Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние изучаемого вопроса 9
1.1. Строение и свойства компонентов высоковязких нефтей 9
1.2. Обзор существующих методов снижения вязкости нефти 21
1.3. Перспективы применения квитанционных и ультразвуковых технологий для интенсификации химико-технологических процессов 30
1.4. Механизм возникновения кавитации 32
1.5. Способы воздействия ультразвука и кавитации на реологические характеристики нефтепродуктов 40
1.6. Основные выводы и постановка задачи исследований 46
ГЛАВА 2. Объекты и методы исследований 48
2.1. Методика проведения эксперимента 48
2.2. Характеристики ультразвукового оборудования 50
2.3. Методика введения реагента 51
2.4. Методика измерения свойств нефти 51
2.5. Методика определения амплитуды колебаний торца волновода 54
2.6. Методика измерения интенсивности УЗ воздействия 54
2.7. Методика обработки результатов эксперимента 55
ГЛАВА 3. Экспериментальная часть 60
3.1. Нефть месторождения Восточный Жетыбай 62
3.1.1. Исследование воздействия кавитации на вязкость нефти 62
3.1.2. Исследование воздействия реагентов на вязкость нефти 64
3.1.3. Исследование комплексного воздействия реагентов и кавитационнои обработки на вязкость нефти
3.2. Нефть месторождения Ащисай 77
3.2.1. Исследование воздействия кавитации на вязкость нефти 77
3.2.2. Исследование воздействия реагентов на вязкость нефти 79
3.2.3. Исследование комплексного воздействия реагентов и кавитационной обработки на вязкость нефти 80
3.3. Нефть месторождения Кырыкмылтык 88
3.3.1. Исследование воздействия кавитации на вязкость нефти 88
3.3.2. Исследование воздействия реагентов на вязкость нефти 90
3.3.3. Исследование комплексного воздействия реагентов и кавитационной обработки на вязкость нефти 90
3.4 Пояснение результатов экспериментов и выявление основных закономерностей 95
ГЛАВА 4. Разработка установки 98
4.1. Методика расчёта рабочего модуля установки 98
4.2. Аппаратурно-технологическая схема и принцип работы установки 105
4.3. Результаты работы на установке 107
Основные результаты и выводы 112
Библиографический список
- Перспективы применения квитанционных и ультразвуковых технологий для интенсификации химико-технологических процессов
- Методика введения реагента
- Исследование воздействия реагентов на вязкость нефти
- Пояснение результатов экспериментов и выявление основных закономерностей
Введение к работе
Актуальность темы
Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы тяжелых и битумных нефтей. По оценкам специалистов, их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162,3 млрд. тонн.
Высокий ресурсный потенциал данного вида углеводородного сырья обуславливает тот факт, что его разработке нефтяные компании уделяют все большее внимание. К настоящему времени среднегодовой суммарный объем производства таких нефтей в мире приближается к 500 млн. тонн, а накопленная добыча превышает 14 млрд. тонн. В связи с этим совершенствование технологий добычи тяжелых нефтей приобретает всё большую актуальность.
Для промышленного освоения месторождений высоковязких нефтей нужны специальные технологии добычи, транспортировки и переработки, которые учитывают их особенности и не требуют повышенных энергетических и других материальных затрат.
По мнению отечественных и зарубежных специалистов наиболее перспективным методом воздействия на нефть является воздействие физическими полями (магнитными, ультразвуковыми (УЗ), вибрационными и др.), которое приводит к разрушению структур нефтяных ассоциатов и снижает,, вязкость нефти.
Использование упругих механических колебаний в нефтехимической технологии является весьма перспективным. Во многих случаях оно обеспечивает исключительно высокую интенсивность технологического процесса, не достижимую с помощью остальных методов. Анализ исследований по применению кавитации для интенсификации различных технологических процессов показывает перспективность этого метода.
К категории наиболее действенных приёмов, улучшающих реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов, следует отнести комплексные методы воздействия, например совмещение введения растворителя или реагента и кавитационной обработки нефти, что позволит увеличить получаемый эффект от каждого способа отдельно.
Цель работы
Разработка комплексного метода снижения вязкости нефти химическим реагентом и кавитацией и методики его расчёта.
Основные задачи исследования - Проведение исследования в лабораторных условиях для определения закономерностей и отработки рациональных режимов снижения вязкости нефти химическим реагентом и кавитационной обработкой.
