Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Литературный обзор. 10
1.1. История разработки месторождение Белый Тигр 10
1.2. Система подготовки нефти на Месторождение Белый Тигр 13
Выводы по главе 1 20
Глава 2. Объекты и методы исследований 21
2.1. Объекты 21
2.1.1. Характеристики нефтей месторождения Белый Тигр 21
2.1.2 Физико-химические свойства присадки 26
2.2. Методы исследований 28
2.2.1. Методика определения плотности. 28
2.2.2. Методика oпределения температуры застывания 28
2.2.3. Методика определение фракционного состава 29
2.2.4. Методика определения кинематической вязкости при температуре 200С 30
2.2.5. Методика определение динамической вязкости на ротационном вискозиметре 31
2.2.6. Определение дисперности НДС методом турбидиметрии 33
2.2.7. Исследование кинетики набухания полимеров 36
2.2.8. Исследование структуры полимеров спектральными методами (метод электронной микроскопии) 39
2.2.9. Определение молекулярно-массового распределения метод Гель-проникающая хроматография (ГПХ). 41
Глава 3. Pезультаты исследования 47
3.1. Определение фракционный состав 47
3.2. Определение Ув-состава образцов методом ГЖХ 49
3.3. Исследование структуры полимеров спектральными методами 50
3.4. Определение молекулярно-массового распределения методом ГПХ 51
3.5. Определение температуры застывания 53
3.6. Исследование кинетики набухания 55
3.8. Определение динамической вязкости образцов на Реотесте 75
Выводы по главе 3 81
Глава 4. Свойства текучести высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов 83
4.1. Структурообразование в высокозастывающих нефтях 83
4.2. Реологические модели высокозастывающих нефтей . 87
4.3. Способы улучшения реологических параметров высокозастывающих нефтей для обеспечения их транспорта. 91
4.3.1. Горячая перекачка 91
4.3.2. Использование разбавителей 92
4.3.3. Гидротранспорт нефти 93
4.3.4. Термообработка 94
4.4. Математическая модель течения неньютоновских нефтей по магистральным трубопроводам 95
Выводы по главе 4 119
Общие выводы 120
Список литературы 122
Приложения. 135
- Система подготовки нефти на Месторождение Белый Тигр
- Исследование кинетики набухания
- Реологические модели высокозастывающих нефтей
- Математическая модель течения неньютоновских нефтей по магистральным трубопроводам
Система подготовки нефти на Месторождение Белый Тигр
На месторождении Белый Тигр подготовка продукции осуществляется на МСП, БК, двух центральных технологических платформах ЦТП-2 и ЦТК-3 и на УБН. На МСП производится двухступенчатая сепарация от газа собственной продукции. На некоторых северных МСП (7, 5, 3, 6, 11) в течение года применялась одноступенчатая сепарация газа в НГС с дальнейшим транспортом продукции в виде газонасыщенной нефти для сепарации второй ступени в БЕ соседней МСП. На БК-1/10, 3, 4, 5, 6 имеется возможность сепарировать продукцию в УПОГ для предварительного отбора газа. УПОГ могут сепарировать до 80-85 % содержащегося в продукции газа, снижая газосодержание нефти до уровня не выше 30 м3/т. В 2013 г. работали УПОГ на БК-1/10 и БК-3, на остальных БК сепарация не производилась в связи с малым объемом добычи. На ЦТК-3 и ЦТП-2 проводится дополнительная сепарация и обезвоживание продукции, поступающей с БК и МСП. Характеристики работы ЦТП-2 и ЦТК-3 в течение 2016 г. приведены на рис. 1.3 – 1.4.
В Таблице. 1.1 показана производительность ЦТП-2 и ЦТК-3 в 2016 г. С максимальной мощностью возможной производительности ЦТП-2 и ЦТК-3 по нефти 15000 т/сут, по воде 12000 т/сут и 14400 т/сут, соответственно, объем подготовленных для продуктов подготавливаемой на ЦТП-2 и ЦТК-3 продукции колебался в 2016 г. в пределах 4000 – 8000 т/cут по нефти, средняя обводненность поступающей продукции составляла 45 % и 46 %, соответственно. Остаточная обводненность нефти после подготовки составляла в среднем 2,1 % и 4,6 % об. cоответственно [8].
В настоящее время на ЦТП-2 одновременно работают, в основном, две линии подготовки. Продукция, подготавливаемая на ЦТП-2, в отличии от ЦТК-3, не подогревается. Необходимая температура подготовки достигается смешением горячей (в основном фонтанной) продукции БК-2 с холодной продукцией северных МСП или других БК. Это позволяет поддерживать температуру подготовки порядка 48-570С. На одну линию поступает продукция БК-1+БК-10, которая смешивается с нефтью скв. 402 БК-2, температура после смешения составляет порядка 53-57 0С. На другую линию поступает продукция МСП-1, 6, 8, БК-7, ThTC-1 (температура 450С) и БК-3 (температура порядка 320С), БК-5 (температура 420С), БК-6 (температура 320С) которые смешиваются с более горячей нефтью БК-2. Температура после смешения составляет порядка 510С.
