Регулирование низкотемпературных и реологических свойств высоковязких высокозастывающих нефтей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Лыу Хоай Фыонг

• Лыу Хоай Фыонг
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Лыу Хоай Фыонг

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. О свойствах и строении нефтяных дисперсных систем

1.2. Фазовые переходы в нефтяных дисперсных системах

1.3. Высоковязкие высокозастывающие нефти

1.3.1. Запасы высоковязких высокозастывающих нефтей

1.3.2. Проблемы добычи, транспортировки и переработки высоковязких высокозастывающих нефтей

1.4. Способы улучшения низкотемпературных и реологических свойств высоковязких высокозастывающих нефтей. Анализ патентных исследований

1.4.1. Использование разбавителей

1.4.2. Введение депрессорных присадок

1.4.3. Обработка ультразвуком

1.4.4. Комплексное воздействие на нефтяные дисперсные системы

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Объекты исследования

2.1.1. Общая характеристика исследуемых нефтей

2.1.2. Депрессорно-диспергирующая присадка ДМН-2005(1)

2.2. Методы исследования

2.2.1. Приготовление раствора присадки для дальнейшего исследования

2.2.2. Приготовление проб нефти с присадкой

2.2.3. Приготовление нефтяных компаундов

2.2.4. Определение плотности пикнометром

2.2.5. Расчет избыточного мольного объема индивидуальных нефтей и их

смесей

2.2.6. Определение температуры застывания нефтей и их смесей на приборе «Фазафот»

2.2.7. Определение параметров частиц дисперсной фазы

2.2.8. Определение агрегативной устойчивости по упрощенному методу

2.2.9. Определение динамической вязкости

2.2.10. Определение кинематической вязкости

2.2.11. Определение температуры плавления парафинов

2.2.12. Определение содержания парафинов в нефти

2.2.13. Определение содержания смол и асфальтенов в нефти

2.2.14. Определение группового состава нефтей методом ИК-спектроскопии

2.2.15. Определение группового химического состава нефтей методом хромато-масс-спектрометрии

2.2.16. Обработка нефтей ультразвуком

2.2.17. Определение фракционного состава индивидуальных нефтей и их смесей методом имитированной дистилляции

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ И ГРУПОВОГО СОСТАВА ИСХОДНЫХ НЕФТЕЙ

3.1. Физико-химические параметры исследуемых нефтей

3.2. Изучение группового состава исследуемых нефтей методом ИК-спектроскопии

3.3. Исследование группового химического состава исследуемых нефтей методом хромато-масс-спектрометрии

3.4. Исследование фракционного состава изучаемых нефтей

ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫСОКОВЯЗКИХ ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ

4.1. Исследование действия депрессорно-диспергирующей присадки

4.2. Введение разбавителя

4.3. Исследование воздействия ультразвука

ГЛАВА 5. РЕГУЛИРОВАНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫСОКОВЯЗКИХ

ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ КОМПЛЕКСНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ 107 5.1. Комплексное действие разбавителя и депрессорно-диспергирующей

присадки

5.2. Комплексное воздействие депрессорной присадки и ультразвука

ГЛАВА 6. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА НЕФТЕЙ МЕТОДОМ ИМИТИРОВАННОЙ ДИСТИЛЛЯЦИИ И ВЫБОР СПОСОБОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТИ

6.1. Результаты исследования фракционного состава методом имитированной дистилляции с помощью газовой хроматографии

6.2. Выбор оптимальных способов воздействия на нефти

Список литературы

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Регулирование низкотемпературных и реологических свойств высоковязких высокозастывающих нефтей»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Снижение запасов и объемов добычи легких нефтей в большинстве нефтедобывающих регионов мира вызывает в последнее время повышенный интерес к ресурсам высоковязких высокопарафинистых нефтей. Их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. тонн, что почти в пять раз превышает объем извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости (1; 2).

Высоковязкие высокозастывающие нефти и продукты их переработки характеризуются плохими низкотемпературными и реологическими свойствами, что приводит к увеличению энергозатрат в процессе их транспортировки и хранения и необходимости использования специальных технологий при переработке таких нефтей.

Высоковязкие высокозастывающие нефти представляют собой раствор твердых парафинов, асфальтенов и смол в жидких углеводородах. Содержание парафинов в таких нефтях может превышать 20% масс (3; 4). При охлаждении нефти происходит кристаллизация парафинов. Они образуют объемную структурную решетку, в ячейках которой заключена жидкая фаза (5). Причем, чем выше молекулярный вес парафинов, тем меньше размеры его кристаллов и прочнее структурная решетка. При снижении температуры происходит переход от свободнодисперсной системы к связнодисперсной, когда образующаяся структура занимает весь объем нефти.

Предотвратить кристаллизацию парафинов при транспортировке можно за счет нагрева нефти до температур 50-60 °С, однако такой способ ведет к излишним затратам, не всегда экономически целесообразен и способствует потере легких фракций. Кроме того, печи путевого подогрева являются источником выброса вредных веществ. В отдельных случаях проведение этой процедуры вообще невозможно. Понижения температуры кристаллизации можно достичь путем смешения высокопарафинистой нефти с низкопарафинистой или с разбавителями, что также ведет к дополнительным затратам времени и ресурсов.

В последнее время для транспортировки и переработки высокозастывающих нефтей все чаще стали применять депрессорные присадки (5; 6), которые, участвуя в процессе кристаллизации парафинов, затрудняют формирование единой кристаллической структуры парафинов при охлаждении нефти. Таким образом, снижается температура застывания нефти, улучшаются реологические свойства, а именно: падает динамическая вязкость и снижаются потери давления на трение. Применение депрессорных присадок ведет к увеличению пропускной способности нефтепроводов, сокращению времени простоя железнодорожных цистерн при сливании нефти и уменьшению остатков продуктов, снижению затрат на разогрев нефти и очистительные работы по удалению парафинистых отложений, снижению давления перекачки, что в целом приводит к снижению себестоимости нефтепродуктов. К сожалению, используемые на сегодняшний день синтетические депрессорные присадки имеют высокую стоимость. Такие нефти характеризуются повышенным структурообразованием, что приводит к нарушению технологического процесса и уменьшению отбора светлых фракций при их перегонке. Для регулирования физико-химических свойств и технологических параметров переработки высоковязких высокозастывающих нефтей, характеризующихся повышенным содержанием парафинов и смол, необходимо выявить закономерности изменения дисперсности системы в зависимости от вида и интенсивности внешнего воздействия на нефтяную систему.

В связи с этим интерес представляют и другие способы регулирования низкотемпературных и реологических свойств нефтей с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов, в том числе и комплексное применение различных способов воздействия на нефть.

Изменение температуры застывания и реологических свойств важно для транспортировки и хранения нефти. Улучшение этих показателей оказывает существенное влияние на процесс переработки нефти.

Цель и основные задачи диссертационной работы. Целью работы является разработка способов регулирования низкотемпературных характеристик

и реологических свойств высокозастывающих высоковязких нефтей путем регулирования дисперсности систем.

Для достижения этой цели были сформулированы следующие задачи:

1. Исследовать физико-химические свойства и групповой химический состав высокозастывающих высоко вязких нефтей.

2. Изучить влияние и механизм раздельного и комплексного действия разбавителей, депрессорной присадки и ультразвуковой обработки на структуру и дисперсность высоковязких высокозастывающих нефтей различного группового химического состава.

3. Выявить влияние (описать механизм разрушения) различных видов воздействия на изменения структуры высоковязких высокозастывающих нефтей различного состава и подобрать оптимальный способ воздействия на них.

4. Изучить влияние различных типов воздействия на изменение выхода светлых фракций исследуемых нефтей.

Научная новизна работы

1. Установлено, что для смолистых и высокосмолистых нефтей максимальное уменьшение размеров дисперсной фазы достигается под действием ультразвука за счет снижения энергии межмолекулярного взаимодействия, аналогичный эффект для высокопарафинистых нефтей достигается при введении присадки с предварительным использованием разбавителя за счет изменения соотношения объемов дисперсной фазы и дисперсионной среды.

