Файл: Допущен кзащите.docx

Д) Сущность метода определения кинематической вязкости заключается в замене постоянного давления (внешней силы) давлением столба жидкости, равным произведению высоты столба жидкости, плотности жидкости и ускорения силы тяжести. Согласно ГОСТу 33—2000 для нефтей определяют кинематическую (или динамическую) вязкость при температурах от 0 до 50°С (через 10 °С). Для маловязких нефтей определение начинают с 20°С. Для керосиновых дистиллятов определяют кинематическую вязкость при 20 — 40°С. Для дизельных — при 20°С, для масляных — при 40, 50 и 100°С. Для остатков, выкипающих выше 350°С, определяют условную вязкость при 50, 80 и 100°С.

2.2.2 Определение оптимального режима термообработки

Существование оптимальной температуры термообработки (подогрева) связано адсорбированием асфальтосмолистых веществ на поверхности кристаллов парафина в нефти. При малой температуре подогрева нефти часть кристаллов парафина растворяется и освободившиеся асфальтосмолистые вещества адсорбируются на поверхности не растворившихся кристаллов парафина. Последующее охлаждение приводит к тому, что выпадающие из раствора мелкие кристаллы парафина образуют прочную структуру, повышающую эффективную вязкость и температуру застывания нефти. Реологические испытания нефти месторождения Ащысай проводились при термической обработке 45°C, 50°C, 60°C, 70°C и 80°C с применением реовискозиметра фирмы «Anton Paar» (Австрия) модели RheolabQC с программным обеспечением Rheoplus (рис. 2.3) с использованием измерительной системы DGR-42 (12 мл) цилиндр с двойным щелевым зазором. Измерения динамической (кажущейся) вязкости проводили в режиме линейного измерения температуры (скорость охлаждения 25⁰С /ч) при постоянной скорости сдвига (10 с^-1).




Рис. 2.3 – Реовискозиметр RheolabQC с ПО Rheoplus
Данные по напряжению сдвига и эффективной вязкости от скорости сдвига обработанных и необработанных присадкой образцов были проанализированы с помощью программы Rheoplus. А также построена реологическая кривая термообработанной нефти Ащысай без дозировки и с дозировкой депрессорной присадки.

Температуру потери текучести определяли согласно ГОСТу 20287–91. Для этого предварительно нагретую нефть охлаждают с определенной скоростью и через каждые 3°С проверяют на подвижность применяя метод испытания ASTM D97-02 с помощью автоматического устройства. Испытание продолжают до тех пор, пока образец не находится полностью в горизонтальном положении и сохраняет неподвижность в течение 5 с. В качестве охлаждающей ванны использовали термостат LAUDA RE-415 (с поддержанием температуры на 0

---

^оС - термостат 1 (рис. 2.4)

Рисунок 2.4 – Термостат LAUDA RE-41
2.2.3 Определение реологических свойств нефти с добавлением ДП
Для определения реологических свойств нефти месторождения Ащысай применяли термообработку в комплексе с дозировкой присадки EVA-40 (сополимер винилацетата), представляющая собой эмульсионную жидкость белого цвета. Модификатор текучести нефти представляет EVA 40–8% (1,6 г), о-ксилол-46% (9,2 г), вода-23% (4,6 г), этиленгликоль-23% (4,6 г). Рассчитанное количество синтезированной присадки вводили в пробирку объёмом 15 мл с помощью дозатора Эппендорф (1-100мкл), затем загружали нефть в пробирку и закрывали герметичной завинчивающейся крышкой. Полученный образец подвергали термообработке при 80⁰С в термостатирующей ванне в течение 30 минут с периодическим перемешиванием (каждые 5 минут). После окончания термообработки нефть охлаждали до 30⁰С и наливали в измерительную систему DGR-42 (12 мл цилиндр с двойным щелевым зазором). Как отмечалось в предыдущем разделе, реологические свойства нефти определялись с помощью реовискозиметра фирмы «Anton Paar» (Австрия) модели RheolabQC. Следовательно полученным данным были построены графики зависимости динамической вязкости (Па*с) от температуры (С), скорости сдвига (1/с) от вязкости (Па*с), скорости сдвига (1/с) от напряжении сдвига (Па).
2.2.4 Определение модели течения нефти
Для описания деформационного поведения различных структурированных дисперсных сред существует более 30 реологических моделей, передающих в определенном диапазоне напряжений сдвига отдельные особенности реального течения [30].

Течение ньютоновской жидкости описывается законом Ньютона: τ=η·γ, где η – динамический коэффициент; γ - градиент скорости в направлении перпендикулярном направлению течения х. Для псевдопластичных и дилатантных жидкостей в широком диапазоне изменения скорости сдвига можно применять зависимость Оствальда – де Виля: τ=η·γ

---

^p, где η – коэффициент, характеризующий вязкость жидкости; p – показатель степени, характеризующий меру отклонения поведения жидкости от ньютоновского. Для одновременного учета нелинейности кривой течения и наличия предельного напряжения сдвига необходимо использовать реологическое уравнение Гершеля – Балкли, которое представляет собой степенное реологическое уравнение Оствальда – де Виля с добавлением предела текучести τ₀ : τ=τ₀+η·γ^p , где η – показатель консистентности, Па*с^p ; p – показатель поведения (индекс течения). Результаты сопоставления реологических моделей течения жидкости Ньютона, Оствальда – де Виля и Гершеля – Балкли с поведением высокопарафинистой нефти при разных температурных режимах графически построены и представлены в результатах и обсуждениях [31].
2.2.5 Определение потерь напора на трение при транспортировке
При движении реальной жидкости часть механической энергии потока теряется на преодоление гидравлических сопротивлений. Различают два вида потерь энергии (потери напора) - потери энергии на преодоление гидравлических сопротивлений трения (потери напора на трение по длине) и потери энергии (потери напора) на преодоление местных гидравлических сопротивлений. Следует знать, является ли поток в напорной трубе, созданный насосом ламинарным или турбулентным. Это необходимо, поскольку для двух разных режимов течения требуются разные методы анализа. Если ламинарный поток проходит с низкой скоростью нефти и высокой вязкостью, турбулентный поток пропускается в условиях с высокой скоростью и низкой вязкостью нефти [32]. Основываясь на экспериментах Рейнольдса и последующих измерениях, в настоящее время широко используются следующие критерии: течение в трубе будет ламинарным при числе Рейнольдса (Re) менее 2100 и будет турбулентным при числе Re более 4000 [33].

3. Результаты и обсуждение
3.1 Объекты реологического исследования
Ащысайская нефть является высокопарафинистой нефтью (19,3%) и отличается высокой температурой потери текучести (21-15°С). В ходе работы для реологических испытаний был использован одинаковый образец нефти без дополнительной очистки. По причине постепенного охлаждения нефти в холодные периоды года на стенках трубопровода выпадают АСПО, и это приводит к повышенным потерям напора на трение, уменьшению рабочего диаметра трубопровода, следствием происходит снижение производительности или остановка нефтепровода. В связи с этим проводилось изучение реологического поведения по данным кривой текучести при транспортировке на участках

---

магистральных насосов в направлении трубопровода ПСП Ащысай – ГНПС Кумколь с регулированием реологических параметров нефти при различных температурных обработках и вводом депрессорных присадок.
3.2 Методы исследования
3.2.1 Определение оптимальной температуры термообработки
Проведены реологические испытания нефти месторождения Ащысай при термической обработке 45, 50, 60, 70 и 80°С. Как показано на рис. 3.1. оптимальная температура по кривой вязкости является 80°С.

