НЕФТЕХИМИЯ, 2004, том 44, № 1, с. 63-67
УДК 665.61.035.6:543.42
ВЛИЯНИЕ ПОСТОЯННОГО МАГНИТНОГО ПОЛЯ НА СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ
© 2004 г. Ю. В. Лоскутова, Н. В. Юдина
Институт химии нефти СО РАН, Томск Поступила в редакцию 27.12.2002 г. Принята в печать 08.10.2003 г.
Исследовано влияние постоянного магнитного поля на реологические и парамагнитные свойства ряда парафинистых нефтей (ПН). Для высокопарафинистых нефтей (ВПН) с повышенным содержанием нейтральных смол при воздействии магнитного поля отмечено увеличение вязкости и энергии активации вязкого течения и их снижение для высокопарафинистых нефтей с повышенным содержанием кислых смол. Процессы образования ассоциатов, протекающие в нефтяных дисперсных системах после магнитного воздействия и определяющие изменение реологических свойств нефти, зависят от содержания парафиновых углеводородов, смол и асфальтенов. Изменение при магнитной обработке степени ассоциации молекул, которое сопровождается скачкообразным изменением энергии активации вязкого течения, свидетельствует о происходящих в нефтяной системе структурных преобразованиях. Воздействие магнитного поля смещает ассоциативно-диссоциативное равновесие в нефтяной дисперсной системе, приводит к различным релаксационным эффектам.
ВВЕДЕНИЕ
В процессе добычи, транспорта и хранения нефти возникает ряд проблем, решение которых требует глубокого понимания механизмов струк-турообразования. К таковым относятся образование асфальто-смоло-парафиновых отложений в резервуарах и трубах, высокие значения вязкостно-температурных свойств парафинистых и высоковязких нефтей [1-3]. Снижение затрат на добычу и транспорт нефтей возможно через управление их реологическими характеристиками. Механизмы структурообразования в нефтяных системах под воздействием внешних факторов и взаимосвязь структурообразования с реологическими свойствами были рассмотрены в [4-8].
Наряду с многочисленными методами улучшения реологических свойств нефтяных систем и для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями в последние годы все более широкое применение находит метод магнитной обработки, осуществляемый с помощью специальных устройств - магнитоактиваторов. Однако промышленные испытания на ряде месторождений, наряду с положительными эффектами, выявили и негативные последствия использования магнитоактиваторов для борьбы с нефтяными отложениями [2, 3, 9]. Существующие экспериментальные исследования влияния магнитного поля на различные нефтяные системы в полной мере не объясняют результатов, получаемых на практике, что связано с недостаточной теоретической разра-
боткой проблемы действия сил магнитного поля на вещества различного строения [10, 11].
Результаты исследования влияния постоянного магнитного поля на реологические свойства ряда парафинистых нефтей, представленные в данной работе, позволяют на более детальном уровне оценить динамику структурно-механических преобразований в нефтяных дисперсных системах после внешнего воздействия [12, 13].
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
В качестве объектов исследования были отобраны образцы парафинистых нефтей ряда месторождений Западной Сибири [доля парафиновых углеводородов (УВпар) от 3 до 24 мас. %]. Кроме того, ряд нефтей характеризуется повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (САК) - более 5 мас. %.
Магнитная обработка (МО) проводилась при помощи лабораторного магнитоактиватора МАЖ, который по техническим характеристикам аналогичен магнитоактиваторам, применяемым при добыче нефти [14]. В МАЖ используются семь кольцевых магнитов, позволяющих получать не менее шести магнитных зон с чередующимися направлениями радиального поля. Применение композиционных магнитотвердых материалов на основе сплавов редкоземельных металлов Ре-Ш-В обеспечивает амплитуду магнитной индукции до 0.6-0.8 Тл.
Ц
3
1*
1
2* 2
3
3*
4
4*
V, мм2/с 140
120 100 80 60 40
20
1*
0.5
1.0
1.5 2.0
Время, ч
3.2 1000/Г, 1/К
Рис. 1. Зависимости вязкости от температуры до и после (*) магнитной обработки нефтей: 1 - Урманской, 2 - Южно-черемшинской, 3 - Останинской, 4 - Само-тлорской.
Реологические характеристики нефти до и после МО определяли при помощи ротационного вискозиметра Реотест 2.1 и капиллярных вискозиметров в течение 48 ч. Расхождения последовательных измерений от среднеарифметического не превышают 4.3% для динамической и 2.1% для кинематической вязкости нефти.
Содержание парамагнитных центров (ПМЦ) устанавливали методом ЭПР-спектроскопии на эпр-спектрометре "8ЕХ-2544" (Польша). Эталонирование проводили с помощью рубинового стержня, установленного в резонаторе спектрометра [5].
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
I. Влияние магнитной обработки на реологические свойства нефти
Влияние постоянного магнитного поля на процессы структурообразования в нефтяных системах оценивали по изменению величины энергии активации вязкого течения Еакт. Значения Еакт рассчитывали по кривым зависимости вязкости от температуры (диапазон температур 20-60°С) в
Рис. 2. Изменение во времени вязкости (V) парафини-стых нефтей до и после (*) магнитной обработки:
1 — Северо-Останинская нефть, 2 - Калиновая нефть, 3 - Урманская нефть.
аррениусовских координатах ^п - 1/Т (рис. 1). Как правило, график представляет собой два участка, отвечающих определенным типам структурообразования и разделенных температурой фазового перехода или температурой разрушения кристаллической парафиновой структуры - Трс. Значения Еакт варьируется в пределах от 7 до 40 кДж/моль (см. таблицу). Резкое изменение энергии активации связано, по-видимому, со скачкообразным изменением степени ассоциации молекул в нефтяной системе и свидетельствует о произошедших фазовых переходах.
