WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

Это обстоятельство приводит к тому, что при использовании реологического уравнения (1) для определения потерь давления в трубопроводе с вязкоупругой жидкостью возникает существенное расхождение с,. 4. (t =0 ° ) :

4 1 - 2 - 3 - 2 0, 0, 0,, 2 4 ° t, t, / t, / 16 14 0, 0, 0,, 2 4 12 10 -8 -4 6 -4 -2 -0 -0, 0, 0,, 2 4 0, 0, 0,, 2 4 -. 5. ( ) ( ). 6. (t =0 ° ) (t =0 ° ) : :

1 - 1 - 2 - 2 - 3 - 3 - Таблица 1.

Изменение реологических свойств нефтей месторождений Республики Коми в зависимости от давления сепарации и температуры Давление Пластическая вязкость нефти, Статическое напряжение Динамическое напряжение Плот- Темперасепарации мПа·с, при температуре 0С сдвига, Н/м2 при сдвига, Н/м2 при ность, тура Рсеп, МПа температуре 0С температуре 0С кг/м3 застыван ия, 0С 0 5 10 15 0 5 10 15 0 5 10 Усинское 0, 0 40, 0 31, 0 22, 0 14, 0 8, 6 4, 5 0, 3 0, 0 3, 0 2, 6 0, 55 0, 00 0, 838 +0, 2 34, 0 26, 0 18, 0 11, 0 6, 4 3, 0 0, 2 0, 0 2, 0 1, 6 0, 35 0, 00 0, 834 -27, 0 0, 0, 4 21, 0 14, 0 9, 0 4, 2 2, 0 0, 0 1, 6 1, 2 0, 25 0, 00 0, 829 -21, 0 0, 0, 6 16, 0 11, 0 7, 0 2, 6 1, 6 0, 0 1, 0 0, 8 0, 20 0, 00 0, 827 -Таблица 2.

Значение Кроссовской вязкости и модуля упругости в зависимости от температуры и давления сепарации Значения модуля упругости. Па, Значения Кроссовской вязкости, мПас, при Давление температурах, °С при температурах, °С Месторождений сепарации, MПa 0 5 10 15 0 5 10 Усинское 0,0 0,223 0,183 0,129 - 0,417 0,432 0,261 0,2 0,108 0,084 0,064 - 0,345 0,343 0,110 0,4 0,105 0,074 0,056 - 0,329 0,195 0,090 0,6 0,084 0,072 - - 0,316 0,164 - результатами эксперимента. Ниже предлагается расчетная модель установившегося движения вязкоупругопластичной жидкости в трубопроводе, позволяющая использовать данные вискозиметрических измерений.

Уравнение равновесия выделенного объема жидкости в трубопроводе имеет вид:

r2 = ( - ) 2rl (2) где r – текущий радиус, м;

l – длина выделенного участка, м.

Связь между напряжениями и деформациями определяется в виде:

- = S, (3) 0 Э В работе указано, что эффективная вязкость, определяемая по данным 1 - ротационной вискозиметрии как, не может служить мерой вязкости для Э = S жидкости, обладающей вязкоупругими свойствами. Если жидкость в условиях ламинарного сдвига проявляет обратимую деформацию, то между главными осями эллипсоидов напряжения и скорости деформации наблюдается угловое расхождение. При этом лишь часть напряжения тратится на преодоление вязкого сопротивления и с увеличением напряжения сдвига расхождение будет расти, что приведет к соответствующему изменению экспериментального значения вязкости. Учитывая данную поправку, истинное значение коэффициента вязкости, соответствующего деформации чистого сдвига, получено в виде:

( - )2 (4) t = Э 1 + 4G где G – модуль упругости жидкости при сдвиге.

Соотношение (4) можно записать также в виде:

1 1 ( -0)= +, (5) э t2 4 t2 GИз (5) следует, что для линейных вязкоупругих сред (t =const, G =const) между величинами и существует линейная связь. Это позволяет по данным э обычной ротационной вискозиметрии определить истинную вязкость t и модуль упругого сдвигаG.

Определены значения реологических характеристик нефтей и их смесей в зависимости от температуры и давления сепарации. В итоге предложено уравнение для гидравлического расчета нефтепроводов по которым транспортируются вязкоупругие нефти:

2 2 2 2 12G [(1 + zc )5 / 2 - 1]+ 5( - 4G )[(1 + zc )3/ 2 - 1]+ 60G 0 32 L3G (6) Q = zc 2 2 2 tP[zc 4 (1 + zc )3/ - 8 1 + zc + ln( zc + 1 + zc )] P R -2L где (7) zc = 2G где t - истинная вязкость;

P - перепад давления;

Q - расход жидкости;

0 - динамическое напряжение сдвига;

L - длина трубопровода;

R - радиус трубопровода.

Обработка результатов исследований позволила получить ряд зависимостей для расчета реологических параметров неньютоновских нефтей при различных газосодержаниях и температурах.

Зависимость эффективной вязкости от содержания в нефти растворенного газа при фиксированном значении температуры можно выразить формулой µэн = µэо ехр[е-mt Vн], (8) m =10с tk, (9) где µэн, µэо – эффективная вязкость газонасыщенной и дегазированной нефти при фиксированном значении температуры, сП;

с,k – коэффициенты, зависящие от содержания парафина в нефти, определяются из графика (рис. 7);

Vн – газосодержание газа в нефти, нм3/м3.

Для расчета пластической вязкости, статического и динамического напряжений сдвига получены зависимости этих параметров от давления сепарации.

Пластическая вязкость н =0 -0сеп (10) 0 = n + 0,15t (11) где н,0 – пластические вязкости газонасыщенной и дегазированной нефти при фиксированном значении температуры, сП;

сеп – давление сепарации, МПа;

0 – постоянный коэффициент, зависит от состава нефти и нефтяного газа, значения которого для нефтей перечисленных месторождений приведены в табл.3;

t – значение температуры, 0С.

Рис.7. Изменение коэффициентов с и k в зависимости от содержания в нефти парафина.

Таблица 3.

Месторождения Значения коэффициента Усинское 3,Возейское 3,Грубешорское 3,Статическое напряжение сдвига стн = ст0 е-mPсеп, (12) Динамическое напряжение сдвига дн = до е-nPсеп, (13) где,, дн,до – соответственно значения статического и динамического стн ст напряжений сдвига газонасыщенной и дегазированной нефтей при фиксированных значениях температуры, Н/м2;

Рсеп – давление сепарации, МПа;

m и n – коэффициенты (для нефтей указанных месторождений m=n=0,14) характеризующие аномальные свойства нефти.

Погрешности определения вязкости и идн :

ст по формуле (8): максимальная – 30%, среднее – 10-12%;

по формуле (10): максимальная – 16-17%, среднее – 3%;

по формуле (12) и (13): максимальная – 22%, среднее – 9%.

Полученные формулы (8)-(13) хорошо совпадают с экспериментальными данными в области температур, где проявляются неньютоновские свойства.

Верхнюю границу температуры рекомендуется определять по формуле, предложенной в работе Ю.В. Скрипникова.

t = 2,5 +1,34П, (14) где П – содержание парафина в нефти, %;

t – температура, выше которой нефти можно считать ньютоновскими жидкостями, 0С.

При температурах нефти выше получаемой из формулы (14) вязкость нефти рекомендуется определять по одной из формул, приведенных в диссертации.

Приводятся результаты исследований по термообработке высокопарафинистых нефтей. Для этого был разработан специальный прибор, конструкция которого позволяет проводить термообработку дегазированных и газонасыщенных нефтей с сохранением легких фракций исследуемого продукта.

Исследованиями установлено, что оптимальная температура термообработки – составляет 80-900С; (это наглядно иллюстрируется на рис.8).

При этом пластическая вязкость аномальной нефти принимает устойчивое значение, равное 5-10 мПас что обеспечивает безаварийный транспорт нефти.

