ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 51
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.1 Нефть – структурированная дисперсная система
1.2 Реологические свойства НДС
1.4 Методы улучшения реологических низкотемпературных параметров высокопарафинистой нефти
1.5 Применение ДП для снижения давления перезапуска в магистральных нефтепроводах
5.1 Политика по окружающей среде
температуре кристаллизации парафина нефти, увеличиваются размеры и число кристаллических структур, что приводит к образованию пространственной трехмерной сетки пo всему oбъeму НДС, сильно разветвленные алканы при этом образуют аморфную фазу. Формирование структурной сетки характеризуется возникновением связнодисперсной системы, обладающей вязкопластичными свойствами.
Природа и особенности структурообразования и реологическое поведение высоковязких парафинистых нефтей изучались в исследовательской работе [12]. Авторы считают, что ведущей предпосылкой структурообразования в высокопарафинистых нефтях и битумах, обуславливающих их высокие вязкости и проявление структурно-механической прочности, являются ММВ высокомолекулярных фрагментов САК. Изменения реологических свойств наблюдались на фоне плавного изменения химического состава НДС, выражающегося в постепенном возрастании концентрации САК, что обосновано общей физико-химической природой структурообразования в высоковязких нефтях. Безусловно высокопарафинистые нефти являются тиксотропными дисперсными системами, что в тиксотропии явления выражаются в реологических кривых течения «напряжение – скорость сдвига», получаемых при повышении и снижении cкoрocти cдвигa (γ), а также в умeньшeнии эффективной вязкости (μ) при увеличении γ. Зависимость μ от величины γ связывают с процессом рaзрушeния cтpyктуpы при повышении cкoрocти и ее восстановления при снижении γ.
Авторами [12] изучены способы снижения вязкости высокопарафинистой нефти Узеньского месторождения. Было выявлено, что улучшение реологического поведения нефти происходит при повышении температур, так как поверхностно активные вещества (ПАВ) участвуют в процессе кристаллизации и способствуют формированию агрегативно устойчивой структуры после термической обработки нефти. По результатам исследований, оптимальной температурой для растворения длинноцепных n-углеводородов западноказахстанских нефтей, составляет 80–90℃.
Таким образом, на основе знания механизмов структурообразования в нефтяных дисперсных системах возможно управлять их структурно механическими свойствами.
1.3 Физико – химические свойства высокопарафинистой нефти
1.3.1 Мировые запасы высоковязкой нефти
Мировая энергетическая обстановка такая, что к 2050 году потребление энергии увеличится в 2 раза. В связи со стремительным истощением добычи нефтей малой и средней вязкости зарождается необходимость добычи и переаботки тяжелых нефтей [13]. Поэтому актуально применение новых технологий нефтедобычи, которое позволит увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, из которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
Средняя нефтеотдача в мире – 30 %; средняя нефтеотдача по месторождениям США – 39 %; оценка реальной нефтеотдачи в будущем – 60 %; средняя проектная нефтеотдача по месторождениям России – 38 % по данным из опубликованных информации ГКЗ РФ; средняя проектная нефтеотдача по месторождениям Казахстана – не достигает 30 %, так как отсутствуют официально опубликованные подтверждающие информации. Дополнительная добыча за счёт «третичных» методов увеличения нефтеотдачи: в мире – 120–130 млн т/год; в США – 34,4 млн т/год; в России – незначительно превышает 1,5 млн т/год; в Казахстане – (по прогнозным сведениям) приблизительно от 0,25 до 0,5 млн т/год, так как отсутствуют официально опубликованные подтверждающие информации [14].
В Казахстане основными нефтедобывающими областями являются Атырауская, Западно-Казахстанская, Кызылординская, Актюбинская, а также Мангистауская. Парафинистые нефти Казахстана наиболее тяжелые и вязкие, содержат большое количество парафинов, смол и асфальтенов и меньше всего дизельных фракций. Почти половина этих нефтей залегает на глубинах от 1000 до 2000 м. По реологическим свойствам казахстанские парафинистые нефти имеют повышенную вязкость, большое содержание парафинов и небольшое содержание фракции, выкипающей до 350 °С, что потребует увеличения затрат энергии при вытеснении такой нефти из пластов и коллекторов, движении ее по стволу скважины и дальнейших транспортировке и хранении.
Процесс извлечения парафинистой сырой нефти из нефтяных месторождений является дорогостоящим, сложным и влечет за собой различные трудности в зависимости, среди прочего, от условий климата каждого месторождения и состава нефти. Подавляющее большинство сырой нефти и нефтепродуктов содержат значительное количество нефтяных восков, называемых парафином [16]. Они представляют собой смеси углеводородов, состоящих из линейных-нормальных цепей, содержащих в основном от 17–40
атомов углеводорода, в дополнение к алканам с разветвлёнными циклическими цепями. Кристаллы парафина растут при понижении температуры, образуя кристаллическую сеть, которая начинает удерживать молекулы жидкого углеводорода до тех пор, пока нефть не перестанет течь. Температура, при которой это происходит, называется температурой застывания [17].
Таким образом, отложение парафина вызывает сокращение производства в плане обслуживания и удаления уже образовавшихся отложений, увеличивает стоимость производства и транспортировки нефтепродуктов и, главным образом вызывает ряд проблем с транспортировкой в регионах, где эксплуатационные температуры являются или стали очень низкими в сезонный период. Следовательно, во время производства, хранения и транспортировки сырой нефти на парафиновой основе продуктов их переработки важно поддерживать температуру нефти выше ее естественной точки застывания. Таким образом, для снижения кажущейся вязкости, предела текучести и температуры застывания масел необходимо использовать химические продукты, известные как улучшители текучести, модификаторы кристаллов и понизители температуры застывания. Во время производства эти добавки сводят к минимуму проблемы, связанные с отложением парафиновых восков в производственных условиях.
Казахстан является одним из крупнейших мировых нефтедобывающих регионов и обладает развитой трубопроводной системой. Среди разведанных и эксплуатирующихся месторождений наиболее крупные – Тенгиз, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Каламкас, Кумколь и ряд других. Добываемые нефти по своим физико-химических свойствам, таким как вязкость, содержание асфальтенов, смол и парафинов весьма разнообразны. Нефти, обладающие такими свойствами, относятся к реологически сложным, отличающимся высокой температурой застывания [18].
При транспорте высокопарафинистых, высокозастывающих нефтей с аномальными реологическими свойствами происходит парафинизация трубопроводов. За счет выпадения на внутренней поверхности асфальтосмолопарафиновых отложений снижается их пропусканая способность, что требует создание высокого пускового давления на трубопроводе и в отдельных случаях может привести к аварийным ситуациям. Как известно, с возрастанием вязкости нефти увеличиваются затраты энергии на перекачку, а также затрудняется выход насоса на устойчивый режим работы. При перекачке неньютоновских жидкостей необходимы дополнительные затраты энергии на разрушение структуры при пуске насосных станций и преодоление доли эффективной вязкости, обусловленной наличием предельного динамического напряжения сдвига [19].
Как правило, пункты переработки (НПЗ) или места дальнейшего сбыта нефти находятся в отдалении от мест нефтепромыслов, что обусловливает необходимость быстрого и экономичного способа доставки. Существует несколько способов транспортирования: нефтепроводы, танкеры, авиационный транспорт, автомобильные и железнодорожные цистерны. Использование нефтепроводов является самым безопасным и экономически выгодным способом транспортировки нефти и нефтепродуктов. Кроме того, скорость перемещения нефти по ним значительно выше, чем при перевозке любым другим видом транспорта. Общая протяженность магистральных нефтепроводов Казахстана составляет около 8 тысяч километров. Наиболее крупная на сегодняшний день система нефтепроводов «Узень» - ГНПС «Атырау» была введена в эксплуатацию в 1965 году и работает по настоящее время. Общая ее протяженность составляет 1200 километров.
Высокопарафинистая нефть месторождения Узень, которая поступает в общий поток на участке ГНПС «Узень» - ГНПС «Атырау» магистрального нефтепровода Узень – Атырау — Самара. Значительное содержание (до 20% и более) длинноцепных парафинов и связанное с этим аномальное реологическое поведение (высокие температуры потери текучести и напряжения сдвига) обусловило выбор данной нефти для излучения влияния процесса термообработки на процессы структурообразования и реологическое поведение парафинистой нефти. Из представленных характеристик в таблице 1.1 видно, что при температуре, близкой к температуре потери текучести, нефть имеет высокую кинематическую вязкость. Нагрев нефти приводит к резкому снижению данного показателя, что свидетельствует о переходе жидкости из аномального неньютоновского состояния в ньютоновское, благоприятное для транспортирования нефти. При этом затраты энергии на перекачку нефти уменьшаются.