2. Предложен механизм формирования структуры нефтяных систем при различных видах воздействия (ультразвуковая обработка, введение разбавителя, депрессорно-диспергирующей присадки), заключающийся в изменении степени дисперсности, что позволяет регулировать низкотемпературные и реологические свойства высоко вязких высокозастывающих нефтей.

3. Установлена взаимосвязь значения коэффициента Кь характеризующего групповой химический состав нефтей, с депрессией температуры застывания высокозастывающих высоковязких нефтей при различных видах воздействия.

4. Показано, что по мере увеличения содержания смол в высокозастывающих высоковязких нефтях эффект действия ультразвука на снижение температуры застывания системы усиливается за счет формирования равномерной устойчивой системы нефть-парафин.

5. Установлена взаимосвязь между увеличением выхода светлых фракций высокопарафинистых нефтей в процессе их перегонки с увеличением избыточного мольного объема и уменьшением температуры застывания.

Теоретическая значимость работы

Теоретическая ценность работы заключается в исследовании изменений, происходящих в нефтяных дисперсных системах в зависимости от внешних воздействий. Представленные результаты могут широко использоваться для обоснования выбора способов воздействия на нефти различного состава с целью регулирования их низкотемпературных и реологических свойств и увеличения выхода светлых фракций при прямой перегонке.

Практическая значимость работы

1. Результаты данной работы рекомендуется использовать при выборе способов регулирования низкотемпературных и реологических свойств нефтей в процессе их подготовки к переработке.

2. Разработаны критерии выбора вида воздействия на высокозастывающие высоковязкие нефти с целью улучшения их низкотемпературных и реологических свойств на основании комплексных исследований их группового химического состава, структуры и природы дисперсной фазы.

3. Выявлено, что для нефтяных систем, характеризующихся значением коэффициента К1 от 0 до 1 для уменьшения температуры застывания системы наиболее эффективно действие ультразвука, направленное на уменьшение степени дисперсности нефтяных систем путем регулирования энергии межмолекулярного взаимодействия, а для нефтяных систем, характеризующихся значением К1 в интервале от 1 до 10, снижение температуры застывания максимально при введении депрессорно-диспергирующей присадки,

регулирующей межфазное натяжение на границе дисперсной фазы и дисперсионной среды.

4. Показано, что максимальный выход светлых фракций при ректификации наблюдается при максимальной депрессии температуры застывания нефтей, характеризующихся значением К1 больше единицы, за счет ультразвукового воздействия.

5. Разработан эффективный метод снижения температуры застывания и вязкости смолистых и высокосмолистых нефтей с высоким содержанием парафинов, связанный с совместным использованием депрессорно-диспергирующей присадки и ультразвуковой обработки нефтяных систем, и позволяющий снизить температуру застывания на 18-20 ПС, а значения динамической вязкости в 1,3 - 1,5 раза.

Степень достоверности результатов исследования

Достоверность и надежность полученных в работе результатов обусловлена большим объемом экспериментального материала, надежной интерпретацией полученных данных, не противоречащих принятым положениям, использованием стандартных методов испытания и современных инструментальных методов исследования, таких как ИК-спектроскопия, хромато-масс-спектрометрия, имитированная дистилляция. Работа выполнена на высоком теоретическом и экспериментальном уровне. Результаты экспериментов не вызывают сомнений и отражены в научных публикациях.

Объем и структура работы. Диссертация изложена на 159 страницах машинописного текста, содержит 40 таблиц и 44 рисунка, 2 приложения. Список цитируемой литературы включает 106 наименований. Работа состоит из введения, шести глав, выводов и списка цитируемой литературы.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. О свойствах и строении нефтяных дисперсных систем

С позиций коллоидной химии нефть - это сложная многокомпонентная смесь, которая в зависимости от внешних условий проявляет свойства молекулярного раствора или дисперсной системы (3; 7). Перспективно использование скэйлингового подхода (масштабной инвариантности), согласно которому НДС представляют собой фрактальные системы (7; 8). Концепции скейлинга широко применяются в физике полимеров и было показано, что они могут быть использованы для описания химических реакций (9).

В числе многих факторов, определяющих сложную совокупность свойств структурированных дисперсных систем, можно выделить две группы основных фундаментальных параметров (10): сила /с и энергия Ес сцепления (взаимодействия) в контактах между частицами дисперсных фаз; число контактов

Рисунок 1 - Основные виды контактов между частицами дисперсных фаз, образующихся в дисперсных системах согласно классификации П.А. Ребиндера: а - непосредственный - атомный (в порошках), б - коагуляционный (в пастах и суспензиях), в - фазовый (в дисперсных материалах).

Сила и энергия взаимодействия в контактах между частицами зависят от вида (природы) контактов (рисунок 1):

• непосредственных (атомных), возникающих в высокодисперсных порошках/с ~ 10"8 - 10'7 Н,£с~ 10"17- 10"16 Дж;

• коагуляционных, возникающих в пастах (суспензиях) или эмульсиях через тонкую прослойку жидкости^ ~ Ю"10 - 10"8 Н, Ес ~ 10"19 - 10"18 Дж;

• прочных, так называемых фазовых контактов, характерных для конденсационных структур дисперсных^ > 10"7 - 10"6 Н, Ес ~ 10"17 - 10"16 Дж.

В работе (10) еще рассмотрен важнейший параметр, определяющий условие формирования дисперсных структур, - концентрационный фактор. Ясно, что критической концентрации, отвечающей возникновению структуры, должно соответствовать появление в ней прочности, которая возрастает с ростом концентрации, то есть с увеличением числа контактов между частицами дисперсных фаз в единице объема дисперсной системы п. В общем виде условие выражается соотношением:

тс « /сп2/3 (1.1)

Эту формулу можно представить также в следующем виде: тс ~ /с (1-2)

В приведенных формулах /^у. функция концентрации дисперсной фазы ср в дисперсионной среде; /с - сила сцепления; 3, - средний характерный размер (диаметр) частиц; п - число контактов; тс - прочность при сдвиге, то есть максимальное значение статического напряжения, определяемого отношением максимальной разрушающей нагрузки (силы) к единице площади сечения образца в плоскости разрушения при однородном сдвиге. При этом предполагается, что все контакты между частицами в этой плоскости разрушаются одновременно. Графически зависимость прочности от размера частиц, их концентрации в дисперсионной среде, вытекающая из приведенных формул (1.1) и (1.2), представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Зависимость прочности возникающих дисперсных структур гс от концентрации частиц дисперсной фазы в дисперсионной среде (р.

На рисунке 2 видно, что в соответствии с теорией прочности пористых структур, каковыми являются коагуляционные структуры, можно выделить два значения критических концентраций <рС1 и <рС2. Первая из них (рСг - соответствует минимальному значению тс, при котором начинается процесс формирования структурной сетки во всем объеме дисперсной системы (то есть появляется предельное напряжение сдвига тс > 0), а вторая <рС2 - соответствует началу ее резкого упрочнения. Естественно, что оба эти значения (рС1 и срСг, существенным образом зависят как от дисперсности частиц (то есть от их размера <5 и соответственно числа контактов п в единице объема системы), так и от природы контакта - величины /с.

Нефтяные дисперсные системы объединяет одно общее свойство, заключающееся в том, что для них характерны высокоразвитые поверхности раздела фаз и все связанные с этим особенности их поведения в различных условиях существования. Поверхность раздела фаз характеризуется гетерогенностью и дисперсностью (раздробленностью) (4). Гетерогенность обусловливает наличие определенного уровня поверхностного межфазного натяжения. Дисперсность, оценивающая степень раздробленности системы, -второй признак, который определяется размерами частиц дисперсной фазы в трех измерениях.

Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов во многом зависят от количественного содержания в них парафинов, смол и асфальтенов, их качественных характеристик и степени взаимодействия.