Рисунок 3.1 – Зависимость динамической вязкости от температуры для термообработанной нефти месторождения Ащысай при скорости сдвига 10с^-1
При температуре 20°С динамическая вязкость для ТО 50°С составляет 0,15 Па*с, то при ТО 80°С составляет 0,05 Па*с, значение напряжения сдвига уменьшается с 1 Па до 0,4 Па. В ходе эксперимента выявлено, что данная нефть характеризуется повышенными значениями динамической вязкости: при значениях 0,03 Па*с напряжение сдвига составляет 0,3 Па.
3.2.2 Определение температуры потери текучести при оптимальной температуре термообработки
Температура потери текучести определяет способность нефтепродуктов течь при низких температурах. В процессе охлаждения нефтепродукта достигается температура, при которой некоторые компоненты застывают. Из представленных в таблице 3.1 данных видно, что для Ащысайской нефти, благодаря высокому содержанию парафинов, характерна высокая температура потеря текучести.
Таблица 3.1 – Данные температуры потери текучести при тепловых обработках и депрессорной присадки

Наименование нефти	ТПТ при ТО				ТПТ при ТО 80°С
	45°С	60°С	80°С	EVA-40 300 ppm
Ащысай	+21	+18	+18	+15

Оптимальная термообработка при 80°С применяется при определении температуры потери текучести (ТПТ) нефти по СТ РК ASTM D5853. Эксперименты по данным реометрии показали, что текучесть нефти определяется природой самого образца. Следует отметить улучшение реологических характеристик при 80°С (ТПТ+21°С) по сравнению с 45°С и 60°С (ТПТ+18°С), т. к. при 45°С нефть сохраняет морфологию кристаллов, а при 60°С происходит постепенное плавление парафинов С

---

₁₇-С₂₆, которые заново образуют кристаллическую фазу с нерасплавленными высокомолекулярными парафинами. С целью улучшения текучести при транспортировке исследуемой нефтяной системы проведены реологические испытания ДП EVA-40 с дозировкой 300 ppm при ТО 80°С. Определение ТПТ с добавлением данной присадки показало +15°С, т. е. активность наиболее эффективна по сравнению с термически обработанной нефтью.
3.2.3 Исследование реологических свойств нефти при 80°С с ДП
С целью улучшения текучести для транспортировки исследуемой нефтяной системы нами проведены реологические испытания депрессорных присадок EVA-40 при дозировках 300, 500, 750 ppm, EVA-28800 при дозировке 300 и 500 ppm. Полученные экспериментальные данные по термообработке исследуемой нефти при 80°С, с синтезированными присадками и без, приведены на рис. 3.2.

Рисунок 3.2 – Зависимость динамической вязкости от температуры для термообработанной нефти с депрессорной присадкой
Можно заметить, что значения динамической вязкости от температуры сильно отличаются друг от друга, что соответственно говорит об улучшении текучести нефтяной системы с добавлением депрессорной присадки. Следует отметить, что эффективность обработки нефти присадкой EVA-40 выше по сравнению с EVA 28800. Для Ащысайской нефти динамическая вязкость снижается в отличии с ТО при 15°С с 0,12Па*с до 0,07Па*с и с 1,2Па до 0,7Па соответственно, что доказывает об улучшении текучести в 1,7 раза с добавлением присадки.
Таблица 3.2 – Реологические параметры нефти Ащысай после термообработки и ввода присадки

Характеристики	ТО 800С	ТО 800С с ДП EVA-40
Температура перехода течения нефти из ньютоновского в неньютоновское течение, 0С	20	30
Эффективная вязкость при 150С и 2с-1, Па*с	0,265	0,172
Эффективная вязкость при 100С и 2с-1, Па*с	1,54	0,898
Эффективная вязкость при 50С и 2с-1, Па*с	14,5	5,42

Данные таблицы 3.2 показывают, что термическая обработка нефти и ввод присадок значительно улучшают реологическое поведение нефти. При этом наблюдается снижение потери текучести до +12

---