Соответственно, три ступени сепарации продукции осуществляются при температурах порядка 48-540С. На рис. 1.4 приведены данные по общему количеству подготавливаемой нефти на ЦТП-2 (5000-8000 т/сут) и средней обводненности поступающей продукции (40-55 % об.).
После подготовки на ЦТП-2 нефть откачивается на УБН «ВСП-02» с температурой 51-530С и с обводненностью 0,3-6,0 % об. (см. рис. 1.5).
Высокое содержание воды в подготовленной нефти обусловлено недостаточной температурой подготовки.
Технологическая схема подготовки продукции на ЦТК-3 На ЦТК-3, в основном, работают все три линии подготовки нефти. На линию А поступает продукция месторождения Золотой Тунец с температурой 34-370С. На линии В и С поступает добываемая газлифтным способом низкотемпературная продукция северных МСП-3, 4, 5, 7, 9, 10, 11 и БК-8, 14, 15, 17 (а также высокотемпературная высокообводненная продукция БК-9), общая температура смеси на первой ступени сепарации составляет 40-460С. На рис. 1.5 приведены данные по общему количеству подготавливаемой нефти на ЦТК-3 (5000-8000 т/сут) и средней обводненности поступающей продукции (40-60 % об.)
Далее осуществляется подогрев продукции до 60-670С перед второй ступенью сепарации. После подготовки продукция направляется на УБН «Вьетсовпетро-01». Остаточная обводненность продукции м/р Золотой Тунец и Белый Тигр перед откачкой на УБН «Бави» представлена на рис. 1.7. Можно отметить, что даже при осуществлении подогрева качество подготовки нефти на ЦТК-3 зачастую не удовлетворяет товарной кондиции, т.е. обводненность составляет 1-7 % об (см. рис. 1.6). Причина этого в высокой стабильности эмульсий месторождения Белый Тигр, образующихся при газлифтном способе добычи на северных МСП и значительное содержание мехпримесей в продукции скважин вследствие того, что продукция скважин после бурения, ОПЗ и ГРП не отрабатывается на факел, а поступает в систему сбора.
Исследование кинетики набухания
В процессе исследования кинетики набухания синтезировали и изучали 2 полимера: высокоокисленный атактический и среднеокисленный полипропилен. Анализ присадок производился на основе смеси высокоокисленный атактический и среднеокисленный полипропилен и присадки фирмы BASF в модельном образце – толуоле.
Полученные кривые отображают кинетику процесса набухания.
Использование депрессорных присадок экономически выгоднее сравнительно с другими способами подготовки высокозастывающих нефтей к трубопроводному транспорту.
Осуществленный анализ материала, позволяет сформулировать требования, которым должны соответствовать нефтяные депрессорным присадки наданном этапе своего развития. Они должны быть способны:
уменьшать постоянное напряжение сдвига, эффективную вязкость нефти при температурах приблизительно равных температуре ее застывания, а также температуру застывания, при этом нефть при минимальной температуре перекачки должна иметь ньютоновский характер течения;
обеспечивать постоянство обновленных реологических свойств нефти в течении всего периода ее хранения и перемещения;
сохранять свои эксплуатационные свойства на протяжении длительного хранения и в процессе поставки;
легко дозироваться в поток, что может быть осуществлено, с помощью форсунки и насоса-дозатора, установленных в нефтепроводе;
производиться в промышленных объемах и иметь соответствующую экономическим требованиям трубопроводного транспорта нефти с большое долей содержания парафинов стоимость;
быть способной сосуществовать с другими химическими добавкам и реагентами, которые могут применяться при получении и перевозки нефти с высоким долей парафинов в ней.
Реологические модели высокозастывающих нефтей
Пространственные структуры различной природы в нефтяных системах возникают и развиваются во времени, что приводит к изменению характера течения нефти. Аномалия вязкости, появление предельного напряжения сдвига, а также тиксотропия объясняются структурообразованием.
При температурах, близких к температурам застывания, высокозастывающие нефти и нефтепродукты, могут вести себя как структурированные коагуляционно-тиксотропные системы.
