Анализ составов и свойств высокосмолистых нефтей

Размещено на http://www.allbest.ru

Анализ составов и свойств высокосмолистых нефтей

Рахимов Б.Р.,

Тожиев О.О.

Аннотация

В настоящее время в Узбекистане увеличивается добыча и транспортировка по трубопроводу высоковзяких нефтей, большинство из которых относятся к высокосмолистым. Такие нефти имеют плохую текучесть, что отрицательно сказывается при их транспортировке по трубопроводам предприятий. С целью решения данной проблемы нами использовано необходимое количество эффективных ПАВ.

Ключевые слова: транспортировка, нефть, высоковязкий,

трубопровод, асфальтен, парафин, смола, растворитель, поверхностноактивные вещества, текучесть, индекс эффективности, степень сдвига.

Annotation

At present, the production and transportation of high-viscosity oils through the pipeline is increasing in Uzbekistan, most of which are highly resinous. Such oils have poor fluidity, which adversely affects their transportation through pipelines in enterprises. In order to solve this problem, we used the required amount of effective surfactants.

Keywords: transportation, oil, high viscosity, pipeline, asphaltene, paraffin, resin, solvent, surfactants, fluidity, phos-pholipid, fatty acids, efficiency index, shear rate.

В настоящее время в Узбекистане увеличивается добыча и транспортировка по трубопроводу высоковзяких нефтей, большинство из которых относится к высокосмолистым. Такие нефти являются слотной смесью органических и неорганических веществ с непостоянным составом и свойствами, что даёт основание считать их неньютоновскими жидкостями.

По данным [1] основнея масса ферганских нефтей относится к смолистым, из которых можно выделить два типа гудронов: мазеобразные (месторождения Южный Аламышик) и смолистые (типа Избаскентских месторождений).

Более вязкие нефти сегодня добывают в Южных месторождениях Кокайты, Чигара и Хаузаг Сурхандарьиской области, которые содержат в значительных количествах серы, смол, парафинов и др. В отличии от ферганских данные нефти содержат в больших количествах ароматических и нафтеновых углеводородов [2].

К смолянистым также относится, и Бухарская нефть т.к. она содержит до 15% акцизных смол и до 10 % гудрона [3].

В Минбулакской нефти (Наманганская обл.) содержание асфальтенов ровно 6,8 %, селикогелевых смол - 15,65% и парафинов - 16%, что такие завышает вязкость добываемой и транспортирусмой нефти [4].

Высоко содержание селикагельвых смол имеется в нефтях месторождений Амударья (29,2 %), Ляльмикор (27,8 %), Коштар (23,9%), Миршади (38,69%), Ханкыз (17,6%), Северный Сох (13,5%) и др. [5].

Для изучения данного вопроса нами проведены ряд анализов т.е определения изменений динамической вязкости (д) нефтей близких по расположению месторождений в зависимости от содержания в них остаточной пластовой воды (Оь).

На рисунок 1. показаны данные характиристики для нефтей месторождений Миршоди и Северный Сох, которые содержат сильно различающеся количество силикагелевых смол.

Из рисунка1 видно, что с увеличением содержание остаточной воды в нефтях Миршади и Северный Сох до 2,0 % динамическая вязкость первого увеличивается примерно в 2,5 раза, а последнего в 2,3 раза. Это можно обьяснить тем, что чем больше смолистых веществ и остатоской воды, тем сильнее происходит рост динамической вязкости нефти.

Рисунок 1. Изменение динамической вязкости (д) нефтей месторождений Миршади (кривая 1) и Северный Сох (кривая 2) в зависимости от содержания в них пластовой воды (Qb)

Рисунок 3. Изменение динамического напряжения сдвига (т0) нефтей месторождений Миршоди (кривая 1) и Северный Сох (кривая 2) в зависимости от температуры.

Рисунок 2. Изменение динамической вязкости (д) нефтей месторождений Ханкыз (кривая 2) и Амударья (кривая 1) в зависимости от содержания в них пластовой воды (Оь)

высокосмолистый нефть месторождение

Учитывая это нами изучены изменения динамической вязкость (ц.) нефтей месторождений Амударья и Ханкыз в зависимости от содержания в них остаточной пластовой воды (Оь), результаты которых представлены на рис.2.[5]

Из рис.2 видно, что с увеличением остаточной пластовой воды до 2,0 % динамическая вязкость нефти месторождения Амударья повышается примерно в 2,7 раза, а Ханкыз - в 1,7 раза. Это говорит о том, что низкое содержение силикагелевой смолы даже при высоком содержании асфальтенов слабо повышает динамическую вязкость нефти месторождения Ханкыз, чем - Амударья.

Для полноценной оценки реологических характеристик нефтей необходимо изучить их динамическое напряжение сдвига (т0) в зависимости от температуры измерения.

На рис. 3 представлены изменения динамического напряжения сдвига (т0) нефтей месторождений Миршоди (кривая 1) и Северный Сох (кривая 2) в зависимости от температуры.

Из рис. 3 видно, что с увеличением температуры от 0 0С до 500С динамическое напряжение сдвига нефтей месторождения Миршоди уменьшается примерно в 2,0 раза, а Северный Сох - и 2,8 раза. Это связано с составом последнего и его реологическими свойствами.

Изучение такого же параметра для нефтей месторождения Амударья (кривая 1) показано, что с повышением температуры от 00С до 500С динамическое напряжение сдвига уменьшается в 1,5 раза, а для Ханкыз - в 1,6 раза. Это ещё раз подтверждает роль состава нефтей при оценке реологических свойств.[5]

Такие образом проведенные исследования показывают, что в Узбекистане большинство добываемых и транспортируемых на промышленную переработку нефти относятся к высокосмолистым, в частности к ним относятся ферганские, бухарские и сурхандарынские нефти, которые считаются не нюьтоновскими жидкостями и объективно характеризуются их динамической вязкостью и динамическими напряжениями сдвига в зависимости от температуры т.е. реологические показатели более корректно определяют их текучесть по трубопроводам. Причем, высокосмолистые нефти по характеру полученных кривых близки друг-другу, но разлигаются в их значениях. Поэтому для эффективного решения задач транспортировки местных нефтей целесообразно исследовать их реологические показатели индивидуально, что позволяет более точно дозировать ПАВ в трубопроводы.

Более интенсивное снижение вязкости местных нефтей при повышенном содержании в них силикагелевых смол можно обьяснить их поверхностно - активными свойствами, что подтверждается экспериментальными данными.

Использованные источники

Адизов. Б.З., Абдурахимов С.А., Султанов А.С., Эшметов И.Д. Комбинированные термохимические и электрофизические технологии деэмульгирования устойчивых водонефтяных эмульсий. Т.: Изд.УзРФА асосий кутубхонаси, 2019, 236 с

Амиркулов Н.С, Азизов Х.Х, Шафиев Р.У. Методическое руководство по определенно реологическим свойствам нефти и водонефтяной эмульсии // ТашТТУ, Ташкент, 2000-46 с.

Хамидов Б.Н., Нарметова Т.Р., Азимова М.И., Хабиллаев С.Б., Исследование нефти месторождения Миршады Сурхандарьинской области // Докл. АН Узбекистане, 1994, N 11, с. 23

Рахимов, Б.Р., Абдурахимов, С.А., Адизов, Б.З., & Салиханова, Д.С. (2021). Повышение текучести высоковязких нефтей по трубопроводам. Universum: технические науки, (6-3 (87)), 93-96.

Капустин В.М, Рудин М.Г., Химия и технология переработки нефти. -М.: Химия, 2013-495 с.

Размещено на Allbest.ru