CC BY
96
УДК 622
Р. М. Каримов (асп.), Б. Н. Мастобаев (д.т.н., проф.)
Реологические особенности товарных нефтей Западного Казахстана
Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа» 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 8/3, корпус 2в, к. 301; тел/факс (347) 2431177,
е-mail: karimov_rinat@mail.ru
R. M. Karimov, B. N. Mastobaev
The rheological characteristics of commodity oil of the Western Kazakhstan
Ufa state petroleum technological university 8/3 Kosmonavtov Str, 450062, Ufa, Russia; ph. (347) 2431177, е-mail: karimov_rinat@mail.ru
Показано, что при совместном транспорте нефтей Западного Казахстана по нефтепроводу «Узень—Атырау— Самара», на определенных участках перекачки происходит образование различных нефтяных смесей, отличных как по составу, так и по реологическим свойствам. Физико-химические свойства формируемых нефтяных смесей на различных участках нефтепровода зависят от содержания в ней нефти той или иной группы. В результате этого реологические параметры перекачиваемой смеси могут изменяться по мере ее продвижения по нефтепроводу и добавления в нее нефтей различных месторождений.
Ключевые слова: группы нефтей; Западный Казахстан; кинематическая вязкость; нефтепровод; нефтяная смесь; парафин; различные месторождения; реологические свойства; температура застывания; технология; физико-химические свойства.
During the pumping of oil from different deposits of the Western Kazakhstan by the oil pipeline «Uzen—Atyrau—Samara», on certain parts of the transfer is the formation of various oil mixtures, different in composition and flow characteristics. Physico-chemical properties of the formed oil mixtures on the various parts of the pipeline depend on the maintenance in it of oil one group or another. As a result of the rheological parameters of oil mixture can change as it advanced through the oil pipeline and adding oils of.
Key words: oil pipeline; technology; oil delivery; oil mixtures; Western Kazakhstan; pour point; kinematic viscosity; wax; rheological properties; physico-chemical properties; different fields; group of oil.
Товарные нефти Западного Казахстана по составу и реологическим свойствам условно можно разделить на четыре группы.
К первой группе отнесем маловязкие нефти Атырауской области. Это нефти прорвин-ских и эмбинских месторождений, а также высокосернистая нефть Тенгиза. Нефти этой группы имеют средние значения плотности и невысокое содержание парафина.
Вторую группу в основном составляют легкие жанажольская и кенкиякская нефти Актюбинской области. Для этих нефтей характерны низкие значения плотности, среднее содержание парафинов при сравнительно высоком содержании смол, чем обусловлена очень низкая температура застывания.
Дата поступления 25.09.11
Третья группа представлена высокопара-финистыми Мангышлакскими нефтями. В основном это высокозастывающие нефти месторождений Жетыбай и Узень, имеющие очень высокое содержание парафина и повышенное содержание смол. Нефти этих месторождений обладают высокими значениями статического и динамического напряжения сдвига и относятся к неньютоновским жидкостям.
К последней четвертой группе отнесем битуминозные нефти полуострова Бузачи. Эту группу в основном формируют высоковязкие нефти месторождений Каламкас и Каражан-бас. Нефти этих месторождений имеют аномально высокую вязкость при очень низких температурах застывания, что обусловлено
низким содержанием парафинов при высоком содержании смол и асфальтенов.
При совместном транспорте нефтей, относящихся к разным группам, по одному трубопроводу, а именно таким образом осуществляется экспорт нефтей Западного Казахстана по нефтепроводу «Узень—Атырау—Самара», на определенных участках перекачки происходит образование различных нефтяных смесей, отличных как по составу, так и по реологическим свойствам, что не может не отразиться на изменении режима перекачки и требует определенного подхода к каждому участку нефтепровода. Схема совместной перекачки запад-ноказахстанских нефтей на экспорт по трубопроводу «Узень—Атырау—Самара» представлена на рис. 1 1
РОССИЙСКАЯ РЕСПУБЛИКА
ФЕДЕРАЦИЯ КАЗАХСТАН
Рис. 1. Схема совместной перекачки западноказах-станских нефтей
Совместная транспортировка нефтей Западного Казахстана по трубопроводу «Узень— Атырау—Самара» реализуется следующим образом. Нефть Бузачинского полуострова транспортируются до станции Актау. Далее, в смеси с Жетыбайской нефтью, — до станции Узень. На станциях последующих участков происходит разбавление перекачиваемой неф-тесмеси легкими Эмбинскими и Актюбинскими нефтями, и завершается процесс перекачкой окончательного продукта в Самару.