Причиной такого поведения систем является слабое взаимодействие между элементами пространственной структуры через тонкие прослойки жидкой среды. Структурные элементы разрушаются в местах контактов и постепенно восстанавливаются в потоке при переходе к меньшим скоростям сдвига или в покое. Каждому значению скорости сдвига в стационарном потоке соответствует своя равновесная степень разрушения структуры. Кроме того при скоростях сдвига, близких к нулю, наблюдается медленное течение в практически неразрушенной (вовремя восстанавливающейся) структуре с предельно высокой вязкостью 0, а течение в области предельно разрушенной структуры характертзуется наименьшей вязкостью . Область изменения вязкости тиксотропных систем лежит между ньютоновскими значениями вязкостей х 0 и , которые могут различаться на несколько порядков [27]. Поэтому неньютоновское реологическое уравнение состояния не могут точгл описать поведение высокозастывающих нефтей, обладающих переменной вязкостью. Это является основанием для рассмотрения более сложных видов реологических моделей.
Для описания поведения неньютоновских жидкостей используются три вида обобщающих реологических уравнений [43]:
1) Модель Суттерби:
Где - касательное напряжение сдвига; - скорость сдвига ; А, В - константы ; о - структурная ; - разрушенной структурная.
- при А=0 уравнение (4.1) преобразуется в модель Ньютона:
- при А=1 - в модель Пауэлла-Эйринга:
- при А=1 и л со 0 - в модель Прандталя-Эйринга:
2) Модель Метера: іі (т )ао г(Цоо)\
где тм - касательное напряжение сдвига при V\ = (Ло +Лоо);
Из уравнение (4.5)
при (Хо = 2 получается модель Пика-Мак-Лена-Вильямсона:
при а0 = 3 - в модель Рейнера-Филиннова:
при Ti«To - модель Эллиса:
3) Мо ль Бакли-Гершеля :
т=То + Кієп, (4.9)
где То - предельное динамическое напряжение сдвига ;
Кі - консистентность ;
п- индекс течения.
при ю=0 уравнение (4.9) преобразуется в степенной закон Оссвальда:
т= КіЄп (4.10)
при то=0, п=1 - в закон Ньютона:
т= КіЄ (4.11) - при о0, n=1 - в модель Шведова-Бингама:
= о + К1 (4.12)
В настоящее время нет физически достаточно обоснованного критерия выбора того или иного реологического уравнения состояния. За исключением содержащих функцию гиперболического синуса, все модели описывают экпериментальные кривые течения. Теоретическую основу имеет модель Прандля-Эйринга, так как базируется на молекулярных представлениях [18].
Для описания текучести высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов в практической области скоростей сдвига чаще всего применяется линейная модель Шведова-Бингама как наиболее простое реологическое уравнение.
Согласно модели Шведова-Бингама жидкости текут с постоянной ньютоновской вязкостью и обладают жесткой структурой, которая при напряжениях о мгновенно разрушается. Основные трудности в использовании этой модели возникают при определении значения о, так как кривая течения нелинейна в области малых скоростей сдвига. Этой нелинейностью обычно пренебрегают, определяя о как отрезок на оси , отсекаемый прямолинейным участком опытной кривой, т.е. предельное динамическое напряжение сдвига является условной расчетной величиной.
При о применение модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости подразумевает полное обратимое разрушение ее структуры.
Для возобновления течения высокозастывающих нефтей в области температур, близких и ниже температуры их застывания, необходимо создать определенный градиент давления по длине трубопровода. Этому начальному градиенту давления соответствует статическое напряжение (ст), которое характеризует прочность геля, образовавшегося во время остановки перекачки. Величина статического напряжения сдвига тиксотропных нефтяных систем зависит от способа определения, механической предыстории образца, времени упрочннения геля (времени остановки перекачи), скорости наращивания сдвигоиых усилий и температуры. Чаще всего статическое напряжение сдвига определяется на трубопроводном стенде, который позволяет моделировать условия “замороженного” нефтепровода.
Помимо вышензванных реолоических характеристик (о,,ст) высокозастывающих нефтей, для оценки свойств текучести тиксотропных высокозастывающих нефтей часто используют коэффициент эффективной вязкости (эф.). Его формула соответствует вязкости ньютоновской жидкости: эф. = / (4.13)
Эффективная вязкость является мерой разрушения структуры неньютоновской нефти и входит в выражение для числа Рейнольдса. Это одна из самых важных гидравлических характеристик.
Математическая модель течения неньютоновских нефтей по магистральным трубопроводам
Оценка влияния на эффективность и надежность эксплуатации «горячих» нефтепроводов в сложных геотехнических условиях при обработке высокозастывающей нефти депрессорной присадкой может осуществляться либо с помощью экспериментальных исследований, либо при численном моделировании на генеральных математических моделях.
Способ первый маловероятно употребим, так как нуждается в время от времени проведенных активных опытах на функционирующих системах трубопровода.
Второй способ значительно перспективнее, так как дает возможность проводить количественные эксперименты в любых интервалах изменения функциональных параметров работы «горячих» нефтепроводов, подстраивая модели согласно данным диспечера.