Таблица 1.1 – Физико – химические характеристики товарной нефти месторождения Узень
В зимнее время, особенно в периоды резкого похолодания, температура нефти в трубопроводе снижается, возникают проблемы, связанные с парафиновыми и смолистыми отложениями. Парафиновые и смолистые отложения уменьшают полезное сечение насосно-компрессорных труб и, как следствие, значительно осложняют перекачку нефти, увеличивают расход электроэнергии, приводят к повышенному износу оборудования. Если гидравлическое сопротивление трубопровода значительно возрастает и превышает возможности насосного оборудования, то перекачку останавливают. Например, в таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка нефти по которому на 2–3 месяца прекращается, несмотря на добавление депрессорных присадок, улучшающих транспортабельные свойства перекачиваемой нефти.
Также, несмотря на огромный объем работ в области улучшения реологических свойств аномальных нефтей, исследование их физико-химических свойств научный поиск новых методов воздействия на них является актуальным как для науки, так и нефтяной промышленности в целом.
Переработка высоковязких высокозастывающих нефтей требует специфических режимов, наличия в схемах НПЗ установок гидроочистки, депарафинизации и специального распределения сырьевых и товарных потоков на предприятии.
В Казахстане система магистральных нефтепроводов не позволяет, как правило, поставлять на нефтеперерабатывающие заводы индивидуальные нефти, за исключением производства нефтепродуктов специального назначения. Такая система подачи нефтяного сырья на НПЗ вынуждает предприятия перерабатывать нефти усредненного качества, полученные смешением нефтей различных месторождений. В настоящее время компаундирование сырьевых компонентов является широко распространенным приемом в технологии переработки нефти. В силу ряда причин подбору оптимального состава компаунда на станциях смешения и нефтеперерабатывающих заводах не уделяется достаточно внимания, и смешение нефтей во многих случаях осуществляется лишь в зависимости от наличия тех или иных нефтей.
Вместе с тем представление о нефтяной системе как о структурированной, обладающей определенным балансом сил межмолекулярных взаимодействий, позволяет рассматривать процесс смешения нефтей не как чисто механический, а как физико-химический процесс взаимодействия коллоидно-дисперсных структур, как фактор внешнего воздействия на систему, способный изменить энергетический баланс сил и способствующий формированию новой коллоидно-дисперсной нефтяной системы.
Природа и особенности структурообразования и реологическое поведение высоковязких парафинистых нефтей изучались в исследовательской работе [12]. Авторы считают, что ведущей предпосылкой структурообразования в высокопарафинистых нефтях и битумах, обуславливающих их высокие вязкости и проявление структурно-механической прочности, являются ММВ высокомолекулярных фрагментов САК. Изменения реологических свойств наблюдались на фоне плавного изменения химического состава НДС, выражающегося в постепенном возрастании концентрации САК, что обосновано общей физико-химической природой структурообразования в высоковязких нефтях. Безусловно высокопарафинистые нефти являются тиксотропными дисперсными системами, что в тиксотропии явления выражаются в реологических кривых течения «напряжение – скорость сдвига», получаемых при повышении и снижении cкoрocти cдвигa (γ), а также в умeньшeнии эффективной вязкости (μ) при увеличении γ. Зависимость μ от величины γ связывают с процессом рaзрушeния cтpyктуpы при повышении cкoрocти и ее восстановления при снижении γ.
Авторами [12] изучены способы снижения вязкости высокопарафинистой нефти Узеньского месторождения. Было выявлено, что улучшение реологического поведения нефти происходит при повышении температур, так как поверхностно активные вещества (ПАВ) участвуют в процессе кристаллизации и способствуют формированию агрегативно устойчивой структуры после термической обработки нефти. По результатам исследований, оптимальной температурой для растворения длинноцепных n-углеводородов западноказахстанских нефтей, составляет 80–90℃.
Таким образом, на основе знания механизмов структурообразования в нефтяных дисперсных системах возможно управлять их структурно механическими свойствами.