Традиционная технология термообработки – нагрев до 80-900С, регулируемое охлаждение от температуры нагрева (80-900С) до расчетной температуры транспорта (для условий 0Европейского Севера – 00С) в статике, с известной скоростью – не более 20 С в час, требует строительства резервуарного парка объемом эквивалентным заполнению в течение 4-4,5 часов от проектной производительности головной НПС. Например, для нефтепровода «Уса-Ухта» с производительностью Q=18млн.т/год требуемый объем резервуарного парка составит 100000 тонн.

В работе предлагается другая технология термообработки– нагрев нефти до 80-900С и последующее охлаждение до 40С с регулируемым темпом 200С/час, затем от 400С до 00С – охлаждение с произвольным темпом. Эта технология основана на том, что в любых нефтях процесс кристаллизации заканчивается в условиях регулируемого охлаждения при температуре 40С и дальнейшее охлаждение независимо от его темпа влияния на формирование реологических свойств не оказывает. Предложенная технология учитывает это обстоятельство и рекомендует закачку термообработанной нефти в трубопровод производить при температуре (80-900С) с последующим ее регулирующим охлаждением до температуры 40С непосредственно в трубопроводе. Такая технология позволяет отказаться от сооружения объемного резервуарного парка.

Если система трубопроводов не позволяет осуществить регулируемое охлаждение термообработанной нефти, то максимальная емкость резервуарного парка составит не более 40000 тонн. Кривые течения термообработанной нефти Грубешорского месторождения по общепринятой технологии и по предложенной показаны на рис.9.

Кроме того, были проведены исследования по сохранению подвижности термообработанной нефти Грубешорского месторождения при хранении ее в Рис. 8. Изменение пластической вязкости нефти Грубешорского месторождения в зависимости от температуры термообработки Рис.9. Кривые течения термообработанной нефти Грубешорского месторождения 1 – по общепринятой технологии;2 – по предложенной технологии.

статике в зависимости от температуры термообработки. Результаты приведены на рис. 10, из которого видно, что термообработка нефти при 80-900С позволяет сохранить подвижность нефти соответственно в течение 100-1000 часов.

Изучены реологические свойства смесей высокопарафинистых нефтей Усинского, Возейского и Харьягинского месторождений с высоковязкой (смолистой) тяжелой нефтью пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Температура застывания тяжелой нефти ниже минус 200С, но вязкость при 00С достигает 34400мПа.с (вязкость газонасыщенной нефти при этой температуре – 18545 мПа.с).

Кривые течения смесей нефтей приведены на рис. 11.

При этом показано, что температуру застывания смесей можно определить по формуле tз = t1 + (t2 - t1)(0,66x2 + 0,34), (15) где tз – температура застывания смеси, 0С;

t1 – наиболее высокая из температур застывания двух смешиваемых жидкостей, 0С;

t2 – соответственно, наиболее низкая температура, 0С;

x –массовая доля нефти с наиболее низкой температурой застывания, 0С.

Плотность смеси определяется по классической формуле:

= x + x, см 1 1 2 где – плотность смешиваемых компонентов при одинаковой 1, температуре, г/см2;

x1, x2 – содержание компонентов в смеси, долях единицы.

Приводятся также результаты исследований по смешению высокопарафинистых нефтей с другими нефтями и углеводородными жидкостями.

Установлено (таблица 3), что 5-6 последовательных разрушений парафинистой структуры, приводят к тому, что нефть значительно улучшает реологические параметры и не застывает. При этом показано, что наиболее эффективно на реологические параметры действует барообработка с темпом МПа цикл/мин, т.е. максимальное улучшение транспортабельных свойств нефти происходит при баровоздействии на нефть под давлением 1МПа с частотой цикл/мин. Это наглядно показано в таблицах 4,5 по увеличению производительности.

На основании проведенных исследований построен график зависимости относительного расхода нефти в трубопроводе от темпа барообработки (рис.12) (относительный расход нефти – отношение расхода необработанной нефти к расходу после обработки).

Приведены результаты исследований по улучшению транспортабельных характеристик высокопарафинистых нефтей путем обработки их депрессорными присадками.

Показано, что для каждой нефти необходимо подбирать индивидуальную присадку.

Рис. 10. Влияние температуры термообработки на время потери подвижности нефти Грубешорского месторождения при хранении в статике (t = 0С) Рис. 11. Кривые течения смеси легких и тяжелых нефтей Усинского, Харьягинского и Возейского месторождений при температуре 0С 1-6 – соответственно содержание в смеси 0; 5; 10; 20; 30; 40% тяжелой нефти пермо-карбоновой залежи Рассмотренные методы находят эффективное применение для нефтей с содержанием парафина до 10-15%. При содержании парафина более 15-20% предложен ряд комбинированных методов воздействия. Исследования проводились на смеси нефтей Харьягинского месторождения, содержание парафина в которой составило 18%.

Таблица 3.

Периодичность разрушений, ч 0,5 2,Статическое Статическое Число разрушений Напряжение сдвига, Число разрушений Напряжение сдвига, Н/м2 Н/м1 50,0 1 50,2 14,1 2 17,3 10,3 3 12,4 8,8 4 10,5 8,2 5 9,6 6,9 6 8,7 6,8 7 8,8 6,8 8 7,9 7,0 9 7,10 6,9 10 7,Таблица 4.

Изменение времени релаксации от температуры и темпа барообработки Температура Время Частота Темп Величина опыта, релаксации, барообработки, барообработки, относительной С С-1 цикл/мин релаксации МПацикл/мин 00С 728 - 0,0 1,685 7 3,5 1,658 10 5,0 1,571 20 10,0 1,560 30 15,0 1,50С 345 - 0,0 1,340 7 3,5 1,332 10 5,0 1,275 20 10,0 1,270 30 15,0 1, Таблица 5.

Изменение производительности от температуры и темпа барообработки Температура Производите Относительная Частота Темп и рабочее льность, производитель барообработ барообработки, давление, М3/с ность ки, МПа*цикл/мин С, МПа цикл/мин t = 00C 0,018 1,00 0 0,Р = 0,5 МПа 0,020 1,11 7 3,0,021 1,17 10 5,0,023 1,28 12 6,0,024 1,33 15 7,0,025 1,39 20 10,0,026 1,44 30 15,0,027 1,50 40 20,t = 00C 0,018 1,00 0 0,Р = 1,0 МПа 0,025 1,39 7 7,0,026 1,44 10 10,0,026 1,44 12 12,0,026 1,44 15 15,0,027 1,50 20 20,0,027 1,50 30 30,0,027 1,50 40 40,t = 50C 0,048 1,00 0 0,Р = 0,5 МПа 0,056 1,17 7 3,0,062 1,29 10 5,0,067 1,39 12 6,0,068 1,42 15 7,0,070 1,46 20 10,0,071 1,48 30 15,0,072 1,50 40 20,t = 50C 0,048 1,00 0 0,Р = 1,0 МПа 0,069 1,44 7 7,0,070 1,46 10 10,0,071 1,48 12 12,0,071 1,48 15 15,0,072 1,50 20 20,0,072 1,50 30 30,0,072 1,50 40 40, 2,1, – t = 0С Р = 0,5 МПа – t = 0С Р = 1,0 МПа – t = 5С Р = 0,5 МПа – t = 5С Р = 1,0 МПа Рис. 12. Зависимость относительной производительности от темпа воздействия Приготовленная смесь нефтей подвергалась термообработке;

термообработке в газонасыщенном состоянии; обработке ингибитором парафиноотложений ХТ-48 без термообработки и с последующей термообработкой; разбавлению конденсатом; термообработке с последующей добавкой конденсата. Установлено что наибольший эффект для улучшения свойств харьягинской нефти дает комбинированное воздействие:

– добавка ингибитора парафиноотложений с последующей термообработкой (А.С. №987277);

– термообработка нефти с последующим разбавлением нефти конденсатом в пределах 15-20%.

Проверка результатов исследований по улучшению реологических свойств нефтей путем газонасыщения и механического воздействия, проводились на стендовых установках построенных для этих целей на Усинском месторождении, на площадке НПС ''Ухта'' и на магистральных нефтепроводах ''Уса-Ухта'' и ''Ухта-Ярославль''. Схема экспериментального стенда на Усинском месторождении приведена в работе.

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»