CC BY
303
ИЗМЕНЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВИНСТВ НЕФТИ
Д. г.-м. н. Б. А. Остащенко
Изменения реологических свойств нефти и температуры ее застывания являются важными задачами в технологии добычи в связи с тем, что в настоящее время во всем объеме добычи нефти значительно возросла относительная доля ее высокопарафинис-тых разностей.
В зависимости от содержания парафина температура застывания нефти Харьягинского месторождения колеблется от +22 до +34 °С. Вследствие этого возникает необходимость очистки скважин от отлагающегося на стенках труб парафина, а также необходимость выполнения комплекса работ, направленных на снижение температуры застывания нефти до +14 °С, с целью ее дальнейшей транспортировки по нефтепроводу. Последнее может быть осуществлено следующими способами: а) прокачкой нефти по подогреваемым нефтепроводам; б) смешиванием вязкой и высоковязкой нефти с маловязкой перед транспортировкой; в) совместной перекачкой воды и нефти по специальным нефтепроводам с внутренней винтовой нарезкой [1]. Улучшение реологических свойств нефти в ходе первичной обработки перед транспортировкой может быть достигнуто термообработкой, вибровоздействием, га-зонасыщением, добавлением присадок — депрессаторов [2, 3].
Все перечисленные методы имеют свои недостатки. Применение депрессаторов требует их постоянного наличия на отправной точке. Качество депрессаторов различно. Наилучшими являются импортные депрессаторы, а это ставит нефтетранспорт в зависимость от международной конъюктуры. Использование акустической и виброобработки улучшает реологические свойства нефти на незначительный отрезок времени. Применение термообработки — процесс дорогостоящий и в то же время не разрушающий парафины. Смешивание слабовязких и высоковязких нефтей не всегда возможно по геологической ситуации.
Существует еще один метод, позволяющий существенно улучшить реологические свойства нефти — выделение технического парафина непосредственно на месте добычи нефти [5], однако и он требует существенных энергозатрат, а также возникает проблема утилизации технического парафина. Есть много различных способов выделения парафина из нефти в результате ее быстрого охлаждения.
Таким образом, в настоящее время нет какого-либо универсального физического или химического способа воздействия на изменения реологических свойств высокопарафинистых нефтей.
Нами выполнены исследования, направленные на изучение закономерностей изменения структуры, а следовательно, и свойств высокопарафинис-той нефти в результате физических методов воздействия. В качестве основного фактора воздействия был выбран акустический (ультразвуковой) метод,
позволяющий разрушать, хотя бы на некоторое время, длинные молекулы парафина.
В процессе экспериментов была использована нефть Харьягинского месторождения, содержащая 24 % парафина и застывающая при +34 °С [4]. Известно, что при ультразвуковой обработке вязких нефтей интенсивным акустическим полем в жидкой среде возникают кавитационные процессы, приводящие к снижению температуры застывания нефти. Однако период релаксации (восстановления) реологических свойств ограничивается интервалом 2—4 часа.
Мы установили, что если в процессе озвучивания нефти в нее добавляется вода, то картина резко меняется [6, 7]. Происходит быстрое снижение вязкости нефти и резкое увеличение периода восстановления ее реологических свойств, которое в отдельных случаях достигает 10—20 суток. Длительный
Рис. 1. Структура парафинового каркаса необработанной нефти а) при +40 °С; б) при +30 °С. Ув. 4600
'у.аГ' ■- -З
Рис. 2. Распределение парафина в нефти Рис. 3. Распределение парафина в нефти после обработки ультразвуком. Ув. 4600 после комплексной обработки. Ув. 4600
период восстановления реологических свойств нефти вызван блокированием активных частей разорванных молекул парафина водородом и гидроксонием воды, которое приводит к существенному замедлению структурирования парафинов нефти. Наглядно изменение структуры нефти показано на рис. 1—3.
В результате экспериментов было установлено, что оптимальное соотношение «вода : нефть» варьируется в пределах 1:30—1:50 (т. е. 3—2 %), а время обработки составляет 20—30 мин. При этих условиях вязкость нефти снижается на 58—60 %, а время релаксации достигает 10—20 дней.
