EA004090B1 - Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) - Google Patents
Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) Download PDFInfo
- Publication number
- EA004090B1 EA004090B1 EA200201135A EA200201135A EA004090B1 EA 004090 B1 EA004090 B1 EA 004090B1 EA 200201135 A EA200201135 A EA 200201135A EA 200201135 A EA200201135 A EA 200201135A EA 004090 B1 EA004090 B1 EA 004090B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- oil
- emulsion
- specified
- crude oil
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 112
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims abstract description 99
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 22
- 239000011707 mineral Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title description 5
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 110
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 91
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 58
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 14
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract 2
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims description 4
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 abstract description 5
- -1 alkyl toluene sulfonic acids Chemical class 0.000 abstract description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 2
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 abstract 1
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 5
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 2
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000370 acceptor Substances 0.000 description 1
- 238000011276 addition treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P ammonium sulfide Chemical compound [NH4+].[NH4+].[S-2] UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940056913 eftilagimod alfa Drugs 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение описывает способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков с использованием сочетания термической и кислотной обработки. Кроме того, изобретение описывает способ получения эмульсии типа «вода в масле» или стабилизированной твердыми продуктами эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Эмульсия может быть использована в способе добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти, включая использование эмульсии в качестве вытесняющего раствора для вытеснения углеводородов в подземной формации и использование эмульсии в качестве эмульсионного буферного раствора для отвода потоков растворов в формации.
Description
Настоящее изобретение относится к способу уменьшения вязкости сырой нефти и остатков сырой нефти с помощью термической обработки сырой нефти или остатков сырой нефти, усовершенствованной с помощью минеральной кислоты. Продукт от объединения процессов кислотной и термической обработки дает нефть с значительно меньшей вязкостью, чем вязкость исходной нефти или нефтепродукта, полученного от термической обработки без добавления кислоты.
Таким образом, настоящий способ предусматривает усовершенствованный способ легкого крекинга и может быть использован в качестве усовершенствованного способа при транспортировке в трубопроводе или для уменьшения вязкости используемой эмульсии типа «вода в масле» при операциях добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти (БОВ).
Предпосылки изобретения
Технологии для уменьшения вязкости тяжелых сырых нефтей и остатков являются важными в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, соответственно. В операциях рафинирования при переработке нефти, легкий крекинг и легкий гидрокрекинг (легкий крекинг с добавлением водорода) остатков являются хорошо известными в данной области и используются в коммерческом масштабе. В операциях нефтедобычи разбавление сырой нефти с помощью газового конденсата и технологии эмульгирования с использованием каустической соды и воды являются одними из наиболее часто применяемых в данной области при транспортировке по трубопроводам тяжелых нефтей, например, битума. Более того, уменьшение вязкости тяжелых сырых нефтей может играть роль в новой технологии нефтедобычи, относящейся к извлечению углеводородов из подземных формаций при использовании способов добычи с искусственным изменением физикохимических свойств нефти. В нефтяной промышленности продолжает существовать необходимость в технологиях и в усовершенствовании технологий, относящихся к уменьшению вязкости сырой нефти и остатков.
Истощение запасов, содержащих высококачественную сырую нефть, и сопутствующий этому рост стоимости высококачественной сырой нефти заставляет производителей и переработчиков нефти посмотреть на запасы тяжелой сырой нефти как на источник нефти. Неразработанные запасы тяжелой сырой нефти существуют в ряде стран, включая Венесуэлу, Чад, Россию, Соединенные Штаты, и тому подобное. Однако, что эти тяжелые сырые нефти из-за их высокой вязкости и плохих свойств текучести представляют собой большие проблемы для производителей, транспортеров и переработчиков нефти. Тяжелые сырые нефти часто сложно, если вообще возможно, добывать из подземных формаций эффективным и экономически выгодным способом. Кроме того, даже когда сырая тяжелая нефть извлекается, плохие характеристики текучести сырой нефти вызывают дополнительные осложнения при прокачке, транспортировке и переработке сырой нефти.
Разработаны способы облегчения добычи сырых тяжелых нефтей из подземных резервуаров. Например, недавно разработан новый способ, который способствует извлечению тяжелой сырой нефти из подземной формации, который использует стабилизированные твердыми продуктами эмульсии в качестве вытесняющего раствора или в качестве эмульсионного буферного раствора для облегчения добычи углеводородов из подземной формации. Эти способы, в общем виде, обсуждаются в патентах США №№ 5927404, 5910467, 5855243 и 6068054. Патент США № 5927404 описывает способ использования новой стабилизированной твердыми продуктами эмульсии в качестве вытесняющего раствора для вытеснения углеводородов при добыче с искусственным изменением физикохимических свойств нефти. Патент США № 5855243 заявляет подобный способ использования стабилизированной твердыми продуктами эмульсии, у которой вязкость понижается с помощью добавления газа в качестве вытесняющего раствора. Патент США № 5910467 заявляет новую стабилизированную твердыми продуктами эмульсию, описанную в патенте США № 5855243. Патент США № 6068054 описывает способ использования новой стабилизированной твердыми продуктами эмульсии в качестве буфера для отвода потока растворов в формации. В стабилизированной твердыми продуктами эмульсии, твердые частицы взаимодействуют с поверхностно-активными компонентами в воде и сырой нефти с повышением стабильности эмульсии. Способ является простым, поскольку эмульсия получается путем простого перемешивания нефти, как правило, сырой нефти из самого резервуара, с твердыми частицами микронных или субмикронных размеров и перемешивания вместе с водой или насыщенным раствором соли до тех пор, пока не образуется эмульсия. Способ является также дешевым, поскольку все эти материалы можно легко найти в месте нахождения резервуара.
