wird für eine Zahl von Lösungsmitteln. Paraffin-Gewichtsverhältnissen durchgeführt. Wenn die Petroleummischung als Lösungsmittel verwendet wird, ist ein Lösungsmittel/Paraffinverhältnis von wenigstens 3 : 1 notwendig, falls typische Untersee-Tiefwassertemperaturen (10 bis 15ºC) den Paraffinschmelzpunkt übersteigen und so das Paraffin fluidisieren. Wenn weniger Lösungsmittel relativ zum Paraffin vorhanden ist, ist die typische Untersee-Temperatur nicht ausreichend, um das Paraffin zu schmelzen. Wenn Kerosin als Lösungsmittel verwendet wird, ist ein Verhältnis von Lösungsmittel: Paraffin von nur wenigstens 3 : 2 erforderlich, um einen Paraffinschmelzpunkt zu ergeben, der niedriger ist, als die typischen Untersee-Temperaturen. Jedoch würde die Verwendung von Kerosin als Lösungsmittel einen Off-Line-Betrieb erfordern. Die Verwendung von durch die Pipeline transportierten Petroleumöl als Lösungsmittel für das Paraffinermöglicht es, dass das erfindungsgemäße Entparaffinierungsverfahren online durchgeführt werden kann. Es besteht keine: Notwendigkeit, den Ölfluss zu unterbrechen. Dies ist vorteilhaft.
Dies bedeutet auch, dass Petroleumöl; beispielsweise eine Mischung aus Petroleumölen aus verschiedenen Förderbohrungen aus einem bestimmten Gebiet einfach verwendet werden als organisches Lösungsmittel in dem erfindungsgemäßen thermochemischen Verfahren. Ein weiterer Vorteil ist, dass das Öl den Separator bei einer Temperatur nahe 75ºC verläßt, welche eine zusätzliche thermische im Verfahren zu verwendende Energie repräsentiert. TABELLE 3
TABELLE 4 unten zeigt die kinetischen Daten der chemischen Reaktion des in der Petroleummischung dispergierten stickstofferzeugenden Systems, welches als Paraffin-Lösungsmittel gemäß der Erfindung verwendet wird. Es wurde gefunden, dass er Anstieg der Mengen an C + N-Lösung von 10 bis 30 Vol.-% eine Zunahme der Maximumtemperatur von 79ºC bis 100ºC fördert, vorausgesetzt die Mischung wird nahe bei adiabatischen Bedingungen gehalten und mit 0,2% Essigsäure aktiviert. TABELLE 4
