Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ применяемых в мировой практике способов транспортировки аномальных нефтей и опыта применения депрессорных и ингибирующих присадок 9
1.1 Способы транспортировки высоковязких и высокопарафинистых нефтей 9
12 Депрессорная технология транспортировки парафинистых нефтей 18
1.3 Применение депрессорных присадок для улучшения реологических свойств западноказахстанских нефтей 28
1.4 Применение противотурбулентных присадок при транспортировке нефтей и нефтепродуктов 31
1.5 Выбор направления исследований 37
2 Характеристика объектов исследования и методы проведения экспериментов 40
2.1 Характеристика объектов исследования 40
2.1.1 Техническая характеристика магистрального нефтепровода Узень-Атырау-Самара 40
2.1.2 Техническая характеристика участка нефтепровода Кумколь-Каракоин-Шымкент 49
2.1.3 Исследованные нефти и нефтесмеси 51
2.2 Методы определения физико-химических характеристик нефтей 53
2.3 Методика проведения экспериментов на лабораторном стенде «Модельный трубопровод» 56
3 Разработка депрессорной технологии транспортировки западноказахстанских нефтей по нефтепроводу Узень-Атырау-Самара 59
3.1 Выбор эффективных присадок для бузачи-мангышлакской нефтесмеси 59
3.2 Выбор оптимальной концентрации присадок для улучшения реологических свойств бузачи-мангышлакской нефтесмеси 63
3.3 Определение продолжительности действия присадок Danox PSPERSE-501, R-140 и АР-174 на нефтесмеси Бузачи-Мангышлак 72
3.4 Исследование механизма действия присадок и термообработки 90
3.5 Испытания действия термообработки и присадок на лабораторном стенде «Модельный трубопровод» 93
4 Опытно-промышленные испытания прнсадкок Прошинор АР-174 и ДМН-2005 при транспортировке кумкольско-акшабулакской нефтесмеси по магистральному нефтепроводу Кумколь-Каракоин-Шымкент 105
4.1 Сравнительные испытания действия присадок Прошинор АР-174
и ДМН-2005 на реологические характеристики кумкольско-акшабулакской нефтесмеси в лабораторных и промысловых условиях 106
4.1.1 Анализ асфальтосмолистых и парафинистых отложений на стенках трубопровода и резервуаров 110
4.1.2 Анализ изменения реологических характеристик нефти в условиях лабораторных и опытно-промышленных испытаний 113
4.2 Определение стационарных и пусковых режимов работы нефтепровода по результатам ОПИ и прогноз на зимний период 123
4.3 Оценка эффективности присадок Прошинор АР-174 и ДМН-2005 при транспортировке кумкольско-акшабулакской нефтесмеси
по магистральному нефтепроводу Кумколь-Каракоин-Шымкент 124
5 Оптимизация технологии применения противотурбулеитной присадки FLO-XL на казахстанском участке нефтепровода Узень-Атырау-Самара 129
5.1 Изучение физико-химических характеристик транспортируемой западноказахстанской нефтесмеси в ходе лабораторных и опытно-промышленных испытаний 130
5.2 Определение гидравлической эффективности противотурбулентной присадки FLO-XL 139
5.3 Экономический анализ технологического процесса перекачки нефти с применением противотурбулентной присадки FLO-XL
на нефтепроводе Узень-Атырау-Самара (участок Атырау-Самара) 146
Основные выводы 155
Список использованных источников
- Депрессорная технология транспортировки парафинистых нефтей
- Техническая характеристика участка нефтепровода Кумколь-Каракоин-Шымкент
- Выбор оптимальной концентрации присадок для улучшения реологических свойств бузачи-мангышлакской нефтесмеси
- Анализ асфальтосмолистых и парафинистых отложений на стенках трубопровода и резервуаров
Введение к работе
Нефтяная отрасль Казахстана переживает период активного роста. Объем добычи и транспортировки нефти в 2003 г. по сравнению с 1993 г. увеличился с 23 до 52 млн тонн. К 2015 г. в Казахстане планируется добыть 150 млн тонн нефти. При этом в последнее время наметилась устойчивая тенденция к увеличению объемов добычи и транспортировки так называемых «аномальных» нефтей с высоким содержанием парафина, которые имеют высокие температуры застывания и, соответственно, аномальные реологические свойства (кривые течения нефти не подчиняются закону Ньютона) в нормальных условиях. Перекачка высо-копарафинистых нефтей (ВПН) по магистральным нефтепроводам (МН) и транспортировка их в цистернах и танкерами затруднены, так как при температурах окружающей среды они обладают аномальной вязкостью и статическим напряжением сдвига, а также склонны к формированию ас-фальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности труб, резервуаров, цистерн и другого оборудования.
