Способы перекачки высоковязких нефтей.

Свойства жидкостей, которые характеризуются их текучестью, называются реологическими. Реологическим свойством нефти входят их вязкость (ньютоновская), пластическая вязкость, эффективная вязкость, начальное (статическое) напряжение сдвига, предельное динамическое напряжение сдвига и температура застывания.

Поток жидкости состоит из слоев. Эти слои взаимодействуют друг с другами и между ними возникают силы трения, отсюда - напряжение сдвига τ (касательная к слою сила, действующая к единице площади). Это напряжение вызывает скорость сдвига слоя ( -или градиент скорости; координата r направлена по нормали к слою) (рис. 15). Зависимость называется кривой текучестью жидкости. Если кривая текучести задана в виде , то жидкость называется ньютоновской (рис. 16, 1-кривая), а μ - ньютоновской (динамической) вязкостью. Неньютоновские жидкости бывают разные.

Если кривая текучести задана в виде:

, (111)

то жидкость называется пластической, или бингамовской (2-кривая). Здесь - предел текучести, - пластическая вязкость. Для псевдопластических (3-кривая) и дилатантных (4-кривая) жидкостей:

. (112)

Нефть в температуре застывания переходит из жидкого вида к аморфноу виду и прилипает (застывает) к стенкам резервуара, или трубы. Высоковязкая и высокозастывающая нефть, температура которой, близка к температуре застывания, принадлежит к пластическим, или псевдопластическим жидкостям. Чтобы первоначально сдвинуь высоковязкую нефть (парафинистую), необходимо первоначальное давление, а величина этого давления возрастает с течением времени, приближаясь к своему предельному значению. Если перекачка такой нефти приостанавливается, то ее надо быстро вознобить, иначе имеется опасность "замораживания" трубопровода насовсем.

В настоящее время добываются значительные объемы нефтей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащие большое количество парафина и вследствие этого засты­вающие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубо­проводам обычным способом затруднена. Для осуществления трубо­проводного транспорта высоковязких и высокозастываюших нефтей применяют следующие способы: смешение вязких и высокозастываю­ших нефтей и нефтепродуктов с маловязкими; гидротранспорт, смешение и перекачка с водой; термообработка высокозастывающих парафинистых нефтей; газонасыщение нефтей; вибро- и бароподготовка нефтей перед их закачкой в трубопровод; добавление присадок - депрессаторов; деструкция всей или части нефти; перекачка в гранулах и контейнерах; перекачка предварительно подогретых нефтей и нефте­продуктов. Выбор способа перекачки должен быть обоснован технико-эконо­мическим расчетом. В качестве разбавителей применяют маловязкие нефти, газовые конденсаты, керосины, бензины, жидкости с поверхностно-активными веществами (ПАВ), жидкие нефтяные газы. Совместная перекачка вязких или парафинистых высокозастывающих нефтей или нефтепродуктов с водой является одним из эффективных способов трубопроводного транспорта. Существует несколько вариантов гидротранспорта вязких нефтей. Первый из них заключается в следующем. В трубопровод одно­временно закачивают воду и вязкий нефтепродукт таким образом, чтобы нефтепродукт двигался внутри водяного кольца. Чтобы нефть не всплывала в водяном кольце, потоку придают вращение с помощью так называемых спиральных труб. Таким способом можно перека­чивать нефти (нефтепродукты), имеющие плотность ниже, чем вода. Этот способ гидротранспорта не получил распространения из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхнос­ти труб. Второй вариант гидротранспорта - образование смеси нефти с водой и ее последующая перекачка. Водонефтяные смеси обладают свойствами неньютоновских жидкостей. Снижения вязкости эмульсий и, следовательно, уменьшения потерь на трение можно получить в случае, когда образуется эмульсия типа "нефть в воде" (Н/В). Такая водонефтяная смесь представляет собой взвесь застывших частиц нефти различных размеров в воде (сплошной фазой является вода). Каждая частица нефти окружена водяной пленкой и поэтому они с внутренней поверхностью трубы и друг с другом не контактируют. В результате по всей внутренней поверхности трубы образуется водяное кольцо, по которому скользит водонефтяная смесь. Это явление было названо эффектом скольжения. Для улучшения условий образования и сохранности (срока жизни) эмульсий типа Н/В в водонефтяную смесь добавляют различные ПАВ, в основном анион­ного типа. Эти вещества, растворенные в воде, улучшают смачивае­мость водой внутренней поверхности трубы, что значительно снижает потери энергии на трение при перекачке. Устойчивость эмульсии Н/В зависит от характеристики и концентрации ПАВ, температуры, режима движения потока, соотношения воды и нефти в потоке. Известно, что нефти с водой (без ПАВ) образуют достаточно стойкие эмульсии типа "вода в нефти" (В/Н), названные "обратными". Эти эмульсии сплошной фазой имеют нефть, в которую включены частицы воды различных размеров. Их вязкость значительно превышает вязкость чистой нефти. При резких уменьшениях скорости перекачки, температуры пото­ка, давления происходит инверсия фаз, т.е. превращение эмульсии Н/В в эмульсию В/Н, которая, как правило, приводит к "замораживанию" трубопровода. Уменьшение объема воды в смеси ухудшает устойчивость эмуль­сии, а увеличение объема транспортируемой воды улучшает устойчи­вость эмульсии, но снижает экономические показатели данного вида гидротранспорта. Экспериментально установлено, что минимальное количество воды должно составлять 30 % по объему от общего коли­чества транспортируемой смеси. Гидротранспорт высокопарафинистой нефти (33 % парафина) применяют на магистральном гидронефтепроводе Танджунг-Балик-палан (Индонезия). Экспериментами на данном трубопроводе было установлено, что хорошо приготовленные гидросмеси (30 % воды) можно перекачивать с остановками перекачки до 5 сут.

Третий способ гидроперекачки - это перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока. Нефть и вода, движущиеся в трубопроводе имеют плоскую границу раздела. За счет того, что часть периметра трубы контактирует с менее вязкой водой, увеличивается производительность трубопровода, или при том же расходе нефти уменьшается перепад давлении.

Барообработкой называется обработка неньютоновских нефтей давлением с целью улучшения их реологических свойств. Смысль барообработки заключается в следующем. Если в герметически закрытом сосуде, заполненном неньютоновской нефтью, создать избыточное давление, то последнее со временем медленно падает до некоторого значения. Падения давления и разница между начальным Р₀ и конечным Р_п давлениями зависит от величины Р₀ и реологических свойств нефти. Замечено, что, если время выдержки начального избыточного давления составляет 10 часов и более, то при повторном нагружении до начальной величины Р₀ опять наблюдается снижение давления, но в меньшей степени. При определенном числе циклов нагружения уменьшение давления в замкнутой системе не происходит. При этом проведенное реологические исследования показали, что
реологические свойства барообработанных нефтей существенно улучшаются.

Следующим способом подготовки для трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей является перекачка с предварительным улучшением реологических свойств нефтей за счет механического воздействия. Сущность данного метода перекачки состоит в том, что высокопарафинистую нефть охлаждает до образования в пей парафиновой структуры. А затем механическим путем разрушает последнюю. Содержащиеся в нефти смолы и аефальтсны обволакивают «осколки» парафина, препятствуя их повторному соединению. Обычных скоростей перекачки достаточно, чтобы полученная суспензия (парафин в нефти) сравнительно длительное время сохраняла не­обходимую подвижность. Разрушение парафиновой структуры может выполняться путем виброоб­работки, с помощью специальных мешалок, диафрагм и т. д. Разрушение парафиновой структуры в нефти можно производить и не­посредственно в трубопроводе. Об эффективности данного метода улучшения реологических параметров парафинистых нефтей говорит следующий факт: динамическая вязкость мангышлакской нефти при температуре на 5...10 градусов меньшей температуры ее застывания после обработки виброситами при градиентах скорости сдвига 2800...3200 с^-1 уменьшилась с 18...20 до 0,5...1 Па∙с.

Однако с течением времени структура парафина в нефти восстанавли­вается. В зависимости от состава нефти для пого требуется от нескольких часов до нескольких суток. Экспериментально установлено, что высокопа-рафинистые нефти, не содержащие асфальтенов, практически не изменяют своих свойств после механического разрушения, т. к. структура парафина после прекращения ее разрушения восстанавливается очень быстро. По мере увеличения содержания асфальтенов в высокопарафинистой нефти продолжи­тельность восстановления структуры увеличивается. Это связано с тем, что молекулы асфальтенов адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и препятствуют образованию прочной парафиновой структуры. Вместе с тем превышение некоторого оптимального содержания асфальтенов в нефти на­столько загущает ее, что вязкость снова начинает расти.

Метод виброобработки используется в незначительных масштабах, т. к. установки малопроизводительны. Основная область его применения - это откачка застывшей нефти из резервуаров, земляных амбаров и технологичес­ких трубопроводов.

Еще одним из способов подготовки для трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей, содержащих смолы и асфальтены, является термическая обработка, сущность которой заключается в нагревании нефти до определенной температуры и последующем ее охлаждении с заданным темпом. Для достижения эффекта термообработки необходимо тщательно подбирать температуру нагрева и скорость охлаждения нефти. Превы­шение температуры нагрева нефти при термообработке выше опти­мальной не дает положительного эффекта, а далее приводит к ухудше­нию реологических параметров. Срок восстановления параметров термообработанной нефти до на­чальных значений необходимо обязательно знать, так как продолжи­тельность перекачки по трубопроводу может оказаться значительно большей. В связи с этим термообработку мангышлакской нефти можно осуществить, так как за 20-40 сут нефть можно докачать на расстояние 2000-5000 км, а озексуатские нефти термообработке лучше не под­вергать. В последнем случае имеется опасность "замораживания" трубопровода. По данному способу эксплуатируют магистральный нефтепровод в Индии Нахоркатья - Барауни. Улучшения реологических свойств вязких или высокопарафинис­тых нефтей и нефтепродуктов можно достичь применением депрессорных присадок (депрессаторов). В качестве депрессорных присадок применяют присадки типов ЕСА, ДН-1, "Паранин", A3 и др. Перед введением присадок нефть следует нагревать до полного расплавления парафина и образования истинного раствора парафина в нефти (температура нагрева нефтей должна составлять 320-350 К). Если присадку вводят в нефть при температуре ниже температуры кристаллизации парафина, то эффект ее будет очень низким