Die Daten aus TABELLE 4 zeigen, dass bei Verwendung einer 20 Vol.-%igen C + N-Lösung in Mischung mit der Petroleumölmischung Temperaturen von nicht höher als 91ºC in 13 Minuten Reaktionsperiode erreicht werden, und die Reaktionsausbeuten im Bereich von 90% liegen, und diese Zahlen perfekt für den Feldbetrieb annehmbar sind. Alternativ hierzu wurde eine Emulsion aus Essigsäure in Dieselöl, stabilisiert mit einem lipophilen oberflächenaktiven Mittel, hergestellt und als wirksamer Aktivator mit verzögerter Wirkung verwendet. Die Emulsion verursachte eine leicht höhere Verzögerung im Vergleich zu dem Es sigsäure-Aktivator für das Einsetzen der Reaktion, der Wärme- und Stickstofferzeugung, und dies ist nützlich, um die Anforderungen für die Strömungsrate und Druck der Pipeline zu erfüllen. Beispielsweise stellte die Säureemulsion in einer Konzentration von 0,75 Vol.-% eine Verzögerung für 25 Minuten für den Beginn der Reaktion bereit, während bei 1,0 Vol.-% die Verzögerung 18 Minuten und die Reaktionsausbeute für Stickstoff 88% betrug. Auf diese Weise erfüllt die Verwendung der Essigsäure als Aktivator für die verzögerte Wirkung, verdünnt oder emulgiert, die Erfordernisse der Erfindung.
Die kinetischen Daten gemäß TABELLE 4 zeigen auch, dass die Leistungsfähigkeit von Ammoniumsulfat ähnlich ist zu derjenigen von Ammoniumchlorid, so dass es anstelle von Ammoniumchlorid verwendet werden kann. Ammoniumsulfat ist sehr kostengünstig. Es wird im Gebiet hergestellt, in welchem die Untersuchungen und die Ölexport-Pipelines hergestellt werden.
Daher kann, basierend auf der vorherigen Bestimmung von WAT-Zahlen, der chemischen Charakterisierung der zu exportierenden Öle, dem Phasendiagramm der Petroleumöl/Paraffin- Mischung und der kinetischen Daten für die chemische Reaktion zwischen Stickstoff und wärmeerzeugenden Salze, der Entparaffinierungsbetrieb für jede gegebene Ölexport-Pipeline, in diesem Fall eine Plattform in Campos Basin, Rio de Janeiro, Brasilien ausgestaltet werden.
Die Förderdaten und das Untersee-Fließschema des Untersuchungsgebiets wurden gemäß unten gezeigter TABELLE 5 bewertet, während des Schritts zur Ausgestaltung des Entparaffinierungsbetriebs der Ölexport-Pipeline. Es wurde gefunden, dass signifikante Verminderungen der Förderung im Untersuchungsgebiet nahe verwandt sind mit den Ablagerungsprozessen von Wachs in den Förderleitungen der Bohrlöcher 2 und 3 und tatsächlich in der Ölexport-Pipeline. Es wurde auch bemerkt, dass das Phänomen zum Niederschlag von Wachs auch akzentuiert werden kann durch eine unerwünschte Verminderung der Öltemperatur am Ausgang des Separators.

TABELLE 5

Förderbohrungen Bohrloch 1, Bohrloch 2, Bohrloch 3
Förderplattform @ 625 Meter
Pipeline 21000 Meter; @ I.D. 8 in (30,32); 32,4 Liter/min volumetrische Kapazität
Nominalvolumen 680 m³
Untersee-Monobuoy @ 173 Meter
Monobuoy @ 0 Meter
Strömungsrate des Öls Anfänglich 2400 m³/Tag; gewachst 2000 m³ pro Tag und 1680 m³/Tag
Temperatur am Ausgang 75ºC (designed); 55ºC (möglich); 75ºC (real)
Wachssituation Pipeline betrieben mit 70% designter Strömungsrate und Pumpdruck 630 psi (372627 kg/m³); intensives Wachsen vermutet, hauptsächlich in der ersten Hälfte der Pipeline.
Die Hypothese zum Erwärmen des Öls in der Pipeline wurde als Möglichkeit betrachtet, um den Paraffinniederschlag in der Pipeline zu verhindern. Jedoch im Hinblick auf die ausgedehnte Länge der Pipeline - 21.000 Meter - ist dies nicht durchführbar. Andererseits zeigen numerische Simulationen der Strömungsrate des Öls bei verschiedenen Ausgangstemperaturen den Beginn des Wachsphänomens. Falls bewirkt, würde die einzige Wirkung eines solchen Erlernens die Versetzung des anfänglichen Orts der Paraffinierung in Richtung auf Monobuoy bedeuten.
Ein vorläufiges thermisches Gleichgewicht, einschließend den Schritt von Ölexport von der Plattform zu Monobuoy führt zur Bestimmung des thermischen Verlusts der Ölmasse (äquivalent zu einem nominalen Volumen der Pipeline in der Größenordnung von 16 · 106 Kilokalorien.
Basierend auf obiger Zahl für den thermischen Verlust der Ölmasse in der Pipeline und Addieren eines minimalen Überschusses an Wärme zur Förderung der Fluidisierung des Paraffinniederschlags, welcher schon innerhalb der Pipeline vorhanden ist, wird ein hypothetisches Volumen der Behandlungsflüssigkeit gemäß dem SGN/On-Line Modus erhalten. Dieses Volumen ist in der Größenordnung von 136 Kubikmeter gesättigter C + N-Lösung, welche fähig ist, 40 · 106 Kilokalorien zu ergeben.
Die resultierende Wärme wird einen Anstieg in der Temperatur innerhalb der Pipeline in der Größenordnung von 93ºC ergeben, welche zusammen mit dem Lösevermögen des Öles und dem flüssigkeitsmechanischen Effekt von Stickstoffgas ausreichend ist, um die irreversible Fluidierung des Paraffinniederschlags zu fördern. Das thermische Gleichgewicht im Ölexport und in der Behanhandllung der Ölexport-Pipeline ist unten aufgeführt.
A) Wärmeverlust beim Ölexport
Wärme = 680 m³ · 0,878 kg/l · 0,66 kcal/kg·C x (75 - 14ºC) = Wärmeverlust = 24.036.000 kcal
B) Wärme erzeugt bei der Behandlung der Pipeline
Wärme = 136 m³* 4,5 mol/L · 75 Kcal/L · 0,88 Mol = Erzeugte Wärme = 40.392.000 Kcal.
C) Durchschnittliche Temperatur während der Behandlung**
40.932.000-24.036.000 = 680 · 0,80 · 0,878 · 0,66 · (Teq - 75) + 680 · 0,20 · 1.10 · 1.0 (Teq - 25) = 93W
* Unter Inbetrachtziehung der Charakteristiken der Pipeline- Behandlung gemäß SGN-ON-LINE-Modus wurde ein Volumen der C + N- Lösung (136 m³) etabliert. Dieses Volumen wurde als adäquat zu der Arbeits- und Tankkapazität, der Takelage ebenso wie zum thermischen Bedarf des zu behandelnden Pipeline-Abschnitts betrachtet.
** Mit dem Ziel zur Vereinfachung der Berechnungen für die durchschnittliche Temperatur der Behandlungsflüssigkeit, ebenso wie der Betriebssicherheit, wurde konservativ vermutet, daß der thermische Verlust während der Behandlung im SGN/ON-LINE-Modus etwa gleich sein würde zum Verlust während dem Ölexport. Eine weitere numerische Simulation soll durchgeführt werden, um die aktuellen Temperaturzahlen über den gesamten Abschnitt zu be rechnen, welcher der Entparaffinierungs-Behandlung unterworfen werden soll.
Gemäß dem bevorzugten Modus der Erfindung umfasst die Behandlung zur Entparaffinierung der Ölexport-Pipeline die Herstellung und anschließendes Pumpen der wässrigen Salzlösung C + N oder S + N in den Strom des exportierten Öls, nach einer vorhergehenden Verminderung der Öl-Strömungsrate. Diese Verminderung ist in der gleichen Größenordnung der SGN-Einlass- Strömungsrate. Das Pumpen der C + N- oder S + N-Lösung kann bewirkt werden mittels einer Triplexpumpe mit positiver Verschiebung, deren Strömungsrate eingestellt wird auf 1,75 Barrel pro Minute [bpm] (278,25 Liter/Minute). Die Dosierung des Aktivators als saure Emulsion wird beim Strömen bewirkt und vorzugsweise in der Mischung Öl/C + N oder S + N-Lösung, mittels einer Zusatzpumpe, welche im Bereich von 0,5 bis 1,5 Gallonen/Minute (1,89 bis 5,68 Liter/Minute) arbeitet. Gemäß diesem Modus dauert die gesamte Pumpperiode etwa 9,5 Stunden. Beim Betrieb der Behandlung zum Entparaffinieren gemäß den vorliegenden Verfahren besteht keine Notwendigkeit für eine abschließende Verschiebung von Flüssigkeiten oder eine Verzögerung zur Vervollständigung der chemischen Reaktion zwischen den Stickstoffsalzen.
Die Betriebsdetails sind unten zusammengefasst:
Operationsmodus kontinuierlich, Gleichströmung
Organisation des Betriebs Reduktion der Original-Strömung des Öls auf 80%
Pumprichtung . . .-Pipeline-Untersee.-Monobuouy Monobuoy-Tankschiff
Abschließende Position der Behandlungsflüssigkeit Riser-Monobuoy (21.000 Meter)
Behandlungsflüssigkeit C + N-Lösung/Öl + Säureemulsion
Aktivierung Bei Strömung und moderater Verzögerung (20 bis 40 Min.)
Die in der Erfindung verwendeten Behandlungsflüssigkeiten und die Säureemulsion kann durch herkömmliche Verfahren hergestellt werden. Spezielle Sorge sollte für die Steuerung des ab schließenden pH der Salzlösung und der Stabilität der aktivierenden Säureemulsion gelten. Gemäß der Erfindung wird vorzugsweise ein Pilottest unter semi-adiabatischen Bedingungen durchgeführt. Für diesen Test sollten bei Auslasstemperatur des Separators gehaltene Proben der hergestellten Flüssigkeiten und des Öls verwendet werden.
Es wird auch angemerkt, dass die Temperatur der von der Behandlung zum Entparaffinieren resultierenden Flüssigkeit bei Strömung abgetastet werden soll, um die Behandlung zum Entparaffinieren unter Kontrolle zu halten. Das Abtasten der verbrauchten Flüssigkeit, wie sie am Tankschiff ankommt, sollte gleichfalls sorgfältig durchgeführt werden.
Wenn einmal beim Tankschiff gelagert wird, stellt der Paraffingehalt der Petroleummischung nicht länger ein Problem dar, da die Volumina groß genug sind. Der eventuelle Niederschlag von Paraffin wird auf der Schiffspflasterung auftreten und kann leicht durch mechanische Mittel entfernt werden. Typische Charakteristiken für die Behandlung zum Entparaffinieren sind unten zusammengefasst.
Behandlungsvolumen 680 m³ (äquivalent zu 100% Nominalvolumen)
Zahl der Stufen* 01
Organisches Lösungsmittel Petroleum-Mischung (Bohrloch 1, 2 und 3)
Prozentsatz Lösungsmittel 80 Vol.-% (544 m³)
Salzlösung C + N-Lösung, 4, 5 molar (oder S + N Lösungsmittel)
Prozentsatz der Lösung 20 Vol.-% (136 m³)
Wirksame Konzentration 0,9 molar
Reaktionsaktivator Essigsäure-Emulsion @ 20-5
Aktivatordosierung 1 Vol.-%, bezogen auf das Volumen der C + N- Lösung
Strömungsrate der Behandlungsflüssigkeit 7,50 Barrel pro Minute bei (1192,5 l/min) (gesamt)
Petroleum-Strömungsrate 6,0 Barrel pro Minute (954 l/min)
Strömungsrate für C + N- Lösungsmittel 1,5 Barrel pro Minute (238,5 l/min)
Aktivator-Strömungsrate 0,63 Gramm pro Minute
Pumpperiode 9,50 Stunden
Einschlussperiode 0
Maximum-Temperatur 98ºC @ adiabatisch 93ºC (@ berechnet)
Maximum-Druck 690 PSI (@numerische Simulation Es sollte angemerkt werden, dass die Pumpperiode eine Funktion des Volumens der Behandlungsflüssigkeit ist; welche in die Ölexport-Pipeline eingespritzt werden soll. Dieses Volumen wird eine Funktion der Paraffinierungsbedingungen der Pipeline sein. Beim Beginn der Behandlung erfolgt das Pumpen mehr stoßweise. Wenn anschließend die Paraffinmasse in das Petroleumöl einverleibt ist, wird das Pumpen leichter, so dass im Durchschnitt die Pumpperiode dem Volumen der Flüssigkeit entspricht, welche durch die Pipeline strömen kann.
Ein zusätzlicher Vorteil des vorliegenden Verfahrens zum Entparaffinieren im Vergleich zu den Verfahren im Stand der Technik ist, dass keine Notwendigkeit besteht, die Förderung in der Pipeline abzustellen. Der Grund hierfür ist, dass das System zum Entparaffinieren sofort arbeitet. Es besteht keine Warteperiode für das Behandlungssystem zum Entparaffinieren. Diese Leistungsfähigkeit ist nicht bekannt, noch wird sie in der vorhandenen Literatur nahegelegt.
Die Zusammensetzung und Herstellung der erfindungsgemäßen Behandlungsflüssigkeiten sind unten angegeben.
Lösung C + N (136 m³) - Hypothese I
Industriewasser 88,5 m³
Ammoniumchlorid 32,8 t (32800 kg)
Natriumnitrit 42,2 t (42200 kg)
Natriumhydroxid 150 kg (pH 7,0)
Lösung S + N (136 m³) - Hypothese 11
Industriewasser 272 Liter
Essigsäure 100% 272 Liter
Dieselöl 816 Liter
Oberflächenaktives Mittel 13,6 Liter
SGN/ON-LINE (680 m³)
Lösung C + N (oder Lösung S + N) 136 m³
Petroleumöl 544 m³
Saure Emulsion 136 m³
Die Leistungsfähigkeit der Petroleum-Ölmischung als Lösungsmittel für das thermochemische Verfahren zum Entparaffinieren der Ölexport-Pipeline einer Plattform des Campos Basin, Rio de Janeiro im Staat Brasilien ist evident, so dass das SGN/ON-LINE-Verfahren technisch durchführbar und ökonomisch lebensfähig ist. Die numerische Simulation und die Tests bezüglich der Reaktionskinetik, welche eine Mischung von 80/20 vol/vol Petroleum/C + N-Lösung bei Anströmung verwenden, lassen die Möglichkeit einer vollständigen Entfernung des organischen Niederschlags, welcher möglicherweise in der ersten Hälfte der 21000 Meter langen Pipeline vorhanden ist.
Es sollte hervorgehoben werden, dass die Salzlösung hergestellt werden kann, basierend auf Ammoniumchlorid (C + N-Lösung) oder Ammoniumsulfat (S + N-Lösung) oder selbst aus Mischungen daraus, vorausgesetzt dass der molare Anteil zwischen den Salzen beachtet wird.
Daher schafft das vorliegende thermochemische Verfahren zum Entparaffinieren von Ölexport-Pipelines die Entfernung von Paraffinbeschlägen auf diesen Pipelines auf sehr ökonomischem Weg, da die Ölförderung nicht unterbrochen wird. Es bestehen auch signifikante Energieersparnisse im Hinblick auf die Tatsache, dass die Wärme des so wie geförderten Öls Teil des Verfahrens ist.
Durch Anwenden des vorliegenden Verfahrens zum Entparaffinieren gemäß den in der Beschreibung und den Ansprüchen der Anmeldung beschriebenen Betriebsbedingungen wurde es möglich, die Strömungsrate der Ölexport-Pipeline von 1.700 m³ pro Tag auf 2.400 m³ pro Tag bei den Untersuchungen, wie erwartet, zu erhöhen. Diese würde erreicht durch niedrige Kosten und nahezu ohne Förderungsverlust während der Behandlung von Entparaffinieren.

Claims

1. Verfahren für Online-thermochemisches Entparaffinieren einer Öl-Pipeline, wobei das Verfahren umfasst:

a) Entnehmen einer Probe von durch die Pipeline strömendem Öl und Bestimmen von WAT (Wachsauftretungstemperatur) des Öls, Bestimmen der Tendenz des Öls, Paraffin in der Pipeline abzulagern und Identifizieren des Orts der paraffinischen Masse in der Pipeline,

b) Dimensionieren des Entparaffinierungsprozesses durch Bestimmen der Menge an erforderlichem Öl, um die paraffinische Masse in der Pipeline zu fluidisieren,

c) kontinuierliches Pumpen einer Behandlungsflüssigkeit durch die Pipeline, umfassend eine Wärme- und Stickstoffgas-erzeugende Salzlösung, das Öl und einen Aktivator mit verzögerter Wirkung in einer genügenden Menge, um das Entparaffinieren der Pipeline zu bewirken, während Öl erzeugt wird.

2. Verfahren nach Anspruch 1, weiterhin umfassend das Sammeln einer terminalen verbrauchten Behandlungsflüssigkeit und von paraffinreichem Öl.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, worin die Menge an Salzlösung und Aktivator, welche erforderlich ist, um das Entparaffinieren zu bewirken, in einem Pilot-Entparaffinierungstest bestimmt wird.

4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüchee, worin Öl aus einer Förderbohrung und Öl aus einem Produktplattformseparator abgetestet wird.

5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, worin

b) durchgeführt wird durch Bestimmen des Gewichtsverhältnisses von Öl zu paraffinischer Masse, erforderlich zur Fluidisierung der paraffinischen Masse.

6. Verfahren nach Anspruch 1, worin das in der Behandlungsflüssigkeit verwendete Öl ein wie-erzeugtes Petroleumöl ist.

7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, worin die Wärme- und Stickstoffgas-erzeugende Lösung Ammoniumsulfat und Natriumnitrit in äquimolaren Mengen bei einer Konzentration bis zu 4, 5 Molar umfasst.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, worin die Wärme- und Stickstoffgas-erzeugende Lösung Ammoniumchlorid und Natriumnitrit in äquimolaren Mengen bei einer Konzentration bis zu 4,5 Molar umfasst.

9. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, worin der Aktivator mit verzögerter Wirkung konzentrierte Essigsäure ist, welche in einer Menge von 0,1 bis 0,50 Vol.-%, bezogen auf das Gesamtvolumen der Behandlungsflüssigkeit, verwendet wird.

10. Verfahren nach Anspruch 9, worin die Menge an Aktivator mit verzögerter Wirkung 0,2 Vol.-%, bezogen auf das Gesamtvolumen der Behandlungsflüssigkeit, beträgt.

11. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, worin der Aktivator mit verzögerter Wirkung eine Wasser-in-Öl-Emulsion ist, umfassend konzentrierte Essigsäure und Wasser, in einem aliphatischen Kohlenwasserstoff und einem oberflächenaktiven Mittel.

12. Verfahren nach Anspruch 11, worin das oberflächenaktive Mittel ein liphophiles oberflächenaktives Mittel ist.

13. Verfahren nach Anspruch 12, worin das lipophile oberflächenaktive Mittel ein Sorbitanester ist, welcher in einer Menge von 0,5 bis 1,5 Vol.-%, bezogen auf das Gesamtvolumen des Aktivators, verwendet wird.

14. Verfahren nach einem der Ansprüche 11 bis 13, worin die Emulsion gleiche Volumen an Wasser und Essigsäure enthält.

15. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 14, worin der aliphatische Kohlenwasserstoff ein C&sub5;-C&sub7;- Kohlenwasserstoff ist.

16. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 14, worin der aliphatische Kohlenwasserstoff eins Petroleumfraktion ist.

17. Verfahren nach einem der Ansprüche 11 bis 14, worin die Wasser-in-Öl-Emulsion Essigsäure/Wasser/Dieselöl mit einem Volumenverhältnis von 12, 5/12, 5/75 zu 37, 5/37, 5/25 umfasst.

18. Verfahren nach Anspruch 17, worin das Volumenverhältnis Von Essigsäure/Wasser/Dieselöl in der Wasser-in-Öl- Emulsion 20/20/60 beträgt.