Установлено (11), что присутствие сложных асфальтеновых веществ способствует стабилизации устойчивости частиц парафинов. В работе (12) также имеются сведения о том, что даже в очень разбавленных низкокипящих системах происходит образование надмолекулярных структур в асфальтенах. В растворе малых порций нефти в толуоле наблюдали образование димеров и двойных димеров. Размер этих ассоциатов, например, в растворе толуола с малыми порциями нефти, составлял от 3 до 10 нм. Указывается, что асфальтены даже при

очень малых массовых долях (порядка 10"6) могут заметно влиять на дисперсные и реологические характеристики нефтепродуктов.

В работе (13) описаны способы построения структурной единицы смолисто-асфальтеновых веществ различных нефтей. Согласно данным рентгеноструктурного анализа, надмолекулярная структура асфальтенов состоит из 5-6 слоев полиядерных двухмерных пластин общей толщиной 16-20 А (14). Установлено, что асфальтены нефти и соответствующего остатка практически идентичны. При крекинге строение асфальтенов изменяется значительно: уменьшается расстояние между нафтено-ароматическими циклами, они становятся компактнее, увеличивается степень конденсированности ядра, возрастает атомное соотношение С:Н (15). Установлено, что вязкость экспоненциально зависит от содержания асфальтенов (16). В работе (17) впервые использовали модель градиентов асфальтенов. Посредством значительных усилий многих исследователей (18) была определена молекулярная и коллоидная структура асфальтенов в нефти в лабораторных растворителях. На рисунке 3 показана молекулярная структура асфальтенов и их явно выраженные коллоидные разновидности. Такую форму ввели в виде модифицированной модели Yen (19; 20), также называемой моделью Yen-Mullins (21; 22).

Молекула Наиоагрегат Кластер

ШсШ U 1 * U г*¥ к ^¿sfy-ч. - '

-1,5 нм ~2нм ~5нм

Рисунок 3 - Нанотеория асфальтенов. При низкой концентрации асфальтенов, например, в конденсатах, асфальтены диспергированы в виде молекулярного раствора. При немного большей их концентрации, например, в темных нефтях, они диспергированы в

виде наноагрегатов. При еще большей концентрации асфальтенов, например, в тяжелых нефтях, они диспергированы в виде кластеров.

В работе (23) автор пишет, что асфальтены играют важную роль в процессе кристаллизации парафинов. Равновесие между асфальтенами, смолами и парафинами является важным фактором. Влияние асфальтенов на кристаллизацию парафинов больше зависит от его степени дисперсии и флокуляции, чем от его типа или происхождения. Чтобы ввести молекулу асфальтена в парафиную структурную решетку, необходима более высокая движущая сила из-за асфальтено-парафинового пространственного препятствия. При низкой концентрации асфальтены хорошо растворены в сырой нефти, и как следствие они легко взаимодействуют с парафинами. Когда концентрация-асфальтенов достигает критического значения, слабое равновесие нарушается, и молекулы асфальтенов соединяются между собой. В результате количество свободных мест для их взаимодействия с парафинами значительно уменьшается. Флоккулировавшие асфальтены могут хорошо осаждаться с парафинами, но они не могут быть полностью включены в их структурную решетку.

Асфальтены соединяются в крупные глобулы или слои. В таких условиях пространственные затруднения мешают кристаллам парафинов образовать правильную кристаллическую решетку. В результате происходит произвольное соединение парафинов с асфальтенами. Это приводит к снижению напряжения, возникающего при текучести и уменьшению температуры появления кристаллов парафинов. Динамическая вязкость увеличивается из-за более высокой концентрации твердых частиц в системе.

В настоящее время установлено, что нефтяные системы не имеют заряженных частиц, но обладают парамагнитными характеристиками (24; 25). В работе (26) приведена классификация углеводородов, входящих в состав нефтяных систем, в зависимости от их склонности к ММВ, и показано, что наибольшей склонностью к межмолекулярным взаимодействиям обладают соединения, проявляющие парамагнитные свойства. В соединениях нефтей, вследствие многокомпонентности нефтяных систем, парамагнитные центры

возникают за счет неспаренных электронов, смещений электронных плотностей, наличия стабильных свободных радикалов и образования комплексов с переносом заряда (25).

Согласно представлениям проф. Ф. Г. Унгера (24; 26), дисперсная частица может быть представлена как центрально-симметричное образование с плотным ядром, содержащим парамагнитные молекулы (высокомолекулярные парафины, высококонденсированная ароматика, гетероциклические соединения, металлоорганика), вокруг которых группируются ароматические, нафтеновые и парафиновые углеводороды в соответствии со значениями потенциалов парного взаимодействия, с постепенным снижением плотности потенциала межмолекулярного взаимодействия от центра частицы к ее периферии. При этом дисперсионная среда является также многокомпонентным нефтяным раствором. В работе (27) ядро описывается не как плотное симметричное тело, а как сетчатая структура, пронизанная диамагнитными молекулами.

В работе (25) впервые установлена качественная взаимосвязь между концентрацией парамагнитных центров и физико-химическими свойствами нефтяных смесей в зависимости от их состава.

Характер изменения концентрации парамагнитных центров полностью соответствует характеру изменения вязкости при 20 °С, что подтверждает правильность предположений о структурных изменениях в нефтяных системах при смешении и свидетельствует о взаимосвязи всех рассматриваемых физико-химических свойств со структурой системы. Полученная зависимость концентрации парамагнитных центров в смесях позволяет предположить, что именно они играют определяющую роль в образовании новых надмолекулярных структур (25).

Для обозначения структурного элемента НДС принят термин сложная структурная единица (ССЕ) (3). Сложная структурная единица - это элемент дисперсной структуры нефтяных систем преимущественно сферической формы, способный к самостоятельному существованию при данных неизменных условиях, построенный из компонентов нефтяной системы и соответствии с их

значением потенциала межмолекулярного взаимодействия. Согласно ранним представлениям считалось, что ядро структурной единицы нефтяной системы образованно высокомолекулярными полициклическими углеводородами и его окружают компоненты с постепенно сменяющейся степенью ароматичности.

Модель ССЕ с точки зрения фрактальной теории является предельным случаем, когда фрактальная размерность приближается или совпадает с топологической (7).

Характерной особенностью ССЕ является разница поверхностных энергий между надмолекулярной структурой и сольватным слоем и между сольватным слоем и дисперсионной средой. ССЕ могут взаимодействовать с дисперсионной средой. В этом случае возможно 2 варианта (28):

1) Поверхностное натяжение дисперсионной среды меньше, чем у сольватных слоев ССЕ. В этом случае формируется активная ССЕ с некомпенсированной поверхностной энергией. Компенсация этой поверхностной энергии достигается при слиянии 2-х или нескольких активированных ССЕ, что сопровождается ростом размеров надмолекулярной структуры. Чем больше разница Л8 между поверхностными энергиями надмолекулярной структуры и дисперсионной среды, тем быстрее увеличиваются размеры надмолекулярной структуры и тем больше снижается толщина сольватного слоя в ССЕ;

2) Поверхностное натяжение дисперсионной среды значительно больше, чем у сольватного слоя ССЕ. Это приводит к вытеснению из сольватного слоя ССЕ углеводородов, обладающих малыми значениями поверхностного натяжения. При высоких значениях Л8 может не только уменьшаться толщина сольватного слоя и изменяться его углеводородный состав, но и разрушаться надмолекулярная структура, вплоть до полного ее исчезновения.

ССЕ могут образовывать свободнодисперсные системы (золи) и связаннодисперсные системы (гели) (28). В свободнодисперсной системе частицы дисперсной фазы не связаны друг с другом и могут перемещаться под действием внешних сил (силы тяжести или броуновского движения). Дисперсная фаза

связаннодисперсных систем образует сплошной каркас (пространственную структуру), внутри которого содержится дисперсионная среда.