После МО наблюдаются два варианта поведения высокопарафинистых нефтей. В первом случае (рис. 1а) графическая зависимость аппроксимируется двумя линейными функциями, и точка излома смещается на 10-20°С в область низких температур. Во втором случае (рис. 16) точки излома на графиках отсутствуют.
Были изучены особенности протекания релаксационных процессов магнитообработанных па-рафинистых нефтей с различным содержанием САК и УВпар (рис. 2). Так, минимальное время релаксации кинематической вязкости V для высокопарафинистых нефтей обычно составляет 10-30 мин (на рис. 2 - Северо-Останинская нефть, кривая 1). Для парафинистых Калиновой (2) и Урманская (3) нефтей этот период увеличивается от 30 мин до
3 ч. Данные нефти являются высокопарафинис-тыми, но в Калиновой нефти содержится значительно меньше УВпар и в 2 раза больше смол и ас-
фальтенов (около 20 мас. %).
1
0
ВЛИЯНИЕ ПОСТОЯННОГО МАГНИТНОГО ПОЛЯ Физико-химические, парамагнитные и реологические характеристики нефтей
Нефть Мас. доля в нефти, % ПМЦ, 1017, сп/г Тс, Па Еакт, кДж/моль
УВ пар САК Исх МО Исх МО
Группа А
Чкаловская 24.8 1.9 0.08 94.5 65.2 59.3 53.9
Уренгойская 17.0 2.3 Нет 163.0 260.8 55.8 49.9
Черталинская 16.3 3.0 Нет 260.8 202.1 52.0 49.5
С.-Останинская 16.0 4.1 0.54 123.9 81.5 36.6 32.2
Группа Б
Группа В
Урманская-1 13.2 11.1 32.8 29.5 28.0 23.2 20.4
Широтная 10.5 15.6 22.1 29.3 13.0 18.2 16.4
Соболиная 8.4 8.1 44.7 91.3 19.6 23.8 19.0
Останинская 8.2 15.2 51.7 97.8 68.5 33.4 21.3
Урманская-2 10.3 8.8 7.6 32.6 95.6 17.2 34.9
Ю.-Табаганская 9.2 14.1 10.0 13.0 16.3 21.7 24.3
Черемшинская 7.8 19.6 87.1 16.3 29.3 7.76 11.7
С.-Калиновая 7.1 19.1 80.1 16.3 71.7 10.1 13.5
Группа Г
Калиновая 6.4 16.4 38.8 52.2 22.8 28.5 22.8
Самотлорская 6.2 19.6 9.3 32.6 3.3 12.6 7.0
Герасимовская 5.1 9.3 27.2 21.2 4.9 22.9 18.2
Урьевская 4.2 20.3 44.0 27.7 26.1 15.7 11.5
Таким образом, чем больше в ПН содержание УВпар, тем меньшее после МО время релаксации. Для ВПН (УВпар/САК > 1) данный период может составлять всего несколько минут. Процесс протекает со значительным увеличением вязкости и образованием мелкодисперсной кристаллоподоб-ной структуры, которая является достаточно устойчивой в статических условиях и сохраняется на протяжении значительного промежутка времени (более 3 сут). Для ПН (УВпар/САК < 1) после МО релаксационный период увеличивается от 24 ч до 24-72 ч; для восстановления др. параметров требуется часто и более продолжительный промежуток времени.
Исследования влияния МО на реологические и парамагнитные свойства 16-ти ПН с различным содержанием УВпар и САК представлены в таблице. Нефти Чкаловского, Уренгойского, Черта-линского и Северо-Останинского месторождений (группа А) являются ВПН с содержанием УВпар более 16% и незначительным содержанием смо-листо-асфальтеновых компонентов. После МО в ВПН с малым содержанием САК процессы структурообразования протекают в надмолекулярной структуре и сопровождаются разрушени-
ем или образованием кристаллической решетки УВпар. При этом наблюдается значительное снижение предельного напряжения сдвига Тс (например, для Северо-Останинской нефти - на 50%) и менее значительное - вязкости и энергии активации Еакт (от 5 до 15%).
С увеличением массовой доли САК в исследуемых ВПН может наблюдаться как положительный (группа Б), так и отрицательный эффект МО (группа В). ВПН этих групп содержат значительное количество УВпар, но существенно различаются по содержанию кислых и нейтральных смол. Так, для ВПН группы Б это соотношение составляет >1, а для ВПН группы В < 1.
Для ПН (группа Г) с содержанием УВпар от 2 до 6% и смол более 5% после МО характерно снижение реологических свойств. В общем случае можно говорить о положительном влиянии МО на ПН. При этом исключение составляют нефти с повышенным содержанием слабополярных (нейтральных) гетероатомных соединений нефти.
Наложение на структурированную нефтяную систему, содержащую УВпар и САК, знакопеременного магнитного поля приводит к разруше-
£акт(МО), кДж/моль 60 г
50 40 30 20 10
Я2 = 0.8211
0 5 10 15 20 25
САК, мас. %
Рис. 3. Зависимость энергии активации вязкого течения магнитообработанных парафинистых нефтей от содержания смолисто-асфальтеновых компонентов.
ПМЦ, 1018 сп/г 10
Я2 = 0.917
Еа
40 50 кДж/моль
Рис. 4. Зависимость энергии активации вязкого течения от пара
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.