Высокосмолистые нефти и проблемы их транспортировки по трубопроводам

АННОТАЦИЯ

В Узбекистане нефти в основном относятся к высокосмолистым и содержат множество веществ, отрицательно влияющих на их транспортировку. Таким образом, проведенные исследования местных нефтей позволили классифицировать их по содержаниям смол, асфальтенов и парафинов, основных компонентов, отражающих их вязкость. Результаты данного исследования применили при выборе природы и количества понизителей вязкости местных нефтей перед их транспортировкой по трубопроводам.

ABSTRACT

In Uzbekistan, oils are mainly highly resinous and contain many substances that adversely affect their transportation. Thus, the conducted research of local oils allows them to be classified according to the content of resins, asphaltenes and paraffin’s, the main components reflecting their viscosity. The results of this study were used when choosing the nature and amount of viscosity reducers of local oils before their transportation through pipelines

Ключевые слова: транспортировка, нефть, высоковязкий, трубопровод, асфальтен, парафин, смола, растворитель, поверхностно-активные вещества, текучесть, индекс эффективности, степень сдвига.

Keywords: transportation, oil, high viscosity, pipeline, asphaltene, paraffin, resin, solvent, surfactants, fluidity, efficiency index, shear rate.

Добываемые в Узбекистане нефти в основном относятся к высокосмолистым и содержат множество веществ, отрицательно влияющих на их транспортировку.

Сернистые соединения имеют значительное влияние на вязкость и реологические свойства высокосмолистых нефтей. Поэтому для их транспортировки по трубопроводу часто используют линии подогрева, которые значительно завышают себестоимость транспортируемых нефтей.

Кроме того, на структурно-механические свойства и вязкость высокосмолистых нефтей значительное влияние оказывают твердые парафины и церезины. Последние представляют собой белую кристаллическую массу, нерастворимую в воде, но хорошо растворимую в бензоле. Их температура плавления меняется в пределах от 22 до 85 °С, а церезины доходят до 90 °С. Все они хорошо растворяются в нефтях, образуя истинные молекулярные растворы.

С уменьшением температуры плавления их растворенность в нефтях возрастает.

Специфическими свойствами владеют асфальтеносмолистые вещества в нефтях, которые являются высокополярными и поверхностно-активными веществами, молекулярная масса которых меняется от 500 до 1200 и выше. Поэтому с ростом молекулярной массы смол сильно изменяется их консистенция – от тягучей липкой массы до твердого состояния. Это объясняется наличием в смолах кислородных, сернистых и азотистых соединений в различных соотношениях.

К нефтяным смолам наиболее близкими веществами считаются высокомолекулярные асфальтены, у которых молекулярная масса в 2–3 раза больше, чем у смол. Как правило, асфальтены представляют собой твердые аморфные вещества темного цвета, которые сначала набухают в растворителях, а затем переходят в раствор.

Как видно из вышерассмотренных свойств нефти, на его вязкость, т.е. реологические свойства, они могут влиять по-разному, что связано с их содержанием, совместимостью с другими компонентами и др.

Смолосодержащие нефти подразделяют на три группы: малосмолистые, где содержание смол асфальтена меньше или равно 10 %; смолистые, где содержание смол асфальтена колеблется от 10 до 20 %, и высокосмолистые, где содержание асфальтено-смолистых веществ колеблется от 20 до 35 %.

Известно, что вязкость наряду с температурой застывания является одним из основных параметров, характеризующих текучесть нефти. При изменении температуры наблюдаются постепенные агрегатные переходы в нефтях, так как они не являются индивидуальными химическими соединениями. Переходу из жидкого состояния в твердое предшествует запустевание, а из твердого в жидкое – плавление (размягчение).

При этом цвет нефти зависит в основном от асфальтено-смолистых соединений, так как другие компоненты бесцветны.

Из вышеизложенного видно, что нефть – это многокомпонентная, агрегативно меняющаяся с изменением температуры жидкость, неньютоновского поведения, что также сильно отражается при ее транспортировке по трубопроводу.

Среди проблем, осложняющих транспортировку смолистых нефтей, часто упоминают фазовое изменение структуры асфальтенов, парафинов и т.п., которые, прилипая к внутренним стенкам трубопроводов, уменьшают проходное сечение данной жидкости и повышают в них давление, которое разрывает швы, аварийно останавливает электроснабжение в насосах и часто доходит до сгорания двигателя [6].

Учитывая такие последствия, нами были изучены составы промышленно важных месторождений нефти Узбекистана, значения которых представлены в табл. 1.

Таблица 1.

Основное содержание малосмолистых, смолистых и высокосмолистых нефтей Узбекистана

Из табл. 1 видно, что содержание каждого компонента в малосмолистых, смолистых и высокосмолистых нефтях не имеет четкой корреляции с другими соединениями.

Это можно объяснить различными условиями, временем и месторождением их образования, что требует индивидуального подхода при разработке и применении ПАВ для их эффективной транспортировки по трубопроводу.

Роль парафинов и церезинов в формировании реологических свойств нефти более сложная, чем другие компоненты, так как фазовому изменению первыми поддаются именно они, образование кристаллов парафина и церезина резко уменьшает проводимость трубопровода. Поэтому известные нефти классифицируют на малопарафинистые, парафинистые и высокопарафинистые [4; 5].

Учитывая это, мы сгруппировали известные местные нефти в три вышеотмеченные категории. При этом для фиксации данных анализировали плотности и температуры их застывания стандартизованными методами [7; 1].

Полученные результаты представлены в табл. 2.

Таблица 2.

Изменения плотности и температуры застывания в зависимости от содержания парафина в местных нефтях

Из табл. 2 видно, что с повышением плотности местных нефтей температура их застывания также повышается. При этом роль парафина очень мала, особенно в высокосмолистых нефтях. Причем высокопарафинистые нефти в основном добывают в Ферганской долине, а парафинистые – в Сурхандарьинской области. Полученные данные позволяют определить необходимость повышения температуры и применения депрессантов при их транспортировке по трубопроводам.

Известно, что вязкость наряду с плотностью и температурой застывания является одним из основных параметров, характеризующих текучесть нефти. Они по текучести классифицируются на следующие группы: легкая нефть, содержащая более 40 % бензиновых фракций с низком содержанием парафина и смол; парафинистая нефть, обладающая высокой температурой застывания 5–20 °С и выше; смолистая нефть, обладающая повышенной вязкостью. Для первой группы нефтей перекачка по трубопроводу не вызывает осложнений, для второй и третьей группы необходимо использовать специальные способы перекачки высоковязких нефтей [2; 3].

Существует и другой метод классификации нефтей по следующему показателю: , где значения местных нефтей представлены в табл. 3

Таблица 3.

Типы местных нефтей и их значения

Из табл. 3 видно, что низкоасфальтено-смолистые нефти Южного Аламышика, Андижана, Варыка, Ханкыза, Крука и Мингбулака (контрольные) относятся к смешанным, так как граница значений  находится в пределах 0,91–1,400.

Нефти месторождений Коштар, Северный Уртабулак и Северный Сох считаются смолистыми, так как их  значения располагаются в пределах 2,79–3,888, а месторождений Миршоди, Амударья, Ляльмикор и Кокайты относятся к высокосмолистым, так как их значения превышают 4,774.

Как видно, между рассмотренными методами классификации нефтей имеются расхождения, которые отражаются при определении их типов. Это связано с тем, что в первом методе мы не учитываем содержание асфальтенов при определении названий нефти и лишь ограничиваемся результатами анализа содержания смол, что, на наш взгляд, является недостаточно объективным.

Таким образом, проведенные исследования местных нефтей позволили классифицировать их по содержаниям смол, асфальтенов и парафинов, основных компонентов, отражающих их вязкость. Результаты данного исследования могут быть использованы при выборе природы и количества понизителей вязкости местных нефтей перед их транспортировкой по трубопроводам. Причем по достоверности второй метод классификации местных нефтей считается более объективным, чем первый, основанный на лабораторных анализах содержания смол индивидуально в каждом месторождении.

Список литературы:

1. Капустин В.М., Рудин М.Г. Химия и технология переработки нефти. – М. : Химия, 2013. – 495 с.
2. Комбинированные термохимические и электрофизические технологии деэмульгирования устойчивых водонефтяных эмульсий / Б.З. Адизов, С.А. Абдурахимов, А.С. Султанов, И.Д. Эшметов. – Ташкент : Изд: УзР ФА асосий кутубхонаси, 2019. – 236с.
3. Набиев А.Б., Абдурахимов С.А. Интенсификация транспортировки высоковязких нефтей по трубопроводу. – Ташкент : Навруз, 2017. – 135 с.
4. Основы нефтегазового дела : учебник / Э.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2003. – 307 c.
5. Сбор и подготовка нефти и газа : учебник для вузов / Ю.Д. Заменков, Л.М. Макарова, А.Д. Прохоров, С.М. Дудин. – М. : Академия, 2009. – 160 с.
6. Технология сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах : учебник / Р.У. Шафиев, Н.Н. Махмудов, Н.С. Амиркулов, М.А. Турсунов [и др.]. – Ташкент : Фан ва технология, 2016. – 310 с.
7. Трунов В.П. Промысловая подготовка нефти. – Казань : ФЭН, 2000. – 414 с.