Физико-химические свойства основных товарных нефтей всех четырех групп, формирующих западноказахстанскую нефтяную
смесь, экспортируемую в направлении Самары, представлены в табл. 1 1.
С вводом в эксплуатацию нефтепровода Каспийского Трубопроводного Консорциума весь объем высокосернистой нефти Тенгиза перекачивается в направлении Новороссийска, поэтому далее свойства и влияние нефти этого месторождения учитывать не будем.
Как видно из табл. 1, нефти месторождений 4 группы, являясь битуминозными, имеют высокую плотность, низкое содержание парафинов, высокое содержание смол и низкую температуру застывания, что обусловлено незначительным содержанием твердых парафинов при большом содержании смол и асфальтенов.
Нефти месторождений 3 группы имеют средние значения плотности, высокое содержание парафинов, что определяет высокие значения температуры застывания и кинематической вязкости.
Для нефтей 2 группы характерны низкие значения плотности и средние значения кинематической вязкости, содержания парафинов в них резко снижается, в то время как содержание смол все еще остается на сравнительно высоком уровне. Этим обусловлены очень низкие значения температуры застывания.
Нефти 1 группы имеют средние плотности, содержание парафинов в них снижается, а содержание смол и асфальтенов увеличивается, что приводит к возрастанию кинематической вязкости при сравнительно низких температурах застывания.
Физико-химические свойства формируемых нефтяных смесей на различных участках нефтепровода зависят от содержания в ней нефти той или иной группы. В результате этого реологические параметры перекачиваемой смеси могут изменяться по мере ее продвижения по нефтепроводу и добавления в нее нефтей, относящихся к разным группам.
Особого внимания требуют неизотермические участки с преобладающем содержанием нефтей третей и четвертой групп, где перекачка нефтяной смеси ведется «горячим» способом.
С развитием нефтяной промышленности республики взаимное расположение экспортных трубопроводных маршрутов и нефтяных месторождений Западного Казахстана и сложилось таким образом, что на начальных участках в нефтепровод «Узень—Атырау—Сама-ра» поступают нефти преимущественно 3 и 4 групп. Таким образом, для большинства обра-
Таблица 1.
Физико-химические свойства нефтей Западного Казахстана
гр. нефть Р20, кг/м3 °С V, сСт содержание, % мас.
20 оС 40 оС сера парафины смолы асфальтены
1 Прорва 871.5 -12 12.3 6.6 1.2000 4.20 7.0 4.51
Елемес 875.3 -15 11.7 6.4 1.2160 4.31 9.58 2.08
Карсак 854.2 -3 280 18.1 0.2892 7.92 0.99 1.06
2 Кенкияк 822.5 <-27 38.9 17.7 0.6389 5.05 8.15 1.55
Жанажол 799.5 <-27 2.9 2.0 0.6750 7.72 3.72 2.03
Алибекмола 830.8 <-27 4.5 2.8 1.3113 10.03 4.58 1.58
3 Узень 845.8 27 - 29.0 0.1560 20.6 17.2 2.34
Каракудук 819.4 30 - 7.53 0.0429 20.87 3.75 1.84
Жетыбай 850.5 30 - 20.9 0.1291 20.97 18.9 1.88
4 Каламкас 901.1 <-27 111.7 39.8 1.5187 4.95 18.58 4.73
Сев. Бузачи 920.9 -27 143.1 48.6 1.7176 7.14 19.1 5.09
Каражанбас 938.3 -24 - 262.4 1.9888 3.13 22.67 5.88
зуемых нефтяных смесей, характерны отклонение их реологических свойств от ньютоновских, особенно при понижении температуры смеси.
Исходя из вышеизложенного, можно сказать, что при транспортировке нефтей 3 и 4 групп, а также формируемых смесей, содержащих нефти этих месторождений, можно столкнуться с рядом трудностей, такими как высокая температура застывания и вязкость, увеличение и накопление АСПО, появление статического напряжения сдвига и сильное изменение реологических свойств при изменении температуры потока, вплоть до перехода от одной реологической модели жидкости к другой. Следовательно, для оценки эффективности и целесообразности перекачки таких нефтей и смесей тем или иным способом, наряду с определением их кинематической вязкости в области ньютоновского течения, необходимо полное изучение физико-химических свойств жидкости в широком интервале температур, включая те случаи, когда они переходят в разряд неньютоновских жидкостей.