- Разработка методики технологического расчёта и принципиальной схемы процесса.
- Разработка и испытание установки комплексной обработки нефти хими
ческим реагентом и кавитацией промышленного типа-размера.
Научная новизна работы
Установлена возможность интенсификации процесса воздействия химического реагента кавитацией для снижения вязкости нефти.
Получены результаты экспериментальных исследований по комплексному воздействию химических реагентов и кавитации на вязкость нефтей с различным структурно-групповым составом.
Практическая значимость научных результатов
Предложена методика расчёта гидродинамического кавитационного модуля и методика расчёта процесса снижения вязкости нефти в кавитационном поле.
Разработана конструкция гидродинамического кавитационного модуля, позволяющая повысить эффективность воздействия химического реагента на нефть обработкой в кавитационном поле.
Разработана и испытана установка промышленного типа-размера для комплексной обработки нефти в гидродинамическом кавитационном модуле с предварительным введением реагента.
Достоверность полученных результатов
Обеспечивается применением известных экспериментальных методик и метрологическими характеристиками проверенных измерительных приборов, а также правильной оценкой погрешности экспериментальных данных и их удовлетворительным совпадением с производственными результатами.
Апробация работы
Результаты работы докладывались на следующих российских и международных конференциях:
Научная конференция студентов и молодых ученых МГУИЭ, Москва 2010 и 2011гг., XXIV международная научная конференция «Математические методы в технике и технологиях» ММТТ-24, Саратов 2011г., VII международная научно-практическая конференция «Экологические проблемы индустриальных мегаполисов», Донецк 2011г.
Публикации результатов исследования
По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 3 научные статьи в изданиях из списка журналов, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура диссертации
Диссертация состоит из введения, четырёх глав, основных результатов и выводов, списка литературы из 125 наименований публикаций отечественных и зарубежных авторов. Работа изложена на 124 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунка и 31 таблицу.
Перспективы применения квитанционных и ультразвуковых технологий для интенсификации химико-технологических процессов
Введение разбавителей один из наиболее простых и широко применяемых в практике способов снижения вязкости высоковязких жидкостей. В качестве разбавителей могут применяться конденсаты, бензины, керосины, дизельное топливо, газойль, сжиженные нефтяные газы (бутан, пропан), жидкий фреон (или смесь фреонов) и маловязкие нефти. Применение разбавителей при перекачке высоковязких жидкостей достаточно подробно исследовано как отечественными, так и зарубежными специалистами [43-48]. Институтом СибНИИНП разработаны предложения по использованию конденсата Уренгойского месторождения для разбавления нефти Русского месторождения [45]
Однако, как видно из работ [49-52], для существенного снижения вязкости нефти требуется вовлечение в смесь сравнительно больших количеств разбавителя, как правило, ценного сырья, используемого в нефтехимической промышленности.
Применение депрессаторов является перспективным способом улучшения реологических свойств парафинистых и высоковязких нефтей, так как позволяет облегчить перекачку нефти ниже температуры застывания, уменьшить или полностью исключить применение углеводородных разбавителей. Широкие исследования в области применения депрессаторов проводились и проводятся ВНИИСПТнефть, РГУНГ им. И.М. Губкина, институтом химии нефти СО РАН.
В результате длительного изучения установлены группы полимеров, способные служить депрессаторами и состоящие из: этилена и а - олефинов, молекулы которых содержат от 3 до 10 атомов углерода; сополимера этилена и сложного винилового эфира жирной кислоты, имеющего молекулярный вес 1000-3000; аморфного насыщенного этиленпропиленового термополимера, состоящего из этилена, пропилена и высокомолекулярного олефина, содержащего от 5 до 30 атомов углерода и другие реагенты подобного состава. Так в [53] описано применение стойкого к воздействию солей полиоксиэтилен эфир гидроксипропансульфонада, в [54] агента, полученного из органических кислот и щелочей ораганическим синтезом, в [55] циклодекстрина ацетилацетона молибдена, в [56] смеси сульфосукцината двунатриевого монолаурата 1.5-5% масс, эмульгатора ОР-15 3-15% масс, гидроокиси натрия 0.5-1% масс, карбоната натрия 0.8-2.5% масс, и гидрокарбоната натрия 0.5-1.5% масс.