Числовой модели «горячего» нефтепровода следует ориентироваться на употребление самых уравнений неизотермического течение нефти по магистральным трубопроводам, которые успешно прошли проверку, принимая во внимание переменности реологических гидродинамических и теплофизических параметров соответственно их длине.
Настоящие методы тепло - гидравлического вычисления трубопроводов для высокопарафинистых нефтей берут за основу проверенные методики вычисления «горячих» трубопроводов, служащих для ньютоновских жидкостей.
На начальных этапах развития этих методов не учитывали взаимосвязь тепловых и гидравлических тепловой и гидравлической особенностей процесса движения жидкости по трубопроводам и осуществляли расчеты раздельно.
Наиболее распространенной формулой для вычисления изменения температуры пропускаемой жидкости в «горячем» трубопроводе остается формула В.Г. Шухова: (4.14) Она была в вычислена по предположению неизменности теплоемкости перекачиваемой нефти Ср, коэффициента теплопередачи К и температуры внешней среды Т0.
Последующее моделирование теплового расчета продвигалось по пути возрастания числа факторов, которые могли оказывать влияние на изменения температуры высокозастывающей нефти в трубопроводе.
В уравнение теплового баланса Л.С. Лейбензон и В.И. Черникин ввели слагаемые, которые учитывают при определении температуры нефти – это диссипация энергии и тепло парафиновых углеводородов, имеющих структуру кристалла.
В результате проведенных опытов было выявлено, что коэффициент теплопередачи K может значительно варьироваться в разных местах всей длины трубопровода.
Расчетные формулы стали применяться повсеместно после выхода в свет работ В.И. Черникина. Этот ученый предложил метод, основанный на работе положили в наличии конструкции потери давления потока, изотермические элементы коррекции с учетом влияния изменения температуры вдоль радиуса трубы r и по его длине а L.
Предложенная М.А. Михеевым используется в качестве расчетной формулы для коэффициента r при ламинарном движении: (4.15)
Первый элемент в Формуле (4.2) описывает увеличение прочности, гидравлического, поэтому движение горизонтального круга, вызванного конвекцией. При режиме турбулентности коэффициент гидравлического сопротивления равен его значению для изотермического потока, а коэффициент r близок к единице.
Проблема гидравлических сопротивлений в потоке неизотермического вязкопластического и нелинейно вязкопластичной нефти была решена с помощью этого метода.
Численная модель гидравлических расчетов тепловых трубопроводов тока уравнение для экономии материала, энергии и количества движения окружающей среды, с учетом особенностей теплообмена нефти в окружающую среду при транспортировке по трубопроводу.
Степень подробности модели выявляется требованиями к правдивости результатов, целями работы, возможностями математических методов и в высокой степени погрешностью и недетерминированностью начальной информации.
В каждом отдельно взятом случае находим общие принципиальные моменты и векторные допущения, хотя есть потребность в индивидуальной оценки данной модели.
Перемещение горячего нефти в трубе - это физический процесс передачи материалов и энергии, в котором распределение скорости и температуры являются взаимосвязанными : стенками тепловой изоляции, трубопроводом, окружающим трубопровод грунтом или водой и соседними атмосферными слоями. Это говорит о том, что числовая модель должна быть выражена системой уравнений тепломассопереноса в потоке жидкости и внешней среде, дополненной граничными условиями, условиями сопряжения и зависимостями реологических и физических характеристик жидкости от параметров состояния (давления и температуры). Как правило, мы можем выделить группу уравнений отражают тепла и массы в потоке жидкости (внутренние проблемы) и во внешней среде (внешние задачи), в рамках единой системы как таковой.
При постановке внешней задачи принимается во внимание то, что транспортировка тепла через стенку трубопровода осуществляется за счет теплопроводности. Механизм теплопередачи подобное также характерно для изоляции, если изоляция гарантируется. Определяя теплофизические характеристики металла трубы и теплоизоляции для средних расчетных температурных условий допускается применять взятые за постоянные. Допускается также не брать во внимание тепловую изоляцию вдоль трубопровода и тепловые потоки в трубе , потому как они так незначительны, что их можно игнорировать.
Процесс теплообмена в грунте, представляют собой распределенные системы, которые формируются под влиянием теплопроводности следующие проводимостей: конвекционной, кондуктивной, радиационной и массообменной. Учет всех факторов, которые определяют передачу тепла в грунт, приводит к системе различных уравнений молекулярной теплопроводности, конвекционного и радиационного и массового теплообменов.
Для надземных и подводных трубопроводов внешняя задача состоит из уравнения переноса энергии и импульса в самом близком водном или воздушном массиве при условиях соответствия на границе теплового влияния трубопровода.
Однако при решении большинства технических миссия, система дифференциальных уравнений одним из способов является использование линии описание, масло, неизотермической, в особенности в отношении обмена термического потока и среды вокруг, создавая тепло, трение, и кристаллических углеводородов парафина. [108]