1.3 Физико – химические свойства высокопарафинистой нефти
1.3.1 Мировые запасы высоковязкой нефти
Мировая энергетическая обстановка такая, что к 2050 году потребление энергии увеличится в 2 раза. В связи со стремительным истощением добычи нефтей малой и средней вязкости зарождается необходимость добычи и переаботки тяжелых нефтей [13]. Поэтому актуально применение новых технологий нефтедобычи, которое позволит увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, из которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
Средняя нефтеотдача в мире – 30 %; средняя нефтеотдача по месторождениям США – 39 %; оценка реальной нефтеотдачи в будущем – 60 %; средняя проектная нефтеотдача по месторождениям России – 38 % по данным из опубликованных информации ГКЗ РФ; средняя проектная нефтеотдача по месторождениям Казахстана – не достигает 30 %, так как отсутствуют официально опубликованные подтверждающие информации. Дополнительная добыча за счёт «третичных» методов увеличения нефтеотдачи: в мире – 120–130 млн т/год; в США – 34,4 млн т/год; в России – незначительно превышает 1,5 млн т/год; в Казахстане – (по прогнозным сведениям) приблизительно от 0,25 до 0,5 млн т/год, так как отсутствуют официально опубликованные подтверждающие информации [14].
В Казахстане основными нефтедобывающими областями являются Атырауская, Западно-Казахстанская, Кызылординская, Актюбинская, а также Мангистауская. Парафинистые нефти Казахстана наиболее тяжелые и вязкие, содержат большое количество парафинов, смол и асфальтенов и меньше всего дизельных фракций. Почти половина этих нефтей залегает на глубинах от 1000 до 2000 м. По реологическим свойствам казахстанские парафинистые нефти имеют повышенную вязкость, большое содержание парафинов и небольшое содержание фракции, выкипающей до 350 °С, что потребует увеличения затрат энергии при вытеснении такой нефти из пластов и коллекторов, движении ее по стволу скважины и дальнейших транспортировке и хранении.
1.3.2 Проблемы добычи, переработки, транспортировки нефти
Процесс извлечения парафинистой сырой нефти из нефтяных месторождений является дорогостоящим, сложным и влечет за собой различные трудности в зависимости, среди прочего, от условий климата каждого месторождения и состава нефти. Подавляющее большинство сырой нефти и нефтепродуктов содержат значительное количество нефтяных восков, называемых парафином [16]. Они представляют собой смеси углеводородов, состоящих из линейных-нормальных цепей, содержащих в основном от 17–40
атомов углеводорода, в дополнение к алканам с разветвлёнными циклическими цепями. Кристаллы парафина растут при понижении температуры, образуя кристаллическую сеть, которая начинает удерживать молекулы жидкого углеводорода до тех пор, пока нефть не перестанет течь. Температура, при которой это происходит, называется температурой застывания [17].
Таким образом, отложение парафина вызывает сокращение производства в плане обслуживания и удаления уже образовавшихся отложений, увеличивает стоимость производства и транспортировки нефтепродуктов и, главным образом вызывает ряд проблем с транспортировкой в регионах, где эксплуатационные температуры являются или стали очень низкими в сезонный период. Следовательно, во время производства, хранения и транспортировки сырой нефти на парафиновой основе продуктов их переработки важно поддерживать температуру нефти выше ее естественной точки застывания. Таким образом, для снижения кажущейся вязкости, предела текучести и температуры застывания масел необходимо использовать химические продукты, известные как улучшители текучести, модификаторы кристаллов и понизители температуры застывания. Во время производства эти добавки сводят к минимуму проблемы, связанные с отложением парафиновых восков в производственных условиях.
Казахстан является одним из крупнейших мировых нефтедобывающих регионов и обладает развитой трубопроводной системой. Среди разведанных и эксплуатирующихся месторождений наиболее крупные – Тенгиз, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Каламкас, Кумколь и ряд других. Добываемые нефти по своим физико-химических свойствам, таким как вязкость, содержание асфальтенов, смол и парафинов весьма разнообразны. Нефти, обладающие такими свойствами, относятся к реологически сложным, отличающимся высокой температурой застывания [18].
При транспорте высокопарафинистых, высокозастывающих нефтей с аномальными реологическими свойствами происходит парафинизация трубопроводов. За счет выпадения на внутренней поверхности асфальтосмолопарафиновых отложений снижается их пропусканая способность, что требует создание высокого пускового давления на трубопроводе и в отдельных случаях может привести к аварийным ситуациям. Как известно, с возрастанием вязкости нефти увеличиваются затраты энергии на перекачку, а также затрудняется выход насоса на устойчивый режим работы. При перекачке неньютоновских жидкостей необходимы дополнительные затраты энергии на разрушение структуры при пуске насосных станций и преодоление доли эффективной вязкости, обусловленной наличием предельного динамического напряжения сдвига [19].
Как правило, пункты переработки (НПЗ) или места дальнейшего сбыта нефти находятся в отдалении от мест нефтепромыслов, что обусловливает необходимость быстрого и экономичного способа доставки. Существует несколько способов транспортирования: нефтепроводы, танкеры, авиационный транспорт, автомобильные и железнодорожные цистерны. Использование нефтепроводов является самым безопасным и экономически выгодным способом транспортировки нефти и нефтепродуктов. Кроме того, скорость перемещения нефти по ним значительно выше, чем при перевозке любым другим видом транспорта. Общая протяженность магистральных нефтепроводов Казахстана составляет около 8 тысяч километров. Наиболее крупная на сегодняшний день система нефтепроводов «Узень» - ГНПС «Атырау» была введена в эксплуатацию в 1965 году и работает по настоящее время. Общая ее протяженность составляет 1200 километров.
Высокопарафинистая нефть месторождения Узень, которая поступает в общий поток на участке ГНПС «Узень» - ГНПС «Атырау» магистрального нефтепровода Узень – Атырау — Самара. Значительное содержание (до 20% и более) длинноцепных парафинов и связанное с этим аномальное реологическое поведение (высокие температуры потери текучести и напряжения сдвига) обусловило выбор данной нефти для излучения влияния процесса термообработки на процессы структурообразования и реологическое поведение парафинистой нефти. Из представленных характеристик в таблице 1.1 видно, что при температуре, близкой к температуре потери текучести, нефть имеет высокую кинематическую вязкость. Нагрев нефти приводит к резкому снижению данного показателя, что свидетельствует о переходе жидкости из аномального неньютоновского состояния в ньютоновское, благоприятное для транспортирования нефти. При этом затраты энергии на перекачку нефти уменьшаются.
Таблица 1.1 – Физико – химические характеристики товарной нефти месторождения Узень
| Содержание, %: | |
| Асфальтенов | 2,3 |
| Смол | 20,6 |
| Парафинов | 17,2 |
| Температура потери текучести, °C | 27 |
| Плотность при температуре 20°C, кг/м3 | 845,8 |
| Кинематическая вязкость, мм2/c, при температуре, °C | |
| 30 | Более 170 |
| 40 | 29 |
| 50 | 15,7 |
| 60 | 11,2 |
В зимнее время, особенно в периоды резкого похолодания, температура нефти в трубопроводе снижается, возникают проблемы, связанные с парафиновыми и смолистыми отложениями. Парафиновые и смолистые отложения уменьшают полезное сечение насосно-компрессорных труб и, как следствие, значительно осложняют перекачку нефти, увеличивают расход электроэнергии, приводят к повышенному износу оборудования. Если гидравлическое сопротивление трубопровода значительно возрастает и превышает возможности насосного оборудования, то перекачку останавливают. Например, в таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка нефти по которому на 2–3 месяца прекращается, несмотря на добавление депрессорных присадок, улучшающих транспортабельные свойства перекачиваемой нефти.
Также, несмотря на огромный объем работ в области улучшения реологических свойств аномальных нефтей, исследование их физико-химических свойств научный поиск новых методов воздействия на них является актуальным как для науки, так и нефтяной промышленности в целом.
Переработка высоковязких высокозастывающих нефтей требует специфических режимов, наличия в схемах НПЗ установок гидроочистки, депарафинизации и специального распределения сырьевых и товарных потоков на предприятии.
В Казахстане система магистральных нефтепроводов не позволяет, как правило, поставлять на нефтеперерабатывающие заводы индивидуальные нефти, за исключением производства нефтепродуктов специального назначения. Такая система подачи нефтяного сырья на НПЗ вынуждает предприятия перерабатывать нефти усредненного качества, полученные смешением нефтей различных месторождений. В настоящее время компаундирование сырьевых компонентов является широко распространенным приемом в технологии переработки нефти. В силу ряда причин подбору оптимального состава компаунда на станциях смешения и нефтеперерабатывающих заводах не уделяется достаточно внимания, и смешение нефтей во многих случаях осуществляется лишь в зависимости от наличия тех или иных нефтей.
Вместе с тем представление о нефтяной системе как о структурированной, обладающей определенным балансом сил межмолекулярных взаимодействий, позволяет рассматривать процесс смешения нефтей не как чисто механический, а как физико-химический процесс взаимодействия коллоидно-дисперсных структур, как фактор внешнего воздействия на систему, способный изменить энергетический баланс сил и способствующий формированию новой коллоидно-дисперсной нефтяной системы.