Следует отметить, что возможности применения депрессаторов весьма ограничены. Прежде всего, потому, что имеющиеся отечественные и зарубежные присадки получены применительно к высокопарафинистым нефтям. Создание универсальной присадки эффективной для всех нефтей, в данное время невозможно.
Введение растворителей. Установлено, что введение ароматических углеводородов изменяет молекулярную подвижность групповых компонентов НДС, что приводит к снижению вязкости и агрегативной устойчивости НДС. Кроме высокого содержания САК высоковязкие нефти могут характеризоваться низким содержанием легких фракций, что также приводит к повышенной плотности и вязкости. В [57] сформулированы следующие принципы подбора растворителя нефти: сродство (леофильность) к смолисто-асфальтеновой части сырья для обеспечения устойчивости коллоидной среды; термостойкость в указанном рабочем диапазоне времени и температур: нахождение в жидкой фазе при рабочих условиях, обеспечивающих максимальный растворяющий эффект по отношению к сырьевой смеси: невысокие константы фазового равновесия. Несмотря на актуальность проблемы и широкие исследования, подбор растворителя, как правило, осуществляется чисто эмпирически. Научные основы направленного подбора разработаны в малой степени из-за недостатка информации о структуре НДС и характере её взаимодействий с растворителями различной природы.
В работе [58] исследовано влияние природы растворителя на вязкостно-температурные свойства высоковязкой нефти Усинского месторождения. Максимального снижения вязкости усинской нефти удалось достичь при внесении растворителей ароматической группы. Низкополярные соединения: толуол, о-ксилол, кумол, и-ксилол бензол снизили вязкость исходной нефти при 20С практически в 3 раза; среднеполярные: пиридин, тетрагидрофуран, циктогексанон, алифатические спирты только в 2 раза. В группе высокополярных растворителей наблюдалось увеличение вязкости нефти при введении диметилсульфоксида и формамида.
В работе [29] так же приводятся результаты разбавления н-гексаном нефтей Таймурзинского и Северо-Покурского месторождений в соотношении 1:100, 1:200 и 1:400. Полученные результаты отражены нарис. 1.4.
Для таймурзинской нефти зафиксировано снижение в 1,5 раза средних радиусов R образующихся частиц - порядка 35...300 нм. Напротив, после разбавления северо-покурской нефти средние радиусы R образующихся ассоциатов увеличились до 530 нм. Для обеих нефтей характерна релаксация свойств во времени, так, через 24 ч наблюдалось как частичное восстановление первоначальных размеров ассоциатов, так и восстановление реологических свойств.
Методика введения реагента
Нефть обрабатывалась в стакане 4. При этом генератор 7 создавал ток ультразвуковой частоты, который передавался преобразователю 1 по кабелю 6. Полученные ультразвуковые колебания усиливались волноводом 3. Ультразвуковой генератор MUG 2/18-27 предназначен для питания ультразвуковых магнитострикционных преобразователей в различных технологических установках. Генератор создает электрические колебания ультразвуковой частоты в диапазоне 20,0 - 27,0 кГц напряжением 120 - 420 В (действующее значение), а также постоянный ток подмагничивания величиной до 20 А при активном сопротивлении нагрузки до 0,15 Ом. 2.2. Характеристики ультразвукового оборудования
Принцип работы генератора основан на преобразовании трехфазного электрического напряжения питающей сети в однофазное напряжение ультразвуковой частоты. В состав генератора входят следующие основные узлы: блок подачи питания, силовой блок, блок подмагничивания и блок управления. Генератор имеет следующие технические характеристики:
Рабочая частота в диапазоне, кГц от 20,0 до 27,0 Напряжение на выходе, В (действующее значение) от 120 до 420 Максимальный ток подмагничивания, А 20 Активное сопротивление нагрузки, Ом не более 0,15 Погрешность измерения частоты, % не более 1,0 Электропитание от сети (число фаз х напряжение, В / частота, Гц) 3x380/50,60 Допустимое изменение питающего напряжения, % от минус 15 до +10 Потребляемая от сети мощность, кВт не более 5 Генератор работает в режиме ручного управления частотой и мощностью на выходе Продолжение таблицы 2. Охлаждение теплонагруженных элементов проточной водой (при температуре до 35 С и давлении в системе охлаждения генератора 1,5 — 2,0 атм) с расходом, л/мин. от 4 до 5 Габаритные размеры блока генератора, мм 470x670x230 Вес, кг не более 32 Магнитострикционный преобразователь - преобразователь, в котором энергия магнитного поля преобразуется в энергию механических колебаний и наоборот благодаря обратимому эффекту магнитострикции. Магнитострикционный преобразователь представляет собой сердечник из магнитострикционного материала (никель, спец. сплавы, ферриты и др.) с обмоткой.
