CC BY
41
УДК 665.61.085.6: 543.422.4
РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ПОМОЩЬЮ МОДИФИЦИРУЮЩИХ ДОБАВОК
© Г. Р. Рыскулова*, Р. Н. Ширяева, Д. В. Серебренников
Башкирский государственный университет Россия, Республика Башкортостан, 450076 г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32.
*ЕтаИ: [email protected]
Была определена вязкость образцов нефти из Аскаровского и Герасимовского месторождений в присутствии различных модифицирующих добавок. Оказалось, что модификаторы В-19 и В-45 значительно снижают вязкость данных образцов нефти Получена зависимость эффективной вязкости (ц) от скорости сдвига (Dr) для образца Герасимовской нефти при температуре 20 °С. При малых скоростях сдвига наблюдается максимум, при больших скоростях сдвига вязкость не зависит от Dr Рассчитаны спектральные коэффициенты для нефтей и ас-фальтенов. Установлено, что асфальтены отличаются от нефти меньшим коэффициентом алифатичности и большим коэффициентом осерненности.
Ключевые слова: нефть, асфальтены, реология, модифицирующие добавки, вязкость, спектральные коэффициенты.
В связи с уменьшением запасов легких нефтей в переработку все больше вовлекаются тяжелые и высоковязкие нефти с повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (САВ). Нефть с высоким содержанием САВ способна к образованию отложений. Отложение парафинов, смол и асфальте-нов и повышение вязкости нефти с понижением температуры является одной из серьезных проблем, возникающих при добыче нефти. Для снижения вязкости нефти используют различные поверхностно-активные вещества, присадки, магнитные поля [1-4].
В табл. 1 приведены физико-химические характеристики для исследуемых нефтей Аскаровского и Герасимовского месторождений. Для них характерно высокое содержание парафино-нафтено-вых и ароматических углеводородов. Аскаровская нефть характеризуется также большим содержанием смол.
Были получены спектры образцов нефтей и ас-фальтенов. По полученным спектрам рассчитаны спектральные коэффициенты ароматичности С1 (А1600/А720), окисленности С2(Ап1о/Амбо), раз-ветвленности С3 (А1380/А1460), алифатичности С4 ((А720+А1380)/А1600), осерненности С5 (А1030/А1460) (табл. 2), из которой видно, что асфальтены отли-
чаются от нефти меньшим коэффициентом алифатичности и большим коэффициентом осерненности. Аскаровская нефть характеризуется наибольшим показателем алифатичности, указывающим на преобладание алкановых цепей в структуре углеводородов, входящих в ее состав. Степень ароматичности выше у нефти Герасимовского месторождения - это означает, что асфальто-смолистые вещества в нефти находятся в более устойчивом состоянии. Вероятность агрегирования асфальтенов небольшая [5].
Реологические параметры данных образцов нефти определяли на ротационном вискозиметре «Реотест-2» с цилиндром Si при изменении градиента скорости сдвига от 3 до 1312 с-1 в диапазоне температур 20-60 °С. В качестве модифицирующих добавок были использованы ОКН (О - оксиалкили-рованный жирный амин, К - кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов, Н - нефрас А), лапрол 6000, В-19, американская присадка, В-45, BASF, W-26 (состав данных ПАВ неизвестен). Концентрация добавок составляла 0.05-0.2% масс.
На рис. 1 представлены реологические кривые течения для Герасимовской нефти в интервале температур 20-60 °С. Нефть по характеру течения при
Таблица 1
Физико-химические характеристики нефти_
Показатели Нефть
Герасимовская | Аскаровская
Плотность при 20 °С, кг/м3 908.8 902.8
Группой углеводородный состав, % масс.
парафино-нафтеновые 36.9 32.9
ароматические, в том числе: 48.4 45.1
моноциклические 17.1 14.7
бициклические 8.0 9.0
полициклические 23.3 21.4
смолы бензольные 4.3 4.6
смолы спирто-бензольные 7.8 14.9
асфальтены 2.6 2.6
Таблица 2
Спектральные коэффициенты нефти и асфальтенов
| Образец 1 С1 | С2 | С3 | С4 1 С 5 |
Герасимовская нефть 1.40 - 0.76 1.24 0.57
Асфальтены Герасимовской нефти 1.40 - 0.95 1.10 0.86
Аскаровская нефть 1.08 - 0.60 1.84 0.28
Асфальтены Аскаровской нефти 0.61 - 0.88 1.42 0.75
низких температурах относится к псевдопластической жидкости. С повышением температуры характер течения нефти меняется и подчиняется закону Ньютона. Аналогичные зависимости характерны и для Аскаровской нефти. Вышеперечисленные добавки не влияют на общий вид зависимости.
Рис. 1. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для Аскаровской нефти при температуре, °С: 20 (1), 30 (2), 40 (3), 50 (4), 60 (5).
На рис. 2 показана зависимость эффективной вязкости (п) от скорости сдвига фг) для образца Герасимовской нефти при температуре 20 °С. При малых скоростях сдвига наблюдается максимум, при больших скоростях сдвига вязкость не зависит от Dг.
П, мПас
Рис. 2. Зависимость вязкости от напряжения сдвига для Аскаровской нефти при 20 (1), 30 (2), 40 (3), 50 (4), 60 (5) °C.
Все добавки понижают вязкость нефти из Гера-симовского месторождения (табл. 3). Добавление лапрола, BASF и W-26 приводит к повышению вязкости Аскаровской нефти. Наибольшее снижение вязкости нефтей происходит при введении В-45 и В-19.
