Технические науки/Горное дело

К.т.н. Алиева А.И.

Улучшение реологических свойств вязких нефтей

НИПИнефтегаз, Азербайджан

Высокопарафинистые нефти – это реологически сложные жидкости, которые представляют собой неравновесные системы с неоднородным составом, склонные к структурообразованию (тиксотропии) при понижении температуры.

В настоящее время для улучшения транспортных свойств высокопарафинистых нефтей активно применяются химические реагенты – полимерные вещества, препятствующие образованию пространственной кристаллической решетки парафинов в объеме нефти, и как следствие, снижающие температуру застывания и реологические параметры данного вида нефтей.

Проведенные исследования реологических высокопарафинистых нефтей показали, что смолы, асфальтены и парафины, находящиеся в дисперсном состоянии, вызывают неньютоновские поведение при понижении температуры. При этом наличие смол придает нефти упругие свойства, а присутствие парафинов приводит к нелинейно-вязким свойствам /1/.

Исследование реологических параметров структурообразующих нефтей производится, как правило, на ротационных вискозиметрах, где при определенных температурах и фиксированных значениях скоростей сдвига определяются соответствующие им напряжения сдвига. Построение графика зависимости напряжения сдвига от скорости дает так называемую кривую течения, характеризующую реологические параметры жидкости. Причем для высокопарафинистых нефтей на низких температурах кривые течения, полученные постепенным нагружением системы (путем последовательного увеличения скорости сдвига), и последующим снятием нагрузки (путем снижения скорости сдвига), не совпадают образуя петлю гистерезиса. /2/.

В данной работе исследуются реологические свойства высокопарафинистых нефтей с помощью реагента Антипаг, синтезированного в лабораторных условиях. Для определения реологических свойств, была выбрана высокопарафинистая нефть НГДУ им. Н.Нариманова.

При исследовании зависимости скорости сдвига от напряжении сдвига получены что, исследовательное увеличение скорости сдвига постепенно разрушает структуру, образованную кристаллами парафинов, снижая ее неравновесность постепенно превращая систему в равновесную систему при больших скоростях сдвига.

Обратное снижение скорости сдвига на полностью разрушенной структуре дает рановесное кривую течения, характеризующую стационарное движение жидкости по трубопроводу. При увеличении скорости сдвига разница между прямым и обратным ходом снижается (рис. 1).

Рис.1. Петля гистерезиса кривой течения высокопарафинистой нефти НГДУ

им. Н.Нариманова.

Рис.2. Петля гистерезиса кривой течения высокопарафинистой нефти после добавления ДП Антипаг. (температура постоянная)

В лабораторных условиях был синтезирован депрессатор Антипаг. Исследован влияния реагента Антипаг на высокопарафинистую нефть. После добавлении этого реагента петля гитерезиса уменьшается, нефть приобретает ньютоновские свойства, результат который приведен на рис.2.

Если построить график зависимости напряжения сдвига от температуры при фиксированной скорости сдвига, то также получим петлю гистерезиса, где верхняя кривая образована неравновесными значениями напряжений сдвига при нагружении системы, а нижняя – равновесными при снижении нагружения.

Введение реагента Антипаг, с повышением температуры, уменьшает петлю гистерезиса, неравновесность системы снижается, нефть постепенно приобретает ньютоновские свойства и переходит в равновесное состояние.

Оценим различие равновесной и нерановесной кривых на графике зависимости напряжения сдвига при фиксированной скорости сдвига. В экономике известен коэффициент Джини, характерузующий уровень благосостояния населения, который подсчитывается как отношение разности площадей под кривыми фактических и теоретических доходов населения к площади под кривой фактических доходов.

Применим данный коэффициент (назовем его коэффициент неравновесности) к неравновесной и равновесной кривым на графике зависимости напряжения сдвига от температуры. То есть коэффициент неравновесности будет характеризоваться как

где - площадь фигуры под неравновесной кривой;

- площадь фигуры под равновесной кривой.

Депрессорные присадки, будучи добавленными, в высокопарафинистые нефти, препятствуют образованию прочной кристаллической структуры парафинов, образуя локальные центры кристаллизации, слабо связанные между собой. На примере нефти НГДУ им. Н.Нариманова и четырех реагентов концентрацией 150 г/т был проведен подсчет коэффициента неравновесности. Изучены зависимости коэффициента неравновесности от скорости сдвига для нефти, различными реагентами: А-98, А-7, Дина и Антипаг. По результатам лабораторных исследований установлено, что все реагенты снижают коэффициент неравновесности. Среди них, относительно лучшими показателями обладает предложенный нами Антипаг. Результаты исследований показаны в таблице 1.

На эффективность действия реагента сильно влияет ее концентрация. Произведем выбор оптимальной концентрации реагента Антипаг 75, 100, 150, 200 грамм на тонну нефти на основе расчета коэффициентов неравновесности и суммарных коэффициентов неравновесности. Результаты приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 1.

Коэффициент неравновесности нефти НГДУ им. Н.Нариманова для различных скоростей сдвига (Т= 14-16⁰С)

Виды реагентов и коэффициент неравновесности.	Скорость сдвига, с^-1						Всего
Виды реагентов и коэффициент неравновесности.	48,6	81,0	145,8	243	437,4	729	Всего
Сырая нефть	0,271	0,234	0,222	0,179	0,123	0,119	116,18
Азалят	0,260	0,230	0,117	0,113	0,110	0,105	88,74
А-98	0,250	0,213	0,114	0,105	0,100	0,096	82,56
Дина	0,241	0,204	0,087	0,080	0,073	0,065	66,32
Антипаг	0,228	0,160	0,090	0,055	0,036	0,020	47,69

Таблица 2.

Коэффициент неравновесности Наримановской нефти, обработанный Антипаг различной концентрации (Т=14-16⁰С).

Концентрация реагента Антипаг	Скорость сдвига, с^-1
Концентрация реагента Антипаг	48,6	81	145,8	243	437,4	729
Без реагента	0,271	0,234	0,222	0,179	0,123	0,119
75 г/т	0,25	0,23	0,175	0,112	0,095	0,076
100 г/т	0,228	0,16	0,09	0,055	0,036	0,02
150 г/т	0,215	0,156	0,085	0,043	0,032	0,015
200 г/т	0,235	0,19	0,155	0,1	0,086	0,058

Таблица 3.

Суммарный коэффициент неравновесности Наримановской нефти, обработанной ДП Антипаг различной концентрации (Т=14-16⁰С).

Суммарный коэффициент неравновесности	Без реагента	75 г/т	100 г/т	150 г/т	200 г/т
Суммарный коэффициент неравновесности	116,18	89,48	47,69	43,03	80,16

Из табл. 3 видно, что оптимальной концентрацией является 150 г/т, а также то,что концентрация 200 г/т привела к передозировке ДП, что согласуется с лабораторными исследованиями и теплогидравлическими расчетами. Таким образом, определение коэффициента неравновесности на основе данных равновесных и наравновесных кривых течения высокопарафинистых нефтей позволяет осуществлять выбор реагента в оптимальной концентрации припроведении лабораторных исследований. Максимальное снижение коэффициента неравновесности соответствует оптимальной присадке.

Заключение:

1. Исследованы реологические свойства высокопарафинистых нефтей из НГДУ им. Н.Нариманова.

2. С целью улучшение реологических свойств нефтей был синтезирован Антипаг.

3. Изучены влияния различных депресаторов на реологические свойства на высокопарафинистую нефть и получено что, Антипаг является более эффективным.

4. Выбрана оптимальная концентрация реагента Антипаг.

ЛИТЕРАТУРА:

1. А.И.Алиева. Исследования реологических свойств высокопарафинистых нефтей. Известия Академии Наук Азербайджана, № 3, 2003, стр. 88-93.

2. А.Г.Ахмадеев, М.А.Сафин. Определение эффективности действия депрессорных присадок на высокопарафинистую нефть. Нефтяное хозяйство, 3(2002) 83.