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» имеет вязкость, которая больше чем у сырой нефти, которую необходимо извлечь, и в этом качестве, может служить как эффективный вытесняющий раствор для вытеснения сырой нефти, которую необходимо извлечь, как описано в патентах США №№ 5927404 и 5855243.
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» может также быть использована в качестве жидкого барьера для заполнения подземных зон с высокой прони3 цаемостью пород или в зонах поглощения. Когда вытесняющая жидкость нагнетается под давлением в резервуар, вводимая вытесняющая жидкость может направляться по каналу через эти зоны с образованием скважин, оставляя нефть в других зонах относительно нетронутой. Барьерная жидкость с высокой вязкостью, такой как стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле», может быть использован для заполнения этих зон поглощения с целью отвода энергии давления при перемещении нефти из соседних зон с низкой проницаемостью.
Однако, иногда стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» является слишком вязкой для того, чтобы ее нагнетать под давлением или слишком вязкой для того, чтобы ее другим образом эффективно использовать в качестве вытесняющего или эмульсионного буферного раствора. Поэтому существует необходимость в понижении вязкости эмульсии с целью получения оптимальных реологических свойств для используемого типа способа добычи, с искусственным изменением физико-химических свойств нефти и для конкретного типа и вязкости сырой нефти, которую необходимо извлечь.
Понижение вязкости тяжелых нефтей является также важным для операций нефтепереработки. Транспортеры и переработчики тяжелой сырой нефти разработали различные методики для понижения вязкости тяжелых сырых нефтей с целью улучшения их свойств при прокачке. Повсеместно используемые способы включают разбавление сырой нефти газовым конденсатом и ее эмульсификацию с помощью каустической соды и воды. Термическая обработка сырой нефти для понижения ее вязкости также хорошо известна в данной области. Термические методики для легкого крекинга и легкого гидрокрекинга осуществляются в коммерческих масштабах. Известный уровень техники в области термической обработки или усовершенствованного с помощью присадок легкого крекинга углеводородов предлагает способы улучшения качества, или понижения вязкости сырой нефти, продуктов перегонки сырой нефти или остатков путем нескольких различных способов. Например, несколько ссылок раскрывают использование присадок, например, использование свободно-радикальных инициаторов (патент США 4298455), тиольных соединений и ароматических доноров водорода (Европейский патент ЕР 175511), свободно-радикальных акцепторов (патент США 3707459) и растворителей - доноров водорода (патент США 4592830). Другие ссылки говорят об использовании конкретных катализаторов, таких как цеолитовые катализаторы с низкой кислотностью (патент США 4411770) и молибденовые катализаторы, сульфид аммония и вода (патент США 4659453). Другие ссылки сообщают о повышении качества остатков нефти и тяжелых нефтей (Миггау К. Сгау, Магсе1 Иеккег, 1994, рр.239243) и термическом разложении нафтеновых кислот (патент США 5820750).
Общая нить, которая проходит через различные способы, описанные ранее, представляет собой необходимость в получении оптимального понижения вязкости нефти.
Краткое описание изобретения
Этим аспектом, которому соответствует настоящее изобретение, является усовершенствование понижения вязкости. Предусматривается способ понижения вязкости нефти или эмульсии типа «вода в масле» с помощью способа термической обработки, усовершенствованной с помощью кислоты. Продукт способа термической обработки, усовершенствованной с помощью кислоты, имеет по существу более низкую вязкость, чем необработанная нефть или необработанная эмульсия типа «вода в масле», соответственно.
Воплощение настоящего изобретения относится к способу уменьшения вязкости сырой нефти и остатков, включающему стадии:
(a) приведения в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, состоящей по существу из кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатков сырой нефти и указанной кислоты при температуре, и в течение времени, и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
Как используется здесь, остаток сырой нефти определяется как остаток сырой нефти, полученный от перегонки при атмосферном давлении или в вакууме.
Как используется здесь, способ включает в себя, содержит и состоит по существу из описанных здесь стадий.
Другое воплощение способа относится к способу термического легкого крекинга для понижения вязкости сырой нефти и остатков сырой нефти путем термической обработки нефти и остатков, где усовершенствование включает в себя приведение в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, состоящей по существу из кислоты, или состоящей из кислоты, и нагревание указанной сырой нефти или остатков и указанной кислоты при температуре и в течение времени, и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
Настоящее изобретение также относится к сырой нефти или к остаткам сырой нефти, имеющим пониженную вязкость, полученным путем (a) приведения в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, состоящей, по существу, из кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатков и указанной кислоты при температуре, и в течение времени; и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
Другое воплощение настоящего изобретения относится к способу приготовления эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью, включающему стадии:
(a) приведения в контакт нефти с кислотой, (b) нагревания указанной нефти и указанной кислоты при температуре, и в течение времени, и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти, и (c) добавления воды и перемешивания до тех пор, пока не образуется указанная эмульсия типа «вода в масле».