Таким образом, наилучшее модифицирующее действие на образцы нефти оказывают В-45 и В-19. Добавки разрушают сольватный слой вокруг ас-фальтеновых мицелл, способствуют улучшению реологических свойств коллоидной системы, что выражается в значительном понижении динамической вязкости. На Герасимовскую нефть модификаторы оказывают эффект разбавления.
Таблица 3
Динамическая вязкость нефтей и их композиций_
Образец Вязкость при соответствующих скоростях сдвига, мПас
145.8 | 243 | 437
Аскаровская нефть (без добавок) 150 127 103
+0.05% лапрола 158 134 103
+0.05% американской присадки 95 93 95
+0.05% ОКН 15% активной формы 128 122 104
+0.05% W-26 152 132 106
+0.05% В-19 45 73 69
+0.05% В-45 41 56 64
+0.05% BASF 256 195 160
Герасимовская нефть (без добавок) 81 90 95
+0.05% лапрола 69 78 84
+0.05% американской присадки 4 5 18
+0.05% ОКН. 15% активной формы 8 29 41
+0.05% ОКН. 30% активной формы \ 12 12 27
+0.05% W-26 6 10 20
+0.05% В-19 4 10 19
+0.05% В-45 4 5 14
+0.05% BASF 8 7 19
ЛИТЕРАТУРА
1. Халикова Д. А., Юсупова Т. Н. Оценка влияния высокомолекулярных н-алканов на физико-химические свойства па- 4. рафинистых нефтей // Нефтегазовое дело. 2003.Т.7, №1. С. 133-136.
2. Муллакаева М. С., Абрамов В. О., Градов О. М., Новотор-цев В. М., Еременко И. Л. Исследование воздействия уль- 5. тразвука и химических реагентов на реологические свойства нефти Лузановского местрождения // Нефтепереработка и нефтехимия. 2011. №11. С. 23-28.
Фахредтинов П. С., Борисов Д. Н., Романов Г. В. Новые регуляторы реологических свойств высокосмолистой нефти // Нефтегазовое дело. 2007. С.1-10.
Аббакумова Н. А., Петрова Л. М., Фосс Т. Р., Романов Г. В., Елпидинский А. А. Влияние структурирующих компонентов на вязкость нефтей // Технологии нефти и газа. 2011. №1(72). С. 3-6.
Рыскулова Г. Р., Ширяева Р. Н., Серебренников Д. В. Исследование состава асфальтенов высоковязких нефтей методом ИК-спектроскопии // Вестник Башкирского университета. 2016. Т. 21. №4. С. 1055-1061.
Поступила в редакцию 17.05.2017 г.
REGULATION OF RHEOLOGICAL PROPERTIES OF HIGH-VISCOSITY OILS WITH MODIFYING ADDITIVES
© G. R. Ryskulova*, R. N. Shiryaeva, D. V. Serebrennikov
Bashkir State University 32 Zaki Validi Street, 450076 Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia.
*Email: [email protected]
The deposition of paraffins, resins, and asphaltenes and an increase of oil viscosity with a decrease in temperature is one of the major problems arising in the production of oil. To reduce the viscosity of oil, various means including application of surfactants, additives, and magnetic fields are used. The objects of this study are oil samples from the Askarovsky and Gerasimov fields. OBN (O-oxyalkylated fatty amine, B-bottom residue of rectification of butyl alcohols, N-nefras A), laprol 6000, B-19, American additive, B-45, BASF, W-26 (the composition of this surfactants is unknown) were applied as modifying additives. The concentration of additives was 0.05-0.2% by weight. It is established that the best modifying action was demonstrated by additives B-45 and B-19. The rheological parameters of these oil samples were determined on a rotational visco-meter "Reotest-2" using cylinder S1 with a change in the gradient of the shear rate from 3 to 1312 s-1 in the temperature range 20-60 °C. The dependence of the effective viscosity (n) on the shear rate (Dr) for a sample of Gerasimov oil at a temperature of 20 °C has been obtained. At low shear rates, a maximum is observed; at high shear rates, the viscosity is independent of Dr. The spectral coefficients for oils and asphaltenes are calculated. It has been established that asphaltenes differ from oil by a lower coefficient of aliphaticity and a higher coefficient of sulphidity.
Keywords: oil, asphaltenes, rheology, modifying additives, viscosity, spectral coefficients.
Published in Russian. Do not hesitate to contact us at [email protected] if you need translation of the article.
REFERENCES
1. Khalikova D. A., Yusupova T. N. Nefegazovoe delo. 2003. Vol. 7, No. 1. Pp. 133-136.
2. Mullakaeva M. S., Abramov V. O., Gradov O. M., Novotortsev V. M., Eremenko I. L. Neftepererabotka i neftekhimiya. 2011. No. 11. Pp. 23-28.
3. Fakhredtinov P. S., Borisov D. N., Romanov G. V. Neftegazovoe delo. 2007. Pp. 1-10.
4. Abbakumova N. A., Petrova L. M., Foss T. R., Romanov G. V., Elpidinskii A. A. Tekhnologii nefti i gaza. 2011. No. 1(72). Pp. 3-6.
5. Ryskulova G. R., Shiryaeva R. N., Serebrennikov D. V. Vestnik Bashkirskogo universiteta. 2016. Vol. 21. No. 4. Pp. 1055-1061.
Received 17.05.2017.
