РОЗДІЛ 2
ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНІ ДОСЛІДЖЕННЯ РЕОЛОГІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ НАФТИ ДОЛИНСЬКОГО
РОДОВИЩА
Складна внутрішня будова нафт обумовлює велику різноманітність їх реологічної
поведінки. У зв’язку з цим при проектуванні та експлуатації нафтопроводів
виникає необхідність у детальному вивченні реологічних властивостей
транспортованих нафт. Від того, наскільки точно встановлені природа, характер
поведінки і структурно-механічні характеристики транспортованої нафти в
конкретних температурних умовах, у значній мірі залежить ефективність
експлуатації нафтопроводу [1,6,7,9,12,13,14,15,16,21,24,42].
Особливу актуальність і життєву необхідність має питання детального вивчення
реологічних параметрів транспортованої рідини для єдиного в Україні
неізотермічного нафтопроводу Долина-Дрогобич. Нафтопровід Долина – Дрогобич
призначений для перекачування високов'язкої швидкозастигаючої нафти Долинського
родовища від НГВУ “Долинанафтогаз” на нафтопереробний завод ВАТ “НПК-Галичина”.
Основні технічні параметри нафтопроводу Долина - Дрогобич зведені у табл 2.1 .
Таблиця 2.1-
Основні технічні характеристики нафтопроводу Долина-Дрогобич
Найменування технічного параметра
Величина параметра
Довжина трубопроводу, км
58,6
Зовнішній діаметр і товщина стінки, мм
Ділянка 0-40 км 273х9
ділянка 40-58,6 км 273х8
Різниця геодезичних позначок кінця і початку трубопроводу, м
-117
Кількість нафтоперекачувальних станцій
Геометричний об'єм порожнини трубопроводу, м3
2994
Тиск
випробування, МПа
робочий, МПа
8,5
4,1
Проектна пропускна здатність, млн.т/рік
1,8
Нафтопровід Долина-Дрогобич є частиною складної нафтотранспортної системи, яка
окрім зазначеного трубопроводу включає нафтопровід Орів-Дрогобич (довжиною 23,5
км і діаметром 219х7 мм), нафтопровід Борислав-Дрогобич (довжиною 8,3 км і
діаметром 168х7 мм), нафтопровід Жулин-Дрогобич (довжиною 44,5 км і діаметром
530х8 мм) та новозбудований нафтопровід Долина-Надвірна (довжиною 78 км і
діаметром 530 мм).
У зв'язку із тим, що обсяги видобутку долинської нафти недостатні для
безперервного транспортування, на нафтопроводі Долина-Дрогобич реалізується
складна технологія циклічного перекачування. Після перекачування партії
підігрітої долинської нафти проводиться процес витіснення високов'язкої нафти
малов'язкою російською нафтою. Остання заповнює порожнину трубопроводу до
наступного циклу перекачування партії долинської нафти. Перед закачуванням
партії долинської нафти передбачається розігрівання трубопроводу шляхом
перекачування партії підігрітої російської нафти.
Дослідження реологічних властивостей нафти Долинського родовища має дуже
важливе значення для правильного вибору способу її транспортування та
обґрунтування режимів роботи обладнання. До цього спонукає сама природа даної
нафти. За своїми фізико-хімічними властивостями долинська нафта відноситься до
високов’язких високопарафінистих швидкозастигаючих нафт, що робить її
небезпечною для експлуатації нафтопроводу при температурах близьких до
температури її застигання [14,15,16,18].
Нафти з високим вмістом парафіну за низьких температурних умов утворюють
структурну просторову решітку, внаслідок чого нафта втрачає рухливість,
“застигає”, що може призвести до “заморожування” трубопроводу. Ось чому
встановлення структурно-механічних характеристик високов'язкої
швидкозастигаючої долинської нафти (дослідження її реологічних властивостей) у
конкретних температурних умовах перекачування має вирішальне значення для
забезпечення нормальних режимів експлуатації неізотермічного нафтопроводу
Долина-Дрогобич.
2.1. Методика проведення експериментальних досліджень реологічних
параметрів долинської нафти
Вивчення реологічних параметрів нафти дозволяє встановити, до яких моделей
рідин (ньютонівської, степеневої, бінгамівської чи нелінійно-в’язкопластичної)
слід відносити транспортовану нафтопроводом нафту.
При перекачуванні нафт, які характеризуються ньютонівськими властивостями, з
метою контролю якості нафт окрім параметрів, які регламентуються стандартами,
прийнято визначати кінематичну в’язкість транспортованої нафти за умов
перекачування. При цьому для вимірювання кінематичної в’язкості нафти
традиційно використовуються капілярні віскозиметри.
Для високов’язких нафт, які характеризуються аномальними неньютонівськими
властивостями, капілярні віскозиметри нездатні дати достовірні дані про
величину в’язкості нафти. Цей висновок підтверджується результатами
багаторазових вимірювань в’язкості долинської нафти капілярними віскозиметрами,
які були виконані нами у лабораторії ІФНТУНГ. Для контролю результатів
аналогічні дослідження проводили співробітники лабораторії Дрогобицького НУ.
Мало місце одержання суттєво різних результатів для однієї і тієї ж проби нафти
при різних діаметрах капіляра, а також при однакових діаметрах капіляра, але
різних приладах тощо. Ці явища спостерігалися не лише при низьких, але і
достатньо високих температурах нафти. Цим самим була виявлена значна
аномальність долинської нафти, тобто відхилення її властивостей від
ньютонівської реологічної моделі у широкому діапазоні температур. Тому нами
було запропоновано вивчення реологічних властивостей аномальної долинської
нафти за допомогою ротаційних віскозиметрів.
З метою дослідження реологічних властивостей долинської нафти у лабораторії
ІФНТУНГ нами були проведені багаторазові експерименти за допомогою приладу
“Реотест-2”. Даний прилад – це структурний ротаційний віскозиметр, який
придатний як для визначення динамічної в’язкості ньютонівської рідини, так і
для про
- Київ+380960830922