Основными экспортными нефтепроводами для перекачки высоковязких и высокопарафинистых нефтей Казахстана в настоящее время являются МН Узень-Атырау-Самара и Кумколь-Каракоин-Шымкент. Отгрузка в КТК маловязкой низкозастывающей тенгизской нефти и прекращение поставок низкозастывающей западносибирской нефти в нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент существенно ограничили возможности применения метода смешения с маловязкими разбавителями на МН Узень-Атырау-Самара и Кумколь-Каракоин-Шымкент.
Применение депрессорной технологии для перекачки кумкольско-акшабулакской нефтесмеси в холодное время года на нефтепроводе Кумколь-Каракоин-Шымкент с использованием присадки ДМН-2005 фирмы «Депран» было удачным техническим решением, реализованным в 1998 году, когда прекратились поставки западносибирской нефти. Однако низкая эффективность присадки ДМН-2005, нестабильность перекачиваемых объемов и увеличение доли высокозастывающей акшабу-лакской нефти в составе нефтесмеси привели к проблемам при транспортировке на участке Кумколь-Каракоин-Шымкент и сделали невоз-
можным перекачку в северном направлении Кар акоин-Барсенгир-Атасу. Круглогодичная транспортировка в северном направлении в последнее время становится особенно актуальной в связи с включением участка Каракоин-Барсенгир-Атасу в состав строящегося экспортного нефтепровода Западный Казахстан-Китай.
Для МН Узень-Атырау-Самара, введенного в эксплуатацию в 1970-74 гг., основные проблемы при обеспечении транспортировки высоковязких высокопарафннистых западноказахстанских нефтей связаны с эксплуатацией устаревшего оборудования (труб, печей подогрева нефти, насосных агрегатов, резервуаров и т.д.), а также с ростом цен на газ, используемый печами, нестабильностью состава нефтесмеси и объемов перекачки. Последние две причины взаимосвязаны и обусловлены нестабильностью поставок нефти грузоотправителями и отсутствием баз смешения на НПС «Узень» и «Атырау», с помощью которых можно обеспечить возможность оперативного регулирования состава нефтесмеси для безопасной и эффективной работы нефтепровода.
Проблемы транспорта, связанные с эксплуатацией устаревшего оборудования, могут быть кардинально решены только путем его замены на новое оборудование. Однако данное решение требует больших капитальных затрат и трудно реализуемо в короткий промежуток времени.
Таким образом, для решения задачи АО «КазТрансОйл» по увеличению объема перекачки высоковязких высокопарафинистых нефтей Казахстана необходимы разработка новых и оптимизация применяемых технологий транспортировки нефтей с учетом их реологических свойств и эксплуатационных характеристик нефтепроводов.
Цель работы - разработка перспективных технологий транспортировки высокозастывающих парафинистых нефтей по магистральным нефтепроводам с использованием новых депрессорных и противотурбулент-ных присадок (ПТП).
Основные задачи исследования
Анализ реологических характеристик кумколь-акшабулакской нефтесмеси и исследование при ее транспорте по трубопроводу Кумколь -Каракоин- Шымкент механизма образования АСПО.
Разработка теоретических и экспериментальных основ применения депрессорных присадок при магистральном транспорте высокозасты-вающих парафинистых нефтесмесей Западного Казахстана.
Разработка депрессорной технологии транспорта западноказах-станской нефтесмеси по магистральному трубопроводу Кумколь - Каракоин- Шымкент.
Создание научно-методической базы для решения технологических и технико-экономических вопросов транспорта нефти с использованием противотурбулентной присадки.
Усовершенствование технологии горячей перекачки западноказах-станской нефтесмеси на участке нефтепровода Узень - Атырау - Самара.
Методы решения поставленных задач - экспериментальные лабораторные и промышленные исследования, методы математической статистики в области тепломассообмена и гидродинамики течения реологически сложных жидкостей.
Научная новизна:
установлен механизм парафиноотложения кумколь-акшабулакской нефтесмеси при ее транспортировке по трубопроводу Кумколь - Каракоин- Шымкент;
создан лабораторный стенд «Модельный трубопровод», предназначенный для определения статического и динамического напряжений сдвига в режимах, моделирующих реальные трубопроводы;
разработаны теоретические и экспериментальные основы технологии применения депрессорных присадок на магистральном трубопроводе Кумколь - Каракоин- Шымкент;
получена функциональная зависимость параметров гидравлической эффективности от концентрации противотурбулентной присадки на нефтепроводе Узень - Атырау - Самара.