Таким образом, нашими исследованиями показано, что при ультразвуковой обработке с добавлением воды
можно существенно улучшить реологические свойства нефти и значительно продлить период релаксации этих свойств [6, 7]. Длительный период релаксации реологических свойств нефти после комплексного воздействия с применением ультразвуковой обработки с добавлением воды создает предпосылки для разработки методов предварительной подготовки высокопарафини-стой нефти к транспортировке ее по трубопроводам.
Литература
1. Абузов Ф. Ф., Алиев В. М. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. М.: Недра, 1992. 192 с. 2. Алиев Р. Б., Белоумов В. Д., Немудрое А. Б. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа.
М.: Недра, 1989. 249 с. 3. Жуйко П. В., Кравченко Г. М. Магистральный транспорт высокозастывающих нефтей в условиях Европейского Севера. ПечорНИПИ-нефть. 1987 г. 4. Жмыхов И. М., Демиден-ко К. А., Колесникова В. П. Высокопара-финистая нефть Архангельской области // Химия и технология топлив и масел. 1987. № 6. С. 25—31. 5. НадировН. К., Анисимов Б. Ф., Мембеталиева 3. Д. Электро-депарафинизация нефтей // Тр. Ин-та химии Каз. АН СССР. Гурьев, 1982. 15 с.
6. ОстащенкоБ. А., УсковН. Н., Поберий Ю. А. Способ снижения вязкости вязкой нефти. Патент № 180 9656. Опубл. 1993.
7. Усков Н. Н., Остащенко Б. А., Безга-чев Э. Л. Способ обработки высокопара-финистой нефти. Патент № 2065546. Опубл. 1996.
Одним из наиболее значительных результатов научно-исследовательских и геолого-поисковых работ на Европейском Северо-Востоке является установление новой перспективной Уральско-Новоземельской флюоритоносной провинции (северная часть Урала, Пай-Хой, о-в Вайгач и Южный остров Новой Земли), включающей различные генетические типы флюоритовой минерализации [1].
На юго-востоке Пайхойского анти-клинория (Южнопайхойский флюоритоносный район) флюорит-галенит-сфалеритовая минерализация локализуется в зонах гидротермально-метасо-матической проработки визейско-сер-пуховских карбонатных отложений. Наиболее высокая концентрация флю-орит-галенит-сфалеритовых руд отмечается на Буреданском месторождении, которое приурочено к небольшой антиклинальной структуре на р. Буре-данъю (правый приток р. Силова-Яха), где Л. Н. Беляковым (1957) открыта флюоритовая, а впоследствии обнаружена флюорит-галенитовая минерализация. С 1975 г. здесь проводились поисково-оценочные работы с проходкой
СОСТАВ РУД БУРЕДАНСКВГО ФЛЮВРНТ-ПВЛИМЕТАЛЛИЧЕСКОГВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Д. г-м. н. А. Ф. Кунц
канав, наклонных стволов, гезенков, восстающих и буровых скважин. Минерализация в виде пластообразных рудных тел локализована в горизонте перекристаллизованных и окварцован-ных известняков и доломитов и прослеживается на 4—5 км. Содержание флюорита до 60 %, галенита — до 10 %.
Геологическое строение. В пределах рудного поля месторождения развиты нижнекаменноугольные нижне- и средневизейские отложения (рис. 1). Они разделены разломом типа круто-
падающего взброса, субсогласным общему северо-западному простиранию пород. Все породы имеют северо-восточное падение с азимутом 15—30° и углами падения от 15 до 75°.
Отложения турнейского яруса представлены темно-серыми известняками, часто переслаивающимися с прослоями черных криптозернистых кремней.
Нижне- и средневизейские кремнисто-карбонатные отложения представлены переслаиванием известняков, до-
Рис. 1. Схема распространения основных типов флюоритовой минерализации на Буреданском месторождении. 1 — известняки, 2 — доломиты, 3 — основные тектонические нарушения, 4 — зоны рассланцевания. Минеральные типы: 5 — флюорит-карбонат (кальцит, доломит) -сфалеритовый, 6 — флюорит-карбонат (кальцит, доломит)- галенитовый, 7 — флюорит-кальцитовый, 8 — флюорит-кварц-кальцитовый, 9 — флюорит-кальцит-квар-цевый с галенитом, сфалеритом и метациннабаритом. Рудные узлы: I — Буреданский, II — Центральный, III — Дерентейшорский, IV — Северный