В качестве реагентов в экспериментах применялись ксилол, толуол, бутилацетат, гексан и газоконденсат.
Методика введения реагента заключалась в нагреве нефти до 50С, дозировании химического реагента в горячую нефть, последующим охлаждением до 20С и термостатировании в течение 30 мин.
Измерение плотность нефти. Для оценки плотности нефти использовались ареометры. Перед испытаниями цилиндр ареометра и термометр доводились приблизительно до температуры испытуемого образца нефти. Образец нефти переносился в чистый цилиндр ареометра. Прежде, чем погружают ареометр, удаляют образовавшиеся пузырьки воздуха, если они собрались на поверхности образца, касаясь их чистой фильтровальной бумагой. Для поддержания постоянной температуры использовалась баня с постоянной температурой.
Ареометр погружался в испытуемый образец. Образец непрерывно перемешивался термометром таким образом, чтобы ртутный столбик был полностью погружен, а стержень ареометра не намокал выше уровня погружения. Как только была получена стабильная температура, она записывалась с точностью до 0,25С и затем термометр удалялся.
Ареометр погружался приблизительно на два деления в жидкость, а затем отпускался. Выжидалось, пока ареометр остановился, и все пузырьки воздуха поднялись на поверхность. Показания шкалы ареометра снимались, когда ареометр в состоянии покоя плавал далеко от стенок цилиндра, с точностью 0,1. Верным показанием ареометра являлась точка на шкале ареометра, где поверхность жидкости разделяет эту шкалу. Измерение динамической вязкости нефти. Динамическая вязкость нефти определялась на измерителе низкотемпературных показателей нефтепродуктов ИНПН SX-850, являющимся ротационным вискозиметром, предназначенным для определения динамической вязкости нефтепродуктов в лабораторных и заводских условиях. Прибор состоит из электронного блока, криостата (холодильника) и датчика динамической вязкости нефтепродуктов. Технические характеристики прибора приведены в таблице 2.5.
Принцип действия прибора «ИНПН SX-850» при определении динамической вязкости нефтепродуктов основан на измерении крутящего момента при постоянной скорости сдвига. Измерение и анализ результатов осуществляется микропроцессорным блоком в реальном масштабе времени.
Датчик динамической вязкости, представляет собой двигатель постоянного тока, число оборотов которого стабилизировано и равно 2400 об/мин. Вязкость пропорциональна крутящему моменту двигателя, который измеряется электронным блоком, и отображается на дисплее прибора.
Технические характеристики вискозиметра ИНПН SX-8 Наименование параметра Значение Объем пробы, мл 2,5 Предельная температура охлаждения (С) -70 Погрешность определения температуры помутнения, С (детектирование - оптическое) од Погрешность определения температуры застывания, С (детектирование - механическое) 0,2 Погрешность измерения динамической вязкости, % (детектирование - ротационный вискозиметр) 2 Максимальное время измерения, мин. 25 Минимальное время между измерениями, мин. 15 Рабочие условия применения анализатора, темп. С от+15 до +35 Габариты, мм 240x240x140 Вес, кг не более 3 Измерение температуры осуществляется электронным датчиком, расположенным вблизи шпинделя датчика вязкости.
За величину вязкости испытуемого нефтепродукта принимают среднее арифметическое двух параллельных измерений вязкости, которые считываются с дисплея прибора ИНПН.
В методике измерения учтены требования международного стандарта ASTM D2602, международного стандарта ASTM D4684 и ГОСТ 1747-91. За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений. Полученный результат округлялся до целого числа.
Исследование воздействия реагентов на вязкость нефти
Эксперименты показали, что комплексное воздействие кавитационной обработки и воздействия химических реагентов значительно снижает вязкость исходной нефти по сравнению с воздействием только реагента. Разница составила от 25 до 35% в зависимости от применяемого реагента.
Наилучший результат при комплексном воздействии показала серия экспериментов с ксилолом и толуолом. При введении 2% масс, ксилола и кавитационной обработке вязкость нефти снизилась на 44%, при введении 4% масс, толуола и кавитационной обработке вязкость нефти снизилась на 57%.
