Читайте также:
|
ЛЕКЦИЯ 4: СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ НЕНЬЮТОНОВСКИХ ЖИДКОСТЕЙ И СПОСОБАХ ЕЕ ИЗМЕНЕНИЯ
Содержание
Введение 1
3.1. Реологические свойства высоковязких и высокозастывающих нефтей
и влияние на них компонентного состава 1
3.2. Технологии трубопроводного транспорта высоковязких и
высокозастывающих нефтей 1
Литература 22
Введение
В настоящее время экономика Российской Федерации оказывается крайне зависимой от объемов добычи и экспорта энергоносителей. В таких условиях, особое значение приобретает задача повышения уровня объемов добычи и транспортировки углеводородного сырья.
Однако, в течение последних двух десятилетий, в России наблюдается тенденция ухудшения качественно-количественного состояния сырьевой базы нефтяной промышленности. Это происходит за счет изменения структуры и уменьшения запасов нефти, что связано в основном со значительной выработкой многих высокопродуктивных месторождений. Поэтому возникает необходимость ввода в эксплуатацию низкорентабельных мелких месторождений и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Последние приурочены к залежам, расположенным на больших глубинах, низкопроницаемым коллекторам, а также залежам с высоковязкими нефтями.
Особый интерес представляют ресурсы высоковязких нефтей, которые вследствие особых реологических параметров являются фактически неиспользованными энергетическими ресурсами. Кроме того, высоковязкие нефти обладают уникальным химическим составом и являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности.
Ресурсная база балансовых запасов высоковязких нефтей (вязкость более 30 мПас) составляет по России 7,2 млрд. т, в то время как общие балансовые запасы нефти составляют 25,2 млрд. т, т.е. запасы высоковязких нефтей составляют 28,6 % от общероссийских [1, 2].
Реологические свойства высоковязких и высокозастывающих нефтей и влияние на них компонентного состава
Все жидкости принято делить на два класса: ньютоновские и неньютоновские. К ньтоновским жидкостям относятся вода, светлые нефтепродукты, нефти с низким содержанием парафина, парафинистые нефти при высокой температуре. Объединяет их в один класс одинаковый вид зависимости напряжения сдвига 
(напряжение сил трения на поверхности соприкосновения слоев жидкости) от градиента скорости по радиусу 
(скорости сдвига). Графическое изображение этой зависимости называется кривой течения жидкости (рис. 1.) [3-10].
Для ньютоновских жидкостей кривая течения имеет вид прямой, выходящей под углом из начала координат, и описывается уравнением Ньютона
(1.1)
где коэффициент пропорциональности 
, характеризующий угол наклона кривой течения, является динамической вязкостью жидкости.
Пользуясь этими зависимостями можно выявить характер распределения касательных напряжений по сечению трубопровода: 
на оси и 
на стенке трубы. Для характеристики реологических свойств ньютоновских жидкостей достаточно знать их вязкость, плотность и температуру застывания.
Значительно большее количество жидкостей отнесено к классу неньютоновских. В него объединены все те жидкости, кривая течения которых отличается от кривых 1,5 на рис. 1.1 [5-12].
Неньютоновские жидкости, в свою очередь, делятся на:
§ вязкопластичные (или бингамовские);
§ псевдопластичные;
§ дилатантные.
Кривые их течения обозначены на рис. 1.1 индексами 2,3,4 соответственно.
Рис. 1. Зависимость напряжения сдвига от скорости для различных жидкостей: 1,5 – ньютоновских; 2 – вязкопластичных (бингамовских); 3 – псевдопластичных; 4 – дилатантных
Как видно из рис. 1, течение бингамовских жидкостей начинается только после создания определенного напряжения 
, называемого начальным напряжением сдвига. При меньших, чем , напряжениях такие жидкости ведут себя, как твердые тела, а при больших – как ньютоновская жидкость, для которой напряжение сдвига равно 
. По характеру кривой течения видно, что для бингамовского пластика зависимость напряжения от скорости сдвига, описывается уравнением
(1.2)
Зависимость (1.2) называется уравнением Шведова-Бингама. Здесь 
-пластическая вязкость (аналог динамической вязкости при 
).
Для псевдопластичных и дилатантных жидкостей в широком диапазоне изменения скорости сдвига можно применять степенную зависимость напряжения от скорости сдвига
или 
(1.3)
где K и n – постоянные для данной жидкости коэффициенты. Коэффициент K называется характеристикой консистентности, а n – индексом течения.
