Сбор и подготовка / Глава 2+

инженерных расчетах большое распространение получили различные лабораторные и эмпирические методы вычисления вязкости чистых веществ и их смесей.

Температура и вязкость нефтепродуктов в системах трубопроводного транспорта изменяется в широких пределах, существенно влияя на изменение перепадов давления на различных участках трубопроводов.

Поэтому важно располагать данными об изменении вязкости продукта по пути его движения и правильно интерпретировать результаты измерений.

Решение вопросов эффективности трубопроводного транспорта нефтей требует установления достаточно точных аналитических взаимосвязей вязкости и плотности нефтей от количества растворенного газа и различного рода примесей. Известно много работ, в которых предложены эмпирические и полуэмпирические формулы, удовлетворительно описывающие искомые функции применительно к нескольким или одному месторождениям или для специфических условий.

Для конденсатов такие исследования проведены в СибНИИНП, ВНИИгазе, ТюмГНГУ и др., в результате которых отмечена зависимость вязкости жидких углеводородов при атмосферном давлении от молекулярной массы (см. табл. 2.8÷2.9).

Таблица 2.8

Физико-химические характеристики конденсатов

69

Таблица 2.9 Физико-химические свойства стабильных конденсатов

Для получения математической модели, которая бы позволила по известной температуре и известному молекулярному весу конденсата определить его вязкость, в ТюмГНГУ также была осуществлена серия экспериментов.

Расчеты на ЭВМ показали, что линейная полиномиальная модель не является адекватной и что эффекты взаимодействия молекулярной массы, плотности и температуры являются статистически значимыми.

На основе регрессионного анализа для планов второго порядка при доверительной вероятности Pα = 0,95 были вычислены коэффициенты уравнения

1,28 0,042 0,018Т 1,094 10 4 Т 4,01 10 5 Т 2 . (4.48.)(2.25)

где Т – температура конденсата, К; μ – молекулярная масса. Результаты расчетов, проведенных на ЭВМ, показали также, что

меньшее значение дисперсии адекватности дают следующие формулы, которые могут быть рекомендованы для инженерных расчетов:

70

Таким образом, формулы (2.25÷2.27), полученные в ТюмГНГУ, практически одинаково предсказывают результаты эксперимента и опубликованные данные и могут быть рекомендованы для инженерных расчетов. Отметим, что линия 1 (см. рис. 2.9) построена с помощью зависимости (2.25), полученной по результатам исследований в ТюмГНГУ, кривые 9, 10 – по экспериментальным данным ТюменНИИГИПРОгаз и ТюмГНГУ, а 2, 3 и 8 расчетные по формулам (2.26÷2.27). Кривая 2 характеризует зависимость η от Т пробы исходного ДК.

Исследованиям реологических свойств различных нефтей и нефтепродуктов, перекачиваемых в смеси с разбавителями, посвящены работы Л.С. Абрамзона, Р.А. Алиева, Э.М. Блейхера, В.Е. Губина, Р.Г. Исхакова, В.А. Куликова, Л.С. Маслова, К.В. Мукук, А.Н. Саханова, Ю.А. Сковородникова, А.А. Коршака, Ю.В. Скрипникова, В.Н. Степанюгина, П.И. Тугунова, В.А. Юфина, В.И. Цветкова и др.

Авторами Л.С. Абрамзоном, Р.А. Алиевым, Ш.Н. Ахатовым, Э.М. Блейхером, Р.Г. Исхаковым, П.И. Тугуновым, А.Г. Касперовичем предложены рекомендации для определения эффективности исследования процесса разбавления вязких нефтей газом и конденсатом. Ими доказано, что добавки конденсата к нефтям существенно «улучшают» реологические свойства последних и позволяют осуществлять перекачку высоковязких и высокозастывающих нефтей при температуре окружающей среды. Реологические свойства нефтеконденсатных смесей достаточно хорошо описываются экспоненциальными моделями, что существенно упрощает математические выкладки при выполнении оптимизационных расчетов.

На практике (например, при разливах нефти на дневной поверхности, при продолжительном хранении в открытых емкостях) часто наблюдаются обратные явления, когда из нефти теряются наиболее легкие углеводороды и вязкость возрастает.

Из данных, представленных на рис. 2.10, видно, что изменение кинематической вязкости при увеличении потерь от испарения значительно. На графиках по оси ординат отложена относительная вязкость ν , равная отношению текущей вязкости vt, к вязкости v0 при t = 20 С и = 0. Однако следует отметить, что хотя характер изменения ν для исследуемых нефтей одинаков, абсолютные значения v при одинаковых потерях различны. Так, например, при = 7% вязкость шаимской нефти при t = 20 С увеличилась в 1,5 раза, а сургутской при тех же условиях – в 2,1 раза. Поэтому использование в расчетах кинематической вязкости при известной зависимости = ( ,t).

71

5 – ДК + 5% нефти (6252); 6 – ДК + 10% нефти; 7 – СК + 5% нефти (6252);

8 – СК + 10% нефти; 9 – СК + 75% нефти; 10 – нефть Уренгойского м/р (6252).

2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 – расчетные по (2.25 ÷2.27).

72

Рис. 2.10. Зависимость относительной вязкости ν от величины потерь при испарении нефтей (tН = 20 С):

– быстринской; – сургутской; – трехозерной; – шаимской.

Врезультате регрессионного анализа свыше 800 экспериментальных данных предложено следующее уравнение:

где = /Ф. отношение доли потерь к содержанию фракций в нефти

Ф, выкипающих при 200 С.

Коэффициент множественной корреляции равняется 0,96 и значим по критерию Фишера с доверительной вероятностью Р = 0,95. Таким образом, установленная зависимость (2.28) рекомендуется для расчета кинематической вязкости нефти при величине потерь от испарения до 30% массы и в интервале температур 10÷50 С.

2.5.Особенности свойств нефтеконденсатных смесей

Вобщем объеме вводимых в эксплуатацию месторождений в последнее время увеличилось число нефтяных месторождений северных районов страны. Нефть многих из них характеризуется повышенным содержанием парафина, асфальто-смолистых веществ, высокой вязкостью и температурой застывания. Основными причинами увеличения добычи «северных» нефтей

являются их уникальный химический состав и сокращение ресурсов

73

месторождений нефти с «благоприятными» реологическими и техникоэкономическими характеристиками. В соответствии с прогнозами на период до 2010 г доля тяжелых нефтей может возрасти с 14 до 35%, высокопарафинистых – с 2 до 25 % . В этих условиях масштабы использования трубопроводов для перекачки таких продуктов зависят прежде всего от внедрения высокоэффективной технологии перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей.

Внастоящее время готовятся к промышленной эксплуатации газоконденсатные и нефтяные залежи ряда месторождений: Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового, Новопортовского и др. По фракционному составу, содержанию смол, асфальтенов и парафинов все нефти близки между собой. Нефти СМТО являются высокопарафинистыми и высоковязкими с высокими температурами застывания. Содержание парафинов колеблется в довольно больших пределах от 7,1% до 12,1% масс. Уникальное Русское нефтяное месторождение существенным образом отличается по физико-химическим свойствам от большинства нефтей Западной Сибири. Нефть и имеет высокую вязкость (до 60 сСт), что вызывает серьезные осложнения при трубопроводном транспорте, при наличии вечной мерзлоты и резких сезонных колебаниях температуры воздуха и воды. Транспорт таких нефтей в жестких условиях Севера может быть осложнен образованием гелеобразных пробок, отложением парафина и т.д. Практически перекачка по трубопроводам данных нефтей в «чистом» виде невозможна.

Вэтом случае необходимо рассматривать в комплексе различные

способы транспорта высоковязких нефтей с помощью воздействия на парафиновую структуру нефти термообработкой, применением присадок

(например на основе сополимеров этилена), применением непрерывного и дискретного обогрева трубопроводов, использованием различного рода разбавителей, транспорт в газонасыщенном состоянии и т.д.

Конденсат Уренгойского месторождения транспортируется в сложных, постоянно меняющихся природно-климатических условиях, что сопровождается дополнительными затратами на снижение теплового взаимодействия нефтепровода и окружающей среды, созданием специальных служб аварийно-технического обслуживания. Ухудшение условий эксплуатации действующего трубопровода деэтанизированного конденсата может быть обусловлено тем, что после предварительной подготовки в конденсат подается нефть, содержащая соединения с высокой температурой застывания. В случае, когда температура окружающей среды окажется ниже температуры застывания нефти, случайная остановка перекачки может привести к «замораживанию» трубопровода и выводу его из строя на неопределенное время.

Добыча и транспорт нефти из оторочки Уренгойского газоконденсатного месторождения привели ко многим проблемам природно-климатического, экономического и социального характера.

Уренгойское месторождение соизмеримо по запасам с соседними

74

нефтяными месторождениями. Учитывая также положительное влияние конденсата на реологические свойства нефти, становится ясно – совместный транспорт нефти и конденсата в условиях Западной Сибири в настоящее время является наиболее предпочтительным и весьма перспективным. Напомним, механизм действия разбавителей (конденсат, газ, пена) заключается в снижении концентрации низкокипящих углеводородов, уменьшении температуры насыщения нефти парафином и снижении точки перехода ньютоновской жидкости в неньютоновскую.

В связи с этим для разработки эффективной технологии транспорта нефтеконденсатных смесей требуется широкий спектр исследований физико-химических характеристик при различных термодинамических условиях и концентрациях нефти и конденсата. Особенно актуальной данная проблема представляется применительно к условиям эксплуатации нефтепроводов при нарушении их герметичности. Наличие значительной утечки будет сопровождаться интенсивным выделением из смеси летучего компонента – конденсата. Обратная закачка в трубопровод может вызвать серьезные осложнения. До сих пор остается открытым вопрос определения скорости подкачки «утяжеленной» смеси в зависимости от термодинамических условий работы трубопровода.

Исследования смесей нефтей и конденсатов с применением стандартных методов проводились в ТюмГНГУ, СибНИИНП и ТюменНИИГИПРОгаз .

Данные, представленные в табл. 2.8÷2.9, свидетельствуют об однородности изучаемых конденсатов, отобранных в различное время и с различных пластов, хотя можно отметить небольшие различия по фракционному составу и по температуре застывания. Более высокая температура конца кипения конденсатов с месторождений также свидетельствует о наличии нефтяных примесей.

Анализ количественного и качественного воздействия уренгойского конденсата на реологические параметры высоковязких и высокозастывающих нефтей свидетельствует о различной степени влияния конденсата на предельное динамическое напряжение сдвига, пластическую и динамическую вязкости исследуемых нефтей. Такой характер поведения различных нефтеконденсатных смесей можно объяснить существенными отличиями индивидуального группового состава нефтей.

Существенный разброс точек для «чистой» нефти (см. кривая 10 рис. 2.9), даже при температурах 15÷20 С, можно объяснить малым содержанием в нефтях легких углеводородов, сложностью отбора и сохранения проб, а также тем, что в этой температурной зоне уже начинают сказываться пластичные свойства нефтей. При добавлении в конденсат (ДК) нефти до 5% массы наблюдается увеличение вязкости смеси в 3÷4 раза. В большей степени это отмечается при низких температурах.

75

Так, например, при концентрации нефти в количестве 10% (кривая 6) динамическая вязкость увеличилась почти в 8 раз при t = -6 С и только в 2 раза при t = 20 С.

В опубликованных работах Крутовой А.А., Обухова З.П., Гимаева Р.Г., Хадинова Н.К., Сафарова И.А.,Коршака А.А., Кулаковой В.В., Новоселова В.В. и многих других указывается на различные оптимальные концентрации добавок конденсата в нефти, что вполне объяснимо реологическими свойствами продуктов. В работах Р.А. Алиева, О.Г. Дзебы, В.А. Юфина приводятся результаты исследований реологических свойств нефтей Харьягинского, Новопортовского и Ван-Еганского месторождений. Ими установлено, что при разбавлении Ван-Еганской нефти конденсатом до 50% динамическая вязкость может уменьшиться в 99 раз (при температуре 0 С). В тоже время нагрев неразбавленной нефти от 0 до 40 С позволяет уменьшить вязкость только в 37 раз. Тем не менее, не вызывает сомнения то, что с ростом концентрации конденсата скорость снижения вязкости смеси уменьшается, а с ростом температуры смеси эффект от добавления разбавителя (конденсата) снижается.

На рис. 2.9. и 2.11 представлены, результаты исследований возможных изменений реологических характеристик при смешении нефти Уренгойского месторождения со стабильным (СК) и деэтанизированным (ДК) конденсатом, из анализа которых следует, что смешение нефти с ДК с точки зрения улучшения реологических свойств является более предпочтительным, нежели со СК.

Тем не менее, следует обратить на следующий установленный факт (см. рис. 2.11) – при потере смесью около 10% легких углеводородов природа исследованных разбавителей практически не оказывает влияния на изменение вязкости. Более того, реологические свойства смеси нефти со СК в области пониженных температур -4÷0 С (при одинаковом уровне потерь) проявляются даже в меньшей степени, чем с ДК. Здесь следует подчеркнуть, что в анализируемых работах эффективность добавок конденсата рассматривается с точки зрения улучшения реологических показателей нефти. Действительно в этом смысле наиболее эффективны и следовательно предпочтительны, начальные добавки конденсата, особенно ДК. Однако, как следует из анализа результатов проведенных исследований можно сделать вывод и о том, что при разработке технологии транспорта нефтеконденсатных смесей одним из основных факторов эффективности выбираемого варианта должен стать показатель, учитывающий

стабильность реологических свойств, особенно при возможной потере продуктом головной фракции и пониженных температурах.

Известно, что реологические свойства не дают ответа на вопрос – при какой температуре начнутся отложения парафинов. Анализ количественного и качественного воздействия Уренгойского конденсата на реологические параметры высоковязких и высокозастывающих нефтей свидетельствуют

76

о различной степени влияния конденсата на предельное динамическое напряжение сдвига и динамическую вязкости исследуемых нефтей. Такой характер поведения различных нефтеконденсатных смесей можно объяснить существенными отличиями индивидуального группового состава жидкостей.

При аварийной остановке трубопровода в условиях севера Западной Сибири необходимо обращать внимание на следующие явления:

снижение температуры продукта из-за усиленного теплообмена с окружающей трубопровод внешней средой;

релаксацию нефти в начальное преддеформированное состояние и различного рода измерения.

С увеличением времени остановки неньютоновские нефти (в

зависимости от степени деформации до остановки и от скорости изменения состава) могут перейти от жидкого состояния к твердому, т.е. потерять текучесть. Структурные изменения происходят после достижения в нефти некоторой «критической» массы твердой фазы. При малых значениях скорости сдвига пространственные связи кристаллов сохраняются и вязкость увеличивается. При увеличении скорости сдвига «решетка» постепенно разрушается и вязкость уменьшается.

Троновым В.П. установлено, что неньютоновские реологические свойства высокопарафинистой нефти существенно изменяются даже применительно к одному месторождению и особенно в динамике. Подтверждение данному выводу можно обнаружить, анализируя результаты исследований, представленные графиками на рис. 2.9 и 2.11÷2.12.

Для неньютоновских нефтей вязкость при движении меняется во времени, поскольку постоянно происходит разрушение пространственной структуры. При этом, чем ниже температура, тем прочнее структура и выше вязкость. Такие нефти по свойствам относят к бингамовским пластикам и описывают законами, в состав которых входит начальное напряжение сдвига. Таким образом, вязкость неньютоновской нефти является

виртуальной величиной, а не истинной.

Для начала перекачки этих нефтей необходимо создавать иногда сотни атмосфер, и в ряде случаев пуск трубопроводов вообще невозможен без предварительного разогрева.

Анализ реограмм и тензограмм, построенных по результатам исследований нефти Уренгойского месторождения (с начальным напряжением сдвига τ0 = 30 Па при t = 8 С), перекачиваемой по трубопроводу D = 500 мм и L = 100 км, указывает на необходимость создания пускового давления до 250 МПа.

Опыт эксплуатации показывает, что пуск нефтепровода, заполненного исходной высокозастывающей нефтью после остановки зимой на 2÷3 суток происходит при значении пускового давления в 1,8÷2,0 раза превышающем

Рис. 2.11. Изменение вязкости конденсатов и нефтеконденсатных смесей

78