В результате понижения температуры из нефти выделяются кристаллы алканов, при этом могут изменяться как размеры ССЕ, так и их число в единице объема в зависимости от условий кристаллизации. В отличие от алканов другие высокомолекулярные соединения могут образовывать дисперсные частицы не только при низких, но и при высоких температурах, способствующих протеканию деструктивных процессов в нефтяных системах (3).

Образующиеся при высоких температурах в результате поликонденсационных превращений углеводородных и неуглеводородных соединений нефтяных остатков карбены и карбоиды являются необратимыми частицами, не способными к разрушению до молекулярного состояния под действием внешних факторов (исключая жесткие приемы воздействия на НДС) ввиду налаживания прочных фазовых контактов внутри таких частиц. Для ССЕ, ядро которых образовано асфальтенами, алканами, в отличие от частиц карбоидов характерен обратимый переход от молекулярного к дисперсному состоянию и наоборот, под действием внешних факторов (3). Приведены примеры ССЕ различных типов (таблица 1), ядро которых представлено соответственно кристаллитом, ассоциатом или пузырьком газовой фазы (3).

Таблица 1

Основные типы ССЕ и их состав в НДС различных типов

Состав ССЕ Тип НДС Примеры

внутренней части сольватного слоя

Карбены, карбоиды Полициклические арены Необратимые золи Нефтяные пеки, смолы пиролиза

Асфальтены Moho-, би-, полициклические арены, смолы Обратимые гели и золи Масляные фракции, нефтяные остатки

Высокомолекулярные парафины САВ Обратимые гели и золи Нефти и нефтяные фракции при охлаждении

Пузырек газовой фазы из низкокипящих компонентов Высококипящие компоненты Обратимые газовые эмульсии Нефти и нефтяные фракции при кипении

Высокомолекулярные соединения в результате межмолекулярных сил притяжения ассоциируют друг с другом, образуя зародыши новой фазы или первичные ССЕ. Зародыши или первичные ССЕ могут иметь различные геометрические формы. Если формированию зародыша не препятствует вязкость дисперсионной среды, он получается правильной формы (сферической, цилиндрической и т. д.). Иная картина наблюдается при формировании зародышей в вязкой среде (гудроны, крекинг-остатки, пеки). В этом случае возникающий зародыш может принимать причудливые формы (3).

Концепция строения ССЕ в НДС получила развитие в работах (29; 30). Ф.Г. Унгером были сформулированы условия существования ССЕ в дисперсионной среде НДС, которые заключаются в наличии убывающего градиента потенциала парного взаимодействия молекул в направлении ядро - сольватный слой -дисперсионная среда, причем потенциал парного взаимодействия молекул превышает кинетическую энергию их движения.

При определенной концентрации первичных ССЕ в НДС, когда вероятность их столкновения достаточно высока, в системе образуются вторичные ССЕ (3). В работе (30) для обозначения результата взаимодействия первичных ССЕ предложен термин «сложная структура» и рассматриваются возможные варианты такого взаимодействия. Условия формирования вторичных ССЕ заключаются в отсутствии сферических затруднений к сближению первичных ССЕ и выполнении следующего соотношения: кинетическая энергия молекул НДС должна быть меньше энергии парного взаимодействия молекул, входящих в состав сольватных слоев сближающихся первичных ССЕ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лыу Хоай Фыонг, 2013 год

Список литературы

1. Собкор М.Э. Добычи тяжёлой и высоковязкой нефти - особое внимание. ООО НЛП: «ЭНЕРГОМАГ».

2. Освоение запасов высоковязких нефтей в России. Рафхат Максутов, Геннадий Орлов, Андрей Осипов. М. : Нефть и капитал. Технологии ТЭК. ОАО «РИТЭК», Декабрь 2005.

3. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М. : Химия, 1990.-226с.

4. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. М. : ООО "ТУМАГРУПП". Издательство "Техника", 2000. - 336с.

5. Тертерян P.A. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М. : Химия, 1990.-236с.

6. Терентьев В.Е., Безгина A.M., Дининов A.M. Депрессорно-реологическая присадка к нефти ДМН-2005. Описание и руководство по применению. М. : ОАО ВНИИНП, 2009-2010.

7. Влияние микроструктуры нефтяных дисперсных систем (НДС) на их физико-химические и технологические свойства. Сюняев Р.З., Сафиева Р.З., Пурэвсурэн С. М. : Химия и компьютерное моделирование. Бутлеровские сообщения, 2002, Т. 6.

8. Долбин И.В., Козлов Г.В., Заиков Г.Е. Структурная стабилизация полимеров: фрактальные модели. М. : Издательство "Академия Естествознания", 2007.

9. Джорджевич 3. Фракталы в физике. /Ред. Пьетронеро J1. Тозатти Э. М. : Мир, 1988, стр. 581-585.

10. Урьев Н.Б. Структурированные дисперсные системы. М. : Химия, 1998.

11. Аксенова Э.М. Исследование термического разложения нефтяных смол и асфальтенов// Автореферат дисс. на соиск. уч. степ. канд. хим. наук. Баку : Азерб. ин-т нефти и химии им. Азизбекова, 1972. - 20с.

12. Некоторые особенности надмолекулярных структур в нефтяных средах. Ахметов Б.Р., Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. М. : Химия и технология топлив и масел, 2002, стр. 41-43.

13. Пасадов И.А., Поконова Ю.В. Структура нефтяных асфальтенов. JI. : Изд. ЛГУ, 1977.-75с.

14. Hydrocarbon analysis ASTM. Erdman J.G. 1965, Т. 369, pp. 259 - 300.

15. Проблемы переработки тяжелых нефтей// Материалы V Республиканской научно-технической конференции по нефтехимии. Алма-Ата. 1980. - 409с.

16. Physical behavior of asphaltenes. Sirota T.B., Lin M.Y. American Chemical Society : Energy & Fuels, 2007, T. 12, № 5, pp. 2809-2815.

17. Влияние нанотеории асфальтенов на оценку нефтяных залежей. Mullins О.С., Andrews А.В., Pomerantz А.Е., Dong С., Zuo J.Y., Pfeiffer Т., Latifzai A.S. -Schlumberger Oilfield Services. H.Eishahawi- Shell Exploration and Production Company, Inc. L. Barre' - IFP Energines Nouvelles : Нефтегазовые технологии, №4-апрель, 2012.

18. Asphaltenes, Heavy Oils and Petroleomics. Mullins O.C., Sheu E.Y., Hammami A., Marshall A.G. New York : Springer, 2007.

19. The modified Yen model. Mullins O.C. Energy & Fuels, 2010, Vol. № 24, pp. 2179-2207.

20. The Asphaltenes, Annual Reviews of Analytic. Mullins O.C. New york : Chem., 2011, Vol. №4, pp. 393-418.

21. Evidence for Island Structures as the Dominant Architecture of Asphaltenes. Sabbah H., Morrow A.L., Pomerantz A.E., Zare R.N. Energy and Fuels, 2011, pp. 1597-1604.

22. Aromaticity in Pericondensed Cyclopenta-Fused PAHs determined be Density Functional Theory NICS and the Y-Rule - Implications in Oil Asphaltene Stability. Ruiz Morales Y. Can J. Chem. 2009, pp. 1280-1295.

23. Effect of Asphaltenes on Crude Oil Wax Crystallization. Andersen, Pavel Kriz and Simon I. Energy & Fuels, 2005, T. 19, pp. 948-953.

24. Унгер Ф. Г., Андреева JI. Н., Гейнц Э. Р. и др. Использование магнитронных устройств для омагничивания жидких сред. Томск: науч.-произв. центр «Полюс» : Электрон, и электромеханические системы и устройства, 1997, стр. 179-183.

25. Чернышева Е.А. Перераспределение соединений между фазами в процессе прямой перегонки нефтяных смесей различного состава. Дис. ... канд. хим. наук. М. : МИНХ иГП, 1989 - 226с.

26. Унгер Ф.Г. Масс- и радиоспектральное исследование группового состава и надмолекулярной структуры нефтей и нефтепродуктов: Дис. ... докт-ра хим. наук. Уфа: 1984.-415с.