Исходя из характера кривых течения можно отметить, что для псевдопластиков n < 1, а для дилатантных жидкостей n > 1. Кроме того, видно, что уравнение кривой течения ньютоновских жидкостей представляет собой частный случай уравнения (1.3), когда K = , а n = 1. Следовательно, физический смысл коэффициентов следующий: K – коэффициент, характеризующий вязкость жидкости; n – показатель степени, характеризующий меру отклонения поведения жидкости от ньютоновского.
Зависимости (1.1, 1.2, 1.3) обобщаются реологической моделью Балкли-Гершеля:
(1.4)
Кривые течения 2 и 3 на рис. 1.1 характерны для парафинистых нефтей и нефтепродуктов. При высоких температурах они ведут себя как ньютоновские жидкости.
Итак, для характеристики реологических параметров неньютоновских нефтей необходимо дополнительно знать величины начального напряжения сдвига, пластическую вязкость, характеристики консистентности и индекса течения. Во многих случаях бывает целесообразно рассматривать неньютоновскую жидкость как условную ньютоновскую с динамической вязкостью равной эффективной вязкости
(1.5)
Реологические свойства высоковязких и высокозастывающих нефтей (вязкости, напряжения сдвига, температура застывания), оказывающие непосредственное влияние на процесс их транспортировки по трубопроводам, в существенной степени зависят от компонентного состава.
Кроме трех основных классов углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических) практически всегда в нефти содержатся в значительных количествах смолы и асфальтены.
Наличие парафина в нефти приводит при понижении температуры к структурообразованию и проявлению неньютоновских свойств. Кристаллы парафина образуют пространственную структурную сетку коагуляционного типа. Структурная сетка иммобилизует жидкую фазу, и нефть приобретает свойства гелеобразных систем. Дальнейшее понижение температуры приводит к полной потере подвижности - «застыванию» нефти. С увеличением содержания парафина в нефти ее реологические свойства ухудшаются, и процесс структурообразования смещается в сторону более высоких температур [13-16].
Следует отметить, что высоковязкие беспарафинистые нефти остаются ньютоновским жидкостями в широком диапазоне температур. Высокопарафинистые нефти имеют аномальную вязкость при сравнительно высоких температурах.
Как отмечалось выше, любые нефти, в том числе высокопарафинистые, содержат в своем составе кроме парафинов также смолы и асфальтены, влияние которых на процессы структурообразования и повышения вязкости при понижении температуры различно.
Смолы являются высокополярными поверхностно-активными веществами. Молекулярная масса смол 500-1200 и выше. В смолах содержится основное количество кислородных, сернистых и азотистых соединений нефти. Асфальтены по строению близки к нефтяным смолам, но их молекулярная масса в 2-3 раза выше. Асфальтены представляют собой твердые аморфные вещества темного цвета. Плотность асфальтенов и смол равняется или больше 1 [3, 5].
Смолы и асфальтены подавляюще действуют на способность парафинов образовывать кристаллические структуры. Действие асфальто-смолистых веществ на процесс кристаллизации парафинов проявляется в том, что они легко адсорбируются на гранях кристаллов и препятствуют их росту [4, 5]. Кроме того, некоторые смолы, имеющие длинные алкильные цепи, характеризуются объемным действием, заключающимся в образовании смешанных кристаллов с парафинами, что вызывает изменение их структуры. Объемное действие объясняется не адсорбцией смол на поверхности кристаллов парафина, а распределением их между двумя фазами, что приводит к разрыхлению кристаллической структуры и изменению строения кристаллов парафина [7,13,14]. Т.е. асфальтены и смолы препятствуют структурообразованию при понижении температуры и, таким образом, уменьшают вязкость и температуру застывания. Однако, такое действие асфальтосмолистых веществ проявляется при наличии их в парафинистой нефти до определенного процента, при превышении которого, вязкость нефти увеличивается за счет увеличения процентного содержания тяжелых компонентов (асфальтосмолистых веществ). Следовательно, асфальтены и смолы, при малом содержании в парафинистой нефти, являются депрессаторами (веществами уменьшающими вязкость, напряжения сдвига и температуру застывания), а при больших концентрациях способствуют увеличению вязкости в любых нефтях (высокопарафинистых либо беспарафинистых) [7, 15].
Дата добавления: 2015-02-16; просмотров: 147 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |