Методы физического воздействия на нефти и нефтяные среды связанно с процессами перекачки

ВВЕДЕНИЕ



     Нефтепромысловое оборудование, которое используется для транспортировки нефтяной системы на стадии движения пластового флюида от скважин до установок подготовки нефти (УПН) возникают проблемы. Именно на этой стадии перекачивается высокообводненная водонефтяная эмульсия, обладающая повышенной вязкостью. Кроме того, вязкость

повышается, если в нефти содержит большое количество структурообразующих компонентов (асфальтенов, смол и парафинов), поскольку они располагают к появлению глобальных осложнений в нефтяной промышленности.

     Указанная проблема ухудшается в холодное время года, что приводит к уменьшению текучести флюида и высокому объему энергозатрат. Процесс термохимического обезвоживания нефтей, реализуемый на дожимной насосной станции, так называемая внутритрубная деэмульсация, и УПН, не только частично решает задачу облегчения транспорта водонефтяных систем, но также обеспечивает достижение качества нефти.

     На настоящее время известен большой комплекс методов решения вышеперечисленных проблем. В основном способы решения можно подразделяется на две группы: химические и физические методы. Классический способ (химические способы) – использование реагентов различных функциональных предназначений практически на каждом этапе перекачки и подготовки нефти, особенно в процессе обезвоживания. Альтернативный способ вместо применения реагентов, являются методы физические, то есть внедрение в промысловые процессы – от добычи до подготовки – широкого спектра волновых излучений.

     В представляемой работе рассмотрели и проанализировали методы физического воздействия на нефти и нефтяные среды связанно с процессами перекачки, обезвоживания и обессоливания. Было изучено влияние низкотемпературного воздействия на свойства нефтей и ее эмульсий.


1

2 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

2.1 Асфальтены и смолы, характеристика и их структура



     Смоло-асфальтеновые вещества являются сложной смесью высокомолекулярного соединения смешанных структур, содержащих азот, серу, кислород, металлы. Они очень много в тяжёлых нефтях месторождений Средней Азии, Казахстана, Башкирии. Смоло-асфальтеновые вещества обладают малой летучестью, в бензиновый и керосиновый дистилляты они не попадают. Наиболее богаты смолами и асфальтенами молодые нефти ароматического основания. Смоло-асфальтовые вещества объединяют две большие группы высокомолекулярных соединений нефти - асфальтены и смолы, в химическом составе, строении и свойствах которых имеется много общего [1].

     Асфальтены – это полициклические ароматические конденсированные структуры с короткими алифатическими мостиками. Они представляют собой амфорные порошкообазные вещества, имеющие темно-бурый или черный цвет. Плотность асфальтенов чуть больше единицы [2]. Состав афсальтенов включает в себя: 86% масс. углерода, 9% масс. водорода, до 9% масс. серы и кислорода, и до 1% масс. азота. Асфальтены не плавятся при нагревании, а переходят в пластическое состояние при температуре около 300 °С, при высшей температуре разлагаются, образуя газообразные и жидкие вещества и твердый остаток — кокс.

     Наибольшая эмульгирующая способность их проявляется тогда, когда они находятся в коллоидном и дисперсном состоянии (точка их флокуляции, то есть выпадение из раствора). Асфальтены могут проявлять как кислотные, так и основные свойства. При низких значениях pН более прочные пленки образуются. С увеличением pН среды формируется подвижная пленка. В композиции со смолами получаются жидкообразные пленки. Асфальтены склонны к ассоциации, их молекулярная масса колеблется от 2000 до 10000 у.е. и выше [3]. Они растворяются в бензоле, пиридине, сероуглероде,


2

тетрахлориде углерода, гексане, циклогексане, смолах и т.д [4]. Асфальтены различаются от смол из одинакового источника низкой долей водорода и высоким содержанием углерода и металлов, более значительными размерами полиароматических ядер, а также меньшей средней длиной крупных алифатических заместителей и меньшим числом ациклических фрагментов, непосредственно сконденсированных с ароматическими ядрами.

     На рисунке 1.1 представлены типы молекул асфальтенов – «архипелаг» и «континент».

























А – тип асфальтена – «архипелаг», Б – тип асфальтена – «континент» Рисунок 1.1 – Модельная структура молекул асфальтенов

Уменьшенный вид асфальтеновых структур представлен на рисунке 1.2.






















3























Рисунок 1.2 – Микроскопирование структуры асфальтена (разрешение

20 мм)



     Если в молекулярных структурах преобладает «континентальный» тип, то нефтяная система является пропагаторами агрегирования, преобладание же типа «архипелаг» - терминаторами агрегирования. Это непосредственно влияет на свойства нефтяного флюида. Организация структур концентрации асфальтеновых молекул представлена в следующем порядке на рисунке 1.3: молекулы – наноагрегаты – кластеры наноагрегатов [5].


















Рисунок 1.3 – Модель Йена-Муллинса



     Смолы – представляют собой очень вязкие малоподвижные жидкости, а иногда и твердые аморфные вещества от темно-коричневого до бурого

4

цвета. Обладаю плотностью близка к единице или несколько выше, молекулярная масса около 600-1500 у.е. Смолы слабые органические кислоты с непрочными структурными оболочками, полициклические ароматические конденсированные структуры с длинными мостиками алкильных групп. Они молекулярно диспергированы в нефти и не образуют дисперсную фазу, но при этом возможно образование ассоциатов. При большом содержании смол в нефтях и нефтепродуктах за счет уплотнения происходит резкое возрастание вязкости среды. Смолы на воздухе легко окисляются при низких температурах, а при нагревании до 260-300°С уплотняются и превращаются в асфальтены. С повышением концентрации в растворе смолы, с одной стороны, замедляют рост кристаллов, а с другой, деформируют поверхности кристаллов. Смолы хорошо растворимы в нафте (легком бензине), нефтяных маслах, бензоле, эфире и хлороформе [4].

     Следовательно, смолы составляют от 70 до 90% всех гетероорганических соединений в нефтях. Они содержат больше водородов, чем асфальтены (около 1-2% больше). Большую часть смол составляют нейтральные вещества. Парафинистые нефти характеризуются высоким содержанием смол (до 46%) нейтрального характера. Основные структурные компоненты молекул нефтяных смол представляют собой конденсированные циклические системы, в состав которых входят ароматические, циклоалкановые и гетероциклические кольца, соединённые между собой короткими алифатическими мостиками и имеющие по несколько алифатических, реже циклических заместителей в цикле. На рисунке 1.4 по Сергиенко С.Р. представлены строения структур смол.
















5






























Рисунок 1.4 – Модельная структура смол



Структура микроскопического плана изображена на рисунке 1.5.


























Рисунок 1.5 – Микроскопирование структуры смолы (разрешение

30 мкм)






6

     Смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) (количество которых в легких нефтях не более 4 – 5%, в тяжелых – 20% [6]) оказывает неопределенное влияние на низкотемпературные и вязкостные свойства нефтей: с одной стороны, они являются высокомолекулярными веществами и образуют ассоциаты в объеме нефти, что обусловлено повышенной вязкостью и пониженной текучестью нефтей. С другой стороны, присутствие гетероатомов в структуре асфальто-смолистых веществ сообщает им адсорбционные свойства, таким образом, асфальтены и смолы адсорбируются на кристаллах парафина и обволакивают их, затрудняя, тем самым, образование кристаллической решетки.


2.2 Анализ основных методов удаления асфальтосмоло-парафиновых отложений из нефтей и водонефтяных систем


Для	удаления	асфальтосмоло-парафиновых	отложений	(АСПО)

используют следующие основные методы:

    - механический – очистка скребками различных конструкций с ручными или механизированными лебедками;

    - тепловые (термические) – промывка горячей нефтью, промывка горячей водой с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ),

прогрев насосно-компрессорные трубы паром, использование стационарно установленных (проточных) или погружных электронагревателей;

    - химические – использование углеводородных реагентов различного функционального назначения и моющих агентов на водной основе с добавлением ПАВ;

    - физические – использование ультразвука (стационарно установленные или погружные излучатели), высокочастотного электромагнитного поля или низкотемпературной обработки («холодного стержня»).

    Одним из наиболее перспективных способов борьбы с АСПО являются физические методы [7].


7

2.3 Физические методы обработки нефти и водонефтяных систем



2.3.1 Акустические методы воздействия

     Использование акустических волн (в частности, ультразвуковая (УЗ)) – перспективное направление в нефтяной отрасли на сегодняшний день. Акустические методы воздействия на дисперсные системы приводят к структурным изменениям компонентов дисперсной фазы, сдвигу размеров ассоциатов, степени дисперсности и применяются широко для подготовки нефтей, в том числе переработка и транспортировка.

Ультразвуковая обработка – имеет широкий спектр воздействий на

составы водонефтяных систем и на регулирование дисперсности среды

(образование разнообразных растворов эмульсий). Исследуется в настоящее

время достаточно широко возможность использования ультразвуковой

обработки для различных нефтяных систем. Нужно учитывать комплекс

многих факторов нефтей и водонефтяных сред в изучении акустических

воздействий на них [8].

     Следует принимать во внимание степень обводненности эмульсии, размер глобул воды, агрегатную и кинематическую устойчивость эмульсии, влияние деэмульгатора, температуру эмульсии, время физического воздействия, стоимость минуты обработки и так далее.

     По большей мере для работ, связанных с акустическим воздействием на нефть, предполагается не только извлечение парафинов, смол и асфальтенов, но и направленное действие на коллоидное и межмолекулярное взаимодействие структурных компонентов. Воздействие ультразвуковых колебаний позволяет достигать следующие эффекты:

? регулирование реологических свойств нефти,

? снижение температуры застывания,

? интенсификация процессов обезвоживания, обессоливания, обессеривания,

? изменение выхода светлых фракций [9-10].


8

     Влияние УЗ волн на вязкостные свойства и деэмульсацию нефтей привлекло наибольший интерес. Но немаловажен вклад воздействия его в процессах добычи и переработки.

     Так, например, в патенте [11] использовался УЗ излучатель для повышения дебита малопродуктивных скважин и нефтяных залежей с высоковязкой нефтью. Способ заключается в одновременном вибрационном

и тепловом воздействии на призабойную зону пласта (ПЗП) в эксплуатационном процессе для повышения проницаемости и для интенсификации нефтеотдачи скважины. Ультразвуковое излучение направляется с наземной части скважины по погружному волноводу внутрь скважины. Воздействие производят без остановки добычи.

     Показано изменение вязкости нефти при ультразвуковом воздействии на примере парафинистой нефти нескольких месторождений Казахстана [12],

где с увеличением времени обработки и мощности – плотность и кинематическая вязкость нефти заметно уменьшаются.

     Было исследовано влияние ультразвукового воздействия на температуру застывания и вязкость нефти различных компонентных составов

в работе [13]. Отмечено, что эффективность обработки увеличивает при снижении содержания парафинов в нефти и зависит от времени облучения.

Так, на основе примера вязкости парафинистой Альметьевской нефти, которую обрабатывали в течение 15 мин, снижается при 10°С в 6 раз, а градиент температуры застывания составляет 16 °С.

     В работе [14] исследовано воздействие ультразвука на нефтяные системы. Для этого была изготовлена лабораторная установка, состоящая из реактора, УЗ излучателя и вспомогательных систем. На рисунке 1.6

представлена установка обезвоживания и обессоливания нефти.












9






















1 – генератор УЗ колебаний; 2 – магнитострикционный преобразователь; 3 – волновод; 4 – патрубок; 5 – холодильник; 6 – реактор. Рисунок 1.6 – Установка обезвоживания и обессоливания нефти


     Сырую нефть заливали в реактор, устанавливали УЗ излучатель и герметизировали реакторную систему. УЗ излучатель включали при частоте 18 кГц, диспергировали воду в объеме 3% и через 30 секунд подавали в реактор окислитель на протяжение 120 секунд, после чего излучатель отключали и оставляли реактор для отстаивания эмульсии и охлаждения. Окислитель представляет собой разбавленный (0,5 – 1%-ый) раствор серной кислоты. По результатам показано, что содержание серы в нефти уменьшилось до 0,37%, содержание солей – на 95%. При УЗ обработке происходил частичный крекинг и фракционирование нефтепродукта, при этом в верхнем слое нефти содержание серы и солей снизилось относительно исходного количества, а в нижнем слое наблюдалось скопление тяжелых фракций и продуктов окисления извлечённой серы и воды. Это свидетельствует о том, что в результате воздействия УЗ колебаний большой интенсивности наблюдается эффект, который можно охарактеризовать как «низкотемпературная перегонка» нефти, позволяющая удалить серу, соли и тяжелые примеси.


10

Изобретение [15] касается способа разрушения водонефтяной эмульсии

с применением  ультразвука,  включающего  процесс  обработки  эмульсии

деэмульгатором, ультразвуком и процесс отстаивания, при этом предварительно определяется оптимальный уровень удельной акустической

мощности ультразвука,	позволяющий	достичь	минимальной	доли	воды

в нефти,	а	отстаивание	эмульсии	осуществляют	в	процессе

обработки ультразвуком. В результате уменьшилось в 2-4 раза время отстаивания и капитальные затраты на обработку нефтей.

     По вышерассмотренным работам, можно сказать, что область применения ультразвука в нефтяной отрасли широка: начиная от воздействия его на ПЗП и скважин и заканчивается изменением химического состава нефтяных систем. Часто, ультразвуковое воздействие сочетают с химическим и тепловым методами, что дает синергетический эффект.


2.3.2 Магнитное воздействие в процессах перекачки и подготовки нефтяных систем

     Применение магнитного поля (МП) в процессах добычи, подготовки и переработки такого углеводородного сырья, как нефть, начало относительно недавно. Положительные примеры применения магнитных полей при подготовке и переработке углеводородных систем в сочетании с простотой эксплуатации, безвредной экологической составляющей и быстрой окупаемостью обусловлены открытием новых возможностей в интенсификации этих же процессов.

     Существуют много достижений по исследованию о важности внедрения магнитных полей: обезвоживание и обессоливание нефтей и шламов, добыча нефти, предотвращение АСПО и их ингибирование, улучшение эксплуатационных характеристик нефтяных систем.

     Влияние магнитного поля постоянного тока для разрушения водонефтяной эмульсии было проведено на Малоическом месторождении (г.Новосибирск) (содержание воды в нефти до 78%), где при прокачке


11

жидкости через магнитный активатор и его последующего отстаивания происходило разделение на водную и углеводородную фазы. Полученный результат в итоге достигнул обезвоживания в 94%.

     На Астраханском газоперерабатывающем заводе (АГПЗ) давно внедрил метод по воздействию магнитного поля на обезвоживание и обессоливание газоконденсата на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ), была осуществлена привязка его в технологическую линию завода на этапе подготовки сырья.

     Положительные итоги в действия МП в деэмульсации не полностью говорят об интенсификации процесса подготовки нефти, поскольку имеются немало работ, где влияние магнитной обработки (МО) оказало отрицательный эффект. К примеру, в Московском энергетическом институте [16] выполнили работы по применению магнитов на втором этапе подготовки нефти – обессоливание. Отрицательный эффект был получен.

     Также, известны положительные результаты на китайских месторождениях применения МО потока в скважинах для предотвращения кристаллизации парафинистых отложений. Показано, что под действием постоянных магнитов в потоке извлекаемой нефти происходит изменение, которое улучшает дебит скважины. Период межочиски от отложений возрастал с 16 - 20 дней до 90 – 200 дня [17].

     На месторождениях ПАО «Оренбургнефть» за трех лет уже применяют новую технологию с использованием постоянного магнита по защите от загрязнения асфальто–смоло-парафиновых отложений в локальном объеме с последующим флотационным выносом на устье скважины. На этих скважинах, оборудованные магнитными депарафинизаторами, межочистной период увеличился с 5-10 дней до двух месяцев. Увеличение дебита достигло на 10-25% [18].

     Кроме вышеперечисленных результатов влияние магнитной обработки на добычу и предотвращения образования и избавления АСПО, также имеются работы по регулированию реологических свойств нефтесистем. Так,


12

например, приложенное переменное МП на несколько нефтей приводит к снижению их реологических параметров (вязкости, напряжения сдвига). Так как при данном воздействии происходят рекомбинационные процессы, то есть диссоциация высокомолекулярных фрагментов смолистых нефтяных компонентов вследствие высокой активности полярных составляющих – что способствует образованию новых более мелких центров ассоциации [19].

     Уменьшение вязкости тяжелых нефтей при транспортировке под действием магнитных полей позволяет снизить температуру подогрева нефтяного флюида и нагрузку на насосные агрегаты [20].

     В большинство случаев положительный опыт применения магнитного поля связан с специальным устройством – магнитоактиватором. Однако,

полученное научное объяснение результатов, ограничено ввиду недостаточности теоретической обоснованности проблемы действия сил МП по причине сложности структурных, коллоидных и энергетических превращений в флюидах на микро- и макроуровне. При этом, необходимо всестороннее изучение поведения нефтей различной композиции в магнитном поле, используя и постоянный и переменный ток. Возможно, это позволит углубить и расширить общее понимание вопросов, которое рассматривает влияние магнитных полей на различные структурированные системы.


2.3.3 Низкотемпературное воздействие на нефти и водонефтяные системы

     Это один из наиболее простых способов как выделения смеси АСП (парафины, смолы, асфальтены) из нефти, который заключается в том, что металлические стержни помещают в нефти, охлаждаемые до отрицательных температур, на которые выкристаллизовываются высокомолекулярные компоненты из нефти (в основном парафины, смолы и асфальтены), так и обезвоживания водонефтяной системы. На рисунке 1.7 представлено устройство лабораторной установки «холодного» стержня.


13


























Рисунок 1.7 - Устройство лабораторной установки «холодного» стержня



     Помещают нефть 2 в ячейку 3, обогреваемую с внешней стороны дистиллированной водой 1. Ячейка представляет собой металлический или стеклянный стакан с крышкой 6, в который помещают холодный стержень 4. Стержень имеет внутренний канал 5, через который пропускают хладагент 7. При выделении парафинов важно обеспечить перемешивание нефти и температурный градиент. Обычно температура нефти в ячейке должна быть на 50С выше температуры начала кристаллизации парафинов, а температура «холодного» стержня, наоборот, на 50С ниже. Стержень выдерживают в нефти за определенное количество времени, затем вынимают из нефти, пропускают через него теплоноситель и дают стечь парафиновой смеси в предварительно взвешенную чашу.

Стержень может иметь вид вертикальной трубки или U-образной. Описанный метод, в основном, больше относится к лабораторным

исследованиям, существенным недостатком которого является периодичность процесса. Обратимся к промышленным устройствам, реализующим метод «холодного» стержня.


14

     В патенте [21] перед транспортировкой нефти предлагается установка системы (теплообменника), состоящей из холодильной и нагревательной емкостей и компрессора, осуществляющего циркуляцию хладагента.

Применение теплообменника позволяет выделить из нефти смолисто-парафиновые компоненты на первой стадии ее транспортировки и тем самым снизить материальные затраты на борьбу с смолисто-парафиновыми отложениями на стенках нефтепроводов.

     Устройство теплообменника (рисунок 1.8) состоит из компрессора 1, который соединен с холодильной технологической емкостью 2 и с нагревательной технологической емкостью 3. Технологические емкости 2 и 3 соединены между собой. На выходе из холодильной технологической емкости 2 установлено тепловое реле 4, выход которого соединен с компрессором 1.

















Рисунок 1.8 - Блок-схема теплообменника удаления парафина



     Устройство холодильной технологической емкости (рисунок 1.9) включает охлаждаемые панели 5, с прилегающими к ним съемными металлическими пластинами 6. Линия тока 7 указывает направление потока продукции скважин.












15


















Рисунок 1.9 - Устройство холодильной емкости



     Устройство нагревательной технологической емкости (рисунок 1.10) включает патрубок ввода хладагента 8, змеевик 9, патрубок вывода хладагента 10.




















Рисунок 1.10 - Устройство нагревательной емкости


     Сущность рекомендуемого устройства заключается в том, что продукция нефтяных скважин от автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) поступает в холодильную технологическую емкость 2 (рисунок 1.9) теплообменника. В холодильной емкости продукция скважин проходит вдоль охлаждаемых панелей со съемными металлическими пластинами, на которых происходит выделение смолисто-парафиновых компонентов. Компрессор используется для охлаждения панелей, который


16

закачивает хладагент под большим давлением (порядка 20 атм) через капилляры. Поглощение тепла происходит при истечении жидкого хладагента из капилляра и испарении его при пониженных давлениях (порядка 1 атм). Температура охлаждаемых панелей может достигать отрицательной температуры (-40°C) в зависимости от какова типа хладагента. Далее продукция скважин из холодильной технологической емкости подается в нагревательную технологическую емкость (рисунок 1.10).

     В нагревательной емкости размещен змеевик 9 (рисунок 1.10), в который компрессор закачивает хладагент. В змеевике нагретый в результате сжатия хладагент остывает, переходит в жидкое состояние и отдает тепло,

отобранное в холодильной емкости, от продукции скважин. В зависимости от накоплены смолисто-парафиновые отложения на съемных металлических пластинах их периодично заменяют на чистые.

     Совместно с низкотемпературным воздействием рассматривается и деэмульгирования нефтяной эмульсии. Этот метод еще не получил широкого распространения из-за его малоизученности, но, однако, имеется небольшое

количество разработок в некоторых странах под названием криодеэмульсации (КДЭ) на нефтяные среды.

     КДЭ – способ отделения воды путем вымораживания ее из эмульсионной системы. Суть его состоит в разрушении бронирующего слоя глобулы водонефтяной эмульсии (ВНЭ). Бронеслой эмульсии слагается из асфальтенов, смол, что адсорбируются из нефти на поверхность «нефть-вода», а затем слоя парафинов, механических примесей и порфириновых комплексов. Таким образом, получается высококорреллированная структура глобулы, которую сложно разрушить. Процесс деэмульгации ВНЭ состоит из трех основных стадий:

? Разрушение адсорбционно-сольватных (бронирующих) оболочек

? Коагуляция и укрупнение капель

? Осаждение, разделение фаз (силами гравитации)





17

     Притом, эффект «замораживания» действует на разные нефтяные системы по-разному. Обобщенно говоря, данное явление не проявляется в случае малообводненных систем. Лишь в водонефтяной системе высокообводненности наблюдается достаточная глубина обезвоживания. Вероятно, это связано с тем, что в малообводненных средах криодеэмульгированных глобул воды мало или же они просто находятся на большом расстоянии друг от друга и не могут скоагулировать в крупные ассоциаты воды, которые бы способствовали посредством сил гравитации осаждению.

     В статье [22] было рассмотрено влияние криоэффекта на обезвоживание нефтешлама. В работе был использован нефтешлам с

обводненностью в 70% и содержанием солей 73600 мг/дм3 и рассмотрено влияние быстрой заморозки и быстрого оттаивания, медленной заморозки и медленного оттаивания на интенсификацию обезвоживания. В ходе исследования оказалось, что наилучший криодеэмульсационный эффект оказало сочетание медленной заморозки (-18°С) и медленного оттаивания

(+20°С). Наибольшее отделение воды составило 87% и меж тем проведенное повторное замораживание разделившегося шлама дополнительно дало деэмульсационный эффект в 5%.

     Помимо этого, имеются также разработки в совместной работе микробиологии КФУ и ОАО «Казаньоргсинтез» исследуется влияние эффектов замораживания и оттаивания шлама предприятия. За 20 мин от криоэффекта от шлама отделяется 39%, тогда как от центрифугирования – 28% [23].

     В общем, данный метод является потенциальным подходом, который на сегодняшний день преимущественно используется в лаборатории, хоть и не нашел пока еще внедрения в промышленности. Глубинное изучение поведения структурных компонентов, воды в самой нефтяной системе;

свойств  и  параметров  последней  даст  теоретическое,  а,  следовательно,  и





18

практическое понимание и поможет в реализации применения метода в нефтепромысловые процессы.

     Достоинства наблюдаются в фактическом отсутствии расходных материалов и компактности установки, простоте конструкции. Применение данного метода на промыслах затрудняет периодичность процесса. Даже в рассмотренной промышленной схеме «холодного» стержня обязательна периодическая замена пластин с смолисто-асфальтеновыми веществами и парафинами. А в случае низкотемпературной деэмульсации необходим подбор селективных параметров процесса на нефти и водонефтяные системы.

     Применение такого воздействия в любом образе в комбинации с простотой эксплуатации, экологической составляющей, безреагентностью и быстрой окупаемостью, также отличая от других методов, открывают широчайшие возможности интенсификации технологических процессов в нефтяной отрасли [24].








































19

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Оценка выхода АСПО методом низкотемпературного воздействия



     Сущность метода низкотемпературного воздействия состоит в определении количества осаждающихся из нефти на охлаждаемой металлической поверхности асфальтосмоло-парафинистых отложений. Установка «ПР-НПХ-04», реализующая данный метод, состоит из двух блоков:

- блок "холодного" стержня с водяной баней;

- блок  термостата  /  криостата  жидкостного  низкотемпературного

«КРИО-ВТ-01», обеспечивающего создание в стержнях температуры в пределах от -30 до +600С.

     Блок «холодного стержня» включает в себя 4 металлических стакана, в которые помещаются испытуемые вещества, и крышки, в которые вмонтированы «холодные стержни» - U-образные полые трубки из нержавеющей стали. Трубки подключены к системе подвода и отвода хладагента (рисунок 2.1).
























Рисунок 2.1 – Металлический стакан и параллельно работающие U-образные стержни





20

     Конструкционно аппарат (рисунок 2.2) состоит из термостата (1), электромеханического привода (2) и испытательного блока (3).























Рисунок 2.2 – «ПР-НПХ-04»



     Органы управления и индикации расположены на передней панели аппарата (рисунок 2.3) и имеют следующее назначение: 1 - термостат, 2 - платформа, 3 - испытательный блок, 4 - тумблер включения питания, 5 - терморегулятор, 6 - тумблер включения насоса, 7 - тумблер включения нагрева, 8 - тумблер включения привода вращения стаканов.
























Рисунок 2.3 – Органы управления и индикации

«ПР-НПХ-04»



21

Методика проведения эксперимента:

1. Поднять испытательный блок и зафиксировать его в верхнем положении.

2. Заполнить металлические стаканы водонефтяными системами (ВНС).

3. Включить питание установки.

4. Опустить держатель, погрузив в заполненные ВНС металлические стаканы U-образные трубки.

5. Включить электромеханический привод. При этом все четыре металлических стакана начнут вращаться.

6. Включить криостат. Установить необходимую температуру охлаждающей жидкости, протекающей через U-образные трубки.

7. Вентилями испытательного блока установить одинаковый расход термостатирующей жидкости.

8. Провести охлаждение ВНС в течение, требуемого количества времени.

9. Переключить  криостат  на  нагрев  жидкости,  протекающей  через  U-

образные трубки.

10. Провести расплавление ВНС.

11. Извлечь U-образные трубки, дождаться полного стекания обработанной ВНС в стаканы.

12. Произвести замер выделенных отложений.

13. Выключить криостат.

14. Отключить питание установки.

15. Промыть	и	протереть	металлические	стаканы,	U-образные	трубки.

Удалить остатки нефтепродуктов с установки.



3.2 Определение фракционного состава нефтепродуктов на АРНП-ПХП



     Во взвешенную колбу Арбузова берут навеску нефти. Туда же помещают пару «кипелок». Включают нагреватель и постепенно начинают нагревать нефть. Мерный цилиндр должен быть готов и ставят его так, чтобы


22

кончик холодильника соприкасался с его внутренней стенкой. Далее фиксируют температуру, при которой упала первая капля дистиллята. Нагрев регулируют так, чтобы перегонка происходила равномерно со скоростью 2-3 капли в секунду. Далее в отдельные приемники собирают и взвешивают следующие 25°С фракции и записывают объем при этом.

     После отбора последней фракции нагревательный прибор отключают и дают возможность стечь конденсату из холодильника в приемник (рисунок 2.4).






























Рисунок 2.4 – Аппарат для разгонки нефти и нефтепродуктов

АРНП-ПХП



3.3 Измерение реологических параметров нефти и нефтесред



     Измерение реологических характеристик (вязкость динамическая и напряжение сдвига) проводили на ротационных вискозиметрах. В зависимости от среды в исследованиях были использованы следующие вискозиметры (рисунок 2.7):

? Вискозиметр Brookfield, для маловязких систем (рисунок 2.5, а);


23

? Вискозиметр Lamy rheology, для высоковязких систем (рисунок 2.5, б).




































а)	б)

а – Вискозиметр Brookfield, б – Вискозиметр Lamy rheology Рисунок 2.5 – Прибор для определения вязкости


     Измерение вязкости осуществляется посредством пересчета крутящего момента, необходимого для вращения шпинделя прибора с постоянной скоростью при погружении его в исследуемую среду, находящуюся в специальном стакане. За счет наличия набора взаимозаменяемых шпинделей

и возможности изменять скорость вращения шпинделя каждая модель позволяет работать в достаточно широком диапазоне вязкостей. Вискозиметр поставляется с набором шпинделей для рабочего диапазона вязкостей.

Результат выводится на двухстрочный жидкокристаллический дисплей.

Кроме того, эти вискозиметры оборудованы аналоговым выходом 0-10 мВ, к которому можно подключить различные внешние устройства, такие как дисплей, контроллер, термостат или самописец.


24

4 ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

4.1 Применение низкотемпературного воздействия на нефтяные системы



     В данной работе использовались нефти, имеющиеся следующие физико-химические характеристики, приведены в таблицах 4.1-4.2.


Таблица 4.1 – Фракционный состав нефти Карбона

Нефть карбона
Нефть высоковязкая
Нефть высоковязкая



(0,9%)

(0,15%)








Объём,
Температура,
Объём,
Температура,
Объём,

Температура,

мл
°C
мл
°C
мл

°C

н.к
79
н.к
93
н.к

135

10
145
10
200
10

250

20
231
20
279
20

294

30
265
30
300
30

308

40
298
40
315
40

318




Таблица 4.2 – Плотность и содержание асфальтенов у исходных нефтей

Нефть
Плотность ?20,
Содержание


г/см3
асфальтенов, %





Нефть карбона
0,914
5,6





Нефть



высоковязкая
0,936
8,2

(0,9%)



Нефть



высоковязкая
0,945
8,2

(0,15%)






     Предполагается, что такая обработка позволит повлиять на различные физико-химические свойства нефти и нефтяных эмульсий.

     Во время эксперимента вращаются стаканы с нефтью вокруг стержней. Время выдержки стержней в нефти зафиксировано на 15 минут, после которого их вынимают из металлических стаканов и дают стечь остаткам нефти в течение 7-10 минут. Затем устанавливают температуру «холодного



25

стержня» +50?C и далее расплавляющиеся отложения собирают в предварительно взвешенные бюксы и взвешивают.


4.1.1 Влияние натрия хлора на выход отложений в нефти

Исследования проводили при постоянной температуре -20°С. Оптимальная температура была выбрана для того чтобы сохранить энергоэффективность технологии. Был оценен выход отложения (АСПО) для нефти карбона и высоковязкой нефти (с обводенностью – 0,9%). На таблице 4.3 и рисунке 4.1 отображены результаты выхода отложений из нефтяных эмульсий при различном содержании натрия хлора (NaCl).


Таблица 4.3 – Выход отложений из нефтяных эмульсий при различном содержании NaCl после обработки холодным стержнем


Температура
Время
Выход

Нефть
Добавки

выдержки,




обработки, °С

отложения, %




мин















Вода+ 4,5г
-20
15
7,35


NaСl










Нефть






Вода+ 9,0г




карбона



4,63


NaСl






-20
15









Вода+ 18,0г


4,46








NaСl

















Вода+ 4,5г


9,75


NaСl




Нефть












Вода+ 9,0г




высоковязк

-20
15
8,47


Nacl




ая (0,9%)












Вода+ 18,0г


7,48








NaСl




























26

Выход отложения







АСПО, %



12

10

8








нк



Выход


6  нв(0,9%)

4

2

0

0	5	10	15	20

Содержание NaCl, г



Рисунок 4.1 – Зависимость выхода отложений из нефтяных эмульсий от содержания NaCl


     По результатам можно сделать следующий вывод: для обеих нефтей, при увеличении содержания NaCl снижается выход асфальтосмоло-парафиновых отложений. Это связано с тем, что при увеличении содержания NaCl, также увеличивается устойчивость нефтяной эмульсии, за счет образования комплекса минеральных веществ.

     Образованный комплекс, возможно, препятствует создание центра кристаллизации на поверхности стержней.


4.1.2 Влияние кальция хлора на выход отложений в .......................