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия, имеющая пониженную вязкость, может также быть приготовлена с использованием этого способа, путем добавления твердых частиц к нефти после стадии нагревания нефти, уже обработанной кислотой, (стадия Ь), но перед эмульсификацией, путем добавления воды и перемешивания (стадия с).
Краткое описание чертежей
Фиг. 1А и 1В представляют собой графики зависимости вязкости от скорости сдвига для необработанной и термически обработанной Т и К сырой нефти при 25°С. Ось Х представляет собой скорость сдвига (с-1), и ось Υ представляет собой вязкость (сП). Линия с ромбами представляет необработанную сырую нефть. Линия с квадратами представляет только термическую обработку. Линия с треугольниками представляет сочетание кислотной и термической обработки, описанное здесь.
Фиг. 2А и 2В изображают графики зависимости вязкости от температуры для необработанной и термически обработанной Т и К сырой нефти. Ось Х представляет собой температуру 1000/Т(1/К), и ось Υ представляет собой вязкость (сП.), выраженную как 1п(вязкость) @ 0,204 с-1. Линия с ромбами представляет необработанную сырую нефть. Линия с квадратами представляет только термическую обработку. Линия с треугольниками представляет собой сочетание кислотной, и термической обработки, описанное здесь.
Фиг. 3 изображает график зависимости вязкости от скорости сдвига вязкости для тяжелых остатков после перегонки в вакууме при 60°С. Ось Х представляет собой скорость сдвига (с-1), и ось Υ представляет собой вязкость (сП). Линия с ромбами представляет только тепловую обработку. Линия с квадратами представляет сочетание кислотной и термической обработки, описанное здесь.
Фиг. 4 изображает графики зависимости вязкости от температуры для тяжелых остатков после перегонки в вакууме. Ось Х представляет собой температуру 1000/Т(1/К), и ось Υ представляет собой вязкость (сП), выраженную как
1п(вязкость) @ 9,6 с-1. Линия с ромбами представляет только термическую обработку. Линия с квадратами представляет сочетание кислотной и термической обработки, описанное здесь.
Подробное описание изобретения
В соответствии с настоящим изобретением, предусматривается усовершенствованный способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков сырой нефти. Кислоту добавляют к сырой нефти или к остаткам, с последующей термической обработкой при температурах примерно от 250 примерно до 450°С, при давлении примерно от 30 примерно до 300 фунт/кв.дюйм, в течение примерно от 0,25 до 6 ч, в инертной внешней среде.
Как правило, количество добавленной кислоты должно составлять примерно от 10 примерно до 1000 м.д., предпочтительно, примерно от 20 до 100 м.д., по отношению к количеству сырой нефти или к остаткам сырой нефти.
Предпочтительно, используемая кислота на стадии приведения в контакт не должна содержать других компонентов, не присутствующих в кислоте изначально, или не присутствующих в кислоте в качестве примесей. Таким образом, предпочтительно, кислота будет по существу состоять из кислоты или состоять из кислоты.
В настоящем изобретении любой специалист в данной области может подбирать условия способа для сохранения или разрушения нафтеновых кислот, в дополнение к уменьшению вязкости сырой нефти. Например, для разрушения нафтеновых кислот используется продувочный газ, как показано в патенте США 5820750. Может использоваться любой инертный продувочный газ (газ, не взаимодействующий в ходе осуществления способа). Например, азот, аргон, и тому подобное. Интересно, что настоящее изобретение делает возможным добавление кислоты к сырой нефти, которая богата нафтеновыми кислотами, для достижения уменьшения вязкости. Такое добавление кислоты к кислотной сырой нефти интуитивно является неправильным, так как переработчики постоянно ищут способы, которые понижают количество кислоты в сырой нефти и остатках.
Типы кислот, которые могут использоваться в настоящем изобретении, включают в себя минеральные кислоты, такие как серная кислота, хлористо-водородная кислота и хлорная кислота. Органические кислоты, подобные уксусной, пара-толуолсульфоновой, алкилтолуолсульфоновой кислотам, моно-, ди- и триалкилфосфорным кислотам, органическим моноили дикарбоновым кислотам, муравьиной кислоте, С3-С16 органическим карбоновым кислотам, янтарной кислоте и низкомолекулярным нафтеновым кислотам нефти, являются также эффективными в настоящем изобретении. Смеси минеральных кислот, смеси органических кислот или сочетание минеральных и органических кислот могут использоваться для получения такого же эффекта. Предпочтительная миΊ неральная кислота представляет собой серную или хлористо-водородную кислоту. Предпочтительная органическая кислота представляет собой уксусную кислоту. Азотная кислота должна быть исключена, поскольку она может потенциально образовывать взрывчатую смесь.
Время реакции, температура и давление совместно определяют условия процесса. Специалист в данной области может выбрать условия процесса в предпочтительном диапазоне значений параметров с целью получения желаемого уровня понижения вязкости.
Хотя и не желая быть связанными, авторы предполагают, что термическая обработка, усовершенствованная с помощью кислоты, изменяет молекулярные свойства агрегации ассоциирующихся химических частиц.
Уменьшение вязкости эмульсии типа «вода в масле» с использованием термической обработки, усовершенствованной с помощью кислоты
Ранее описанный способ уменьшения вязкости нефти может быть использован для получения эмульсии типа «вода в масле» или стабилизированной твердыми продуктами эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Вязкость нефти понижается с помощью описанного ранее способа, перед использованием нефти для приготовления эмульсии. Хотя любое уменьшение вязкости нефти может быть полезным, предпочтительно вязкость должна понижаться, по меньшей мере, примерно в 2-30 раз, по сравнению с вязкостью нефти перед обработкой, описанной здесь.
Для приготовления эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью, с использованием этого способа, воду или насыщенный солевой раствор добавляют к нефти, подвергнутой усовершенствованной термической обработке с помощью кислоты. Воду или насыщенный солевой раствор добавляют в малых аликвотах или при непрерывном перемешивании, предпочтительно при скорости примерно от 500 примерно до 12000 об/мин, в течение времени, достаточного для диспергирования воды в виде малых капель в сплошной масляной фазе, при этом образуется эмульсия. Количество воды в водной эмульсии может находиться в пределах от 40 до 80 мас.%, предпочтительно от 50 до 65 мас.%, и более предпочтительно, составлять 60 мас.%. Предпочтительно, для приготовления эмульсии используется вода из формации, однако и свежая вода также может использоваться, и концентрация ионов устанавливается по необходимости, чтобы способствовать стабилизации эмульсии при условиях ее формирования. Полученная в результате эмульсия будет иметь по существу более низкую вязкость, чем эмульсия, приготовленная с помощью необработанной нефти, или нефти, подвергнутой только термической обработке.
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» с пониженной вязкостью может также быть приготовлена с использованием способа термической обработки, усовершенствованного с помощью кислоты, описанного выше. Твердые частицы могут быть добавлены к нефти до или после добавления кислоты и стадии термической обработки, но должны быть добавлены перед добавлением воды и эмульгированием. Однако заметим, что, если твердые частицы присутствуют во время стадии термической обработки, твердые частицы могут, в принципе, привести к износу рабочего оборудования, и эта проблема должна быть принята во внимание при осуществлении настоящего воплощения. Соответственно, является предпочтительным добавление твердых частиц к нефти после стадий добавления кислоты и термической обработки.
Твердые частицы предпочтительно должны быть гидрофобными по природе. Гидрофобная окись кремния, продаваемая под торговой маркой АетокИ® В 972 (продукт от ОеОикка Согр.), как обнаружено, представляет собой эффективный материал из твердых частиц для ряда различных нефтей. Другие гидрофобные (или олеофильные) твердые продукты также могут использоваться, например, разделенные и смоченные маслом бентонитовые глины, каолинитовые глины, органофильные глины или твердые углеродистые асфальтены. Индивидуальный размер твердой частицы должен быть достаточно малым для того, чтобы обеспечить площадь поверхности, адекватную для покрытия внутренней фазы капли. Если эмульсия должна использоваться в порах подземной формации, средний размер частицы должен быть меньше, чем средний диаметр самого узкого места в порах подземной формации. Твердые частицы могут быть сферической формы или несферической формы. Если они сферической формы, твердые частицы предпочтительно имели средний размер примерно от пяти микрон или меньше в диаметре, более предпочтительно, примерно два микрона или меньше, еще более предпочтительно, примерно один микрон или меньше, и наиболее предпочтительно, 100 нанометров или меньше. Если твердые частицы являются несферическими по форме, они предпочтительно имеют средний размер, соответствующий общей площади поверхности примерно 200 квадратных микрон, более предпочтительно, примерно двадцать квадратных микрон или меньше, еще более предпочтительно, примерно десять квадратных микрон или меньше, и наиболее предпочтительно, один квадратный микрон или меньше. Твердые частицы должны также оставаться нерастворимыми как в нефтяной, так и водной фазе эмульсии, при условиях ее формирования. Предпочтительная доля твердой фазы при обработке составляет 0,05 до 0,25 мас.% по отношению к общей массе нефти.
Значение рН полученной в результате эмульсии типа «вода в масле» или стабилизиро9 ванной твердыми продуктами эмульсии типа «вода в масле» может быть установлено с помощью добавления рассчитанного количества слабого водного раствора основания к эмульсии в течение времени, достаточного для повышения рН до желаемого уровня. Если рН эмульсии является слишком низким, (меньше чем 4), может оказаться желательным регулирование рН эмульсии в пределах от 5 до 7. Регулирование рН является необязательным, поскольку в некоторых случаях является желательным вводить кислотную эмульсию и дать возможность формирования в резервуаре буферной эмульсии со щелочностью резервуара.
Гидроксид аммония представляет собой предпочтительное основание для установления рН. Более сильные основания, подобные гидроксиду натрия, гидроксиду калия и оксиду кальция, имеют отрицательное воздействие на стабильность эмульсии. Одно из возможных объяснений этого эффекта заключается в том, что сильные основания стремятся инвертировать эмульсию, то есть преобразовать эмульсию типа «вода в масле» в эмульсию типа «масло в воде». Такая инверсия является нежелательной для целей настоящего изобретения.
Эмульсия типа «вода в масле» или стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» может использоваться в широком наборе применений для добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти. Одним из типичных применений является использование такой эмульсии для вытеснения нефти из подземной формации, то есть при использовании эмульсии в качестве вытесняющего раствора. Эмульсию приготавливают, как описано выше, и затем нагнетают под давлением в подземную формацию, как правило, но не обязательно, через нагнетательную скважину. Эмульсия, которая нагнетается под давлением, используется для вытеснения нефти в формации по направлению к скважине, как правило, в эксплуатационную скважину, для извлечения.
Другое применение заключается в использовании эмульсии в качестве эмульсионного буферного раствора для отвода потока углеводородов в подземной формации. Опять же, эмульсию приготавливают и затем нагнетают под давлением в подземную формацию. Эмульсия используется для заполнения зон поглощения или служит в качестве горизонтального эмульсионного буфера для предотвращения конусообразования воды или газа. Как пояснялось ранее, явления зон поглощения и конусообразования должны понижать эффективность добычи при работе с искусственным изменением физико-химических свойств нефти.
Настоящее изобретение описывается в связи с его предпочтительными воплощениями.
Однако специалисты в данной области заметят, что множество модификаций, изменений и вариаций настоящего изобретения являются возможными без отклонения от истинных рамок настоящего изобретения. Соответственно, все такие модификации, изменения и вариации предполагаются включенными в настоящее изобретение, как определяет прилагаемая формула изобретения.
Claims (34)
1. Способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков, включающий стадии (a) приведения в контакт сырой нефти или остатков сырой нефти с эффективным количеством кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатка сырой нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатка.
(2) нагревания указанной нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти; и (3) добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии типа «вода в масле»;
(b) нагнетания под давлением указанной эмульсии в указанную подземную формацию и (c) извлечения углеводородов из указанной подземной формации с использованием указанной эмульсии.
2. Способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков в способе термического легкого крекинга путем термической обработки нефти и остатков, отличающийся тем, что приводят в контакт сырую нефть или остатки с эффективным количеством кислоты и нагревают указанную сырую нефть или остатки и указанную кислоту при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
3. Сырая нефть или остатки сырой нефти, имеющие уменьшенную вязкость, приготовленные путем (a) приведения в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатков и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
4. Способ по п.1, где указанную кислоту выбирают из группы, состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их смесей.
5. Способ по п.1, где указанная кислота представляет собой минеральную кислоту.
6. Способ по п.4, где указанную кислоту выбирают из группы, состоящей из серной кислоты, хлористо-водородной кислоты, хлорной кислоты, уксусной кислоты, паратолуолсульфоновой кислоты, алкилтолуолсульфоновых кислот, моно-, ди- и триалкилфосфорных кислот, органических моно- и дикарбоновых кислот, С3-С16 органических карбоновых кислот, янтарной кислоты и их смесей.
7. Способ по п.5, где указанная кислота представляет собой серную кислоту.
8. Способ по п.6, где указанная кислота представляет собой уксусную кислоту.
9. Способ по п.1, где указанную стадию (Ь) осуществляют при температурах примерно от 250 до примерно 450°С.
10. Способ по п.1, где указанную стадию (Ь) осуществляют при давлениях примерно от 30 до примерно 300 фунт/кв.дюйм.
11. Способ по п.1, где указанную стадию (Ь) осуществляют в течение времени примерно от 0,15 до примерно 6 ч.
12. Способ по п.1, где указанная стадия (Ь) способа дополнительно включает продувку инертным газом.
13. Способ по п.1, где количество указанной используемой кислоты составляет примерно от 10 до примерно 1000 м.д. по отношению к количеству сырой нефти или остатков сырой нефти.
14. Способ по п.1, где указанный способ осуществляют в инертной внешней среде.
15. Способ приготовления эмульсии типа «вода в масле», включающий в себя стадии (a) приведения в контакт нефти с кислотой;
(b) нагревания указанной нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти; и (c) добавления воды и перемешивания до тех пор, пока не образуется указанная эмульсия типа «вода в масле».
16. Способ по п.15, где указанная кислота содержит по меньшей мере одну минеральную кислоту, органическую кислоту, смеси по меньшей мере из двух минеральных кислот, смеси по меньшей мере из двух органических кислот или смеси по меньшей мере одной минеральной кислоты и по меньшей мере одной органической кислоты.
17. Способ по п.15, где указанную кислоту добавляют к указанной нефти при обработке в пропорции примерно от 10 до 1000 частей на миллион.
18. Способ по п.15, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при температуре примерно от 250 до примерно 450°С.
19. Способ по п.15, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при давлении от примерно 30 до примерно 300 фунт/кв. дюйм.
20. Способ по п.15, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют в течение времени от примерно 0,15 до примерно 6 ч.
21. Способ по п.15, где указанный способ дополнительно включает добавление твердых частиц к указанной нефти перед указанной стадией добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии.
22. Способ по п.21, где указанные твердые частицы добавляют при обработке в пропорции примерно от 0,05 до примерно 0,25 мас.% по отношению к массе указанной нефти.
23. Способ извлечения углеводородов из подземной формации, который включает стадии (а) приготовления эмульсии типа «вода в масле» путем (1) приведения в контакт нефти с кислотой;
24. Способ по п.23, где указанная кислота содержит по меньшей мере одну минеральную кислоту, органическую кислоту, смеси по меньшей мере из двух минеральных кислот, смеси по меньшей мере из двух органических кислот или смеси по меньшей мере из одной минеральной кислоты и по меньшей мере одной органической кислоты.
25. Способ по п.23, где указанную кислоту добавляют к указанной нефти при обработке в пропорции примерно от 10 до 1000 частей на миллион.
26. Способ по п.23, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при температуре от примерно 250 до примерно 450°С.
