CC BY
43
УДК 621.892.1.665.76
А. Ш. Акжигитов, Н. Г. Джумамухамбетов
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ЗАСТЫВАНИЯ НЕФТЕЙ ЮЖНОГО КАЗАХСТАНА
Ключевые слова: Температура застывания, содержание парафина, высокосернистая нефть, эффективная вязкость,
напряжение сдвига, поверхностно-активные компоненты.
В данной работе описываются экспериментальные исследования температур застывания различных проб нефтей Южного Казахстана методом ГОСТ, РД и без предварительного нагрева (БПН). Выяснено, что методика определения температуры застывания по РД-39-3-812-82 зачастую противоречат значениям реологических характеристик нефтей и нецелесообразно применение этой методики.
Keywords: Temperature of hardening, maintenance of paraffin, high-sulfur oil, the effective viscosity, shear stress, surface-active
components.
This paper describes the experimental study of different samples pour point crudes South Kazakhstan by GOST, RD and without preheating (BPN). It was found that the method of determining the pour point of the RD-39-3-812-82 often contradict the values of the rheological properties of oils and inappropriate use of this technique.
Введение
В мировой практике нефтепроводного транспорта по системам действующих магистральных нефтепроводов, как правило, перекачиваются смеси товарных нефтей различных месторождений. В большинстве случаев
смешиваемые для совместной транспортировки нефти при температурах перекачки не проявляют аномалию вязкости, природа их течения ньютоновская и технологические режимы их перекачки достаточно изучены. Наличие в составе перекачиваемой нефтесмесивысокопарафинистой и поэтому высокозастывающей нефти при определенных условиях может оказать отрицательное влияние на реологические свойства всего потока и вызвать соответствующие осложнения технологического режима перекачки. Увеличение доли высокопарафинистого компонента выше определенного предела может перевести весь поток в разряд ньютоновской нефти с аномальной вязкостью и обусловить необходимость принятия специальных мер по повышению его текучести при ожидаемых снижениях температуры [1-3].
Анализ данных по определению основных реологических параметров (как эффективная вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига) и температуры застывания (как по методике ГОСТ с предварительных нагревом проб на 500, так и по методу «плавления», т.е. РД с предварительным замораживанием проб на -100С) проб перекачиваемой нефти, отобранных на различных пунктах нефтепроводов свидетельствует о большой зависимости упомянутых консистентных параметров от промежутка времени хранения между отбором проб и их лабораторным испытаниям, от величины испытанной пробой температурных воздействий при хранении и других факторов.
В зависимости от температуры изменения состоянии системы со временем приводящие к соответствующим изменениям её реологических параметров происходят с различной скоростью. Потеря подвижности парафинистой нефти в
статических условиях оценивается условной величиной называемой температурой застывания и определяемой по стандартизированной методике. Эта условная величина не имеет количественной связи с реологическими характеристиками текущей нефти, следовательно, она не входит в аналитические зависимости по расчету теплогидравлических характеристик перекачки нефти. Для сырыхнефтей, т. е. для природных нефтей без присадки между значением температуры застывания и реологическими характеристиками существует определенная, хотя и не очень четкая корреляция. Для высокопарафинистыхнефтей различных скважин одного месторождения между температурой застывания и содержанием парафина также наблюдается корреляция. Однако, для нефтей обработанных депрессорной присадкой проведение каких-либо корреляции между температурой застывания и содержанием отдельных компонент невозможно. Как для сырых нефтей, так и нефтей обработанных депрессорными присадками значение температурызастывания определяемое методами ГОСТ и «плавления» (РД) различны. Кроме того, температура застывания и для обработанных присадками высокопарафинистыхнефтей величина в целом изменчивая, зависящая, как уже отмечали выше, от условии и предистории хранения.
Основная часть
В данной работе приводятся результаты экспериментальных исследований температур застывания Акшабулакской и Кумкольской нефтей, а также проб перекачиваемых по нефтепроводу Кумколь-Каракоиннефтей, отобранных в разные время. При этом температура застывания проб нефтей определялись методами ГОСТ и РД (как непосредственно после их отбора, так и по истечении различных сроков их хранения при комнатной температуре). Кроме того, также для целей сравнения определяли температуру застывания проб без предварительного нагрева и замораживания. Отобранные пробы товарных нефтей Кумколя и Акшабулака из нефтепровода
содержали не менее 0,01% депрессарные присадки СБ 2026 и Сенафлюкс 3137, соответственно. Депрессорные присадки, как и природные поверхностно-активные компоненты нефти участвуют в процессах кристаллизации парафинов, они могут оказать существенное влияние на форма-размеры кристалликов, на прочность пространственной решетки парафина, но они не могут воспрепятствовать переходу н-алканов и других углеводородов с высокой температурой плавления в твердую фазу по мере снижения температуры нефти. Для экспериментального подтверждения этого положения проводили визуальное наблюдение за прозрачностью тонкого плоско-параллельного слоя нефти. При постепенном снижении температуры предварительного нагретого на 500С (и выше) слоя высокопарафинистой нефти при некоторой температуре наступает его помутнение, свидетельствующее о возникновении в объеме нефти массы малых по размерам частиц парафина, которые обуславливают рассеяние света. При дальнейшем охлаждении обуславливают им мобилизацию жидкой фазы нефти, т.е. к потере её подвижности, к застыванию. Следовательно, при охлаждении ранее нагретой до высокой температуры нефти с начала достигаются условия кристаллизации этих веществ и высших н-алканов. При дальнейшем охлаждении нефти кристаллики этих веществ в виде тонких игл могут служить центрами кристаллизации менее и тугоплавких представителей этих углеводородов. В зависимости от компонентного углеводородного и фракционного состава температура застывания нефти имеет характерную для неё функциональную зависимость от температуры предварительного нагрева. Кривые зависимости температуры застывания от температуры предварительного нагрева для различных проб Акшабулакской и Кумкольскойнефтей показывают, что повышение температуры нагрева (рис. 1 и 2) от 0 до 400С приводят к возрастанию температуры застывания и достигает максимальное значение при 400С. Заметим, что для высокопарафинистыхнефтей Мангышлака (Узень, Жетыбай, Дунга) температура застывания имеет максимальное значение при предварительном нагреве на 500С, т.е. при определении по методике ГОСТ, тогда как для Кумкольской и Акшабулакской нефтей предварительный нагрев на 500С и выше снижает их температуру застывания.
Отобранные пробы товарных нефтей Акшабулака, Кумколя и их смесей хранились длительное время при комнатной температуре (в пределах 16-260С). Для определения их температур потери подвижности использовали в целях сравнения результатов и оценки их применимости три различных метода: метод ГОСТ 20287-74 (или 20287-91), методика РД-39-3-812-82 и новая предлагаемая методика без применения предварительного нагрева и замораживания, сокращенно метод БПН. В противоположность методу определения температуры застывания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 20287 методика РД
основана в предварительном замораживании высокопарафинистой нефти (до 00С или ниже до -10 -200С, в зависимости от температуры застывания испытуемой нефти). В условиях опыта по определению температуры застывания методом РД различных проб Мангышлакских нефтей, в том числе проб прошедших специальную обработку с депрессорной присадкой вязкость
иммобилизованной кристаллическим каркасом парафинов жидкой дисперсной среды остается достаточно высокой. При наклоне измерительной системы пробирок на 450С сдвиг мениска пробы происходит вследствие начала расплавления и разрушения кристаллического каркаса парафина, т.е. преждевременное вытекание вязкой дисперсной среды до расплавления парафинового каркаса не происходит. Иное дело, когда испытуемая высокопарафинистая нефть содержит больше светлых фракций и меньше асфальто-смолистых веществ. При охлаждении такой нефти до 00С и 20-минутной выдержки и измерении температуры застывания согласно методики РД, ожидаемый сдвиг мениска нефти на 1 мм может произойти при ещё достаточной прочности парафиновой решетки замороженной пробы, т.е. обусловит фиксацию значительного заниженного значения её температуры застывания. В таблице 1 приведены изменения температуры застывания различных проб с течением времени по измерениям согласно ГОСТ 20287, РД-39-3-812-82 и без предварительного нагрева (БПН). В методе БПН измерение температуры застывания производится начиная с температуры нефти на месте отбора испытуемой пробы с применением методики ГОСТ 20287 без предварительного нагрева. Приведенные в таблице 1 начальные значения температур застывания проб нефтей измерялись тремя методами в день их отбора. При этом, отобранные с различных точек нефтепровода пробы в термосах в течение получаса доставлялись в лабораторию без заметного изменения температуры и в течение одного часа.
Измерялись их температуры застывания сперва методом БПН, затем методами ГОСТ и РД. Значения температуры застывания проб при измерениях методами ГОСТ и РД заниженные по сравнению с данными установленными методом БПН. Эти различия обусловлены как отмечали выше недостатками методов ГОСТ и РД применительно для исследуемых высокопарафинистых нефтей.
Длительное хранение проб при комнатной температуре приводит к постоянному ухудшению их реологических свойств. При этом рост реологических параметров нефтей коррелируется с повышением температуры застывания
установленной методом БПН. Так, согласно таблицы 1, на начало июня месяца, т.е. по истечении двух месяцев хранения после отбора, температура застывания проб по методу БПН возрасли: для Акшабулакской товарной (ЦППН-1) от 2 до 12оС, для пробы с камеры скребка от 6 до 18оС, для нефтесмеси отобранной на 1,5 км от 7 до 10оС, а для Кумкольской товарной, незначительно, от 5 до 6оС.