Изучение реологических свойств неньютоновских жидкостей, определение реологических параметров и построение моделей, а также выбор тех или иных формул для расчета теплогидравлической характеристики трубопровода являются одной из актуальных задач в нефтепроводном транспорте.
Рассмотрим известные кривые течения наиболее распространенных моделей жидкостей на рис. 2.
Рис. 2. Кривые течения жидкостей: 1 — ньютоновская; 2 —вязкопластичная; 3 — псевдопластичная; 4 — дилатантная.
На рис. 2 представлены графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига.
На основании же полученных реологических кривых высокопарафинистых нефтей и их смесей с низкозастывающими нефтями можно сказать, что течение таких жидкостей невозможно описать какой-либо одной моделью.
Основными реологическими параметрами высокопарафинистых и высоковязких нефтей, а также их смесей, являются эффективная вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига и температура застывания.
Кроме того, высокопарафинистые нефти обладают еще и тиксотропными свойствами, благодаря чему их структура при деформаци-
ях с постоянной скоростью сдвига постепенно разрушается, что приводит к снижению эффективной вязкости со временем.
В результате статического анализа и обобщения экспериментальных данных по исследованию аномально вязких и высокозастываю-щих нефтей и их смесей при температурах близких к температурам кристаллизации парафина и ниже, а также при экспериментах с высокопарафинистыми нефтями после их длительного покоя, была получена следующая форма реологической кривой (рис. 3) 2.
Рис. 3. Реологическая кривая западноказахстанс-кой смеси
На реологической кривой такой формы можно выделить несколько участков в зависимости от ее поведения. По характеру кривой ее можно разделить на три участка. Граничными точками участков являются статическое напряжение сдвига т0, значение динамического напряжения сдвига тд, а также напряжение сдвига, соответствующее предельно разрушенному состоянию прочностной структуры смеси тр, характеризующие изменение направления тренда кривой.
В покое жидкость имеет состояние, характеризующееся некими значениями пластической вязкости и статического напряжения сдвига т0. В этом состоянии при температурах, близких к температуре кристаллизации парафина, нефтяная смесь имеет прочно сформированную структуру, характеризующуюся равномерным распределением крупных кристаллов парафина, образующих прочную пространственную решетку, которая заключает в себе жидкую маловязкую фазу нефти.
При увеличении скорости сдвига 5 происходит разрушение крупных кристаллов парафина, что в свою очередь высвобождает жидкую фазу смеси, и по мере разрушения сформировавшейся пространственной решетки уменьшается эффективная вязкость жидкости. Этот процесс объясняется тиксотропностью жидкости, благодаря чему структура нефти постепенно разрушается при сравнительно постоянной скорости сдвига, что приводит к сни-
жению эффективной вязкости со временем. Резкое падение эффективной вязкости мы наблюдаем при сравнительно небольших скоростях сдвига, и этот процесс идет до точки 1, характеризующейся определенным значением скорости сдвига 5р, чему будет соответствовать состояние жидкости, с максимально возможной разрушенной структурой нефтяной смеси для данной температуры, когда вся сформировавшаяся за время покоя нефти пространственная решетка будет разрушена. Каждому напряжению сдвига на этом интервале будет соответствовать своя степень разрушения сложившейся за время покоя структуры нефтяной смеси, а, следовательно, и своя эффективная вязкость.
Исходя из вышеизложенного, можно сказать, что в этом случае вся подводимая извне мощность идет почти полностью на разрушении прочной кристаллической парафиновой структуры, сформировавшейся за время простоя жидкости при температурах, близких к температуре кристаллизации парафина.
При дальнейшем увеличении скорости сдвига свыше 5р наблюдается изменение направления кривой в сторону увеличения напряжения сдвига. Сама же эффективная вязкость продолжает постепенно уменьшаться, причем этот процесс идет не одинаково. На участке 1—4 напряжение сдвига растет нелинейно, причем угол наклона касательной к кривой переменный, показывающий, что вязкость не постоянна, она уменьшается с ростом скорости сдвига по сложной зависимости. На рассматриваемой кривой этот участок можно условно разделить на три участка 1—2, 2—3 и 3—4, характеризующиеся условно постоянной степенью кривизны. Каждому значению напряжения сдвига, а, следовательно, и эффективной вязкости, соответствует определенное состояние жидкости, характеризующиеся степенью растворения разрушенных кристаллов парафина в жидкой фазе.
При скоростях сдвига выше некого значение 5д можно выделить прямолинейный участок, начинающийся с точки 4, правее которой напряжение сдвига растет прямо пропорционально скорости сдвига, и этот коэффициент пропорциональности представляет собой пластическую или структурную вязкость, свойственную Бингамовским жидкостям. Точка 4 характеризует момент, когда вся высвободившаяся из системы жидкая фаза растворит в себе свободный парафин, выделившийся при разрушении пространственной структуры, сложенной из крупных кристаллов. Продол-
жение прямолинейного участка левее точки 4 отсекает на оси напряжения сдвига значение тд, соответствующее динамическому (предельному) напряжению сдвига.
Анализ реологической кривой на всех участках в широком диапазоне скоростей сдвига показал, что при увеличение содержания в смеси высокозастывающего компонента (неф-тей 3 группы с большим содержением парафи-онов) нефть начинает вести себя как вязкопла-стичная жидкость, подчиняющаяся уравнению Шведова-Бингама. При температурах, близких и ниже температуры кристаллизации парафина, у смеси появляется статическое напряжение сдвига т0 и так называемая пластическая или структурная вязкость. Объяснение такого поведения исходит из предположения о наличии у покоящейся жидкости пространственной структуры, достаточно жесткой, чтобы сопротивляться любому напряжению, не превосходящему по величине значение т0.
Преобладание нефтей 4 группы (высоковязкого компонента) влияет на характер крутизны реологической кривой, и нефтяная смесь начинает проявлять свойства псевдопластичных жидкостей, эффективная вязкость которых уменьшается при увеличении скорости сдвига, но статическое напряжение сдвига т0 отсутствует. Такие нефти характеризуются высоким содержанием смол и асфальтенов, но начинают течь при сколь угодно малых значениях напряжения. С физической точки зрения такое поведение жидкостей объясняется разрушением имеющейся в жидкости пространственной структуры или ориентированием вдоль линии тока ассиметричных твердых частиц по мере увеличения движения.
Увеличение в формируемой смеси доли легких нефтей 2 группы (низкозастывающего компонента) способствует понижению температуры застывания всей смеси, что существенно расширяет диапазон рабочих температур, при которых в жидкости будет отсутствовать статическое напряжение сдвигат0.
Повышенное же содержание нефтей 1 группы (маловязкий компонент) стабилизиру-
ет общее состояние смеси и влияет положительно на ее реологические свойства, в результате чего нефтяная смесь переходит в разряд ньютоновских жидкостей.
В тоже время, жидкостям с высоким содержанием парафина и смол, какими являются смеси, содержащие нефти 3 и 4 групп, свойственна тиксотропия, благодаря чему их структура при деформациях с постоянной скоростью сдвига постепенно разрушается, что приводит к снижению эффективной вязкости со временем.
Исходя из вышеизложенного, можно сформулировать полезные рекомендации по практическому использованию этих закономерностей 3. Так например, при совместном транспорте разносортных нефтей, а именно при формировании смесей для последующей перекачки, необходимо учитывать особенности каждой из четырех выделенных нами групп нефтей с целью получения таких качеств смеси, которые бы не увеличивали эксплуатационные затраты как при транспорте и хранении, так и последующей переработке.
Изучение состава и свойств этих нефтей может иметь большое значение как при смешении нефтей с целью получения продукта с необходимыми нам товарными качествами, так и при классификации и разделении нефтей по их «транспортабельности» и «перерабатываемос-ти», для выделения комплексного показателя качества, всего одного параметра, которого будет достаточно, чтобы отдавать предпочтение тому, или иному компоненту при формировании нефтяной смеси в условиях ограниченных мощностей.
Литература
1. Технологический регламент безопасной эксплуатации магистрального нефтепровода «Узень-Атырау—Самара».
2. Акжигитов А. Ш. // Нефть и газ.— 2007.— №3.- С. 53.
3. Каримов Р. М., Мастобаев Б. Н. // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.- 2010.- №2.- С. 9.