На защиту выносятся результаты экспериментальных лабораторных и промысловых исследований, теоретические обобщения и практические рекомендации по транспортировке высокопарафинистых нефтесме-сей по магистральным нефтепроводам Кумколь-Каракоин-Шымкент и Узень-Атырау-Самара в осложненных условиях эксплуатации.
Достоверность и степень обоснованности полученных результатов
Результаты, представленные в диссертации, получены на основе большого числа экспериментов с применением современных приборов, которые обеспечивают высокую точность измерения и автоматическую обработку данных. Выводы и рекомендации подтверждены экспериментальными данными, полученными в условиях лабораторных и опытно-промышленных испытаний, и они не противоречат общепринятым научным представлениям, одобрены на международных конференциях.
Связь с научно-исследовательскими государственными и международными программами. Основные результаты, включенные в диссертацию, получены при выполнении научных программ АО «КазТран-сОйл» за 2001-2003 гг. по темам: «Комплексные исследования по улучшению реологических свойств западноказахстанских нефтей и нефтесмесей, транспортируемых по МН Узень-Атырау-Самара с использованием проти-вотурбулентных и депрессорных присадок»; «Комплексные исследования по изучению реологических свойств и процессов выпадения парафинов, асфальтосмолистых веществ при перекачке смеси нефтей группы кумколь-ских месторождений по нефтепроводу Кумколь-Каракоин-Шымкент с применением депрессорнои присадки «Прошинор АР-174» фирмы «Ато-фина-Сека»; «Опытно-промышленные испытания депрессорнои присадки АР-174 на участке нефтепровода Кумколь-Каракоин-Шымкент. Исследование парафиноотложений, вытесненных из трубопровода в процессе проведения ОПИ на участке Кумколь-Каракоин-Шымкент МН Павлодар-Шымкент»; «Исследование гидравлической и технико-экономической эффективности ПТП FLO-XL при транспортировке нефтесмесей по МН Узень-Атырау-Самара (участок Атырау-Самара)».
Практическая ценность результатов работы
В качестве эффективного депрессанта и ингибитора парафиноотло-жений рекомендована для промышленного применения на всем протяжении МН Кумколь-Каракоин-Шымкент присадка АР-174, позволяющая надежно и экологически безопасно транспортировать кумколь-акшабулакскую нефтесмесь в холодный период года.
Усовершенствована технология горячей перекачки нефтесмеси на участке МН Атырау-Самара путем оптимизации дозировки ПТП FLO-XL в зависимости от состава нефтесмеси и производительности нефтепровода. Применение присадки позволяет увеличить пропускную способность нефтепровода с 12,5 до 16,5 млн т/год; снизить удельные энергозатраты на 10 % и более; получить экономический эффект в размере 28,4 млн долларов в год.
Решение указанных проблем позволяет существенно снизить эксплуатационные затраты на транспортировку нефти, увеличить производительность оборудования и за счет этого добиться повышения технико-экономических показателей работы и прибыли АО «КазТрансОйл».
Апробация работы и публикации
Результаты работы доложены на конференции «Наука -производству. Развитие прикладных исследований и внедрение их в производство в современных условиях. Экономика и опыт, практика и управление», Алматы, 2003; на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России, Уфа, 2003; на 14th International Conference «New Methods and Technologies in Petroleum Geology, Drilling and Reservoir Engineering», Cracow, Poland, 2003; Международном семинаре «Техническое обеспечение функционирования промысловых и магистральных трубопроводов в ТЭК», Алматы, 2004.
По материалам диссертации опубликовано 7 работ, получен патент.
Депрессорная технология транспортировки парафинистых нефтей
Исследования, проведенные в области транспортировки высокопа-рафинистых нефтей и тяжелых нефтепродуктов как в нашей стране, так и за рубежом, выявили возможность использования для улучшения транспорта веществ-стимуляторов потока, так называемых депрессорных присадок. Депрессорные присадки к нефтям представляют собой нефтераство-римые синтетические полимерные продукты, которые при введении их в небольших количествах в нефть с повышенным содержанием парафина способны существенно изменять ее реологические свойства, особенно вязкость и напряжение сдвига [26]. Введение присадки существенно изменяет процесс кристаллизации в парафинистых нефтях. Это выражается в повышении степени дисперсности, изменении формы и уменьшении слипаемо-сти парафиновых кристаллов. Улучшение реологических свойств нефти под влиянием присадки позволяет решить практические задачи трубопроводного транспорта: снижает энергозатраты на перекачку, способствует увеличению производительности нефтепроводов, гарантирует надежность пуска нефтепровода после длительных остановок, а также снижает отложения парафина на стенках трубопровода и в резервуарах и т.д. Основным же достоинством применения присадок является стабильность улучшения реологических свойств нефти на всем пути движения от забоя скважины до НПЗ даже в сложных природно-климатических условиях [27].
Впервые депрессорная присадка на основе парафина и нафталина была синтезирована в 1931 году и получила название «Парафлоу». В СССР аналогичная присадка была разработана в 1940 году и получила название «АзНИИ». В 1937 году была синтезирована первая полимерная присадка путем полимеризации алкилметакрилата, получившая наименование «Ак-рилоид». С тех пор началось использование высокомолекулярных соединений в качестве депрессантов к маслам и топливам [28].
Первыми полимерными присадками, которые успешно прошли лабораторные, а затем и опытно-промышленные испытания в 1969-1970 гг., были зарубежные стимуляторы потока группы «Paramins» фирмы «Esso Research» (Paradyne 70, ECA 4242, ECA 5217, ECA 5234). Эти присадки были использованы западноевропейскими фирмами для транспорта высо копарафинистых нефтей на нефтепроводах Роттердам-Рейн (L = 236 км), «Иль-де-Франс» (L = 150 км), Финнарт-Гринжемаут (L = 92 км) [29].
Фирмой «Shell Research BV» были разработаны депрессанты марки Swim, которые прошли лабораторные и промышленные испытания [29]. По трубопроводу Роттердам-Рейн была прокачана нефть Ливии, обработанная присадкой Swim-5. В 1978 году фирма «Shell» совместно с фирмой ОНГК (Индия) успешно провела лабораторные и промышленные испытания морского трубопровода Бомбей - Хай-Юран диаметром 750 мм и протяженностью 203 км для перекачки нефти, обработанной присадками Swim. При включении насосов после остановки трубопровода на 10 дней был осуществлен быстрый пуск его в работу. При этом после обработки наблюдалось существенное снижение температуры застывания, пластической вязкости и предела текучести нефти.
Для транспортировки парафинистых нефтей, добываемых на месторождениях Белый Тигр и Дракон шельфа на юге СРВ, по внутрипромысло-вым нефтепроводам разработана депрессорная технология с применением присадки Сепафлюкс ES 3266. Трубопроводы диаметрами 219, 325 и 426 мм не имеют тепловой изоляции и эксплуатируются в основном при температуре ниже температуры плавления парафинов и температуры застывания нефти. В центральной части потока средняя температура перекачиваемой нефти выше, а на стенке трубы незначительно отличается от температуры морской воды. При этих условиях на внутренней поверхности трубопровода образуются АСПО. Обнаруженные АСПО отличаются от перекачиваемой нефти повышенным содержанием парафинов с высокой температурой плавления. Исследования реологических свойств АСПО показали, что при температуре выше 82 С они ведут себя как ньютоновские жидкости с динамической вязкостью цд= 10-15 мПа-с. При снижении температуры происходит переход к неньютоновскому течению. Пластическая вязкость цпл = 928 мПас при температуре 71 С, динамическое напряжение сдвига тд порядка сотен паскаль, статическое напряжение сдвига то= 330 Па. Нефти рассматриваемых месторождений при температуре выше 38 С являются ньютоновскими жидкостями, ниже 38 С они приобретают тиксотропные свойства. Течение нефтей аппроксимируется моделью Бингама. Применение депрессатора Сепафлюкс ES 3266 позволило резко улучшить параметры перекачиваемой нефти, особенно в области низких температур. Пластическая вязкость при этом снизилась более чем в 7 раз, динамическое напряжение сдвига - более чем в 10 раз, а начальное напряжение сдвига - более чем в 20 раз. Присадку предполагается вводить при температуре 80 С. В 1995 г. были проведены промысловые испытания по перекачке нефти с использованием нового депрессатора А-4115, который обладает высокой эффективностью при относительно низкой температуре обработки, что позволяет отказаться от дополнительного нагрева нефти. Разработан технологический процесс пуска в эксплуатацию внутрипромы-слового трубопровода длиной 17,5 км [30, 31].
Первый отечественный полимерный депрессатор ДН-1, представляющий собой сополимер на основе сложных эфиров акриловой и метак-риловой кислот и высших насыщенных спиртов, был создан НИОХ СО АН СССР совместно с ВНИИСПТнефть. В 1976 г. после успешных испытаний депрессатор был рекомендован к промышленному производству. Себестоимость депрессатора, по расчетам ВНИИПАВ, составляла 800 руб/т [10]. Депрессорная присадка ДН-1 существенно улучшает реологические свойства мангышлакской и возейской нефтей, позволяет вести перекачку высокопарафинистых нефтей при более низких температурах, значительно повышает надежность пуска нефтепровода после длительных остановок перекачки [32].