Наименьший эффект показала серия экспериментов с газоконденсатом. При введении 2% масс, газоконденсата и кавитационной обработке вязкость нефти снизилась на 14%, а при введении 4% масс, газоконденсата и кавитационной обработке вязкость снизилась на 44%.
Последующие измерения вязкости образцов через 24, 48 и 72 часа показали, что нефти свойственно восстановление реологических параметров после обработки. В зависимости от применяемого реагента динамическая вязкость нефти возросла на 25-35%) за 72 часа.
Также, была проведена серия экспериментов в которой кавитационной обработке подверглась смесь исходной нефти и 10% масс, легкой нефти. Результаты экспериментов приведены на рис. 3.19.
Зависимость динамической вязкости нефти от времени хранения пробы после разбавления 10% масс, легкой нефти: 1 - перемешивание; 2 — кавитационной обработки По результатам проведённых серий экспериментов было отобрано 2 реагента, показавших наилучший эффект (ксилол и толуол) и проведена серия экспериментов по подбору наиболее эффективного соотношения концентрации реагента и времени обработки. Результаты экспериментов приведены на рис. 3.20и-3.21.
Проведённые эксперименты показали, что наилучших результатов по снижению вязкости нефти удалось достичь при кавитационной обработке нефти интенсивностью 10 Вт/см в течении 1 мин, вязкость нефти снижалась с увеличением концентрации реагента. ц, мПа-с
Изменение динамической вязкости нефти в зависимости от % масс. введения ксилола и времени обработки 3.2. Нефть месторождения Ащисай Для нахождения рациональных параметров обработки были проведены эксперименты с обработкой нефти при различной интенсивности и времени (табл. 3.2.1). Динамическая вязкость исходной нефти 360 мПа с. Таблица 3.2.1 Соответствие значений мощности ультразвуковых колебаний значениям амплитуды колебаний торца волновода Амплитуда колебаний торца волновода, мкм 7 14 21 Мощность ультразвука, Вт 50 70 120 Интенсивность ультразвука, Вт/см 8,1 11,4 19,5 Полученные результаты экспериментов приведены на рис. 3.2.1, 3.2.2 и
Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Ащисай от времени хранения пробы после обработки При обработке нефти в течение 15 сек. удалось достичь наибольшего снижения вязкости - на 7%, в то время как обработка в течение 0,5 мин и 1,0 мин не дала заметного эффекта. При измерении вязкости через 24 и 72 часа, было выявлен рост динамической вязкости нефти. Проба, обработанная в течение 1 мин, показала увеличение вязкости на 4%, пробы, обработанные в течение 30 и 60 сек. вернулись к исходному значению вязкости.
При обработке нефти месторождения Ащисай более 15 сек, было отмечено увеличение динамической вязкости образца с течением времени, поэтому за время обработки нефти было принято 15 секунд. (д., мПа-с
В качестве реагентов в эксперименте использовались: ксилол, толуол, бутилацетат, гексан и газоконденсат. Эксперименты проводились при концентрации реагента 2% масс.
Лучший результат показала серия экспериментов с бутилацетатом. Так введение 2% масс, бутилацетата позволило снизить вязкость нефти на 29%. Худщий результат был получен при введении 2% масс газоконденсата, динамическую вязкость нефти удалось снизить на 14%.
Последующие измерения вязкости образцов через 24, 48 и 72 часа показали, что вязкость нефти со временем растёт, и, в зависимости от применяемого реагента, увеличивается на 10-15%.
В ходе экспериментов изучалось комплексное воздействие химических реагентов (ксилол, толуол, бутилацетат, гексан и газоконденсат в концентрации 2% масс.) и кавитационной обработки интенсивностью 11,4 Вт/см при частоте 24,1 кГц в течение 15 сек. на вязкость нефти месторождения Ащисай. Результаты экспериментов приведены в табл. 3.2.3. Для изучения комплексного воздействия кавитационной обработки и реагентов, необходимо сравнить данные полученные до и после обработки. Для этого были построены графики зависимости динамической вязкости нефти от времени релаксации, а также проведена регрессионная обработка полученных данных.
