Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 [ 79 ] 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

j/7j

Рис. 7.4. Характер влияния температуры термообработки Тт на температуру застывания 7*3 высо-копарафинистой нефти

лажденин за счет достаточного количества неадсорбированных асфаль-тосмолистых веществ, являющихся поверхностно-активными веществами, способствующими дендритной кристаллизации, образуется небольшое число крупных кристаллов парафина. При подогреве до температуры 363-368 К, когда весь парафин растворен, создаются наиболее благоприятные условия для дендритной кристаллизации парафина с образованием наименее прочной структуры. При еще большей температуре термообработки содержащиеся в нефти асфальтосмолистые вещества, которые благоприятно влияют на образование крупн13зернистой структуры, необратимо разрушаются, тем самым снижается эффект термообработки.

2. На свойства термообработанных нефтей большое влияние оказывают условия охлаждения нефти. Размер, число и форма кристаллов парафинов зависят от соотношения двух скоростей: скорости возникновения щщтров кристаллизации парафиновых углеводородов и скорости росга уже выделившихся кристаллов. Если скорость возникновения центров кристаллизации выше скорости роста кристаллов, то получается система с большим числом мелких кристаллов, в противном случае в системе образуются крупные кристаллы и прочность такой С1руктуры значительно меньше мелкокристал.яической. Для высокопарафинистой нефти Мангышлака оптимальный темп охлаждения в статических условиях составляет 10-20 °С/ч. При этой скорости создается благоприятное соотношение скорости возникновения центров !<ристаллпзации и скорости роста образовавшихся кристаллов парафина, и большая часть парафина идет на построение небольшого чисЛс крупных кристаллов, образующих рыхлые скопления. В результате устигается значительный эффект улучшения свойств текучести нефти. Так, например, при 293 К начальное напряжение сдвига узеньской нефти снижается до нуля.

3. С увеличением содержания асфальтосмолистых веществ ио отношению к со.ержанию парафиновых углеводородов нефти эффект термообработки увеличивается. При недостатке асфальтосмолистых веществ они полностью адсорбируются на поверхности первых порций появившихся кристаллов парафина. Образовавшиеся впоследствии кристаллы парафинов создают прочный гель. При относительно большом содержании естественных поверхностно-активных веществ - смол и асфальтенов в нефти их хватает на блокирование значительного числа образую1цихся кристаллов и процесс протекает по пути дендритной кристаллизации. Исследование реологических характеристик термообработанных нефтей показали их нестабильность. Повторный нагрев до температуры 303-323 К снимает в значительной сте-

пени эффект термообработки. Реологические параметры нефти, улучшенные в результате термообработки, со временем принимают свои первоначальные значения. Срок восстановления реологических параметров нефти необ.чодимо учитывать при эксплуатации трубопроводов, перекачивающих термообработанную нефть.

Таким образом, если термообработка высокопарасзинистой нефти дает хорошие результаты и термообработанная нефть имеет длительный срок восстановления реологических свойств, то такую нефть после термообработки можно перекачивать, как обьчную маловязкую,

7.5. ГИДРОТРАНСПОРТ ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ И ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Существенного улучшения транспортабельности вязких или высоко-застывающих нефтей можно достичь добавлением в поток нефти воды. При совместной перекачке воды и нефти потоку можгю придать разные структуры, например, коаксиальную, эмульсио}шую, раздельную и т. п. Коаксиальная структура получается, когда вода образует вокруг нефти, у внутренней поверхности трубы, концентрическое кольцо. Чтобы нефть не всплывала в воде и не прилипала к верхней стенке трубы, в трубе делают нарезку, которая придает потоку вращательное движение. При этом вода, как более тяж(?лая жидкость, отбрасывается к стенке трубы. При работе по такой технологии на экспериментальном трубопроводе длиной в 40 км и диаметром 200 мм было получено увеличение пропускной способности в 12 раз. Разделение воды и нефти производится на конечном пункта трубопровода одним из известных способов (отстой, термический способ и др.). Широкого распространения гидротранспорт высоковязких нефтей по трубопроводам с внутренней нарезкой не получил по следующим причинам:

при остановке перекачки происходит расслоение воды и нефти; нефть прилипает к верхней образующей трубы, забивает спираль и из-за этого резко снижается эффективность гидротранспорта;

применение этого метода возможно только при переочке нефти по трубопроводу без промежуточных насосных станций; эри попадании воды и нефти в насос образуется стойкая эмульсия, ко"орая за пасос-1юй станцией уже не распадается и препятствует обрг;зовапию водяного кольца у стенок трубы;

сложность изготовления винтовых нарезок па внутренней поверхности труб. : <

При образовании эмульсии нефть в воде (н/в) про]1сходит значительное снижение вязкости системы. Такая система состоит из частиц нефти, окруженных пленкой воды, и контакта нефти с поверхностью трубы практически не происходит. В результате этого по всей внутренней поверхности трубы образуется водяное кольцо, по которому скользит нефть. Однако при транспорте водонефтяных эмул)зсий по трубопроводам при некоторых скоростях перекачки, температурах и концентрациях воды в нефти образуется эмульсия воды в нефти (в/н),

Вязкость таких эмульсий мол<ет быть больше вязкости чистой нефти. Для улучшения условий образования и повышения стабильности эмульсий тина н/в в водонефтяную смесь добавляют различные поверхностно-активные веш,ества (ПАВ).

Поверхностно-активное вещество, растворенное в воде, гидрофи-лизирует стенки трубопровода, значительно уменьшает силы прилипания нефти к стенкам, создает условия для образования дисперсной системы типа н/в. Все это приводит к резкому уменьшению гидравлического сопротивления при перекачке. Технология совместной перекачки нефти с водным раствором ПАВ направлена на создание в тру-бопрово.де устойчивой системы типа и/в и на предотвращение инверсии фаз, т. е. перехода системы из прямой в обратную (в/н). На устойчивость системы типа н/в в значительной степени влияют вид и концентрация ПАВ, температура, интенсивность перемешивания, соотношения фаз.

Используемые для приготовления водонефтяных эмульсий ПАВ должны отвечать следующим основным требованиям: .хорошо эмульгировать нефть - создавать оболочку на (юверхности глобул нефти, достаточно прсЧную и способную легко восстанавливаться при ее прорывах; быть н(?токсичиыми; не вызывать коррозии трубопровода и резервуаров. Одним из ПАВ, наиболее отвечающим перечисленным требованиям, является сульфанол НИ-1.

Увеличение концентрации воды в смеси улучшает устойчивость эмульсии, но снижает экономические показатели данного вида гидротранспорта. В результате экспериментальных исследований было установлено, что оптимальное содержание воды должно составлять около 30 /о общего объема транспортируемой смеси.

7.6. НЕФТЯНОЙ ГАЗ. ПЕРЕКАЧКА ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЕЙ

Газ, который выделяется из нефти в процессе ее добычи и промысловой подготовки, называется нефтяным. В пластовых условиях вследствие высоких давлений легкие углеводороды и сопутствующие газы N2, H2S, Не, С:0.2 и другие находятся в нефти в растворенном состоянии. Однако при снижении давления сопутствующие газы и отдельные парафиновые углеводороды гюлностью или частично переходят в газообразное сосгояние. Поскольку ири движении нефти в пласте по стволу скважины и в нефтепромысловых коммуникациях давление падает постененно, количество и состав выделяющегося газа неире-рывно изменяются.

Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Содержание головных (СН4-CbHjj) парафиновых углеводородов в нефтях различных пластов и месторождений изменяется в широких пределах, в соответствии с этим изменяется и молекулярная масса пластовой нефти. Содержание в пластовой нефти го-