В МИНХиГП им. Губкина совместно с ВНИИНП синтезировали присадку ВЭС-503, которая представляет собой 20 %-ный раствор в дизельном топливе терполимера этилена с винилацетатом (37 %) и малеино-вым ангидридом (0,5 %) [33]. Испытания присадки, проведенные на нефтепроводе Уса-Ухта-Ярославль при транспортировке нефти Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, показали, что напряжение сдвига нефти с присадкой снизилось в 10-15 раз, вязкость — в 2-3 раза. Получено увеличение производительности нефтепровода на участке Уса-Ухта в 1,23 раза, на участке Ухта-Ярославль - в 1,3 раза. Эту присадку было рекомендовано применять при содержании парафиновых углеводородов до 10 %.
Техническая характеристика участка нефтепровода Кумколь-Каракоин-Шымкент
МН «Кумколь-Каракоин» (рисунок 2) предназначен для транспортировки нефти группы Кумкольских месторождений до нефтепровода Павлодар - Шымкент. Общая протяженность трассы составляет 198,9 км. Нефтепровод выполнен в двухниточном исполнении (одна нитка диаметром 530 мм и одна - 720 мм) для перекачки высокозастывающей кумкольской нефти. Для транспортировки кумкольской нефти без ее попутного подогрева предусматривалась подача западносибирской нефти с НПС «Каракоин» на НПС «Кумколь» по трубопроводу диаметром 530 мм, где производятся смешение ее с кумкольской нефтью и обратная перекачка полученной смеси на ГНПС «Каракоин» по нефтепроводу диаметром 720 мм. Проектная производительность нефтепровода -8 млн т/год.
В настоящее время, в связи с прекращением поставки западносибирской нефти, по нефтепроводу транспортируется чистая кумкольская нефть с применением депрессорной технологии. В работе задействован нефтепровод диаметром 720 мм, а нефтепровод диаметром 530 мм заполнен западносибирской нефтью и выведен в резерв.
На нефтепроводе построены две нефтеперекачивающие станции.
НПС «Кумколь» с магистральными насосами ЦНС 300-540 (3 шт.), ЦНС 300-480 (2 шт.), ЦНС 180-425 (2 шт.). НПС расположена на территории цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) АО «ХаррикейнКум-кольМунай».
НПС «Кара ко и и-2» с магистральными насосами НМ 1250-260 (4 шт.) и подпорными насосами НПВ 3600-90 (2 шт.), НПВ 1250-60 (2 шт.) имеет общую территорию с ГНПС «Каракоин» нефтепровода Павлодар-Шымкент и входит в его состав.
МН Павлодар - Шымкент построен в 1983 году. Предназначен для транспортировки нефти Западной Сибири на нефтеперерабатыващие заводы в Шымкенте, Чарджоу, Фергане. Является продолжением нефтепровода Омск - Павлодар. Общая протяженность трассы - 1636 км. Диаметр нефтепровода - 820 мм. На нефтепроводе построено 11 НПС, в том числе 7 промежуточных и 4 головных (Павлодар, Атасу, Каракоин,
Шолак-Курган). Проектная производительность нефтепровода 22 млн т/год (при 13 НПС), фактически достигнутая пропускная способность - 16 млн т/год.
ГНПС «Павлодар» одновременно является конечным пунктом нефтепровода Омск-Павлодар. На территории НПС расположен резервуарный парк на 160 000 м3 нефти.
НПС «Экибастуз» находится на 145 км нефтепровода. Расположен в 10 км севернее г. Экибастуз, в 0,2 км от автодороги Павлодар-Астана на территории Аксуского района Павлодарской области. Введена в эксплуатацию в 1988 году.
НПС «Степное» находится на 292 км нефтепровода, введена в эксплуатацию в 1984 году. Строительство объекта выполнено ПО «Бухара-ГазПромстрой».
НПС «Трудовое» расположена на 408 км нефтепровода на территории Осакаровского района Карагандинской области, построена в 1983 году.
НПС «Сарепта» находится на 540 км нефтепровода, расположена на 1,5 км восточнее села Сарепта Абайского района Карагандинской области. Сдана в эксплуатацию в 1990 году.
ГНПС «Атасу» находится на 680 км трассы нефтепровода, построена и сдана в эксплуатацию в 1988 году на землях Жана-Аркинского района Карагандинской области. Имеет 2 резервуара РВСП 20 000. На территории НПС в 2000 году построена железнодорожная нефтеналивная эстакада на 20 стояков.
НПС «Барсенгир» расположена на 947 км нефтепровода, построена в 1991 году на территории Улутауского района Карагандинской области.
ГНПС «Каракоин» находится на 1107 км нефтепровода, имеет 4 резервуара РВСП 20 000, построена в 1984 году на территории Улутауского района Карагандинской области.
НПС «Жуан-Тобе» построена в 1991 году на территории Сузакского района Южно-Казахстанской области и расположена на 1285 км нефтепровода.
НПС «Созак» находится на 1365 км нефтепровода и построена в 1984 году в 1,5 км восточнее села Созак.
ГНПС «Шолак-Курган» находится на 1435 км нефтепровода, имеет 2 резервуара РВСП 20 000. Построена в 1983 году.
Приемосдаточный пункт (ПСП) «Шымкент» является конечной точкой нефтепровода (1636 км) и расположен рядом с территорией завода «ІШЮС». Имеет 4 резервуара РВСП 20 000.
Для исследования были отобраны следующие смеси и нефтесмеси: - нефти месторождений: Каламкас, Арман, Северный Бузачи, Кара жанбас, Дунга, Жетыбай, Узень, Каракудук, Прорва, Кара-Арна, Косчагыл, Кисимбай, Карсак, Орысказган, Елемес, Боранколь, Кырыкмылтык, Али бекмола, Жанажол, Кенкияк, Кумколь, Акшабулак; - бузачи-мангышлакская нефтесмесь, закачиваемая на ГНПС «Узень»; - мангышлакская нефтесмесь (Узень-Жетыбай, 5:1), приготовленная из рассчитанных объемов нефтей месторождений Узень (проба от 31.01.2003 г., месторождение «Узень») и Жетыбай (проба от 01.02.2003 г.); - бузачи-мангышлакские нефтесмеси (10-90 и 20-80 % вес.), приготовленные из рассчитанных объемов нефтей Бузачинских и Мангышлак-ских месторождений (Каламкас, Сев. Бузачи, Арман, Каражанбас, Дунга, Узень, Жетыбай); - нефтесмесь Кумколь-Акшабулак (89-11 % вес.), перекачиваемая по нефтепроводу Кумколь-Каракоин-Шымкент.
В качестве присадок использовали присадки «Прошинор АР-174» фирмы «Атофина Сека» (Франция), R-140 фирмы «bifineum» (Великобритания), Danox-001 (КАО), Danox PSPERSE-501 (КАО) фирмы Мицуи, ДМН-2005 фирмы «Депран». Характеристики присадок соответствовали паспортным данным.
Выбор оптимальной концентрации присадок для улучшения реологических свойств бузачи-мангышлакской нефтесмеси
Для выбора оптимальной и эффективной концентрации присадок проведено исследование действия присадок АР-174, R-140, Danox PSPERSE-501 на реологические свойства бузачи-мангьпплакской несфтес-меси состава 35:65 (вес. %), закачиваемой на ГНПС «Узенъ», а также неф-тесмесей составов 20:80 и 10:90 (вес. %), которые также транспортируют на участке нефтепровода Узень-Атырау. Дяя исследуемых присадок определена оптимальная концентрация, при которой они эффективно понижают такие параметры нефти, как температура потери текучести, кинематическая и эффективная вязкость.
Результаты исследования изменения кинематической вязкости и температуры потери текучести нефтесмеси с ГНПС «Узень) в отсутствии и в присутствии присадок представлены в таблице 8 и на рисунках 8 - 10.
Из приведенных данных следует, что испытанные присадки понижают кинематическую вязкость нефтесмеси при высоких концентрациях (400 г/т). Однако, анализируя представленные кривые, необходимо отметить, что кинематические вязкости термообработанной нефтесмеси и нефтесмеси с присадками отличаются незначительно. Максимальная разница (10 мм /с при 30 С) наблюдается в присутствии присадки АР-174 при концентрации 400 г/т.
По эффективности понижения ТПТ нефтесмеси исследуемые присадки отличаются друг от друга. Эффективными присадками, введение которых понижает ТПТ до 0 С, являются АР-174 и R-140. Так, при оптимальной рабочей концентрации присадок 200 г/т депрессия составляет 27 С. Однако наибольшая депрессия (36 и 39 С) наблюдается в присутствии присадки Danox PSPERSE-501 с концентрацией 300 и 400 г/т соответственно. При этом ТПТ понижается до минус 9 и минус 12 С.
Температурная зависимость напряжения сдвига нефтесмеси Бузачи-Мантышлак состава 35:65 (вес. %) в отсутствии и присутствии присадок при оптимальных концентрациях (скорость сдвига 5 с"} Из приведенных рисунков видно, что исследуемые присадки наиболее эффективно действуют на напряжение сдвига при концентрации 300 г/т.