Таблица 1 - Изменения температуры застывания проб различных нефтей с течением времени по измерениям согласно ГОСТ 20287, РД-39-3-812-82 и без предварительного нагрева (БПН)
Проба нефти Тз,0С в день отбора Тз,0С (повторное определение) Тз,0С нагрев на 500С
(место и дата ГОСТ РД измерения БПН в гомогонизаторе
отбора) ГОСТ РД БПН (дата) Вод бане (дата) На воздухе (дата) (дата) ГОСТ РД
Акшабулак (ЦШШ-1, 28.03) -2 -6 2 -5(30.03) -3(24.04) -1(01.06) -2(02.06) -1(12.06) 6(24.04) 12(6.06) 6(7.06) - -6(9.06) -3(7.06)
Акшабулак (ЦШШ-2, 28.03) 1 1 7 -3(7.04) -3(24.04) -3((3.05) -2(10.05) 3(3.05) 3(12.06) 8(24.04) - -
Акшабулак (КППС, 26.03) -3 2 6 4(4.04) -1(25.04) 5(25.04) 1(26.05) 8(29.05) 12(25.04) 18(7.06) 5(8.06) 3(9.06) 3(8.06)
Кумколь (задвижка 70, 26.03) 1 -1 5 4(3.04) 4(25.04) -1(3.04) -5(30.05) -7(31.05) 4(25.04) 6(6.06) 3(9.06) 5(9.06) -1(9.06) -8(9.08)
Нефтесмесь (на 1,5км, 26.03) 0 -3 7 -1(5.04) 1(26.04) 1(5.04) -3(1.06) -4(1.06) -3(7.06) 4(26.04) 10(6.06) 2(8.06) 4(8.06) 1(8.06)
Рис. 1 - Кривая зависимости температуры Акшабулакской нефти от темпераьуры предварительного нагрева
Исследована возможная роль повторного нагрева и интенсивного перемешивания на значения температуры застывания и реологических параметров проб товарных нефтей.
С целью разделения факторов (интенсивного перемешивания и нагрева на 50оС) проба товарной Акшабулакской (ЦППН-1) один раз подвергалась интенсивному перемешиванию в гомогенизаторе при комнатной температуре в течение 15 минут, а в другой раз к простому нагреву на 50оС без перемешивания.
Рис. 2 - Кривая зависимости температуры застывания Кумкольской товарной нефти (задв.70,26,03,00,) от температуры
предварительного нагрева
Результаты определения температуры застывания проб, подвергнутых к трем способам обработки, тремя методами приведены в таблице 2. Как видно, определения по ГОСТ и по БПН однозначные, а определения по РД, как уже отмечали выше неоднозначные.
Таблица 2 - Изменения температуры застывания товарной Акшабулакской нефти после двух месячного хранения и разных способов воздействия
Способ обработки Температура застывания
по ГОСТ по РД по БПН
15-минутная обработка в гомогенизаторе при 50оС 6 -6 6
15-минутная обработка в гомогенизаторе при комнатной температуре (26-30оС) 6 4 19
15-минутный нагрев на 50оС 3 -7 3
Результаты таблицы 2, содержащей изменения температуры застывания «устаревшей» при длительном хранении пробы Акшабулакской нефти при разных способах повторного воздействия показывают неожиданные изменения. При
интенсивном механическом перемешивании при невысокой температуре (26-30оС) реологические параметры и температуры застывания значительно возрастают. По методу БПН проба застывает при 19оС. Показанные на рисунке 3 реологические
кривые нефти для температуры 10оС наглядно иллюстрируют консистентности проб после различных способов воздействия.
Скорость сдвига, 1ft
-»-Офаботютшюгвмиюре при Игре-*-Мврщдвумканиаго храпни -*-оардвстч а гомогмимтдн при 2агрС
Рис. 3 - Реологические кривые Акша-булакской нефти (ЦППН-1) для 100С
Заключение
На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы:
1. Исследована зависимость потери
подвижности от температуры предварительного нагрева 40оС. При температуре предварительного нагрева 50оС и выше температуры застывания
© А. Ш. Акжигитов - кандидат химических наук, профессор Атырауского института нефти и газа, [email protected]; Н. Г. Джумамухамбетов - доктор физико-математических наук, профессор Атырауского института нефти и газа, [email protected].
© A. Sh. Akzhigitov - is a candidate of chemical sciences, professor of the Atyrau institute of oil and gas, [email protected]; N. G. Jumamukhambetov - is a doctor of physics-matematics sciences, professor of the Atyrau institute of oil and gas, [email protected].
высокопарафинистыхнефтей снижаются, снижаются также и значения реологических параметров.
2. Для экспресс-контроля изменения температуры потери подвижности товарных нефтей в условиях транспортировки и хранения рекомендуется новый метод БПН-без предварительного нагрева испытуемой пробы. Экспресс метод БПН по приборному обеспечению и приемам измерения представляет собой тот же метод ГОСТ 20287, но без предварительного нагрева пробы. Здесь определение температуры застывания производится, начиная с температуры нефти на месте отбора, избегая изменения этой температуры до начала измерения.
3. Методика РД не может объективно характеризовать консистентностьнефтей данного региона, её результаты зачастую противоречат значениям реологических параметров нефтей, получаемых методом ротационной вискозиметрии. Поэтому, целесообразно прекращение дальнейшего применения этой методики.
Литература
1. Сюняев З.И. Прикладная физико-химическая механика нефтяных дисперсных систем. М., 1982,-100с.
2. Акжигитов А.Ш. Нефть и газ. -2002.-№1.-С.121-125.
3. Уразгалиев Б.У., Акжигитов А.Ш., Жазыков К.Т. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1988.-№6.-С.1-5.