27. Унгер Ф. Г., Андреева Л. Н. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. Новосибирск : Наука, 1995. - 192 с.

28. Шишмина Л.В. Сбор и подготовка продукции нефтяных и газовых скважин. М. : ГРНМ НГФ ТПУ. - 127с.

29. Пред. №11. Унгер Ф.Г., Красногорская H.H., Андреева Л.Н. Томск. : Томский филиал СО АН СССР, 1987 - 46с.

30. Преп. №12. Унгер Ф.Г., Красногорская H.H., Андреева Л.Н. Томск : Томский филиал СО АН СССР, 1987 - 36с.

31. Казакова Л.П. Пути совершенствования производства низкозастывающих масел и высокоплавких твердых углеводородов // Автореф. дисс. на соиск.уч. степ. докт. техн. наук. М. : МИНХ иГП, 1980 - 59с.

32. Frenkel D. Entropy-driven Phase Transitions. North-Holland, Elsevier Sc. B.V. : Statistical Physics. Invited Papers from STATPHYS 20 - 20th IUPAP Int.Conf. on Statistical Physics, 1999. pp. 26-38.

33. Де Женн П. Физика жидких кристаллов. М. : Мир, 1977. - 210с.

34. Высокопарафинистые нефти: закономерности пространственных и временных изменений их свойств //Институт химии нефти СО РАН. Ильин А.Н., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Томск : Нефтегазовое дело, 2007.

35. Технологии улучшения низкотемпературных свойств нефтей и нефтейпродуктов. Производство низкозастывающих дизельных топлив. Доклад на конференции. Чернышева Е.А. М., 2012.

36. Глушков А.А. Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов //Автореферат дисс. на соиск. уч. степ.канд. техн. наук. Уфа, 2009.

37. Development and Application of Unique Natural Solvents for Treating Paraffin and Asphaltene Related Problems. King S.R., AMSOL Corporation и Cotney, C.R., C.R.C. Consulting. SPE Mid-Continent Gas Symposium : Society of Petroleum Engineers, 2830 April 1996, Amarillo, Texas.

38. Heavy Oil Dilution. Argillier J-F., Hénaut I., Gateau P., and Héraud J-P., Institut Français du Pétrole, and Glénat P., TOTAL S.A. Calgary, Alberta, Canada : Society of Petroleum Engineers, 1-3 November 2005. SPE/PS-CIM/CHOA International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium.

39. Influence of Asphaltenes Content and Dilution on Heavy Oil Rheology. Argillier J-F., Barre L., Brucy F., Dournaux J-L., Henaut I., Institut Français du Petrole и Bouchard R., TotalFinaElf, Paris La Defense. SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, 12-14 March 2001, Porlamar, Margarita Island, Venezuela : Society of Petroleum Engineers.

40. Effect of Solvent on Steam Recovery of Heavy Oil. Shu W.R., Mobil R and D Corp. и Hartman K.J., Mobil R and D Corp. SPE Reservoir Engineering : Society of Petroleum Engineers, May 1988, T. 3, № 2, pp. 457-465.

41. Актуальные вопросы смешения нефтей. Кожевникова Ю.В., Чернышева Е.А., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. 4, М. : Наука и технология углеводородов, 1999, стр. 80-85.

42. Степанова Т.В., Чернышева Е.А., Кожевникова Ю.В. Проблемы рационального смешения нефтей при их переработке // Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии. М. : Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ, 2007, стр. 516-525.

43. Шаммазов A.M., Коршак А.А., Ахмадуллин К.Р. Основы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Учебное пособие //Уфимский государственный нефтяной технический университет. Уфа : ДизайнПолиграф Сервис, 2000.- 160с.

44. Садуева Г.К. Совершенствование технологии трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей. Каспийский Государственный университет технологий и инжиниринга имени Ш. Есенова, 2009.

45. Cavitation and NPSH Requirements ASME Series D. Salemann V. 1959, T. 81, pp. 167-173.

46. Кожевникова Ю.В. Рациональные пути подготовки нефтяных дисперсных систем - сырья атмосферно-вакуумной перегонки. Дис. ... канд. техн. наук. М., 2000. - 133с.

47. The problem in transportation of high waxy crude oils through submarine pipelines at JV Vietsovpetro oil fields, offshore Vietnam. P.D. Thuc, H.V. Bich, T.C. Son et al. Ha Noi: JCPT, 2003, T. 42, №6, pp. 15-18.

48. Chemical effects on crude oil pipeline pressure problems. M.E., Newberry. JPT, 1984, T. 36, № 5, стр. 779-786.

49. Flow properties of difficult-to-handle waxy crude oil. Sifferman T.R. JPT, №8, 1979, T. 31, pp. 1042-1050.

50. Pour Point Depressants. Elsabee, Maher Z. Chemistry Department, Faculty of Science, Cairo University : Hydrocarbon World, T. 5. № 1.

51. Выбор оптимальной депрессантной присадки. Уэнг СЛ., Фламберг А., Кикабхай Т. М. : Нефтегазовые технологии, 1999, Т. 3, стр. 90-92.

52. Особенности определения температуры застывания высокозастывающего нефтяного сырья. Туманян Б.П., Седова Н.В. Наука и технологии углеводородов, 1999, Т. № 1, стр. 64-67.

53. Control of n-alkanes crystallization by ethylene-vinyl acetate copolymers. Marie E, Chevalier Y, Eydoux F, Germanaud L, Flores P. J.Colloid Interf Sci, 2005;290:406-18.

54. Influence of wax inhibitors on wax appearance temperature, pour point, and viscosity of waxy crude oils. Pedersen KS, Ronningsen HP. Energy Fuels, 2003; 17:321-8.

55. Studies on the mechanisms involved in pour point depressant and viscosity deduction by some pour point depressants/viscosity reducers. Zhang FS, Wang B. Oilfield Chem, 1995;12:347-52.

56. Crystal-growth poisoning of n-paraffin wax by polymeric additives and its relevance to polymer crystallization. Holder GA, Winkler J. Nature, 1965;207:719-21.

57. A study on a new type pour point depressant used for crudes. Wang B, Zhang HB, Zhang FS. Acta Pet Sinica, 1998;19:97-102.

58. Study on performance mechanism of pour point depressants with differential scanning calorimeter and X-ray diffraction methods. Zhang JL, Wu CJ, Li W, Wang YP, Han ZT. Fuel, 2003;82:1419-26.

59. Механизм действия присадок, вызывающих понижение температуры застывания парафинистых нефтепродуктов. Жузе Т.П. М. : Коллоидный журнал, 1951, Т. 13. №1, стр. 27-37.

60. О кристаллизации твердых углеводородов нефти. Черножуков Н.И., Вайншток В.В., Картинин Б.Н., Зезекало В.Я. М. : ХТТМ, 1969, Т. № 3, стр. 15-18.

61. К вопросу о механизме действия депрессорных присадок в высокозастывающих нефтяных системах. Туманян Б.П. М. : Трубопроводный транспорт нефти, 1996, Т. № 5, стр. 21-24.

62. The interaction of waxes with pour point depressants. Wuhua Chen, Zongchang Zhao, Caoyong Yin. Research Institute of Chemical Engineering, Dalian University of Technology, 158 Zhong Shan Road, Dalian 116012, PR China : Fuel, 2010, T. 89, pp. 1127-1132.

63. Crystal-growth poisoning of n-paraffin wax by polymeric additives and its relevance to polymer crystallization mechanisms. Holder G.A., Winkler J. 4998, Nature, 1965, T. 207, pp. 719-721.

64. The influence of alkane class-types on crude oil wax crystallization and inhibitors efficiency. M.del C. Garcm, L. Carbognani, M. Orea, JL Urbina. Petroleum Science and Engineering, № 3-4, 2000, T. 25, pp. 99-105.

65. The effect of paraffine fractions on crude oil wax crystallization. Garsia M.S, Orea M., Carbognan L., Urbina A. Petroleum Science and Technology, № 1-2, 2001, T. 19, pp. 189-196.