В соответствии с полученными результатами были определены оптимальные концентрации присадок, эффективно понижающие напряжение сдвига нефтесмеси. Сравнительные данные приведены на рисунке 14. Из данного графика видно, что максимальное понижение напряже ния сдвига наблюдается для Danox PSPERSE-501 при концентрации ф 300 г/т. Так, введение данного реагента приводит к понижению напря жения сдвига (при О С) с 75 (для нефтесмеси без присадки) до 5 Па. Среди других присадок можно выделить АР-174 и R-140 (с концентрацией 300 г/т), которые тоже значительно уменьшают напряжение сдвига по сравнению с необработанной бузачи-мангышлакской нефтесмесью. Другие реагенты оказывают незначительное влияние на напряжение сдвига.
Закономерности по действию присадок на поведение бузачи-мангышлакской нефтесмеси состава 35:65 (вес. %) сохраняются и для нефтесмесей составов 20:80 и 10:90 (вес.%). Это иллюстрируется рисун-ками 15 и 16.
Температурные зависимости напряжения сдвига бузачи-мангышлакской нефтесмеси (10:90 % вес.) в отсутствии и присутствии присадок, взятых в оптимальных концентрациях (скорость сдвига 5 с"1) Наблюдаемое после введения присадки понижение вязкости и на- . пряжения сдвига нефти также является следствием того, что реагент выполняет роль модификатора парафинов. Так, присадка, введенная при температуре выше температуры начала кристаллизации парафинов, растворяется в нефтесмеси и по мере ее охлаждения образует с парафинами смешанные кристаллы с измененными размерами и формой, что понижает температуру формирования сплопшой сетчатой структуры в нефтесмеси [49].
Эффективность присадок как ингибиторов АСПО оценивают по снижению количества отложений из нефти на поверхности «холодного стержня» в условиях, имитирующих условия парафиноотложения на поверхности эксплуатируемого оборудования. Образование парафиновых отложений определяется дисперсией парафинов, размерами ассоциатов парафинов и асфальтенов в нефти, влияющими на процесс их когезии. Методом «холодного стержня» было изучено ингибирующее действие присадок на выделение АСПО [76, 77] из нефтесмеси различного состава. Результаты представлены в таблице 9 и на рисунках 17 и 18.
Гистограмма степени ингибирования выделения АСПО различными присадками для бузачи-мангышлакской нефтесмеси (10:90 вес. %) Из представленных данных видно, что наибольшее ингибирование АСПО наблюдается при обработке нефтесмеси присадками АР-174 (200 г/т) и Danox PSPERSE-501 (300 г/т). Общая масса выделившихся АСПО уменьшается в 3,6 раза, а степень ингибирования АСПО составляет 71,7-72,0 % для присадки АР-174 и 72,2-80,0 % - для Danox PSPERSE-501. Полученные результаты позволяют рекомендовать данные реагенты в качестве ингибиторов АСПО бузачи-мангышлакской нефтесмеси.
Таким образом, результаты проведенных исследований действия присадок на бузачи-мангышлакские нефтесмеси показывают, что наибольшая эффективность присадки Danox PSPERSE-501 наблюдается при дозе 300 г/т. Обработка в этих условиях приводит к понижению ТПТ нефтесмеси до минус 9 С (состав 35:65 вес. %) и 15 С (состав 10:90 вес. %). Напряжение сдвига при 0 С понижается до 5 Па, а степень ингибирования выпадения АСПО достигает 72,2-80,0 %. С понижением доли буза-чинских нефтей увеличивается относительная эффективность присадки R-140 при 100 г/т.
Анализ асфальтосмолистых и парафинистых отложений на стенках трубопровода и резервуаров
Эффективность присадок-ингибиторов выделения АСПО обычно оценивают по снижению количества отложений из нефти на поверхности «холодного стержня» в условиях, имитирующих условия отложения на поверхности эксплуатируемого оборудования. Образование АСПО определяется дисперсией парафинов, размерами ассоциатов парафинов и асфальте-нов в нефти, влияющими на процесс их когезии [81]. Ранее было показано, что масса выделяемых на холодной поверхности АСПО не постоянна. Ее значения стабилизируются приблизительно через 3-4 часа после начала эксперимента.
В ходе лабораторных исследований методом «холодного стержня» была изучена ингибирующая активность присадок Прошинор АР-174 и ДМН-2005. Результаты проведенных исследований представлены в таблице 17.
Из данных таблицы 17 видно, что при обработке нефтесмеси присадкой АР-174 наблюдается уменьшение общей массы АСПО в 1,7-4,5 раза (степень ингибирования АСПО составляет соответственно 40,0-78,2 %). Это свидетельствует о том, что присадка АР-174 может быть рекомендована в качестве ингибитора АСПО при транспортировке нефтесмеси Кум-коль-Акшабулак. Наилучшие результаты ингибирования получены при концентрации присадки 100 г/т. Ингибирующая активность присадки ДМН-2005 при концентрации 100 г/т более чем в 2 раза ниже, чем АР-174.
После отделения от механических примесей АСПО, выделенные на «холодном стержне», были разделены на составные компоненты - парафины, смолы и асфальтены - по ГОСТ 11858-66 и ГОСТ 11851-85. АСПО, выделенные при температуре 20 С без присадки, содержат: парафинов -32 вес. %; смол - 46 вес. %, асфальтенов — 22 вес. %. Нефтесмесь Кумколь-Акшабулак (89:11 вес. %) содержит 12,7 вес. % парафинов; 8,2 вес. % смол и 2, 8 вес.% асфальтенов, что в пересчете на твердые компоненты составляет соответственно 53,6, 34,6 и 11,8 вес. %. По сравнению с нефтесмесью в АСПО (без присадки) понижается содержание парафинов, но увеличивается доля асфальтенов и смол. Следовательно, нефть, оставшаяся после выделения АСПО, заметно обедняется асфальтенами (с 2,8 вес. % в исходной смеси, до 0,6 вес. % в нефтесмеси после выделения АСПО) и смолами (с 8,2 до 3,6 вес. %), в то время как доля парафинов понижается незначительно (с 12,7 до 9,5 вес. %). Асфальтены являются природными стабилизаторами нефти, поэтому снижение их доли в нефти будет понижать ее стабильность и, соответственно, увеличивать температуру потери текучести. Действительно, как было показано в ходе экспериментов, после выделения АСПО величина ТПТ нефти возрастает от 9 (для исходной нефтесмеси, не обработанной присадкой) до 12.. Л 5 С.
Для тех же условий у нефтесмеси, обработанной присадкой АР-174 (100 г/т), состав АСПО по сравнению с исходной нефтью изменяется сильнее (парафинов - 13 вес. %; смол - 32 вес. %, асфальтенов - 55 вес. %). Следовательно, введение присадки способствует выделению асфальтенов из нефти. Другими словами присадка конкурирует с асфальтенами в стабилизации коллоидной структуры нефтяной дисперсии. При этом, однако, состав оставшейся нефти по сравкеїіию с исходной (до выделения АСПО) изменяется не так заметно (асфальтенов с 2,8 до 1,6 вес.%, смол с 8,2 до 7,5 вес. % и парафинов с 12,7 12,4 вес. %). В этом случае ТПТ увеличивается от минус 3 до О С.
Таким образом, в результате лабораторных исследований установлено, что состав АСПО существенно отличается от состава нефти в сторону повышения доли асфальтенов и смол. Выделение АСПО повышает ТПТ оставшейся нефти как в отсутствии, так и в присутствии присадки; обработка нефти присадкой АР-174 ингибирует выделение АСПО и обеспечивает сохранение соотношения в нефти смол и парафинов.
Полученные лабораторные данные позволяют объяснить противоречивые, на первый взгляд, результаты по изменению ТПТ образцов нефти, которые получены в ходе опытно-промышленных испытаний присадок GY-3, ДМН-2005 и АР-174. Как видно из рисунка 47, температура потери текучести образцов нефти повышается по мере транспортировки от НПС «Кумколь» до ПСП «Шымкент». Это может быть связано с преимущественным выделением на стенках трубопровода АСПО в виде асфальтенов и смол.
Исследованы процессы выпадения АСПО при транспортировке кум-коль-акшабулакской нефтесмеси (89-И вес. %) на участке Кумколь-Каракоин-Шымкент. Установлено, что наибольшее количество парафинов выпадает на 198,9 км. Из нефтешламов, отобранных на различных участках МН Кумколь-Каракоин-Шымкент, количественно выделены механические примеси, парафины, асфальтени и смолы (таблица 18). Изучение парафинов проведено методом хроматографии.
Анализ полученных кривых молекулярно-массового распределение парафинов, выделенных из кумкольской и акшабулакской нефтей и из нефтешламов с участков трубопровода (рисунок 48) показал, что на начальном этапе, по мере понижения температуры нефти, происходят кристаллизация и осаждение на стенках трубопровода преимущественно длинноцепных высокоплавких парафинов, изо-парафинов и низкомолекулярных смол. Поэтому по мере транспортировки перекачиваемая нефть обогащается короткоцепными низкоплавкими парафинами, и наблюдается улучшение ее реологических характеристик.
