книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Концентрированные неф тяны е суспензии обладаю т пределом теку ­ чести (предельным напряж ением сдвига). Клю чевым словом для хар ак ­ теристики этой реологической особенности н еф ти я в л я е т с я слово с тр у к т у р а . которая ф орм ируется в объеме неф ти из кристаллов п а ­ рафина и асфальтенов. А сф альтены представляю т собой частицы, име­ ющие форму плоских чеш уек. П ри сближ ении частиц на расстояние порядка 10“10 м м еж ду ними начинаю т действовать электром олекуляр - ные силы. В результате асф альтеновы е частицы сцепляю тся своими краями и образуют пространственны й каркас.

Значение предельного напряж ения сдвига г0 определяется прочнос­ тью структуры, образованной тверды ми частицами в нефти, и поэтому не зависит от вязкости жидкой ф азы нефти. Значение т0 зависит не толь­ ко от концентрации твердой ф азы , но и от природы диспергированных частиц, а также от термической и механической предыстории нефти.

При снижении температуры нефти растворимость парафинов в ней уменьшается, а доля твердой ф азы парафинов увеличивается. В какой-то момент кристаллизация параф ина приводит к образованию простран­ ственной структуры, к потере текучести, то есть к «застыванию». Т вер­ дый парафин является белой кристаллической массой; его температура плавления увеличивается с увеличением молекулярной массы. Например, парафин марки С имеет плотность 775 к г /м \ температуру плавления в диапазоне 45— 52 С. Углеводородный состав этого парафина следующий: (С20—Съ ) — 56 %; (С2Г)—С 30) — 38 %; (С30—С35) — 5 %. Большое содержание смолистых веществ увеличивает вязкость нефти, при этом процессы кри­ сталлизации парафинов начинаются при более высоких температурах.

Мангышлакская неф ть плотностью 857 к г /м 3 имеет тем п ературу застывания 30 С, поэтому при более низких тем пературах кристаллы парафина образуют объемную структурную реш етку. Эта реш етка име­ ет упругие и прочностные свойства: при 15 °С статическое напряж ение сдвига г0 = 454 Па; при 27 *С напряж ение = 5,0 Па. В этом диапазоне температур вязкость неф ти явл яется бесконечно большой.

Вязкость нефти в пластовы х условиях отличается от вязкости той же самой нефти, прош едш ей сепарацию . П ластовая неф ть за счет ра ­ створенного в ней газа имеет намного меньш ую вязкость (см. рис. 2.35).

4.3.3.Р ео л о ги ч еск и е с в о й с т в а н е ф т е п р о д у к то в

Неф тепродукты — это природные м атериалы , п редставля­ ющие собой смеси различны х углеводородов. Суммарный выход ф р ак ­ ций до 350’С, который получается при перегонке неф ти, назы ваю т по-

тенциальны м содерж анием суммы светлы х ф ракций в нефти. Ассор­ тимент светлы х неф тепродуктов мож ет быть, например, таким: бензин, авиационны й керосин, летнее дизельное топливо, мазут.

Основное использование неф ти — это производство топлив и масел (до 800 кг из каж дой тонны нефти). Основное общее требование к не­ ф тяны м топливам заклю чается в том, что их ф изико-хим ические свой­ ства долж ны соответствовать парам етрам потребителя, климатическим условиям эксплуатации, экологическим требованиям , что отражается в соответствую щ их стандартах.

Товарны е бензины не являю тся ф ракцией, вы деленной непосред­ ственно из нефти. Они являю тся смесью компонентов, полученных пу­ тем терм окаталитических превращ ений неф тяны х дистиллятов, что­ бы обеспечить требуем ы е химический состав, октановое число и дру­ гие показатели качества.

Р еакти в н ы е то п л и в а (авиационные керосины) в отличие от бензи­ нов — это однокомпонентные топлива. Их получаю т выделением соот­ ветствую щ ей ф ракции при первичной дистилляции нефти. Относитель­

ная плотность авиационных керосинов p f ] = (0,775— 0,840), кинематичес­ кая вязкость при 20 °С v2{) ~ (1,25— 4,5) мм2/с , теплота сгорания низшая (42,9— 43,1 ) М Д ж /кг, содерж ание серы 0,05— 0,25 % (масс.). Приведенные показатели качества авиационных керосинов свидетельствую т о высо­ ких требованиях к ним по вязкости, плотности и теплоте сгорания.

Дизельное топ л и во — одно из массовых моторных топлив для назем­ ного и водного транспорта, вы рабаты ваемы е в количестве до 30 % от об­ щего количества перерабаты ваемой нефти. В 2003 г. в России произведе­ но около 50 млн т дизельного топлива. О течественным стандартом пре­ дусмотрена выработка трех марок топлив для быстроходных двигателей: летнее топливо, зимнее и арктическое. Требования к качеству следую­ щие: цетановое число не менее 45; плотность (830— 860) к г/м 3; темпера­ тура засты вания — минус (10— 55) “С; вязкость и,0 = (1,5— 6,0) мм2/с.

Основной зад ач ей п роизводи телей дизельного топлива является переход на производство топлива с содерж анием серы не выш е 0,05г/ (масс.) и аром атических углеводородов не более 20 % (масс.).

К о тел ьн ы е т о п л и в а (или топочные м азуты ) — сам ая крупнотон­ наж ная по объему вы работки группа немоторных топлив. И х базовым компонентом явл яется остаток первичной дистилляции неф ти — ма­ зут ф ракции >350 °С или гудрон ф ракции >500 °С, а такж е остатки кре­ кинг-процессов.

Требования к качеству, например, ф лотского м азута следующие: плотность около 960 к г/м 3; тем п ература засты ван ия минус (5— 8) С;

вязкость = (36— 90) мм2/с . С ерьезной проблемой при применении котельных топлив явл яется высокое содерж ание в них серы (около 2 %).

Вязкость относится к числу важ нейш их показателей качества д л я котельных топлив и мазутов. В язкость определяет способы и продол­ жительность сливных и наливны х операций, условия транспортиров­ ки топлива и эф ф ективность работы форсунок. В язкость влияет на ско­ рость осаждения м еханических примесей при хранении, транспорти ­ ровке и подогреве м азута, а так ж е на полноту отстаивания его от воды.

Как и вязкость, тем п ература засты ван и я хар актер и зу ет условия слива и перекачки топлива. Д ля топочных м азутов М -40 и М -100 тем ­ пература засты вания находится в пределах 22— 25 °С и повы ш ается с увеличением содерж ания асф альтенов. П ри хранении тем пература за ­ стывания котельных топлив м ож ет повы ш аться на 4— 15 °С, что затр у д ­ няет их применение. Д ля сниж ения тем пературы засты вания прим е­

няют депресеорные присадки.

Нефтяные м асла представляю т собой смеси вы сокомолекулярны х парафиновых, нафтеновы х и аром атических углеводородов с неболь­ шой примесью см олоасф альтеновы х вещ еств. Приготовление товарных масел требуемой вязкости и другим показателям качества осущ еств­ ляется смешением дистиллятны х и остаточны х базовых масел. В соот­ ветствии с областями применения, масла подразделяю тся на см азоч­ ные и специального назначения. С м азочны е масла уменьш аю т трение в кинематических парах, охлаж даю т трущ иеся детали, уплотняю т за зо ­ ры и т. д. Специальные м асла сл уж ат рабочими ж идкостям и в гидрав­ лических передачах, электроизоляционной средой в трансф орм аторах, кабелях и т. д.

Основными показателям и качества смазочны х масел являю тся: уро ­ вень вязкости и вязкостно -тем пературны е свойства. Для оценки в я з ­ костно-температурных свойств н еф тяны х м асел используется индекс вязкости (ИВ): отнош ение значений вязкости при тем пературах 50 и 100"С. Чем меньше м еняется вязкость м асла с изменением его тем пера­ туры. тем выше его ИВ. Наибольш им значением ИВ обладают п ар аф и ­ новые углеводороды, наименьш им — полициклические ароматические углеводороды с короткими боковыми цепями.

Наиболее массовыми являю тся м оторны е масла, используем ы е в двигателях внутреннего сгорания различны х типов. Основное их клас­ сификационное свойство — это кинем атическая вязкость при 100 °С, величина которой составляет от 6 до 20 мм2/с . Т ем пература засты ва­ ния авиационных масел минус 30 “С, автомобильных — минус 15 “С. Этот

п оказатель важ ен д ля обеспечения запуска двигателя в холодное вре­ мя года. Энергосберегающ ими назы ваю т масла, которые даю т экономию топлива до 2Т5 % за счет сниж ения вязкости.

Около 30 % от общего количества вы рабаты ваем ы х из неф ти масел составляю т индустриальны е м асла плотностью (0,89— 0,92) г/см ;*. ко­ торы е подразделяю тся на легкие с вязкостью vrj0 = (3,5— 12) мм2/с , сред­ ние с вязкостью (15— 55) мм2/с и тяж ел ы е масла, которы е используют для смазки вы соконагруж енны х механизмов.

В язкость неф ти и неф тепродуктов зависит от внеш него давления. И зм енение вязкости м асел с повы ш ением д авл ен и я им еет большое практическое значение, так как в некоторы х узл ах трения могут воз­ никать высокие давления. Так в подш ипниках коленчатого вала давле­ ние достигает 20 М Па, а в зубчаты х передачах — нескольких сотен МПа. В язкость вы соковязких неф тепродуктов с увеличением давления по­ вы ш ается больше, чем вязкость м аловязких. П ри давлениях порядка 500 МПа вязкость м асел возрастает настолько, что они теряю т свой­ ства ж идкости и превращ аю тся в пластическую массу.

Важной областью прим енения неф тепродуктов на основе масел яв­ ляю тся к о н с и с т е н т н ы е см азки . Они состоят из двух основных компо­ нентов: дисперсионной среды (неф тяное или синтетическое масло) и дисперсной ф азы (параф ины , церезины , м ы ла, технологические ПАВ, граф ит и другие наполнители). П ринципиальная особенность этих про­ дуктов состоит в отсутствии текучести в статическом состоянии (при малых значениях напряжения сдвига). С точки зрения реологии этому свой­ ству соответствует наличие внутренней структуры и как следствие — предела текучести. Консистентные см азки относятся к группе вязкоп­ ластичны х м атериалов, и именно наличие предела текучести опреде­ л яет их инж енерны е прилож ения. Н аиболее важ ны м и техническими характеристикам и см азок являю тся предел текучести г0 и вязкость в области высоких скоростей сдвига ц. В области малы х напряж ений сдви­ га величина пластической вязкости //п подобных материалов столь вели­ ка, что они могут рассм атриваться как твердообразны е среды. Различие м еж ду ц и д () огромно и составляет несколько десятичны х порядков.

Следую щ ий класс углеводородных продуктов — это б и т у м ы и ас- ф а л ь т ы . Эти м атериалы представляю т собой вы соковязкие вязкопла­ стичные среды. В ряде случаев для их прим енения необходимо, чтобы они обладали свойством вязкоупругости. А сф альты — это многокомпо­ нентная дисперсная система, в которой смолисты е вещ ества и другие углеводороды играю т роль жидкого связую щ его.

Вязкостные свойства асф альтов важ ны для успешного вы полнения процесса их укладки в дорож ном строительстве (рис. 4.14). Не менее важными свойствами являю тся их вязкоупругость и прочность, чтобы противостоять эксплуатационны м нагрузкам . А сф альты эксплуатиру ­ ются в очень широком диапазоне тем ператур, и поэтому их времена релаксации изменяю тся в пределах многих десятичны х порядков.

[g^, Па ■с

Рис. 4.14. Зависимость вязкости дорожного битума от температуры [59J

4.3.4.С пособы у л у ч ш ен и я р е о л о ги ч е с к и х св о й ств н е ф ти

Для сниж ения энергетических затр ат на перекачку неф ти используют несколько способов улучш ения их реологических х ар ак те ­ ристик.

1.Повышение т е м п е р а т у р ы . Н еф ть нагреваю т в печах или тепло­ обменниках, располож енны х по трассе трубопровода. Кроме того, вы ­ сокую температуру неф ти можно поддерж ивать за счет электрообог­ рева трубопровода с использованием кабелей, гибкой ленты , индукци­ онного нагрева.

2.Перекачка вы соковязкой неф ти с углеводородными р а зб ав и те л я ­ ми. Эффективным способом перекачки вы соковязких и засты ваю щ их нефтей является их смеш ение (разбавление) с маловязкими неф тям и или конденсатом. У глеводородные разбавители уменьш аю т вязкость и

плотность перекачиваемой нефти, однако при этом повыш аю т давл е ­ ние насыщенных паров. Это означает, что во избеж ание кавитацион ­ ных явлений при перекачке разбавленной неф ти подпорные давления на НПС должны быть больш е, чем при перекачке исходной нефти.

В язкость разбавленной неф ти определяется из следую щ ей зависи­ мости:

где уисх, yparj — кинем атическая вязкость соответственно исходной не­ ф ти и разбавителя; С — объем ная концентрация разбавителя в смеси.

3. О б р а б о тк а н е ф т и депрессорны м и при садкам и . Незначительное количество депрессорны х присадок сущ ественно улучш ает реологичес­ кие свойства вы сокопараф инисты х нефтей. Н аибольш ей депрессорной активностью обладаю т полимеры с высокой м олекулярной массой. Ли­ дирую щ ее полож ение среди присадок занимаю т добавки на основе со­ полимеров этилена, имею щ ие м олекулярную массу около 2000 при со­ держ ан ии звеньев винилацетата, а такж е сополимеры алкил метакри­ латов.

Товарны е ф орм ы присадок представляю т собой 20— 30% растворы сополимеров в углеводородны х растворителях: толуоле, газойле, ди­ зельном топливе. А ктивная часть депрессорной присадки м ож ет постав­ ляться в виде гранул.

Д епрессорны е присадки не являю тся раствори телям и парафина. М еханизм их действия, приводящ ий к сниж ению тем пературы засты­ вания почти на 20 "С, состоит в том, что присадки изм еняю т размеры и строение частиц дисперсной ф азы . В результате возникаю щ ая при низ­ ких тем пературах структура оказы вается менее прочной и не мешает течению подвижной части нефти.

С тепень сниж ения тем пературы засты вания и улучш ения реологи­ ческих свойств неф ти зависит от концентрации депрессора, содержа­ ния в неф ти естественны х ПАВ (смол и асф альтенов), парафинов и их м олекулярной массы. Н аибольш ий эф ф ект от присадок наблюдается там, где соотнош ение содерж ания смол к параф инам менее составляет менее 2 %.

Для обеспечения работы трубопровода при перекачке высокопара­ финистой неф ти достаточно обработать присадкой ее объем один раз. П рисадки вводятся в нефть, нагретую вы ш е тем пературы начала крис­ таллизации парафинов. Д ля равномерного перемеш ивания присадки ре­ ж им течения нефти в месте ввода долж ен быть турбулентным. Присадка подается в нефтепровод через ф орсунку с помощью насоса-дозатора.

К онцентрация вводимого депрессора зависит от цели, с которой он применяется. Д ля обеспечения перекачки вы сокопараф инистой нефти

по МН достаточно ввести до 0,2 % присадки по массе. Д ля ум еньш ения парафинизации внутренней поверхности оборудования достаточно вве­ сти присадку в количестве до 0,05 % по массе.

В местах, где сущ ествует лам инарны й реж и м течения, присадку следует вводить только в пристенны й слой нагретой до необходимой температуры нефти. О днако так ая эф ф екти вн ая технология прим еня­ ется на трубопроводах с одной насосной станцией. На трубопроводах с несколькими насосными станциям и присадку необходимо вводить пос­ ле каждой из них, т. к. при прохож дении насосных агрегатов пристен­ ный слой с депрессором разруш ается.

4. Термическая о б р а б о т к а н е ф т и . В язкость высоко параф инистой нефти можно снизить путем ее термообработки. Термообработка — это нагрев нефти до тем п ературы вы ш е тем пературы плавления п ар аф и ­ на с последующим охлаж дением с заданной скоростью (10— 20 град/ч). Термообработка позволяет улучш ить реологические свойства тех па­ рафинистых разновидностей неф ти, в которы х имею тся см олоасф альтеновые вещества (САВ).

На величину реологических парам етров вы сокопараф инисты х н еф ­ тей существенно влияет их терм и ческая предыстория. Если неф ть р а ­ нее нагревалась, то ее реологические парам етры отличаю тся от анало­ гичных параметров для исходной нефти.

При нагревании нефти тверды е парафины плавятся и растворяются. При охлаждении нефти образую тся кристаллы парафинов, вступающие в контакт с САВ. Скорость охлаж дения нефти влияет на кинетику роста кристаллов парафина. При термообработке форма кристаллов и зм еняет­ ся. в результате ум еньш ается тем пература засты вания нефти. И зм е­ няя темп охлаждения, можно изм енять соотнош ение м еж ду скоростью роста кристаллов и скоростью возникновения центров кристаллизации. При оптимальном тем пе охлаж ден ия образую тся крупны е конгломе­ раты парафиносмолистых вещ еств, которые неравномерно располага­ ются по объему нефти. Д ля каж дой неф ти сущ ествует определенный темп охлаждения, при котором реологические свойства оказы ваю тся оптимальными (с минимальными численными значениями).

На головных перекачиваю щ их станциях сущ ествую т пункты те р ­ мообработки вы сокопарафинистой нефти. П ервую стадию охлаж дения нагретой нефти осущ ествляю т в движ ении, перекачивая горячую неф ть через охлаждающие теплообменники. П оследую щ ее охлаж дение неф ти ведется в статических условиях. П ри длительном хранении термооб­ работанной нефти ее реологические свойства ухудш аю тся, т. е. полу­ ченный от термообработки эф ф ект утрачивается.

5. В иброобработка н е ф т и в п о то к е . При горячей перекачке нефти на их подогрев в печах и на нуж ды перекачиваю щ их станций расходует­ ся не менее 3 % перекачиваемой нефти. С помощью виброподготовки высокопарафинисугой нефти удается снизить их эф ф ективную вязкость при тем пературах, которые могут быть на 5— 10 “С меньш е температуры за­ стывания. Для достиж ения подобного результата применяю т специаль­ ные вибросита, которые помещ аю тся непосредственно в трубопровод.

Н еф ть продавливается ч ер ез ячейки установленного в трубе вибро­ сита, имеющего частоту колебаний до 250 Гц, отчего кристаллическая реш етка параф ина в неф ти разруш ается. В рем я тиксотропного восста­ новления структуры параф инистой неф ти после виброразруш ения со­ ставляет от одних до двух суток.

С ущ ествует м нож ество р азли чн ы х суспензий, в которых дисперсионной средой являю тся м аловязкие жидкости. Это буровые и там понаж ны е растворы , угольные суспензии, краски и нефтепродук­ ты. Довольно часто неф ть представляет собой суспензию из твердых частиц параф ина и асф альтенов, взвеш енны х в легких углеводородах. Реологические свойства этих вещ еств представляю т интерес для вы­ полнения расчетов транспортирую щ их систем. Во многих случаях ра­ зумно пренебрегать внутренней неоднородностью подобных многоком­ понентных дисперсий и рассм атривать их (например, текущ ую нефть) как гомогенные жидкости.

Различие природы состава концентрированны х суспензий не позво­ л яет п редлож ить универсальную ф орм улу д л я описания их свойств. М ожно у казать лиш ь присущ ие им общ ие особенности реологических свойств:

•ненью тоновские свойства, вклю чая эф ф ект повы ш ения вязкости при высоких скоростях сдвига;

•сущ ествование предела текучести, которы й зависит от концент­ рации твердой ф азы ;

•тиксотропия реологических свойств.

Все эти особенности суспензиям придает их внутренняя структура, которая ф орм ируется из тверды х частиц. Эволюция вязкостны х свойств

четко прослеж ивается при переходе от разбавленны х к концентриро­ ванным суспензиям. С увеличением концентрации твердой ф азы рас­ ширяется область неньютоновского поведения, которое заверш ается переходом к резко вы раж енном у пределу текучести.

Предел текучести обусловлен существованием структуры, образован­ ной твердыми частицами, и поэтому он не зависит от вязкости матрицы. Но в тоже время матрица может влиять на взаимодействие меж ду части­ цами и тем самым на прочность структуры, образованной наполнителем.

При добавлении к любой ж идкости некоторого количества тверды х частиц ее вязкость увеличивается. Это обусловлено необходимостью дополнительных затр ат энергии на создание потоков вокруг этих час­ тиц Вязкость дисперсии, содерж ащ ей небольшое количество тверды х

где //ж — вязкость ж идкой ф азы (дисперсионной среды); <р— объем ная концентрация тверды х диспергированны х частиц.

Это уравнение справедливо для очень малы х концентраций (<р< 4%) невзаимодействующих частиц. У равнение основано на предполож ении, что динамическая ситуация при течении вокруг одной частицы не вли ­ яет на то, что происходит вокруг всех остальны х частиц.

Существует другое удобное полуэмпирическое уравнение для кон­ центрационной зависим ости вязкости суспензий:

где <j> — некоторая кри ти ческая концентрация. Эта величина им еет смысл предельно возм ож ной степени заполн ен ия объема суспензии твердыми частицами. Так, например, если тверды е сф ерические час­ тицы образуют гексагональную объемно центрированную структуру, то <р = 0,74. Это уравнение описы вает экспериментальны е данные д ля концентраций тверды х частиц до 0,70.

Согласно приведенным ф орм улам вязкость суспензий определяет­ ся концентрацией частиц безотносительно их размера. Однако, в конк­ ретных системах могут присутствовать несф ерические частицы р а з ­ личной формы, дисперсная ф аза м ож ет быть деформ ируем ой, ж идкой или газообразной, дисперсионная среда м ож ет иметь неньютоновские свойства. Учет перечисленны х особенностей суспензий требует специ­ ального рассмотрения в рам ках реологии многокомпонентных систем.

Концентрационная зависимость реологических свойств эмульсий во многом подобна соответствующ им зависимостям для суспензий (рис. 4.15). Видно, что ф орм а кривой течения изм еняется в узкой концентрацион­ ной области. Т ак в области низких концентраций реологические свой­ ства эмульсий почти нью тоновские, а при переходе в область высоких концентраций виден переход в область твердообразного поведения с высокими значен иям и вязкости.

Igr, Пл

Рис. 4.15. Кривые течения эмульсии разной концентрации типа «вода в мас­

П ри бурении скваж ин прим еняю т десятки видов буровых растворов или промывочных ж идкостей. Э ф ф ективность бурения сква­ ж ин во многом определяется составом буровы х растворов (очистных агентов) и реж им ом промы вки скваж ины в процессе бурения. В каче­ стве очистного агента могут бы ть использованы газы различного соста­ ва, просты е по составу ж идкости без твердой ф азы и добавок, а также слож ны е по рецептуре ж идкости. Н аиболее целесообразно определять их классиф икацию по следую щ им признакам:

• по виду дисперсионной среды: на водной основе, на углеводород­ ной основе, газообразны е агенты;

•по виду дисперсной ф азы : твердая (суспензия), ж и д кая (эмульсия), газообразная (пена);

•по составу дисперсной ф азы : глинистые, силикатно-гуминовые, меловые, алю минатные, гипсовые и др.

Наиболее технологичны в применении глинопорош ки, которые вы­ пускаю т в зависим ости от минерального состава глин следую щ их ти-