Пояснение результатов экспериментов и выявление основных закономерностей
Согласно [123, 125] наиболее эффективны диффузоры с углом раскрытия менее 50. Суммарные гидравлические потери в модуле рассчитываются по формуле: hM= (& + ц + $д) (4-18) Зная суммарные гидравлические потери в модуле можно определить необходимый напор насоса по формуле (4.9). Для расчёта технологических параметров процесса разработана методика, схема которой представлена на рис. 4.3. 103 Начало Задание требуемого значения вязкости нефти Ввод исходных данных: р„ р., Рн, Рк компонентный состав нефти, диаметр трубопровода Расчёт необходимой скорости потока в модуле для развития кавитиащюнного течения Задаваемые параметры: угол раскрытия конфузора и диффузора, степень сужения и расширения Ф Расчёт гидравлических потерь в модуле Для проверки предложенных автором работ конструкции гидродинамического кавитационного модуля для кавитационной обработки нефти и методики его расчёта необходимо провести серию экспериментов на опытно-промышленной установке. 4.2. Аппаратурно-технологическая схема и принцип работы установки
Испытания установки проводились на парафинистых нефтях месторождений Восточный Жетыбай и Ащисай, показавших хороший эффект снижения вязкости при обработке в лабораторных условиях. Свойства и структурно-групповой состав нефтей приведены в табл. 2.1 и 2.2.
Производительность разработанной установки промышленного типа-размера составляет 3 м /ч. Основой установки является гидродинамический кавитационный модуль (ГКМ) (рис 4.6). Аппаратурно-технологическая схема установки представлена на рис. 4.4, а общий вид на рис. 4.5.
Аппаратурно-технологическая схема установки 1 - исходная емкость, 2 - насос, 3 - рабочий участок, 4 - приемная емкость Из исходной ёмкости 1 при помощи насоса 2 под давлением 8,0- -12,0 МПа обрабатываемая нефть подается в рабочий участок и проходит через ГКМ, где в корпусе входной части,- происходит разгон потока нефти, возрастание скоростного напора, сопровождающегося падением статического напора ниже давления упругих паров, начинается обильное выделение пузырьков газа. После увеличения сечения потока в камере скорость истечения уменьшается, статическое давление возрастает, пузырьки газа лопаются, что сопровождается многочисленными хаотическими микровзрывами. Сопутствующие при этом изменения давления на ограниченных участках массы жидкости или высокие градиенты давлений разрушают межмолекулярные связи в нефти, измельчая парафины и разрушая ассоциаты нефти, снижая тем самым её вязкость.
Давление в системе регулируется вентилями В1, ВЗ, В4 и измеряется манометрами. После обработки нефть поступает в приёмный бак 4. Отбор проб осуществляется через пробоотборник. В установке также предусмотрен аварийный сброс.
Опытно-промышленная установка ГПР-2: а) общий вид б) гидродинамический проточный реактор Методика работы на установке предусматривала обработку 50 л. нефти, заливаемой в исходную емкость. Температура нефти в емкости поддерживалась постоянной за счёт автоматического электронагревателя. Заданное количество реагента дозировалось в ёмкость и перемешивалось при помощи механической 106 мешалки. Далее смесь подавалась в рабочий участок, а после обработки в приёмную ёмкость. В качестве реагентов применялись ксилол, толуол и бутилацетат, показавшие наивысший эффект снижения вязкости нефти при лабораторных исследованиях (см. главу 3).
Для оценки эффективности применения гидродинамической кавитационной обработки нефти для снижения её вязкости были проведены две серии экспериментов.
В первой серии экспериментов исследовалась эффективность снижения вязкости нефти после гидродинамической кавитационной обработки. Во второй серии экспериментов исследовалась эффективность снижения вязкости нефти при введении реагента и кавитационной обработки.
Результаты первой серии экспериментов показали, что после гидродинамической кавитационной обработки динамическая вязкость нефти месторождения Восточный Жетыбай снижается на 8%, месторождения Ащисай на 11%. Для обеих нефтей характерно восстановление реологических свойств после обработки, так, примерно, в течение двух суток наблюдается восстановление первоначального значения вязкости (рис. 4.7).
Зависимость динамической вязкости нефти месторождение Ащисай от времени хранения пробы после кавитационной обработки в ГКМ Как уже известно из проведённых ранее экспериментов (см. главу 3) введение 2% масс, реагента позволило снизить вязкость нефти месторождения Восточный Жетыбай на 22%, а вязкость нефти месторождения Ащисай на 28%. Последующие измерения вязкости показали, что со временем хранения пробы вязкости нефтей повышается на 7-9%.