66. Терентьев В. E., Безгина A. M., Шапкина JI. H., Литвинова В. М., Данилов А. М. Улучшение присадками низкотемпературных свойств высокопарафинистых

нефтей //Нефтяные дисперсные системы. Материалы III международного симпозиума. М. : ОАО ВНИИНП, 2004. стр. 28-29.

67. Бермухаметов Р.К., Билалов Р.Т., Арсланов И.М., Андржейчик Я.Н., Надыршин А.А., Кацюцевич Е.В., Шиль В.А., Руденко А.И. Способ получения депрессорной присадки. Патент РФ №2027743. С10L1/18. 1995.

68. Прокопьев О.В., Голубенко И.С. Депрессорная присадка для нефти и нефтепродуктов и способ ее получения. Патент РФ. №2190006. C10L1/18, C08F2/46.

69. Соколов Б.Г., Васильевич, де Векки Андрей и Кобзев Ю.П., Митин Н.А., Терехов А.И., Большаков В.Ф., Дерюгина JI.A. Депрессорная присадка для нефти и нефтепродуктов. 1999. Патент РФ. №2137813.

70. Арутюнов И.А., Туманян Б.П., Гольберг И.П., Хрустиков В.И. Нефтяная композиция. Патент РФ №2100409. C10L1/14. 1997.

71. Зайцев Ю.В., Губин В.Е., Емков А.А., Бриль Д.М., Рахманкулов Д.Л., Коптюг В.А.,Фокин Е.П. и Михайлова И.Ф. Состав для понижения температуры застывания нефти. Описание изобретения №453422. СЮ.11.18.

72. Gregory L. Hiebert, Marvin В. DeTar. Pour point depressants and their use. Patent US. №5 707 946. C10M 129/10. 1998.

73. Kaye L. Motz, Roger A. Latham, Robert J. Statz. Low pour crude oil compositions. Patent US № 4926582. C10L1/22, C10L1/16. 1990.

74. Styrene-maleic anhydride copolymer esters as flow improvers of waxy crude oil. A.M. Al-Sabagh, M.R. Noor El-Din, R.E. Morsi, M.Z. Elsabee. Cairo, Egypt: Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, T. 65, pp. 139-146.

75. EsMAOC as pour point depressant for crude oil and heavy oil products. Liao Ke-Jiana, Liu Guo-Mina. Petroleum Science and Technology, №3-4,1997, T. 15, pp. 373379.

76. Poly(ethylene-co-vinyl acetate) (EVA) as wax inhibitor of a Brazilian crude oil: oil viscosity, pour point and phase behavior of organic solutions. Andre' L.C. Machado, Elizabete F. Lucas. Brazil : Journal of Petroleum Science and Engineering, 2001, T. 32, pp. 159- 165.

77. Багаутдинов Р.И. Исследование влияния ударно-волнового воздействия на реологические свойства высокопарафиниетых нефтей. Автореферат. Уфа , 2004.

78. Ультразвуковая обработка нефтей для улучшения вязкостно-температурноых характеристик. Волкова Г.И., Прозорова И.В., Ануфриев Р.В., Юдина Н.В., Муллакаев М.С., Абрамов В.О. 2012, Нефтепереработка и нефтехимия, Т. 2, стр. 3-6.

79. Application of ultrasound on crude oil pretreatment. Guoxiang Ye, Xiaoping Lua, Pingfang Hana, Fei Peng, Yanru Wang, Xuan Shen. Chemical Engineering and Processing, 2008, T. 47, pp. 2346-2350.

80. Хмелев B.H., Сливин A.H., Барсуков P.B., Цыганок С.Н., Шалунов A.B. Применение ультразвука в промышленности. Электронный ресурс. . Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова, 2010.

81. Кинетическая теория разрушения. Журков С.Н. Вести АН СССР, 1968, Т. 3, стр. 46.

82. Жапбасбаев У.К., Саржанов Ж.К. Экспериментальное исследование кавитационной обработки парафинистой нефти. Алма-Ата, Казахстан : Казахский Национальный университет имени аль-Фараби (Алматы), 18-20 сентября 2002 года.

83. Хмелев В.Н., Абраменко Д.С., Хмелев С.С., Цыганок С.Н., Барсуков Р.В., Шалунов A.B., и Хмелев М.В. Патент РФ №2346206. Способ перекачивания вязких жидкостей. 2009.

84. Казанцев В.Ф., Статников Е.Ш. и Куликов В. Ф. Кольцевой ультразвуковой преобразователь. SU 480453. В06В1/08. 1975.

85. Маяцкий Г.А., Голованов О.М., Рудой А. Д., Семьянистов А.И., Катунян С.А., Шумаков Н.И. SU571657. F17D1/16. Способ подготовки высокопарафинистой нефти для перекачки. 1977.

86. Статников Е.Ш., Давидович М.В., Бродский H.A. Патент RU 2105133. Е21В37/00, Е21В28/00. Способ предотвращения отложений парафина. 2012.

87. Бабиков О.И. Ультразвук и его применение в промышленности. М. : Физматиздат, 1958.

88. Arnold H. Pelopsky, Dan Т. Felix, Monument and Gary N. Herbert. Patent US №347005. Sonic energy process. 1970.

89. Scribner, Michael E. Use of ultrasonic energy in the transfer of waxy crude oil. 4945937 Conoco Inc., Ponca City, Okla, 7 August 1990 r. F17D 3/00.

90. Eugene Krapivsky, Sergei Sabanov, Maxim Kozachok. Abnormal oil rheological properties changing by ultrosound using different power. St. Petersburg State Mining Institute, Tallinn University of Technology : 10th International Symposium "Topical Problems in the Field of Electrical and Power Engineering" and "Doctoral School of Energy and Geotechnology II" Parnu, Estonia, January 10-15, 2011.

91. Application of ultrasound on crude oil pretreatment. Guoxiang Ye, Xiaoping Lu, Pingfang Han, Fei Peng, Yanru Wan, Xuan Shen. Nanjing : Chemical Engineering and Processing, 2008, T. 47. 2346-2350.

92. Гумеров А.Г., Чепурский B.H., Касымов T.M., Сальникова С.Н., Карамышев В.Г. Способ трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти. Патент РФ №2111410. F17D1/16. 1998.

93. Володин Ю.В., Клокова Т.П., Туманян В.П. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Возможный способ определения эффективности действия депрессорных присадок на нефтяное сырье. М. : Нефтяные дисперсные системы. Материалы III международного симпозиума, 2004. стр. 31-32.

94. Исследование воздействия ультразвука и химических реагентов на реологические свойства нефти Лузановского месторождения. Муллакаев М.С., Абрамов В.О., Градов О.М., Новоторцев В.М., Еременко И.Л. М. : ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2011, Нефтепереработка и нефтехимия, Т. 11.

95. Исследование влияния параметров волновой обработки и активирующих добавок на размер частиц дисперсной фазы парафинистых нефтей. Кириллова Л.Б., Пивоварова Н.А., Власова Г.В., Щугорев В.Д. Нефтепереработка и нефтехимия, 2011, Т. 1,стр. 13-16.

96. Карапетьянц М.Х. Химическая термодинамика. 3-е изд. М. : Химия, 1975. -583 с.

97. Прибор «Фазафот» для определения низкотемпературных свойств нефтепродуктов. Шишкин Ю.Л. ХТТМ, 2006, Т. №1, стр. 48-52.

98. Клокова Т.П., Глаголева О.Ф., Володин Ю.А., Смирнова Л.А. Лабораторный практикум "Физико-химические и дисперсные свойства нефтей и нефтепродуктов" (метод анализа). М., 1997. - 71с.

99. Колесник И.В., Саполетова H.A. Инфракрасная спектроскопия. М. : Московский государственный университет Имени м. В. Ломоносова. Факультет наук о материалах. Методическая разработка, 2011.

100. Катаев С.С. Хромато-масс-спектрометрия. http://www.chromatec.ni/.

101. Айвазов Б.В. Основы газовой хроматографии. М. : Издательство "Высшая школа", 1977.

102. Чан Нгок Ха. Улучшение прокачиваемости вьетнамских нефтей месторождения «Белый тигр» по трубопроводному транспорту. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. М. : МИНХиГП им. И.М.Губкина, 1996.

103. Казицына Л.А., Куплетская Н.Б.,. Применение УФ-, ИК- и ЯМР-спектроскопии в органической химии. М. : Издательство "Высшая школа", 1971. -264с.

104. Сахабутдинов Р.З., Губайдилии Ф.Р., Исматилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М. : ОАО "ВНИИОЭНГ", 2005. -324с.

105. Евдокимов И.Н. Комплект учебных пособий по программе магистерской подготовки '«Нефтегазовые нанотехнологии.для разработки и эксплуатации месторождений». Часть 4. Проблемы несовместимости нефтей при их смешении. Учебное пособие. . М. : РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. - 93с.

106. Аникин B.C. Перспективы ультразвуковых технологий в нефтяной промышленности. Рязань: Сообщение на конференции «Российский рынок нефтепродуктов 2010: производство, реализация, регулирование», 14 сентября 2010.

ПРИЛОЖЕНИЕ Приложение 1А. ИК-спектроскопия исследуемых нефтей

Нефть 1

Время измерения Пи Мар 04 15 29 19 2013 (ОМТ+ОЗ 00>

поиск пиков

сл**тр нефть 1

ОСПАСТЬ 4000 00 4ОС 20

Порог 0 003

Ч увст а ит» г б

Таблица пиков

Псло*еми» Интенсивности 0 020*

Положение 728 94 0 0153

Положени« 8П 45 Интенгиеность 0 ОС 39

Положение 1377 03 Им теней • нос? ь. 0 027Ф

Положение 14©2 Ихт* нем в ноет » 0 0639

Положение 5 С 04 Ин Т«НСИ в НОСТь 0 0022

Положение 2В50 Зв Ин тенги а н ост » 0 2С-9

Положение 2920 70 Ин теней в ноет ь 0 433

Положение 2954 09 Интенсивность 0 ?С0

Нефть 2

Время намерения Пн Мар 04 15 25 03 313 (ОМТ+ОЗ-ОО)

поиск пикоа Спипрг нефть 3

Область, 4000 00 400 03

Пооог -0.004

Чувствительностьвб

Таблица плсоа.

Положение 721 02 Интенсивность 0 0153

Положение 309 76 Интенсивность 0 0048

Положение 1377.29 Интенсивность 0 0268

ГТолсп»»ч,№ 1483 77 Интенсивность 0 0609

Положение 1604 ез Инте*4£И8НОСТЬ 0 0013

Положение Интенсивность 0 00043

Положение 2с 52 ¿3 Интенсивность. 0215

Положение 2623 11 Интенсивность. 0 391

Положение 2665 И Интенсивность 0 164

Нефть 3 ч

Время измерения: Вт Мар 19 13:35:55 2013 (ОМТ-НШЮ*

е* м узы ¡¿.«тчггс;

Л»£»'<-»1>£-в Сяыс» -еат» 5

4«»« «С-5С Лйеог -сеей

^(КЛХПОМиЛк&З

«75- ¿0

швз 72» И

Имтаагаажктк.

ОСОИ

Об:« О С ¡05 205?« ОСЙГГ

эеоеь

ИМ«

аса."

Нефть 4

Время измерения- Пи Мар 04 15:50:25 2013 (ОШЧОЗДО)

поисклиюб:

С(!«ггг -гфтьв

семг?» хго: аз ¿«се

пегсг < се;

У* ее "ЮТЫМСОН

ТгСт-кч* Е«>"Э»

::» и Лсечемисст»: г 31»:

Пглспвуе. с 31 с:

Палеиек« $25 М Лт-г-чсиая-ос1"»' ом?:

Глагжт*»*' 17»-« илччемякт*: С Х53

пмсяпм*. С.234»

Позежгга«. «77.61 V.wri чскдест». с з}:$

Пеясагсккс. 1441.43 с жзэ

Полеяма* 1«« Х7 Иягсчгксмас?» о ли«

211ЭЛ7 'Итчдояэс?*: одзх»

Паясжекие. гт я Ит-гчг» оззэ?

:к: н Ичтв ■<*»«<?» • а !*?

П-лсжеп^е: •}

153 Нефть 5

Время измерения. Пн Map 04 15 41 37 2013 (GMT-ЮЗ 00)

П« Map G4 1 & 38 2S 2013 lGMT+03 00) ПОИСК rowcs Стектр

Область 4000 00 4S000 Перст -СШ4 Чуествмтельиостьаб Та&жцэпикса

полсвкенме Полакемие Положение Попокеше Погеэжнаж

Лопгкенае Папикенж Полсженле

721 51 S106C 57013 133234 1377 0t J4Î274 «032« 272937 ¿¿Î327 2S23.e2 256422

№тенсмвмсств Имтенаемость йгтемиааость. Интеналгкссгь. интенсивнее!» й&тенсиеюсть.

Интенсь*а»ссгтв.

ин76«с№«ссте

иг*те*с«бнсств

00130 00075 0 оис ооп» 003SÎ О 0671 0ÛW0 00Ш1 О 190 0 3t' D 169

Приложение 1Б. Математическая программа расчета значений динамической вязкости при разрушении системы

// read the names of the

// a(j) c(j) r**2

clear()

cd D:\data_process\

DA=fscanfMat("D:\data_process\dataIN.txt") //NAM=fscanfMat ("FileNames.dat"); illustrations

[m,n]=size(DA); // m rows n columns of DA

for i=2:2:n df();

F=[m-4,7]; forj=3:l:(m-2)

Aav=sum(DA(l:j,i))/(j); // Y mean of the first (A average)

A=[DA( 1 :j ,i-1 ),ones(D A( 1 :j ,i-1 ))] ;B=[DA( 1 :j ,i)] ; //

K=lsq(A,B);

F(j-2,1)=K(1,1); // 1-st line a(l)

F(j-2,2)=K(2,1); // 1-st line c(l)

SSt=sum((DA(l:j,i)-Aav)**2); //

SSr=sum((DA( 1 :j ,i)-(K( 1,1 )*DA( 1 :j ,i-1 )+K(2,1 )))* *2); // F(j-2,3)=l-SSr/SSt; // r(l)**2

Bav=sum(DA(j :m,i))/(m-j); // Ymean of the first (A average)

A=[DA(j :m,i-1 ),ones(DA(j :m,i-1))] ;B=[DA(j :m,i)]; //

L=rsq(A,B);

F(j-2,4)=L(1,1); // 1-st line a(2)

FG-2,5)=L(2,1); // 1-st line c(2)

SSt=sum((DA(j:m,i)-Bav)**2); //

SSr=sum((DA(j :m,i)-(L( 1,1 )*DA(j :m,i-1 )+L(2,1 )))* * 2); // F(j-2,6)=l-SSr/SSt; // r(2)**2

F(j-2,7)=F(j-2,3)*F(j-2,6); // the criterion

end

[z,opt]=max(F(:,7),V);

y 1 e=F(opt, 1 )*DA( 1 :opt+2,i-1 )+F(opt,2);

y2e=F(opt,4)*DA(opt+2 :m,i-1 )+F(opt,5);

M=[l , -F(opt,l) ; 1 , -F(opt,4)];

N=[F(opt,2);F(opt,5)];

X=M\N;

y="Y=" + string(X(l,l)); x="X=" + string(X(2,l));

xtitle ("${\Large \nu=F(\omega)}$" , "${\Large \omega , cA{-l}}$" , "${\Large \nu, Mna}$");

plot(DA( 1 :opt+2,i-1), y 1 e , 'black'); // plot the first line

plot(DA(opt+2:m,i-1) , y2e , 'black'); // plot the second line

plot(DA(:,i-l), DA(:,i) , 'oblack'); [xx,z]=max(DA( 1 :m,i-1 ),'r'); [yyO,z]=max(DA(l :m,i),'r'); [yyl,z]=min(DA(l:m,i),'r'); yy01=yy0-0.125*(yy0-yyl); yyl I=yy0-0.175*(yy0-yyl); xstring(0.825*xx , yyOl , x); xstring(0.825*xx , yyl 1 , y); // print(%io(2),xx);

FiNm='file_' + string(i/2); // the file name to eKport

xs2png ( 0 , FiNm ); // eKport the graphic to .png

// xs2eps ( 0, FiNm) // eKport the graphic to .eps

end

Приложение 2. Расчет ожидаемого экономического эффекта от снижения

вязкости нефти

Ожидаемый экономический эффект от снижения вязкости нефти рассматривается на примере уменьшения вязкости нефти 2 за счет ввода депрессорно-диспергирующей присадки ДМН-2005(1). Нефть 2 с температурой застывания +18 °С не прокачивалась по трубопроводу при температуре окружающей среды. В результате снижения вязкости нефти при введении присадки пропускная способность нефтепровода увеличилась, что сделало возможным перекачку нефти в условия окружающей среды.

По формуле Блазиуса потеря напора равна:

дя=03164 Ь_ ро1

^ £> 2 У 7

где Ые - число Рейнольдса; Ь - длина трубопровода, км; И - диаметр

о

трубопровода, мм; р - плотность нефти, кг/м ; о - скорость течения нефти, м/с.

Число Рейнольдса в зоне гидравлически гладких труб определяется по формуле:

= —, (П2.2)

V

где V - кинематическая вязкость, мм /с.

Пропускная способность трубопровода определяется по формуле:

(т.З)

где £ - площадь поперечного сечения трубопровода, м2.

Принимаем, что потеря напора не изменяется, тогда, умножая выражение на площадь поперечного сечения трубопровода в степени 1,75 и деля на это же значение и принимая постоянные значения для данного трубопровода за константу, получаем:

а

1

/ V v,

У

(П2.4)

Таким образом, за счет снижения вязкости нефти, пропускная способность нефтепровода увеличивается на 12,5 %.

Далее оценивается эффективность инвестиционного проекта по увеличению пропускной способности нефтепровода в результате снижения вязкости нефти за счет ввода присадки.

Для участка нефтепровода пропускная способность увеличивается с 4 млн. т нефти/год до 4,5 млн. т/год. Длина перегона составляет 500 км, труба диаметром 550 мм.

Для расчета экономической эффективности применяется депрессорно-диспергирующая присадка ДМН-2005(1). Концентрация будет равна Сприсадки = 1000 г/т.

Годовая выручка определяется по двухставочному тарифу:

• тариф на услуги по выполнению заказа и диспетчеризации;

• тариф на перекачку 1 тонны.

Согласно приказу Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) приняты ставки тарифа на услуги по выполнению заказа и диспетчеризации при поставках нефтефтепродуктов в размере Тш = 27 руб./100 т-км (без НДС).

Ставку тарифа на перекачку 1 тонны Tmр = 926,14 руб.

Определяем годовую выручку:

В — TVI ■ А ^нефти' LTp + 7~пер'Д{5иефхи (П2.5)

В =530,57 млн. руб.

Для реализации проекта с вводом присадки не потребуется дополнительный персонал.

Капитальные вложения составят 30 млн. руб. на приобретение и монтаж оборудования. Строительно монтажные работы - 12 млн. руб., оборудование -15 млн. руб., прочее - 3 млн. руб.

Эксплуатационные будут складывать из годовой стоимости присадки, затрат на электроэнергию для оборудования и амортизационных отчислений.

Объем необходимой присадки зависит от объема перекачиваемого продукта, т.е. он будет находиться исходя из пропускной способности нефтепровода.

Q 0нефти*0присадки (ГТ2.6)

б = 4500 т/год

Цена одной тонны 100 тыс. руб. Рассчитаем годовые затраты на присадку по формуле:

Д=#тонны-0 (П2.7)

Ц= 450 млн. руб./год

Насосы для ввода присадки потребляют 9211 кВт/час в год. Тариф на электроэнергию 3,025 руб. за кВт/час.

Эл = 9211-3,025 = 0,03 млн. руб./год (П2.8)

Амортизационные отчисления составляют 3 млн. руб./ год. Эксплуатационные затраты будут рассчитываться по формуле: 3 = А + Эл + Ц^ 453,03 млн. руб. (П2.9)

Прибылью называется часть денежных накоплений, направляемые на цели производственного и социального развития производственного объединения, а также внесение платежей и отчислений в бюджеты всех уровней. Прибыль - один из обобщающих показателей производственно-хозяйственной деятельности производственного объединения.

Для выявления финансового результата деятельности предприятия необходимо сопоставить выручку от реализации продукции с затратами на ее производство и реализацию. Для первого года она будет меньше чем для последующих периодов, т.к. ввод оборудования в эксплуатацию составил 3 месяца.

Пр = В-3 (П2.10)

ПР1 = -55,10 млн. руб. Пр = 77,54 млн. руб.

Чистая прибыль определяется как разность прибыли и налога на прибыль: Пч = Пр - Пр-Нпр (П2.11)

Нпр = 20% - ставка налога на прибыль. Пч = 62,03 млн. руб.

Чистый Денежный поток наличности представляет собой сумму чистой прибыли и амортизации:

ДП = Пч + А - К (П2.12)

ДП = 65,03 млн. руб.

Коэффициент дисконтирования at для каждого года жизни проекта определяется по формуле:

а, =—i— (П2.13)

(1 + /)'

i - норма дисконта (12%);

t - год жизни проекта.

Чистый дисконтированный доход для каждого года жизни проекта определяется по формуле:

ЧДД = ДП-cit (П2.14)

Индекс доходности определяется как отношение дисконтированного дохода к дисконтированным капитальным вложениям:

ИД = ^—Т--(П2.15)

/(1 + 0'

/=0

ИД = 21,31 руб./руб.

Срок окупаемости составляет 2 года 3 месяца;

Дисконтированный срок окупаемости составляет 2,5 года.

Результаты показывают, что ЧДД > 0, ИД > 1, сроки окупаемости меньше сроков реализации проекта. Это все говорит о том, что проект экономически выгодный. Результаты вычислений приведены в таблице 40.

Таблица 40

Результаты оценки эффективности проекта

~~~~--Годы Показатели —■——.__ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Всего

1. Выручка от реализации (В) 397,9 530,6 530,6 530,6 530,6 530,6 530,6 530,6 530,6 530,6 5173,1

2. Капитальные затраты (К) 30,0 - - - - - - - - - 30,0

3. Текущие затраты (3) - всего, 453,0 453,0 453,0 453,0 453,0 453,0 453,0 453,0 453,0 453,0 4530,3

в т.ч. амортизационные отчисления (10% ОФ) 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 -

4. Прибыль (Пр) -55,1 77,5 77,5 77,5 77,5 77,5 77,5 77,5 77,5 77,5 642,8

5. Налог на прибыль (Нпр=20%) 0,0 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 139,6

6. Чистая прибыль (Пч) 0,0 62,0 62,0 62,0 62,0 62,0 62,0 62,0 62,0 62,0 558,3

7. Денежный поток (ДП) -82,1 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 503,2

8. Накопленный денежный поток -82,1 -17,1 48,0 113,0 178,0 243,1 308,1 373,1 438,2 503,2 -

9. Коэффициент приведения (аО, (норма дисконта 12%) 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,6 0,5 0,5 0,4 0,4 -

10. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) -82,1 58,1 51,8 46,3 41,3 36,9 32,9 29,4 26,3 23,5 264,4

11. ЧДД нарастающим итогом -82,1 -24,0 27,8 74,1 115,4 152,3 185,3 214,7 241,0 264,4 -

12. ИД 21,31