27. Способ по п.23, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при давлении от примерно 30 до примерно 300 фунт/кв.дюйм.
28. Способ по п.23, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют в течение времени от примерно 0,15 до примерно 6 ч.
29. Способ по п.23, где указанный способ дополнительно включает добавление твердых частиц к указанной нефти перед указанной стадией добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии.
30. Способ по п.29, где указанные твердые частицы добавляют при обработке в пропорции примерно от 0,05 до 0,25 мас.% по отношению к массе указанной нефти.
31. Способ по п.23, где указанную эмульсию типа «вода в масле» используют в качестве вытесняющего раствора для вытеснения углеводородов в указанной подземной формации.
32. Способ по п.23, где указанную эмульсию типа «вода в масле» используют в качестве эмульсионного буферного раствора для отвода потока углеводородов в указанной подземной формации.
33. Эмульсия типа «вода в масле», изготавливаемая с помощью способа, включающего
34. Эмульсия по п.33, дополнительно включающая в себя твердые частицы, добавляемые к указанной нефти перед указанной стадией добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии.
(a) приведение в контакт указанной нефти с кислотой;
(b) нагревание указанной нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти; и
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US19956500P | 2000-04-25 | 2000-04-25 | |
| PCT/US2001/011152 WO2001081502A2 (en) | 2000-04-25 | 2001-04-05 | Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ecb-0002) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200201135A1 EA200201135A1 (ru) | 2003-04-24 |
| EA004090B1 true EA004090B1 (ru) | 2003-12-25 |
Family
ID=22738081
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200201135A EA004090B1 (ru) | 2000-04-25 | 2001-04-05 | Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6800193B2 (ru) |
| CN (1) | CN1426506A (ru) |
| AR (1) | AR028916A1 (ru) |
| AU (1) | AU2001251360A1 (ru) |
| BR (1) | BR0110282A (ru) |
| CA (1) | CA2405692C (ru) |
| DE (1) | DE10196133T1 (ru) |
| EA (1) | EA004090B1 (ru) |
| EG (1) | EG22907A (ru) |
| GB (1) | GB2381795A (ru) |
| MX (1) | MXPA02010423A (ru) |
| NO (1) | NO20025087L (ru) |
| OA (1) | OA12249A (ru) |
| WO (1) | WO2001081502A2 (ru) |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6800193B2 (en) * | 2000-04-25 | 2004-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ECB-0002) |
| US7186673B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same |
| CA2470440A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same |
| US7658838B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-02-09 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Delayed coking process for producing free-flowing coke using polymeric additives |
| JP2006528727A (ja) * | 2003-05-16 | 2006-12-21 | エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー | 自由流動性のショットコークスを製造するディレードコーキング方法 |
| US20050279673A1 (en) * | 2003-05-16 | 2005-12-22 | Eppig Christopher P | Delayed coking process for producing free-flowing coke using an overbased metal detergent additive |
| US7645375B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-01-12 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Delayed coking process for producing free-flowing coke using low molecular weight aromatic additives |
| US20100098602A1 (en) | 2003-12-19 | 2010-04-22 | Opinder Kishan Bhan | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US7628908B2 (en) * | 2003-12-19 | 2009-12-08 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US7745369B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-06-29 | Shell Oil Company | Method and catalyst for producing a crude product with minimal hydrogen uptake |
| US7117722B2 (en) * | 2003-12-23 | 2006-10-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method for determining viscosity of water-in-oil emulsions |
| US7704376B2 (en) * | 2004-05-14 | 2010-04-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Fouling inhibition of thermal treatment of heavy oils |
| CN1954049B (zh) * | 2004-05-14 | 2012-02-29 | 埃克森美孚研究工程公司 | 通过改变重油弹性模量的重油粘弹性改质 |
| CN101010415B (zh) * | 2004-05-14 | 2012-07-04 | 埃克森美孚研究工程公司 | 生产及从延迟焦化鼓中去除自由流动的焦炭 |
| CA2564048A1 (en) * | 2004-05-14 | 2005-12-01 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Delayed coking process for the production of substantially free-flowing coke from a deeper cut of vacuum resid |
| CA2566118C (en) * | 2004-05-14 | 2011-01-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Blending of resid feedstocks to produce a coke that is easier to remove from a coker drum |
| BRPI0609416A2 (pt) | 2005-04-11 | 2011-10-11 | Shell Int Research | método para produzir um produto bruto |
| CA2632526C (en) | 2005-12-22 | 2014-03-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of oil recovery using a foamy oil-external emulsion |
| WO2008024147A1 (en) | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
| US7871510B2 (en) * | 2007-08-28 | 2011-01-18 | Exxonmobil Research & Engineering Co. | Production of an enhanced resid coker feed using ultrafiltration |
| US7794587B2 (en) * | 2008-01-22 | 2010-09-14 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method to alter coke morphology using metal salts of aromatic sulfonic acids and/or polysulfonic acids |
| GB201010532D0 (en) * | 2010-06-22 | 2010-08-04 | Ntnu Technology Transfer As | Synthetic oil |
| WO2013096215A1 (en) * | 2011-12-21 | 2013-06-27 | Shell Oil Company | Method and composition for reducing viscosity of a hydrocarbon mixture |
| WO2013096218A1 (en) | 2011-12-21 | 2013-06-27 | Shell Oil Company | Method and composition for inhibiting asphaltene deposition in a hydrocarbon mixture |
| GB2510530A (en) | 2011-12-21 | 2014-08-06 | Shell Int Research | Method and composition for inhibiting wax in a hydrocarbon mixture |
| CN104011166A (zh) | 2011-12-21 | 2014-08-27 | 国际壳牌研究有限公司 | 抑制烃混合物中发泡的方法和组合物 |
| US20140166538A1 (en) * | 2012-12-17 | 2014-06-19 | Conocophillips Company | Bitumen based indirect steam boiler |
Family Cites Families (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1761328A (en) * | 1928-07-31 | 1930-06-03 | Richfield Oil Company | Process of purifying lubricating-oil distillates |
| US2358004A (en) * | 1940-03-11 | 1944-09-12 | Russell G Dressler | Treatment of tall oil |
| US2396646A (en) * | 1940-03-11 | 1946-03-19 | Russell G Dressler | Art of preparation of valuable substances from tall oil |
| US2568738A (en) * | 1947-04-15 | 1951-09-25 | Visco Products Co | Process for resolving emulsions |
| US2952634A (en) * | 1955-09-14 | 1960-09-13 | Scholten Chemische Fab | Heat-resistant drilling fluid |
| US2996450A (en) | 1957-04-23 | 1961-08-15 | Atlas Powder Co | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US3095368A (en) * | 1957-07-31 | 1963-06-25 | Exxon Research Engineering Co | Process for removing metallic contaminants from oils |
| US3169113A (en) * | 1961-07-17 | 1965-02-09 | Nalco Chemical Co | Emulsifier compositions and uses thereof |
| US3804760A (en) | 1969-12-02 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Well completion and workover fluid |
| US3707459A (en) | 1970-04-17 | 1972-12-26 | Exxon Research Engineering Co | Cracking hydrocarbon residua |
| US3796266A (en) | 1972-12-13 | 1974-03-12 | Texaco Inc | Surfactant oil recovery process |
| US4012329A (en) | 1973-08-27 | 1977-03-15 | Marathon Oil Company | Water-in-oil microemulsion drilling fluids |
| US4085799A (en) | 1976-11-18 | 1978-04-25 | Texaco Inc. | Oil recovery process by in situ emulsification |
| US4096914A (en) | 1976-12-06 | 1978-06-27 | Shell Oil Company | Acidizing asphaltenic oil reservoirs with acids containing salicylic acid |
| US4216828A (en) | 1978-06-19 | 1980-08-12 | Magna Corporation | Method of recovering petroleum from a subterranean reservoir incorporating an acylated polyether polyol |
| US4384997A (en) | 1978-09-29 | 1983-05-24 | Reed Lignin, Inc. | Lignosulfonated derivatives for use in enhanced oil recovery |
| US4219082A (en) | 1979-03-23 | 1980-08-26 | Texaco Inc. | Lignosulfonate-formaldehyde condensation products as additives in oil recovery processes involving chemical recovery agents |
| US4298455A (en) | 1979-12-31 | 1981-11-03 | Texaco Inc. | Viscosity reduction process |
| US4411770A (en) | 1982-04-16 | 1983-10-25 | Mobil Oil Corporation | Hydrovisbreaking process |
| AU580617B2 (en) | 1984-09-10 | 1989-01-19 | Mobil Oil Corporation | Process for visbreaking resids in the presence of hydrogen- donor materials and organic sulfur compounds |
| US4592830A (en) | 1985-03-22 | 1986-06-03 | Phillips Petroleum Company | Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams |
| US4659453A (en) | 1986-02-05 | 1987-04-21 | Phillips Petroleum Company | Hydrovisbreaking of oils |
| US4795478A (en) * | 1986-06-17 | 1989-01-03 | Intevep, S.A. | Viscous hydrocarbon-in-water emulsions |
| US4790382A (en) | 1986-12-29 | 1988-12-13 | Texaco Inc. | Alkylated oxidized lignins as surfactants |
| US5095986A (en) | 1990-12-24 | 1992-03-17 | Texaco, Inc. | Enhanced oil recovery using oil soluble sulfonates from lignin and benzyl alcohol |
| US5294353A (en) | 1991-06-27 | 1994-03-15 | Halliburton Company | Methods of preparing and using stable oil external-aqueous internal emulsions |
| US5350014A (en) | 1992-02-26 | 1994-09-27 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Control of flow and production of water and oil or bitumen from porous underground formations |
| US5603863A (en) | 1993-03-01 | 1997-02-18 | Tioxide Specialties Limited | Water-in-oil emulsions |
| US5820750A (en) | 1995-02-17 | 1998-10-13 | Exxon Research And Engineering Company | Thermal decomposition of naphthenic acids |
| US6022471A (en) | 1996-10-15 | 2000-02-08 | Exxon Research And Engineering Company | Mesoporous FCC catalyst formulated with gibbsite and rare earth oxide |
| BR9700727A (pt) * | 1997-01-21 | 1998-08-11 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo termo-químico para desparafinação de dutos em condição de fluxo de petróleo |
| US5855243A (en) | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US5927404A (en) | 1997-05-23 | 1999-07-27 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US6387840B1 (en) * | 1998-05-01 | 2002-05-14 | Intevep, S.A. | Oil soluble coking additive |
| US6410488B1 (en) | 1999-03-11 | 2002-06-25 | Petro-Canada | Drilling fluid |
| WO2001081718A1 (en) | 2000-04-25 | 2001-11-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same |
| US6800193B2 (en) * | 2000-04-25 | 2004-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ECB-0002) |
| US6734144B2 (en) * | 2000-04-25 | 2004-05-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same |
| US20020011022A1 (en) * | 2000-06-21 | 2002-01-31 | Osami Nishida | Low cost, low pollution and low viscosity fuel oil using heavy oil |
| US6544411B2 (en) * | 2001-03-09 | 2003-04-08 | Exxonmobile Research And Engineering Co. | Viscosity reduction of oils by sonic treatment |
-
2001
- 2001-03-28 US US09/819,269 patent/US6800193B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-05 BR BR0110282-6A patent/BR0110282A/pt not_active Application Discontinuation
- 2001-04-05 CA CA002405692A patent/CA2405692C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-05 EA EA200201135A patent/EA004090B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-04-05 AU AU2001251360A patent/AU2001251360A1/en not_active Abandoned
- 2001-04-05 OA OA1200200320A patent/OA12249A/en unknown
- 2001-04-05 GB GB0223091A patent/GB2381795A/en not_active Withdrawn
- 2001-04-05 DE DE10196133T patent/DE10196133T1/de not_active Withdrawn
- 2001-04-05 MX MXPA02010423A patent/MXPA02010423A/es not_active Application Discontinuation
- 2001-04-05 WO PCT/US2001/011152 patent/WO2001081502A2/en active Application Filing
- 2001-04-05 CN CN01808538.5A patent/CN1426506A/zh active Pending
- 2001-04-20 AR ARP010101858A patent/AR028916A1/es unknown
- 2001-04-24 EG EG20010414A patent/EG22907A/xx active
-
2002
- 2002-10-23 NO NO20025087A patent/NO20025087L/no not_active Application Discontinuation
-
2004
- 2004-06-16 US US10/869,513 patent/US7419939B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE10196133T1 (de) | 2003-05-22 |
| BR0110282A (pt) | 2003-02-11 |
| NO20025087L (no) | 2002-12-27 |
| EG22907A (en) | 2003-10-30 |
| WO2001081502A2 (en) | 2001-11-01 |
| CA2405692C (en) | 2008-12-30 |
| CA2405692A1 (en) | 2001-11-01 |
| MXPA02010423A (es) | 2003-04-25 |
| US6800193B2 (en) | 2004-10-05 |
| AR028916A1 (es) | 2003-05-28 |
| GB0223091D0 (en) | 2002-11-13 |
| US7419939B2 (en) | 2008-09-02 |
| US20040222128A1 (en) | 2004-11-11 |
| OA12249A (en) | 2006-05-10 |
| EA200201135A1 (ru) | 2003-04-24 |
| AU2001251360A1 (en) | 2001-11-07 |
| WO2001081502A3 (en) | 2002-03-28 |
| GB2381795A (en) | 2003-05-14 |
| CN1426506A (zh) | 2003-06-25 |
| US20020033265A1 (en) | 2002-03-21 |
| NO20025087D0 (no) | 2002-10-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA004090B1 (ru) | Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) | |
| US8101086B2 (en) | Oil/water separation of full well stream by flocculation-demulsification process | |
| US5008026A (en) | Well treatment compositions and method | |
| RU2548266C2 (ru) | Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения | |
| US4706749A (en) | Method for improved oil recovery | |
| US8093304B2 (en) | Demulsification of water-in-oil emulsion | |
| US8778850B2 (en) | Biodegradable non-reactive oil-well stimulation fluid and method of use | |
| CA2661202C (en) | Tunable surfactants for oil recovery applications | |
| US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| US3729053A (en) | Method for increasing permeability of oil-bearing formations | |
| EP0141585B1 (en) | Demulsifying process | |
| US5104556A (en) | Oil well treatment composition | |
| NO333839B1 (no) | Brønnbehandlingsmikroemulsjon omfattende en kombinasjon av løsemiddel-surfaktantblanding og et bærefluid; og fremgangsmåte for behnadling av olje- eller gassbrønn med samme | |
| NL9101025A (nl) | Werkwijze voor het verbeteren van formatiepermeabiliteit met behulp van chloordioxide. | |
| US4299690A (en) | Demulsifying petroleum emulsions with aryl sulfonates-oxyalkylated phenolformaldehyde resins and alkali metal halides | |
| WO2013053036A1 (en) | Use of oil-in-water emulsion for enhanced oil recovery | |
| US4187185A (en) | Oil recovery process using oxyalkylated additives | |
| US20140202928A1 (en) | Method for destabilizing bitumen-water and oil-water emulsions using lime | |
| US20230051978A1 (en) | Microemulsion composition to increase injectivity of water produced in reservoirs | |
| CA1122793A (en) | Oxyalkylated sulfonate in aqueous alkaline solution for oil recovery | |
| RU2190151C2 (ru) | Способ извлечения и перемещения высоковязких нефтепродуктов | |
| US10253245B1 (en) | Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives | |
| SU1573144A1 (ru) | Состав дл обработки призабойной зоны пласта | |
| KR900005084B1 (ko) | 점성 수중(水中)탄화수소 에멀젼 | |
| Sehlake | Experimental Assessment of Heavy Crude Oil Production using Emulsion Flooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |