Снижение вязости высокопарафинистой нефти с использованием поверхностно–активных веществ

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

ТАШКЕНТСКИЙ ХИМИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

КАФЕДРА «ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ

НЕФТИ И ГАЗА»

снижение вязости высокопарафинистой нефти с использованием пав

ДИССЕРТАЦИОННАЯ РАБОТА

работа на соискание ученой степени магистра по специальности

5А 522504 Химическая технология и переработка нефти и газа

На правах рукописи

УДК: 665.5:661.185.1

Каримов Ойбек Каххарович

Научный руководитель,

д.х.н., профессор

Ахмедов У.К.

ТАШКЕНТ-2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение

1.1 Основные понятия

1.2 Классификация свойств веществ

1.3 Термодинамические параметры явлений растворения, распределения и межмолекулярного взаимодействия ПАВ и органических растворителей

1.4 ПАВ для системы нефть - вода для повышения нефтеодачи пластов

1.5 Снижение вязкости и температуры застывания парафинистых нефтей при добыче и транспорте нефти различными реагентами

ГЛАВА II. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

II.1 Методы исследования

II.2 Объекты исследования

ГЛАВА III. ХАРАКТЕРИСТИКА МИНГБУЛАКСКОЙ НЕФТИ И ЕЁ ПАРАФИНОВ

III.1 Физико-химическая характеристика высокопарафинистой и высоковязкой нефти

III.2 Влияние количества парафинов на вязкость нефти и их характеристика

ГЛАВА IV. УЛУЧШЕНИЕ ТЕКУЧЕСТИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ МИНГБУЛАКСКОЙ НЕФТИ

IV.1 Подбор поверхностно-активного вещества для улучшения вязкости Мингбулакской нефти

IV.2. Улучшение вязкости высокопарафинистой нефти путем добавки ПАВ

IV.3 Механизм улучшения текучести высоковязких и высокопарафинистых нефтей

ЗАКЛЮЧЕНИЕ (ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ)

ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. С целью активного претворения в жизнь антикризисных мер, предусмотренных в книге Президента Республики Узбекистан И.А. Каримова «Мировой финансово - экономический кризис, пути и меры по его преодолению в условиях Узбекистана» необходимо принять новые подходы к разработке современных технологий и их модернизации для получения различных нефтепродуктов высокого качества, отвечающих мировым стандартам, импортзамещению и конкурентоспособных на внешнем рынке [1].

Как известно, состав нефти сложен и разнообразен. Основные классы соединений в составе нефти - нафтеновые, ароматические и парафиновые углеводороды. Значительное содержание последних создает ряд технических проблем, таких как малая подвижность нефти, высокая температура застывания и др.

В связи с тем, что современные нефти являются более высоковязкими и высокозастывающими и с увеличением их доли в общем объеме нефтедобычи, они существенно влияют на выбор технологии переработки, качественных и количественный состав получаемых нефтепродуктов.

Вышеуказанные нефти по физико - химическим и реологическим параметрам относятся к жидкостям, обладающим при определенных температурных условиях резко выраженными неньютоновскими свойствами: высокие значения вязкости, статическое и динамическое напряжение сдвига. Эти факторы, главным образом, объясняют природу перечисленных трудностей.

Одним из эффективных путей улучшения текучести таких высокопарафинистых и высоковязких нефтей является использование депрессорных присадок, которые улучшают низкотемпературные свойства. Непременных условием проявления депрессорной активности присадкой является перевод тугоплавких парафинов высокопарафинистой нефти из твердого состояния в жидкое.

Из анализа литературных источников по этому вопросу выяснилось, что среди альтернативных методов обеспечения нормального течения нефти универсального способа, применимого для всех случаев на сегодня не существует. Также установлено, что наиболее оптимальными является не синтетические присадки, а природные депрессанты.

Исходя из вышеизложенного и положив в основу известное положение «подобное растворяется в подобном», и соответственно природные депрессанты не будут ухудшать качество нефти, как иногда синтетические, в настоящей работе нами выбран побочный продукт переработки отечественных нефтей - мылонафт в качестве депрессорной присадки для улучшения вязкости высокопарафинистых и высоковязких нефтей.

В свете этого данная работа является актуальной.

Цель исследования - улучшение вязкости (текучести) высоковязких нефтей с применением поверхностно - активного вещества в качестве депрессатора.

В связи с этим были поставлены следующие задачи:

- на основе анализа литературных источников по работам отечественных и зарубежных ученых и по данным Интернета составить обстоятельный литературный обзор по теме диссертации;

- рассмотреть альтернативные способы разжижения высокопарафинистых и высоковязких нефтей и определить пути выполнения данной работы;

- выявить среди отходов и побочных продуктов нефтепереработы оптимальный природный депрессант - ПАВ, определить его характеристики и способ введения в парафинистую нефть;

- определением физико - химических показателей местных нефтей согласно принятым Государственным стандартам, избрать в качестве объекта исследования вязкую нефть с высоким содержанием парафинов;

- введением ПАВ в качестве депрессанта в Мингбулакскую нефть установить оптимальную концентрацию его введения, дать механизм улучшения вязкости (текучести) этой нефти.

Научная и практическая значимость работы. Впервые рекомендован мылонафт - поверхностно - активное вещество анионно - активного характера, имеющий гидрофобные и гидрофильные участками.

Установлена концентрация введения разработанного депрессанта, температура и другие рабочие условия его введения.

Показано, что его введение не ухудшает качество нефти, как это происходит с некоторыми синтетическими депрессантами.

Механизм улучшения вязкости высокопарафинистой и высоковязкой нефти заключается в следующем: при добавлении мылонафта в среде нефти образуются «дырки», при этом разрушается «жесткий» каркас парафиновых углеводородов, что в конечном счете приводит к снижению температуры застывания, и следовательно, улучшается её текучесть.

В данном случае имеет место понижении температуры застывания вязкости нефти порядка 6оС.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 - х глав, заключения (основные выводы) и списка использованной литературы и приложения. Работа изложена на 72 страницах компьютерного текста, включает 11 таблиц и 10 рисунков. Список использованной литературы состоит из 62 наименований.

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. ПОВЕРХНОСТНО - АКТИВНЫЕ ВЕЩЕСТВА. СВОЙСТВА И ПРИМЕНЕНИЕ

1.1 Основные понятия

В принципе, любое вещество, понижающее поверхностное натяжение, является поверхностно - активным, однако термином ПАВ обозначают вещества с определенными свойствами, строением и адсорбционной способностью.

Выделяют два больших класса ПАВ, различающихся характером адсорбции и механизмом стабилизации дисперсных систем.

К первому классу относятся низкомолекулярные соединения дифильного характера, т.е. соединения, имеющие гидрофильную «глову» (одну или несколько полярных групп, например, - ОН, - СООН, - SO3H, - OSO3H, - COOMe, - N+ (CH3)3I-, - NH2) и гидрофобный «хвост» (как правило, алифатическую цепь, иногда включающую и ароматическую группу). По своему применению ПАВ данного класса делятся на смачиватели, солюбилизаторы, эмульгаторы, моющие агенты, ценнообразователи и т.д. По химическим свойствам они разделяют на: 1) анионоактивные (например, соли карбоновых кислот, алкилсульфаты, алкилсульфонаты); 2) катионоактивные (например, четвертичные аммониевые основания, соли аминов); 3) неионогенные (спирты, эфиры и т.д.).

Ко второму классу относятся высокомолекулярные ПАВ, в которых чередуются гидрофильные и гидрофобные группы, равномерно распределенные по всей длине полимерной цепи. От них следует отличать высокомолекулярные соединения, построенные из двух или трех отрезков, каждый из которых состоит из гидрофильных или гидрофобных блоков мономеров. В качестве примера можно назвать плюроник, состоящий из гидрофильной цепи оксиэтилена и гидрофобной цепи оксипропилена. По механизму адсорбции и эмульгирующим свойствам такие соединения следует относить к поверхностно - активным веществам первого класса.

Примерами высокомолекулярные ПАВ могут служить поливиниловые спирты, желатина, казеин, полиакриламид и т.д.

1.2 Классификация свойств веществ

поверхностный активный вещество нефть

Физические и химические свойства органических соединений зависят от массы молекул, расположения в ней атомов, взаимодействия молекул друг с другом (межмолекулярные силы или связи) и атомов в молекуле (внутримолекулярные силы и связи).

Обычно выделяют три вида свойств.

1. Свойства, которые зависят только от большего числа молекул - коллигативные. Для грамм - моля эти свойства постоянны. К ним относятся: объем моля газа, давление идеальных газов, осмотическое давление, повышение температуры кипения и понижение температуры затвердения.

2. Свойства, величина которых может быть выражена как сумма величин свойств отдельных атомов или групп атомов, входящих в молекулу, - аддитивные. В качестве примера можно привести молекулярную рефракцию, парахор, теплоту сгорания и т.д.

3. Свойства, обусловленные наличием определенных атомов или групп атомов и их расположением в пространстве, - конститутивные. Характерно, что они проявляются только при определенном соединении атомов между собой. Примером могут служить дипольные моменты, но только в том случае, если молекуле один диполь. Другим примером является окраска соединения благодаря наличию определенных хромофорных групп.

Коллигативные свойства веществ являются функцией кинетической энергии RT, а аддитивные свойства - функцией массы молекулы и молекулярных сил.

Чтобы понять связь физических свойств веществ с их строением, необходимо знать природу сил, действующих между молекулами. До сих пор не существует строгой теории межмолекулярных сил. Суть современных теорий сводиться к тому, что выявлены три наиболее вероятные причины, обусловливающие межмолекулярное взаимодействие неионогенных соединений (вандерваальсовы силы) - взаимодействие постоянных диполей (ориентационные силы Кеезома); взаимодействие наведенных диполей (индукционные силы Дебая); взаимодействие мгновенных диполей, образованных благодаря определенному положению электронов в молекуле (дисперсионные силы Лондона). К этим трем видам сил можно добавить силы слабого химического взаимодействия типа водородных связей и слабых комплексоподобных взаимодействий. Иногда водородные связи не выделяют из ориентационных сил, отмечая их одинаковую природу. Мелвин - Хьюз относится к молекулярным силам взаимодействие между ионами, хотя в равной степени их можно отнести к внутримолекулярным связям.

Иногда при расчетах исследователи не разделяют межмолекулярные вандерваальсовы силы на составляющие, а используют полуэмпирические примеры, дающие сумму сил.

В настоящее время во всех областях промышленности, народного хозяйства и биологии применяют поверхностно - активные вещества, (ПАВ). По объему производства, ассортименту на мировом рынке важности в хозяйстве ПАВ стоят на одном уровне с каучуками, красителями, взрывчатыми веществами и др.

ПАВ применяют для самых различных целей: в качестве моющих агентов, для стабилизации дисперсных систем - эмульсий, пен, суспензий, для понижения прочности обрабатываемых материалов покрытия поверхностей, например, с целью гидрофобизации или защиты от испарения, для флотации и т.д.

Основные объекты применения связаны с использованием тех физических свойств ПАВ, которые обусловливают их адсорбционную способность. Несмотря на это именно физические свойства ПАВ изучены недостаточно и неполно разработана теория применения ПАВ.

Теоретически любое химическое соединение, имеющее в молекуле гидрофильные и гидрофобные участки, будет поверхностно - активным. Однако в действительности только некоторые из них являются эффективными моющими средствами, стабилизаторами эмульсий и пен, пленкообразователями и т.д.

Взаимосвязь строения молекул и тех свойств ПАВ, которые определяют их применение и для данных соединений наиболее важны. К таким свойствам относятся когезионные и адгезионные, являющиеся функцией конституции молекул и межмолекулярных сил: поверхностные и адсорбционные, испарение, растворение, мицеллообразование и т.д.

Как известно, новое нефтяное и нефтегазоконденсатное сырье заметно отличается от старых нефтей [2,3] по химическому составу, что значительно снижает выход целевых продуктов, таких как бензин, керосин и т.д., усложняет их переработку [4]. Весьма актуальным в этом аспекте является принципиально новый подход к исследованию состава и свойств новых нефтей.

В связи с вышеизложенным, далее будут освещены вопросы растворения и распределения компонентов сложных смесей в жидкой среде, таких как парафиновые углеводороды которые определяют низкотемпературные свойства высоковязких нефтей, и карбоновых кислот.

1.3 Термодинамические параметры явлений растворения, распределения и межмолекулярного взаимодействия ПАВ и органических растворителях

В таблице 1.3.1. приводятся значения термодинамических параметров: скрытой теплоты испарения ?HИ, определенной калориметрическим методом, для парафиновых углеводородов состава С5 - С9 и на рис.1.3.1 - зависимость свободной энергии испарения ?GИ от числа С - Н связей парафиновых углеводородов состава С4 - С24 и их монозамещенных соединений.

Величины ?HИ парафиновых углеводородов состава С5 - С9

Таблица 1.3.1.

Парафиновые углеводороды	?HИ10-6 Дж/кмоль	Значения инкрементов ?HИ метильной группы для гомологического ряда парафиновых углеводородов
пентан	26,7
гексан	31,5	5,8
гептан	36,5	5,0
октан	41,4	5,9
нонан	46,5	5,7

Как видно из приведенных данных, значения инкрементов энтропии растворения для метильной группы гомологического ряда парафиновых углеводородов составляет порядка 5 - 6 Дж / кмоль.

Рис. 1.3.1. Зависимость ? GИ от числа С - Н-связей (n) в алифатической цепи: 1 - алканы; 2 - алкивфториды; 3 - алкилхлориды; 4 - алкилбромиды; 5 - алкилиодиды; 6 - спирты.

Из таблицы и рисунка следует, что указанные термодинамические функции увеличиваются в гомологическом ряду парафиновых углеводородов.

В таблице 1.3.2 приводятся значения термодинамических параметров, приходящиеся на С - Н - связь парафиновых углеводородов и на полярнаю группу карбоновых кислот и их солей.

Эти данные могут охарактеризовать межмолекулярное взаимодействие различных веществ в токай сложной смеси, как высоковязкая и высокопарафинистая нефть при введении в неё разжижителя - солей нафтеновых кислот и объяснить механизм улучшения низкотемпературных свойств таких нефтей.

Значения ?H'И и свободная энергии испарения отдельной функциональной группы ?G'И, приходящиеся на полярную группу (Х) и С - Н-связь, определялись [5] составлением для нескольких членов ряда систем уравнений вида:

?H'И/Х + n ?H'И/CH = ?HИ

?G'И/Х + n ?G'И/CH = ?GИ

где n - число С - Н-связей в цепи (рис.1.)

В таблице 2 приведены значения ?H'И, ?G'И и ?S'И энтропии приходящие на полярную группу и на С - Н-связь для 25 гомологических рядов. Из данных таблицы видно, что аддитивность выполняется не только внутри одного ряда. Значения ?G'И/CH, ?H'И/CHи ?S'И/CH одинаковы во всех гомологических рядах, кроме нескольких случаев, отклоняющихся по одной или нескольким функциям.

Термодинамические функции различных групп органических соединений

Таблица 1.3.2

Группа	?H'ИХ10-6 Дж/кмоль	?G'ИХ10-6 Дж/кмоль	?S'ИХ10-4 Дж/(кмольК)	?H'И/CH10-6 Дж/кмоль	?G'И/CH10-6 Дж/кмоль	?S'И/CH10-4 Дж/(кмольК)
CH	2,30	1,256	0,356	2,30	1,256	0,356
I	20,2	12,6	2,64	2,30	1,256	0,356
Br	15,9	9,2	2,28	2,30	1,30	0,344
Cl	13,2	7,1	2,10	2,30	1,30	0,344
F	7,30	3,34	1,34	2,30	1,28	0,348
C6H5	31,8	1,2	4,65	2,09	1,256	0,293
C C	2,92	0,84	0,71	2,30	1,30	0,344
C C	9,20	5,26	1,34	2,30	1,256	0,356
C5H9	25,1	14,2	3,72	2,30	1,29	0,344
C6H11	29,0	17,0	4,12	2,30	1,256	0,356
C10H7	-	32,7			1,17
NH2	15,0	7,95	2,45	2,30	1,30	0,344
NH	8,38	4,19	1,46	2,30	1,256	0,356
N	2,09	1,256	0,293	2,30	1,256	0,356
SH	15,9	8,79	2,43	2,30	1,256	0,356
OH	30,5	15,6	5,20	2,38	1,17	0,41
CO	15,0	8,79	2,14	2,30	1,256	0,356
CHO	18,0	10,5	2,57	2,30	1,256	0,356
COOH	45,2	37,2	2,72	2,38	1,46	0,314
O	6,27	2,93	1,09	2,09	1,21	0,302
S	15,5	8,79	2,26	2,09	1,13	0,331
COOR	18,4	10,0	2,86	2,09	1,13	0,331
ONO2	26,8	15,5	3,85	2,09	1,05	0,356
NO2	27,6	16,7	3,73	2,30	1,256	0,356
CN	26,2	16,7	3,23	1,93	1,00	0,314

Энтропия же алифатической цепи имеет то же значение, что и другие алканы.

Исследователи давно заметили, что разветвленные изомеры углеводородов имеют более низкие значения температуры кипения и теплоты испарения, чем нормальные углеводороды. Это объясняется тем, что у последних больше площадь соприкосновения между молекулами, а следовательно, и межмолекулярные силы. Помимо этого, в разветвленных изомерах действуют внутримолекулярные вандерваальсовы силы.

Ниже представлены разности (?) величин свободных энергий испарения между нормальными парафиновыми углеводородами ?GИ и их изомерами ?Gиизом:

Группа и ее положение	?10-6 Дж / кмоль	Группа и ее положение	?10-6 Дж / кмоль
3 - метил	0,92	2,2 - Диметил	2,51
2 - метил	1,17	2,3,3 - Триметил	1,80
4 - метил	1,26	2,3,4 - Триметил	1,80
2 - этил	1,13	2,2,3 - Триметил	2,18
3 - этил	1,46	2,2,4 - Триметил	3,38
3 - пропил	3,58	2,3,3,4 - Тетраметил	1,92
2,3 - Диметил	1,38	2,2,3,3 - Тетраметил	2,09
3,3 - Диметил	2,05	2,2,3,4 - Тетраметил	2,92
2,5 - Диметил	2,18	2,2,4,4 - Тетраметил	4,10
2,4 - Диметил	2,30

Изомеры, имеющие, например, метальную группу в положении 2 (или 3, или 4), обладают одинаковой величиной ?GИ во всем гомологиеском ряду. Из приведенных данных видно, что с увеличением разветвленности цепи ?Gиизом понижается, однако зависимости невсегда простые.

По вышеприведенной таблице 1.3.2 можно рассчитать значения ?GИ, содержащих несколько различных функциональных групп. В таблице 1.3.3 сопоставлены расчетные и экспериментальные значения ?GИ таких соединений. Совпадение, как видно, вполне удовлетворительное, т.е. правила аддитивности выполняются хорошо и для полифункциональных производных алифатического ряда.

Значения ?GИ полифункциональных соединений при 20оС

Таблица 1.3.3

Соединение	?GИ10-6 Дж / кмоль
	экспериментальное	рассчитанное по данным табл. 2
	31,0	29,3
	35,2	34,7
	38,9	39,3
	38,5	37,6
	36,8	36,5
	37,2	38,5
	26,4	27,6

В работе [6] приведены значения ?G'И гомологического ряда парафиновых углеводородов с числом атомов водорода от 8 (пропан) до 76 (гептатиоконтан) в температурном интервале - 100 550оС. Результаты представлены на рис.1.3.2, из которого видно, что при всех температурах величина ?GИ аддитивна по числу С - Н- связей, входящих в молекулу, и все прямые пересекаются в точке, лежащей в начале координат. Тангес угла наклона прямых есть значение свободной энергии, приходящей на С - Н - связь (?G'И/CH).



Рис. 1.3.2. Зависимость ?GИ от числа С - Н- связей в гомологическом ряду парафиновых углеводородов в диапазоне температур - 100 550оС.

Растворение

Растворение, как и другие процессы равновесного распределения, подчиняется условию равенства химических потенциалов:

1 = 2; = о + RT In N

Если вещество 1 слабо растворяется в жидкости 2 и слабо растворяет жидкость, то N2 = 1 и

Свободная энергия растворения жидкости (?Gp) равна разности между ее свободной энергией в растворителе (?Gо) и в собственной фазе (?Gи) [7]:

?Gp = ?Gо - ?Gи

В общем случае при растворении одного вещества в другом [8]

?Gp = - RT In Yi

где Yi - коэффициент активности i - го компонента в растворе, который определяется по формуле (в чистой жидкости Yi = 1)

P - общее давление насыщенного пара обоих компонентов; Pпi - давление пара чистого i - го компонента; Npi и Nпi - мольные доли i - го компонента в растворе и паре; Pпi = PNпi - давление i - го компонента над раствором.

На рис.1.3.3 приведены зависимости ?Gp от числа С - Н-связей алифатичоской цепи различных гомологических рядов. Из представленных данных видно, что ?Gp аддитивно увеличивается с ростом числа С - Н-связей на 1,76106 Дж/кмоль как в незамещенных, так и в монозамещенных парафиновых углеводородах. Отрезок, отсикаемый на оси ординат, дает значение ?Gp функциональной группы.



Рис. 1.3.3. Зависимость ?Gp в воде от числа С - Н-связей в алифатической цепи: 1 - спирты; 2 - алканы; 3 - алкилхлориды; 4 - алкилбромиды; 5 - алкилиодиды.

Энергии активации вязкости и самодиффузии при введении в соединение метиленовой группы увеличиваются на (0,9 - 1,3) 106 Дж/кмоль как для самых парафиновых углеводородов, так и для их замещенных. Аддитивность Е и ЕS, проливают свет на механизм процесса переноса.

Известно [8], что ЕИ/Ез (ЕS) ? 4. Так как энергия , активации испарения ЕИ - энергия, необходимая для разрыва всех межмолекулярных связей, то при вязком течении и самодиффузии Еr (Еs) происходит разрыв 1/4 всех межмолекулярных связей. Данные табл. 1.3.4 свидетельствуют, что те соединения, Ез и ЕS которых отклоняются от аддитивности, дают более низкое, чем~4, отношение ЕИ/Ез (ЕS).

Эйринг с сотрудниками [9-11] для объяснения случаев отклонения вводят понятие «единицы течения», т.е. наименьшего образования, перемещающегося как единое целое при вязком течении. Это образование в некоторых случаях, может представлять собой часть сложной молекулы, а в других - несколько молекул. С помощью единицы течения объясняется отклонение от аддитивности значений Ез и ЕS высокомолекулярных парафиновых углеводородов, которые при вязком течении свертываются и соприкасаются только определенными участками. Однако не все случаи отклонения от аддитивности могут быть объяснены с помощью единицы течения.

Значения энергии активации вязкого течения и самодиффузии

Таблица 1.3.4

Вещество	Ез·10-6, Дж/кмоль		ЕS10-8, Дж/кмоль
Парафиновые углеводороды: пентан гексан гептан октан нонан декан	6,27 7,07 7,75 8,65 10,0 10,7	4,20 4,45 4,67 4,80 4,60 4,75	6,45 7,54 9,15 - 12,5 14,5	4,10 4,15 4,00 - 3,70 3,50
Галогенпроизводные: иодметан иодэтан 1 - иодпропан 1 - иодбутан хлорэтан 1 - хлорпропан 1 - хлорбутан 1 - хлорпентан	6,27 6,83 7,83 8,58 6,10 7,07 7,37 8,37	4,50 4,80 4,50 4,60 4,05 4,10 4,50 4,50	10,2 8,30 8,34 8,42 - - - -	2,76 4,0 4,3 4,65 - - - -
Кислоты: муравьиная уксусная пропионовая масляная валериановая капроновая энантовапя	15,6 12,1 10,8 13,3 14,6 15,4 16,4	2,3 3,5 4,3 3,9 3,9 - -	- - - - - - -	- - - - - - -

Значения Ез и ЕS расчитаны по температурным зависимостям коэффициентов вязкости и самодиффузии.

Иная картина наблюдается в случае органических кислот, димеризованных в жидкости с образованием циклических структур. Усиленная связь между такими циклами возможна лишь для муравьиной кислоты из - за наличия атома водорода у карбоксильного углерода.

Интересно сопоставить влияние изомерии молекул парафиновых углеводородов на энергию активации вязкости Е и энергию активации самодиффузии ЕS.

Из данных табл. 1.3.5 видно, что с увеличением разветвленности алифатической цени значения Ез и ЕS возрастают, а ЕИ понижаются. Следовательно, хотя межмолекулярные связи и ослабляются, энергия активации вязкого течения и самодиффузии увеличивается. Видимо, стерические препятствия при движении вызывают повышение энергии активации переноса. При сопоставление значений энергий активации самодиффузии и вязкого течения во многих случаях наблюдается небольшое превышение ЕS над Ез.

Влияние изомерии на энергию активации (Дж / кмоль)

Таблица 1.3.5

Вещество	ЕИ·10-6	Ез·10-6	ЕS·10-6
Пентан	26,5	6,27	6,45
2-Метилбутан	24,8	7,15	7,10
2,2-Диметилпропан	21,9	10,0	10,9
Гексан	31,5	7,08	7,54
2-Метилдантан	29,9	7,05	7,45
З-Метшшентан	30,3	7,15	7,3,
2,3-Диметилбутан	29,0	7,95	8,8
2,2-Диметилбутан	27,7	8,38	8,9

Процесс диффузии более сложен, чем процессы вязкости и самодиффузии, так как при диффузии возникает вопрос о влиянии концентрации переносимого компонента и взаимодействия молекул растворителя между собой и с молекулами диффундирующего вещества. Показано [12], что энергия активаций диффузии ED остается практически постоянной величиной при концентрации раствора 0,05 - 1 кмоль/м3. При высоких концентрациях ED может существенно изменяться [13].

В общем случае энергия активации диффузии складывается [14] из энергии образования «дырки» в растворителе и энергии, необходимой для отрыва диффундирующей молекулы от соседней и перехода ее в вакансию.

Определены энергии активации различных соединений, которые могут встречаться в нефтях, в некоторых органических растворителях, предполагая, что они моделируют систему «вещества нефть» [15] (таблица 1.3.6)

Энергия активации диффузии веществ в органических растворителях

Таблица 1.3.6

Диффундирующее соединение	ЕД·10-6, Дж/кмоль
В ацетоне ацетон муравьиная кислота уксусная кислота бензойная кислота	8,38 8,38 8,80 7,11
В 96% этаноле этанол глицерин резорцин - бромнафталин камфора адобензол	19,2 21,4 21,4 20,5 18,0 18,0
В бензоле бензол метанол муравьиная кислота уксусная кислота бензойная кислота дифенил	13,0 11,3 12,6 11,7 12,1 12,6
В этилбензоле кумол цимол	13,4 13,0
В гептане гептан толуол	9,20 8,38

Из вышеизложенного материала можно сделать некоторые заключения о зависимости межмолекулярных сил от межмолекулярного расстояния.

Значения свободных объемов для парафинов и диапазоне - 50 350оС приведены в табл. 1.3.7.

Значения свободных объемов VC 103 (м3/кмоль) в зависимости от температуры для парафиновых углеводородов

Таблица 1.3.7

Соединение	Температура, оС
	- 50	0	20	50	100	150	200	250	300	350
Гексан	28,3	35,0	39,3	45,0	56,3	65,8	81,8	104,2	-	-
Гептан	28,6	36,2	39,6	44,8	57,6	67,6	84,6	106,6	131,6	-
Октан	28,9	37,4	40,9	45,6	58,4	70,4	87,4	110,4	139,4	178,4
Нонан	-	38,2	41,7	46,4	59,2	73,7	89,2	113,2	142,2	195,2

Зависимость ?Gи от свободного объема для алканов (рис. 1.3.4) выражается формулой:

Для молекул, имеющих постоянный дипольный момент, в соответствии с формулой Кеезома, межмолекулярное взаимодействие должно быть функцией как температуры, так и межмолекулярного расстояния.



Рис. 1.3.4. Зависимость ?G'и в воде от свободного объема молекулы для алканов: 1 - С9Н20; 2 - С8Н18; 3 - С7Н16; 4 - С6Н14.

Основной вывод из изложенных источников в вопросе использования поверхностно - активных веществ для улучшения текучести (вязкости) высокопарафинистых нефтей состоит в том что нет практически некакой информации. Есть только смоделированные системы: растворимость органических веществ в себе побочных, т.е. потверждается известный вывод подобноерастворяется в подобном.

Знание закономерностей адсорбции и поверхностной активности помогает глубже понять свойства реальных и практически важных систем: эмульсий, пен, суспензий, микрокансул, биомембран и т.д.

Строение молекул ПАВ - полярная группа («голова») и неполярная («хвост») - облегчает исследование их свойств: такие соединении рядом аддитивных свойств, которые наиболее просто интеретируются и поддаются теоретическому расчету. При адсорбции ПАВ необходимо знать, как взаимодействуют с различными фазами отдельные функциональные группы молекул, причем аддитивность свойств в этом случае играет особо важную роль.

Такие процессы явлений распределения как испарение (система жидкость - пар), дистилляция (система раствор - пар), растворение (система конденсированная фаза - жидкость) и экстракция (распределение комронента между двумя жидкими фазами), весьма важны для изучения свойств поверхностно - активных веществ.

Для восполнения этого продела в данной работе будет рассмотрена возможность улучшения текучести высокопарафинистых и высоковязких нефтей с использованиям поверхностно - активных вещества на основе побочного продукта отечественной нефтепереработки и проведено его сравнение с известным эталоном, синтезированного в государственной Академии нефти и газа им. Губкина (Москва).

1.4 ПАВ для системы нефть - вода для повышения нефтеодачи пластов

Исходя из обзора литературы по использованию поверхностно - активных веществ для улучшения вязкости высокапарафинистых, и соответственно, высоковязких нефтей сведений нет. Есть только информация по повышению нефте одачи пластов при использовании ПАВ.

По данным Интернета [12] есть краткая информация, что важное значение приобретает определение условий, при которых обеспечивается достижение той или иной композиционной системой сверх низкого межфазного натяжения.

В США с целью правильного выбора ПАВ разработана концепция эквивалентных алкановых углеводородных чисел (ЭАУЧ). Согласно этой концепции, разработанной, как указывается, на основании более 100 тыс. измерений, каждой нефти должно быть приписано свое ЭАУЧ, т.е. ее поведение при измерении межфазного натяжения может быть точно смоделировано чистым нормальным углеводородом, длина углеводородной цепи которого и есть ЭАУЧ для данной нефти. ЭАУЧ нефти в свою очередь рассчитывается по результатам измерения межфазного натяжения смесей данной нефти с чистыми углеводородами, для которых ЭАУЧ известно, на границе с раствором хорошо изученного ПАВ, взятого в качестве стандарта при строго заданных условиях. Таким образом, если ЭАУЧ данной нефти известно, то при подборе ПАВ можно ограничиться результатами измерений межфазного натяжения их на границе с углеводородом, моделирующим нефть.

Отмечается, что при подборе ПАВ располагают гомологическим рядом образцов ПАВ, внутри которого имеется продукт, наиболее подходящий для данной системы нефть - вода.

Приведем несколько изобретений с использованием микроорганизмов, относящихся к снижению вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений на основе нефтевытесняющей композиции, содержащей аммиачную селитру, поверхностно-активное вещество - ПАВ, карбамид и воду, где в композицию добавляют водный экстракт уробактерий.

Технический результат - повышение эффективности нефтеотдачи высоковязкой нефти в условиях нефтяной залежи высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой (+10ч+50°С), снижение затрат при исключении паротеплового воздействия.

Это изобретение и несколько других, которые будут приведены ниже, относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для снижения вязкости нефти для повышения нефтеодачи в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением уреазной группы микроорганизмов.

В настоящее время добыча вязкой нефти осуществляется на месторождениях при помощи площадной закачки пара в пласт или пароциклическое воздействие, при этом в пласт под давлением закачивается пар при температуре 300 - 350°C, что экономически затратно, поскольку связано с установкой паротепловых генераторов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи только на поздней стадии разработки с применением микроорганизмов [16]. Состав для повышения нефтеотдачи пластов в качестве источника микроорганизмов содержит активный ил, в качестве питательных веществ, стимулирующих рост и активность микробных клеток - кубовые остатки производства синтетического глицерина, дополнительно содержит полидиметилдиаллиламмоний хлорид. Указанный состав обладает биохимической активностью с выделением метана и CO2, что способствует снижению вязкости нефти и повышению нефтеотдачи пластов.

Известен способ добычи высоковязкой нефти, включающий введение в пласт вытесняющего агента и разжижающего состава [17]. В качестве разжижающего состава используют углеводородокисляющие бактерии с питательными солями в водном растворе. Закачку разжижающего состава производят циклически.

Известен микробиологический способ увеличения нефтеотдачи пластов с применением штамма бактерий Erwinia species с высокой деструктивной активностью при контакте с углеводородами нефти, растительным сырьем и отходами животноводства [18]. Недостатком предлагаемого способа является сложный и дорогостоящий процесс селекционирования и накопления биомассы для технологического процесса. Штамм в большей степени селекционирован для разложения органических субстратов в растительном сырье и отходах животноводства. В процессе биодеструкции углеводородов нефти данным штаммом, выделение газообразных продуктов незначительно.

Известен способ повышения нефтеотдачи при введении в пласт популяции аэробных бактерий [19]. Вода, закачиваемая в пласт содержит кислород и питательные вещества. Микроорганизмы адаптируются и размножаются, используя нефть в качестве основного источника углерода, растворенный в воде кислород - в качестве основного источника кислорода. При биоокислении углеводородов нефти образуются продукты метаболизма, способствующие десорбции нефти с пористой породы пласта. Данный способ технологичен в условиях залежи легкой нефти.

Известен микробиологический способ повышения извлечения углеводородного сырья с помощью введения биопрепарата, содержащие микроорганизмы, активно утилизирующие нефть с образованием продуктов метаболизма, способствующих вытеснению нефти [20]. Данный способ эффективен в течение короткого времени. Его применение также рассчитано для месторождений легкой нефти.

Известен ферментативный способ снижения вязкости нефти [21] (тяжелых нефтей и битумов) с применением биокатализатора, включающего микроорганизмы Rhodococcus rhodochrous ATCC No.53968 и их энзимы. Спектр действия биотехнологии, основанной на использовании одного штамма, ограничен.

Из выше приведенного обзора международных патентов - России, Великобритании, США и др. Слудует, что рекомендуемые способы разжижения вязкости высоковязких нефтей пригодны только для случаев увеличения нефтеотдачи пластов и могут использоваться при добыче нефти из скважин.

1.5 Снижение вязкости и температуры застывания парафинистых нефтей при добыче и транспорте нефти различными реагантами

Пропускная способность и экономическая эффективность нефтепровода зависят от свойств перекачиваемой по нему нефти [22]. Основным препятствием для обеспечения необходимой скорости перекачивания является вязкость. Снижение вязкости перекачиваемой нефти уменьшает гидравлическое сопротивление трубопроводной сети, что уменьшает энергозатраты на перекачку. В районах добычи нефти с низкой температурой окружающей среды вязкость перекачиваемой жидкости достигает таких значений, что энергозатраты на перекачку значительно повышают стоимость добываемой нефти, а в некоторых случаях делают ее перекачку практически невозможной. Для увеличения эффективности процесса транспортировки вязкие и высоковязкие нефти подвергают предварительной обработке. Известно множество способов обработки нефти с целью уменьшения ее вязкости [23]. Все известные способы можно разделить на несколько групп:

1. Термический нагрев.

2. Создание эмульсии нефти в воде при помощи веществ-эмульгаторов.

3. Воздействие на жидкость различными видами электромагнитного излучения и их комбинациями.

4. Обработка нефти с помощью ультразвуковых колебаний высокой интенсивности.

Одним из основных способов снижения вязкости нефти является ее термический нагрев [24]. Нагрев осуществляется с помощью:

- котлов выделяющих тепло при сжигании угля, природного газа или нефти, отбираемой из этого же нефтепровода;

- отвод теплоты выделяемой при работе насосов при перекачке нефти на нефтеперекачивающих станциях;

- электрический обогрев нефтепровода.

Процесс термообработки заключается в нагреве нефти до температуры, при которой растворяются содержащиеся в ней твердые парафиновые углеводороды, и охлаждении с заданной скоростью в определенных условиях (в движении или покое).

Для парафинистых нефтей существует оптимальная температура подогрева, при которой эффект термообработки наибольший. Эта температура всегда выше температуры плавления парафинов, находящихся в нефти. С ростом температуры нагрева температура застывания сначала увеличивается, затем уменьшается, становясь минимальной при определенной температуре термообработки.

На свойства термообработанных нефтей большое влияние оказывают условия охлаждения нефти [25]. Размер, число и форма кристаллов парафинов зависят от соотношения двух скоростей: скорости возникновения центров кристаллизации парафиновых углеводородов и скорости роста уже выделившихся кристаллов. Если скорость возникновения центров кристаллизации выше скорости роста кристаллов, то получается система с большим числом мелких кристаллов, в противном случае в системе образуются крупные кристаллы и прочность такой структуры значительно меньше мелкокристаллической. Для высокопарафинистой нефти оптимальный темп охлаждения в статических условиях составляет 10-20°С/ч [26]. При этой скорости создается благоприятное соотношение скорости возникновения центров кристаллизации и скорости роста образовавшихся кристаллов парафина, и большая часть парафина идет на построение небольшого числа крупных кристаллов, образующих рыхлые скопления. В результате достигается значительный эффект улучшения свойств текучести нефти.

Следующим методом снижения вязкости является добавление химических реагентов (депрессорных присадок) [27-32]. Депрессорные присадки к нефтям и тяжелым нефтепродуктам -- это нефтерастворимые синтетические полимерные продукты, которые при введении в небольших количествах в нефть с повышенным содержанием парафина способны изменять ее вязкость и напряжение сдвига [33]. Введение присадки существенно изменяет процесс кристаллизации в парафинистых нефтях [34]. Снижение прочности и увеличение пластичности нефти с депрессором следует объяснить образованием комплексов из молекул присадки и парафина, создающих пространственное препятствие формированию контактов кристаллического геля и уменьшающих их упорядоченность. В этом случае образуются смешанные кристаллы депрессор-парафин, что мешает объединению частиц в пространственную сетку.

Необходимая концентрация депрессора в нефти зависит от цели и конкретных условий применения [35]. Так, для успешной перекачки нефти по магистральному трубопроводу в нее достаточно ввести присадку с массовой концентрацией 0,1 - 0,2 %. В случае транспорта смеси высокозастывающей нефти с маловязкими эта концентрация может быть снижена. Разработка и применение новых, более эффективных и дешевых присадок может в значительной степени способствовать техническому прогрессу трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей и тяжелых нефтепродуктов.

Отличительная особенность высокочастотного электромагнитного воздействия от других тепловых методов - возникновение в толще залежи объемных источников тепла. Вследствие диэлектрических потерь в среде энергия электромагнитных волн преобразуется в тепловую энергию, в результате происходит повышение температуры и уменьшение вязкости жидкости в пласте [36].

Широкий класс жидкостей обнаруживают свойство менять свою вязкость под действием внешней нагрузки, обнаруживая при этом вязкоупругие свойства, так называемые неньютоновские жидкости [37]. В таких жидкостях, как правило, вязкость среды уменьшается с ростом прикладываемых напряжений - среда скользит вдоль твердой поверхности. Этот эффект оказывается полезным для снижения вязкости нефти при ее перекачке по трубопроводу. Дело в том, что в условиях севера нефть быстро застывает и приобретает желеобразную структуру. При этом нефть ведет себя как упругое тело - деформируется пропорционально приложенному напряжению. Перепад давления, создаваемый перекачивающим насосом расходуется на статическую деформацию застывшей нефти. В таких условиях становится невозможным использование стандартной перекачки - насосы не могут справиться с загустевшей нефтью, поскольку сильно возрастают вязкие потери при движении желеобразной массы по трубе. Этот способ, в отличие от применяемых в настоящее время, различных видов разогрева трубопровода, намного экономичнее и существенно менее трудоемок. В самом деле, воздействие акустическими колебаниями на трубопровод в одной точке с незначительной мощностью позволяет практически мгновенно существенно уменьшить вязкость в тонком, прилегающем к стенкам трубопровода, слое желеобразной нефти на десятках и сотнях метров его длины вследствие высокой скорости распространения акустических колебаний по трубопроводу [38]. По существу, происходит разжижение тонкого пристеночного слоя под действием ультразвука.

Предложен реагент для снижения вязкости тяжелой нефти [39] этот продукт представляет собой новый тип эмульсионного разжижителя тяжелой нефти. Введение данного реагента на стадии формирования водо - нефтяной эмульсии снижает вязкость системы. Особенно эффективно использование данного продукта для нефтяного сырья, вязкость которого измеряется десятками Пас и снижается под действием реагента на 90 %. Рекомендации к применению: продукт отлично адаптирован к использованию при нормальных или пониженных температурах. Он может применяться в качестве понизителя вязкости, депрессанта, добавки при термических способах добычи и пр. Перед применением готовится 1 - 2% - ный водный раствор реагента, который в дальнейшем дозируется в нефть. Оптимальное соотношение между нефтью и раствором реагента - 7:3. Оптимальная добавка реагента определяется по результатам плотного теста. Реагент нагнетается непосредственно в скважину или в трубопровод дозировочным насосом.

Упаковка и хранение: поставляется в металлических бочках массой нетто 200 кг, хранить в сухом, прохладном, затемненном, проветриваемом помещении. Гарантийный срок хранения - 1 год.

Показатели	Требуемые значения
Внешний вид	Жидкость желтого или светло - желтого цвета
Растворимость	Растворима в воде
Показатель	рН
1% - ного	водного
раствора	6 - 8

Регуляторы вязкости нефти Пральт - 16 предназначены для снижения вязкости и температуры застывания высокопарафинистых нефтей [40]. Реагенты используется для снижения вязкости и температуру застывания при добыче и транспорте нефти. Помимо основного назначения регуляторы вязкости эффективно предотвращает образование парафиноотложений на поверхности нефтепромыслового оборудования, трубопроводов и бойлеров для перевозки высоковязких нефтей. При использовании в качестве присадки при трубопроводном транспорте регулятор вязкости снижает рабочее и пусковое давление нефтепроводов, а также энергозатраты на перекачку нефти.

Наименование показателя	Норма
Внешний вид	Гелеобразная жидкость от бесцветной до желтой окраски
Плотность при 30°С, кг/мЗ, не менее	852
Вязкость кинематическая при 50°С, мм2/с, не более	45
Температура застывания, °С, не выше	25

Вязкость нефти значительно снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 30 - 80С [41]. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также положительно влияет на повышение нефтеизвлечения. Снижение вязкости нефти при ее нагреве приводит к увеличению коэффициента подвижности нефти, что существенно влияет на коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине пласта, так и по площади [42]. Нефть - неидеальная система. С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом, за счет физического, Ван - дер - Ваальсов -ского взаимодействия - кулоновское, диполь - дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное. С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно отражает эти взаимодействия и коррелирует со степенью их проявления [43].

Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении снижение вязкости нефти методом гидродинамической кавитации.

Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы тяжелых и битумных нефтей [44]. По оценкам специалистов, их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162,3 млрд. тонн [45].

Высокий ресурсный потенциал данного вида углеводородного сырья обуславливает тот факт, что его разработке нефтяные компании уделяют все большее внимание. К настоящему времени среднегодовой суммарный объем производства таких нефтей в мире приближается к 500 млн. тонн, а накопленная добыча превышает 14 млрд. тонн [46].

В связи с этим совершенствование технологий добычи тяжелых нефтей приобретает всё большую актуальность. По мнению отечественных и зарубежных специалистов, наиболее перспективными методами воздействия на нефть являются воздействие физическими полями (магнитными, ультразвуковыми, вибрационными и др.), которые приводят к разрушению структур нефтяных ассоциатов и тем самым снижают вязкость нефти [47-50].

Использование упругих механических колебаний в нефтехимической технологии является весьма перспективным. Во многих случаях оно обеспечивает исключительно высокую интенсивность технологического процесса, не достижимую с помощью остальных методов. Анализ исследований по применению ультразвука для интенсификации различных технологических процессов показывает перспективность этого метода.

К категории наиболее действенных приёмов, улучшающих реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов, следует отнести комплексные методы воздействия, например совмещение введения растворителя или реагента и кавитационной обработки нефти, что позволит увеличить получаемый эффект от каждого способа отдельно [51].

Рекомендованы режимные параметры работы установки, позволяющие дополнительно снизить вязкость нефти на 20%.

Для нефтей с высоким содержанием парафиновых углеводородов и асфальтеновых компонентов (более 25%), пониженным содержанием смол рекомендовано комплексное воздействие ксилола и кавитационной обработки.

Для нефтей со средним содержанием парафиновых углеводородов и асфальтеновых компонентов (до 20%), пониженным содержанием смол рекомендовано комплексное воздействие бутилацетата и кавитационной обработки.

Реагент Глейд - антитурбулентная, депрессорная присадка (снижение динамической вязкости и температуры застывания) нефти [9]. Эффективно снижает давление при транспортировке парафинистых нефтей на 40 - 50%. Депрессорные свойства присадки обеспечивают устойчивое снижение температуры застывания на 15 - 30оС. Реагент обладает высоким диспергирующим эффектом. Реагент «Глейд» имеет модификацию, разработанную специально для использования при добыче и транспорте нефти с высоким содержанием смол. Рабочая концентрация от 50 до 350 г/тн. Продукт сертифицирован, имеет допуск в технологические процессы добычи и транспорта нефти. Безопасен для нефтепромыслового оборудования.

Страница:

•  1 
•  2 

диссертация "Снижение вязости высокопарафинистой нефти с использованием поверхностно–активных веществ" скачать

Подобные документы

• Основные физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов

  Физико-химические, эксплуатационные свойства нефти. Абсолютная плотность газов при нормальных условиях. Методы определения плотности и молекулярной массы. Важный показатель вязкости. Предельная температура фильтруемости, застывания и плавления нефти.
  
  презентация [1,1 M], добавлен 21.01.2015
  

• Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

  Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017
  

• Переработка нефти

  Классификация и физические свойства нефти и нефтепродуктов, ограниченность их ресурсов. Проблема рационального использования нефти: углубление уровня ее переработки, снижение удельного расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии.
  
  курсовая работа [3,4 M], добавлен 05.09.2011
  

• Борьба с потерями легких фракций нефти

  Потери легких фракций нефти, малые и большие "дыхания" резервуаров. Устройства для борьбы с потерями нефтепродуктов. Хранение нефтепродуктов под слоем газа. Улавливание паров и нефтепродуктов с помощью эжектора. Снижение температуры газового пространства.
  
  презентация [413,2 K], добавлен 26.06.2014
  

• Разработка месторождений высоковязких нефтей

  Карьерный и шахтный способы разработки месторождений высоковязких нефтей. Технологии снижения вязкости. Стоимость добычи и рыночная стоимость "тяжелой" нефти. Циклическая паростимуляция и гравитационное дренирование с паровым воздействием (SAGD).
  
  презентация [2,5 M], добавлен 29.05.2019
  

• Деэмульгирование нефти

  Проблема обводнения нефти при добыче. Деэмульсация термической обработкой. Химическая обработка нефти. Сущность термохимического метода. Механизм гравитационного отстаивания, фильтрации в пористых средах, центрифугирования. Обработка в электрическом поле.
  
  презентация [2,6 M], добавлен 07.02.2016
  

• Проект установки первичной переработки Тенгинской нефти

  Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.
  
  курсовая работа [416,8 K], добавлен 22.10.2011
  

• Влияние значений ударной вязкости и доли волокнистой составляющей на температуру эксплуатации материала

  График изменения ударной вязкости от температуры испытаний. Сравнение характеристик стали 40ХН при простых и сложных условиях. Сохранение доли волокнистой составляющей, снижение температуры хрупкости и увеличение надежности эксплуатации стали 40ХН.
  
  статья [449,1 K], добавлен 30.04.2016
  

• Перегонка нефти

  Упоминания о нефти в трудах древних историков и географов. Нефть в XX веке как основное сырьё для производства топлива и множества органических соединений. Технологические процессы перегонки нефти: термический, каталитический крекинг, риформинг.
  
  реферат [15,3 K], добавлен 15.10.2009
  

• Подготовка нефти к переработке. Вредные примеси в нефти

  Краткий обзор вредных примесей в нефти: механические примеси, кристаллы солей и вода, в которой растворены соли. Требования к нефти, поступающей на перегонку. Нефти, поставляемые на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76.
  
  презентация [430,3 K], добавлен 21.01.2015
  

• Подготовка нефти к переработке. Стабилизация нефти

  Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
  
  презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014
  

• Важнейшие химические процессы переработки нефтяного сырья

  Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
  
  курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012
  

• Способы транспортировки нефти

  Подготовка нефти к транспортировке. Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Боновые заграждения как основные средства локализации разливов нефтепродуктов. Механический метод ликвидации разлива нефти.
  
  реферат [29,6 K], добавлен 05.05.2009
  

• Исследование процесса компаундирования на линейной производственно-диспетчерской станции "Нурлино"

  Проблема качества нефти в системе магистральных нефтепроводов. Технологический расчет параметров компаундирования Западно-Сибирской и Арлано-Чекмагушевской нефтей. Расчет модели, прогнозирующей качественные показатели по содержанию серы в нефти.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 14.07.2014
  

• Отчет по изобретению "Устройство для измерения вязкости и модуля упругости веществ"

  Схема и принцип работы устройства для измерения вязкости и модуля упругости веществ. Анализ по законам развития технических систем. Формула изобретения, статическая и динамическая модели технического противоречия при помощи катастрофы типа сборка.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 04.11.2012
  

• Добыча и подготовка нефти

  Гипотезы происхождения нефти. Содержание химических элементов в составе нефти. Групповой состав нефти: углеводороды и остальные соединения. Фракционный состав, плотность. Классификация природных газов. Особенности разработки газонефтяного месторождения.
  
  презентация [2,4 M], добавлен 31.10.2016
  

• Нефть как сырье нефтепереработки

  Элементный состав нефти. Групповой углеводородный состав нефтей. Алканы, циклоалканы, арены. Гетероатомные, серосодержащие, металлоорганические и кислородсодержащие соединения. Смолисто-асфальтеновые вещества. Технологическая классификация нефтей.
  
  презентация [291,0 K], добавлен 26.06.2014
  

• Материальные балансы технологических процессов НПЗ

  Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.
  
  лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010
  

• Потери от утечки нефти при трубопроводном транспорте

  Общие сведения о потерях нефти и нефтепродуктов при транспортировке по трубопроводам. Борьба с авариями на нефтепроводах, способы их ликвидации. Методы контроля утечек и предупреждения аварий. Организация эффективной защиты трубопроводов от коррозии.
  
  реферат [748,7 K], добавлен 01.06.2015
  

• Повышение энергоэффективности транспорта нефти с помощью применения насосов, оборудованных частотно-регулируемым приводом

  Главные параметры магистрального транспорта нефти. Перекачка нефти насосными агрегатами. Обоснование эффективности применения частотно-регулируемого привода на центробежном насосе. Оценка изменения сроков службы и снижения затрат на ремонт трубопроводов.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 24.12.2021
  

Другие документы, подобные "Снижение вязости высокопарафинистой нефти с использованием поверхностно–активных веществ"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам