Estudio de las propiedades reológicas del petróleo de alta viscosidad del campo Pechersk. Trabajo de curso: Métodos para el desarrollo de depósitos de aceites de alta viscosidad y betún natural.

Farmanzade A.R. 1, Karpunin N.A. 2, Khromykh L.N. 3, Evsenkova A.O. 4, Al-Ghobi G. 5

1 estudiante de doctorado, 2 estudiante, 3 profesor asociado, 4 estudiante, 5 estudiante. 1,2,4,5 Universidad Nacional de Recursos Minerales "Minería", 3 Universidad Técnica Estatal de Samara

ESTUDIO DE PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL ACEITE DE ALTA VISCOSIDAD DEL CAMPO PECHERSKY

anotación

El artículo estudia las propiedades reológicas del petróleo pesado del campo de Pechersk en un amplio rango de temperaturas. Se presta especial atención al estudio de los componentes viscoso y elástico de la viscosidad en función de la temperatura para fundamentar las condiciones óptimas para el desarrollo de un yacimiento petrolífero determinado.

Palabras clave: aceite de alta viscosidad, betún, componente de viscosidad elástica, componente de viscosidad viscosa, propiedades reológicas.

Farmanzade A. R. 1 , Karpunin norte. A. 2, Khromykh L.N. 3,Evsenkova A. oh. 4 , Alabama– Gobi GRAMO. 5

1 estudiante de posgrado, 2 estudiantes, 3 profesor asociado, 4 estudiantes, 5 estudiantes. 1,2,4,5 Universidad Nacional de Recursos Minerales (Universidad de Minas), 3 Universidad Técnica Estatal de Samara

LA INVESTIGACIÓN DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL CAMPO DE PETRÓLEO PESADO PECHORA

Abstracto

En este artículo se investigan las propiedades reológicas del campo de petróleo pesado Pechora en un amplio rango de temperaturas. Se presta especial atención al estudio de lapérdidayalmacenamientomódulo de viscosidad en función de la temperatura para la recomendación de condiciones óptimas para el desarrollo de este campo petrolero.

Palabras clave: petróleo pesado, betún, módulo de almacenamiento, módulo de pérdida, propiedades reológicas.

Hoy en día, debido al constante agotamiento de las reservas de petróleos ligeros y de baja viscosidad, surge la necesidad de introducir en el desarrollo de yacimientos reservas difíciles de recuperar, como petróleos de alta viscosidad y betunes naturales, la mayoría de los cuales se encuentran en Canadá. , Venezuela y Rusia, está adquiriendo cada vez más importancia. En la Federación de Rusia, más del 70% de los petróleos de alta viscosidad se concentran en cinco regiones: en la región de Perm (más del 31%), en Tatarstán (12,8%), en la región de Samara (9,7%), en Bashkortostán ( 8,6%) y la región de Tiumén (8,3%).

Los yacimientos de petróleo de este tipo se caracterizan, por regla general, por la poca profundidad de los estratos petrolíferos y, a menudo, por bajas temperaturas del yacimiento, mientras que los aceites o betunes que contienen tienen propiedades no newtonianas debido al alto contenido de parafinas, asfaltenos. y resinas. Con un alto contenido de componentes pesados ​​en la composición de los aceites, aparecen propiedades viscoelásticas, que se descubrieron por primera vez en los años 1970. .

Los altos valores de viscosidad de estos petróleos en condiciones de yacimiento son la razón de los bajos caudales de los pozos productores y, a veces, incluso de su total ausencia cuando se intenta desarrollar el campo de forma natural. Actualmente, los métodos térmicos para influir en la formación productiva están más extendidos en el desarrollo de yacimientos de dichos hidrocarburos. Entre estas tecnologías, cabe destacar la inyección cíclica de vapor y la inyección de vapor por áreas, como métodos de producción e intensificación más comunes en Rusia, y el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), ampliamente utilizado en el extranjero.

Para estudiar las propiedades del petróleo de alta viscosidad ubicado en un complejo yacimiento de carbonato, se seleccionó el campo Pecherskoye, ubicado a orillas del río Volga, cerca del pueblo de Pecherskoye. Anteriormente en este yacimiento se extraían rocas (calizas y dolomitas) saturadas de petróleo pesado para la posterior extracción de materias primas para la producción de masilla bituminosa. Los autores organizaron viajes de campo a este campo para recopilar información sobre la estructura del depósito y muestras para estudiar las propiedades reológicas del petróleo y el espacio vacío del yacimiento.

En este trabajo se estudiaron las propiedades reológicas del aceite en función de la temperatura. En este caso se utilizó un viscosímetro rotacional moderno de alta precisión con cojinetes neumáticos.

Se llevó a cabo un experimento para estudiar la dependencia de la viscosidad dinámica con la temperatura de la siguiente manera: se colocó una gota de aceite con un volumen de 1 ml en una plataforma de viscosímetro calentada a 70°C, luego la gota se presionó mediante un rotor y la La temperatura aumentó a 110°C. La velocidad angular se ajustó en el viscosímetro a 5 s -1 , después de lo cual la temperatura descendió gradualmente hasta 50°C. Esta temperatura se propuso como límite para evitar una sobrecarga excesiva del motor del viscosímetro.

Arroz. 1 – Dependencia de la viscosidad dinámica del aceite de alta viscosidad de la temperatura.

La figura presentada muestra que la viscosidad dinámica del aceite se puede describir mediante una función de potencia de la forma y=1177320551696170000x -7,24 con un valor de confiabilidad de aproximación de R² = 0,99554. El petróleo es muy viscoso en todo el rango de temperaturas presentado (la viscosidad a 110°C es de 2003 mPa∙s, y a 50°C – 502,343 mPa∙s). En esta etapa de la prueba, no fue posible medir la viscosidad del petróleo a una temperatura del yacimiento de 20°C debido a limitaciones en las capacidades del viscosímetro.

Para estudiar más a fondo las propiedades reológicas de este aceite, se llevaron a cabo pruebas dinámicas especializadas adicionales para determinar los componentes elásticos y viscosos de la viscosidad. Durante los experimentos, se estudió el efecto de la disminución de la temperatura sobre el componente elástico de la viscosidad (módulo de corte dinámico, también llamado módulo de almacenamiento) y el componente viscoso de la viscosidad (módulo de elasticidad o pérdida). En el primer caso, el aceite del yacimiento de Pechersk utilizado para la investigación se enfrió en el rango de temperatura seleccionado de 90ºС a 50ºС. El experimento se desarrolló de la siguiente manera: se colocó una gota de aceite con un volumen de 1 ml en una plataforma de viscosímetro calentada a 70°C, luego la gota se presionó con un rotor y la temperatura aumentó a 90°C, después de lo cual gradualmente disminuyó a 50°C con el registro de datos. La carga dinámica estuvo representada por el movimiento oscilatorio del rotor con una frecuencia de 1 Hz y una carga de 100 Pa. Los resultados se presentan en la Figura 2.

Arroz. 2 – Dependencia de los componentes elástico (módulo de almacenamiento) y viscoso (módulo de pérdida) de la viscosidad del petróleo de alta viscosidad del yacimiento Pecherskoe con la temperatura.

Analizando las dependencias presentadas, se pueden sacar las siguientes conclusiones: en primer lugar, tanto el componente viscoso como el elástico de la viscosidad del aceite disminuyen al aumentar la temperatura y alcanzan valores relativamente pequeños a 80°C, lo que demuestra la necesidad de utilizar energía térmica en el desarrollo de este campo. En segundo lugar, llama la atención que en el rango de temperatura estudiado el aceite tiene propiedades elásticas que, aunque disminuyen al aumentar la temperatura, alcanzan valores significativos: 23,54 Pa.

Con base en los resultados de la investigación, es posible sacar las siguientes conclusiones:

1. El petróleo de alta viscosidad del campo Pecherskoye se caracteriza por una viscosidad anormalmente alta: la viscosidad dinámica medida a 50°C es 502343 mPa∙s.
2. Partiendo de que la viscosidad del petróleo con un aumento de temperatura de 50 a 110°C disminuye de 502343 mPa∙s a 2000 mPa∙s, para extraer petróleo de la roca de este campo es necesario utilizar térmica acción.
3. El petróleo estudiado tiene propiedades reológicas complejas, probablemente debido al alto contenido de asfaltenos y resinas característicos de los campos cercanos a la superficie en la región de Samara. En todo el rango de temperaturas en el que se realizaron las pruebas dinámicas se observan valores elevados de los componentes de viscosidad viscosa y elástica, lo que sin duda repercutirá negativamente en el proceso de extracción de petróleo del yacimiento.
4. Los autores del plan de trabajo realizan más pruebas destinadas a justificar tecnologías efectivas para extraer estos aceites anómalos de formaciones productivas, por ejemplo tecnologías que utilizan efectos complejos de agentes térmicos y disolventes.

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Ministerio de Educación y Ciencia de la Federación de Rusia

Institución educativa estatal presupuestaria federal de educación profesional superior

"Universidad Técnica Estatal del Petróleo de Ufá"

Departamento de “Construcción y reparación de gasoductos y oleoductos e instalaciones de almacenamiento de gas y petróleo”

transporte de aceite de alta viscosidad

abstracto

INTRODUCCIÓN

Bombeo de aceites muy viscosos y altamente solidificantes

Hidrotransporte de aceites altamente viscosos.

Bombeo de aceites tratados térmicamente

Bombeo de aceites con aditivos.

Bombeo de aceites precalentados

Método de bombeo por acción de cavitación.

CONCLUSIÓN

INTRODUCCIÓN

Un rasgo característico de la producción petrolera moderna es el aumento en la estructura global de los recursos de materias primas en la proporción de reservas difíciles de recuperar (TIR), que incluyen petróleo pesado con una viscosidad de 30 mPa*s y superior. Las reservas de este tipo de petróleo ascienden al menos a 1 billón. toneladas, lo que supone más de cinco veces el volumen de las reservas recuperables restantes de petróleo de baja y media viscosidad. En muchos países industrializados del mundo, el petróleo pesado se considera la base principal para el desarrollo de la producción de petróleo en los próximos años. Las mayores reservas de petróleo pesado y bituminoso se encuentran en Canadá y Venezuela, además de México, Estados Unidos, Kuwait y China.

Rusia también tiene importantes reservas de petróleo y gas, y su volumen representa alrededor del 55% de las reservas totales de petróleo rusas. Los yacimientos rusos de petróleo de alta viscosidad (HVO) se encuentran en la región de Perm, Tartaristán, Bashkiria y Udmurtia. Las más grandes son: Van-Eganskoye, Severo-Komsomolskoye, Usinskoye, Russkoye, Gremikhinskoye, etc., con más de 2/3 de todas las reservas de petróleo de alta viscosidad ubicadas a profundidades de hasta 2000 m. Producción de petróleo TIZ, su transporte hasta los puntos de acopio y preparación y, finalmente, su procesamiento para la obtención de productos finales es una de las tareas urgentes de la industria petrolera. Existen varios métodos para el bombeo de aceites de alta viscosidad por tuberías.

Actualmente se producen importantes volúmenes de aceites que tienen alta viscosidad a temperaturas normales o contienen grandes cantidades de parafina y, como resultado, solidifican a altas temperaturas. Bombear este tipo de petróleo a través de oleoductos de la forma habitual es difícil. Por ello, se utilizan métodos especiales para su transporte:

bombeo con diluyentes;

hidrotransporte de aceites de alta viscosidad;

bombeo de aceites tratados térmicamente;

bombear aceites con aditivos;

Bombeo de aceites precalentados.

Bombeo de aceites muy viscosos y altamente solidificantes con diluyentes

Una de las formas efectivas y asequibles de mejorar las propiedades reológicas de los aceites de alta viscosidad y alta solidificación es el uso de diluyentes de hidrocarburos: condensado de gas y aceites de baja viscosidad.

El uso de diluyentes puede reducir significativamente la viscosidad y el punto de fluidez del aceite. Esto se debe a que, en primer lugar, la concentración de parafina en la mezcla disminuye, ya que parte de ella se disuelve en fracciones ligeras del diluyente. En segundo lugar, si los diluyentes contienen sustancias resinosas asfálticas, estas últimas, al ser adsorbidas en la superficie de los cristales de parafina, impiden la formación de una red estructural fuerte.

Los primeros experimentos en nuestro país sobre el bombeo de petróleo con un diluyente (destilado de queroseno) fueron realizados por los ingenieros A. N. Sakhanov y A. A. Kashcheev en 1926. Los resultados obtenidos fueron tan impresionantes que se utilizaron en el diseño del petrolero Grozny-Mar Negro. tubería " Actualmente, el bombeo de aceites muy viscosos y altamente solidificantes con diluyentes es muy utilizado en nuestro país y en el extranjero. Por ejemplo, el aceite Manyshlak altamente parafínico se bombea a la región de Samara en estado calentado y luego se mezcla con aceites de baja viscosidad de la región del Volga y se bombea al oleoducto Druzhba.

En general, la elección del tipo de diluyente se realiza teniendo en cuenta la efectividad de su acción sobre las propiedades del aceite de alta viscosidad y alta solidificación, los costos de obtención del diluyente, su entrega a las estructuras de cabecera del oleoducto. y para mezclar.

Es curioso que las propiedades geológicas de la mezcla de aceites estén influenciadas por la temperatura de los componentes mezclados. Se obtiene una mezcla homogénea si la mezcla se realiza a una temperatura de 3 a 5 grados por encima del punto de fluidez del componente viscoso. En condiciones de mezcla desfavorables, la eficacia del diluyente se reduce significativamente y puede producirse incluso una separación de la mezcla.

2. Hidrotransporte de aceites muy viscosos

El hidrotransporte de aceites muy viscosos y altamente solidificados se puede realizar de varias formas:

bombear aceite dentro de un anillo de agua;

bombear una mezcla de agua y aceite en forma de emulsión de “aceite en agua”;

Bombeo capa por capa de petróleo y agua.

Figura 1 - Hidrobombeo de aceite dentro de un anillo de agua:

a - utilizando roscas de tornillo; b - utilizando acoplamientos de anillo; c - utilizando una tubería perforada.

En 1906, I. D. Isaac realizó bombeos de alta viscosidad (n = 25) en EE. UU. 102 /c) Petróleo californiano con agua a través de una tubería con un diámetro de "6 mm a una distancia de 800 m. A la pared interior de la tubería se soldó un alambre enrollado en espiral, lo que garantiza la rotación del flujo (Figura 1). Como resultado, se arrojó agua más pesada directamente a la pared y el flujo de petróleo se movió dentro del anillo de agua, experimentando una fricción mínima. Se descubrió que la productividad máxima de la tubería con una caída de presión constante se lograba con una proporción de petróleo y caudales de agua de 9: 1. Los resultados del experimento se utilizaron en la construcción de un oleoducto industrial con un diámetro de 203 mm y una longitud de 50 km. La vía helicoidal tenía una altura de 24 mm y un paso de aproximadamente 3m.

Sin embargo, este método de transporte no se ha generalizado debido a la dificultad de realizar roscas en la superficie interior de las tuberías. Además, como resultado de la deposición de parafina, la rosca se obstruye y no se forma un anillo de agua en la pared, lo que empeora drásticamente los parámetros de bombeo.

La esencia de otro método de transporte hidráulico es que el petróleo altamente viscoso y el agua se mezclan antes del bombeo en una proporción tal que se forma una emulsión de “aceite en agua” (Figura 2). En este caso, las gotas de aceite están rodeadas por una película de agua y por lo tanto no hay contacto del aceite con la pared de la tubería.

Figura 2 - Hidrobombeo en forma de emulsión:

a - tipo “aceite en agua”; b - tipo “agua en aceite”

Para estabilizar emulsiones e impartir propiedades hidrófilas a las paredes de la tubería, es decir. capacidad de retener agua en su superficie, se les añaden tensioactivos (tensioactivos). La estabilidad de una emulsión de aceite en agua depende del tipo y concentración del tensioactivo, la temperatura, el régimen de flujo y la proporción de agua y aceite en la mezcla.

La reducción del volumen de mica en la mezcla empeora la estabilidad de la emulsión. Como resultado de los experimentos, se estableció que el contenido de agua mínimo permitido es del 30%.

La desventaja de este método de transporte hidráulico es el peligro de inversión de fase, es decir, la transformación de una emulsión de “aceite en agua” en una emulsión de “agua en aceite” cuando cambia la velocidad de bombeo o la temperatura. Una emulsión de este tipo tiene una viscosidad incluso mayor que la viscosidad del aceite original. Además, cuando la emulsión pasa por bombas, se bombea con mucha intensidad y posteriormente resulta difícil separarla en aceite y agua.

Finalmente, el tercer método de transporte hidráulico es el bombeo capa por capa de petróleo y agua (Figura 3). En este caso, el agua, como líquido más pesado, ocupa una posición en la generatriz inferior de la tubería y el aceite, en la parte superior. Dependiendo de la velocidad de bombeo, la interfaz de fase puede ser plana o curva. En este caso, se produce una disminución en la resistencia hidráulica de la tubería debido al hecho de que parte del aceite no está en contacto con una pared estacionaria, sino con agua en movimiento. Este método de bombeo tampoco se puede utilizar en tuberías con estaciones de bombeo intermedias, porque esto conduciría a la formación de emulsiones persistentes de aceite y agua.

Figura 3 - Formas estructurales del flujo agua-petróleo durante el bombeo capa por capa de petróleo y agua: a - lente; b - separar con un borde plano; c - separar con un borde curvo; g - excéntrica anular; d - anillo concéntrico

Cada forma estructural de flujo se establece espontáneamente tan pronto como se logran las condiciones para su existencia.

Relación entre las formas estructurales del flujo petróleo-agua y la magnitud del talud hidráulico. Según estudios experimentales de F.M. Galin, es el siguiente (Figura 4).

Figura 4 - Dependencia de la pendiente hidráulica del caudal al bombear una mezcla de aceite y agua

3. Bombeo de aceites tratados térmicamente

El tratamiento térmico es el tratamiento térmico de aceite altamente parafínico, que implica calentarlo a una temperatura que excede el punto de fusión de las parafinas y posterior enfriamiento a una velocidad determinada para mejorar los parámetros reológicos.

Los primeros experimentos en nuestro país sobre tratamiento térmico de aceites se realizaron en los años 30. Así, el tratamiento térmico del petróleo del campo Romashkinskoye permitió reducir su viscosidad más de 2 veces y reducir el punto de fluidez en 20 grados.

Se ha establecido que la mejora de las propiedades reológicas de los aceites está asociada a cambios internos en los mismos que se producen como consecuencia del tratamiento térmico. En condiciones normales, cuando los aceites de parafina se enfrían naturalmente, se forma una estructura de parafina cristalina que le da al aceite las propiedades de un sólido. La fuerza de la estructura resulta ser mayor cuanto mayor es la concentración de parafina en el aceite y menor es el tamaño de los cristales resultantes. Calentando el aceite a una temperatura superior al punto de fusión de las parafinas conseguimos su completa disolución. Tras el posterior enfriamiento del aceite se produce la cristalización de las parafinas. El tamaño, número y forma de los cristales de parafina en el aceite están influenciados por la relación entre la tasa de aparición de centros de cristalización de parafina y la tasa de crecimiento de los cristales ya formados. Las sustancias asfálticas-resinosas adsorbidas en cristales de parafina reducen su tensión superficial. Como resultado, el proceso de liberación de parafina en la superficie de los cristales existentes se vuelve energéticamente más favorable que la formación de nuevos centros de cristalización. Esto conduce a la formación de cristales de parafina bastante grandes en el aceite tratado térmicamente. Al mismo tiempo, debido a la presencia de asfaltenos y resinas adsorbidos en la superficie de estos cristales, las fuerzas de adhesión de coagulación entre ellos se debilitan significativamente, lo que impide la formación de una estructura de parafina fuerte.

Figura 5 - Restauración de la viscosidad efectiva de los aceites Ozeksuat (1) y Zhetybay (2) a lo largo del tiempo después del tratamiento térmico

La eficacia del tratamiento térmico depende de la temperatura de calentamiento, la velocidad de enfriamiento y el estado del aceite (estático o dinámico) durante el proceso de enfriamiento. La temperatura de calentamiento óptima durante el tratamiento térmico se determina experimentalmente; las mejores condiciones de enfriamiento son estáticas.

Hay que tener en cuenta que los parámetros reológicos del aceite tratado térmicamente se deterioran con el tiempo y eventualmente alcanzan los valores que tenía el aceite antes del tratamiento térmico (Figura 5). Para el petróleo de Ozeksuat este tiempo es de 3 días, y para el de Mangyshlak, de 45. Por lo tanto, no siempre es suficiente tratar térmicamente el petróleo una vez para resolver el problema de su transporte por oleoducto. Además, las inversiones de capital<#"214" src="/wimg/16/doc_zip7.jpg" />

Figura 6 - Diagrama de flujo esquemático del bombeo "en caliente"

A medida que el petróleo avanza por el oleoducto principal, se enfría debido al intercambio de calor con el medio ambiente. Por lo tanto, los puntos de calefacción se instalan a lo largo del recorrido del gasoducto cada 25-100 km. Las estaciones de bombeo intermedias se colocan según cálculos hidráulicos, pero deben combinarse con puntos de calefacción para facilitar su funcionamiento. Finalmente, el aceite se bombea a los tanques de destino final, que también están equipados con un sistema de calefacción.

El petróleo se bombea a través de oleoductos "calientes" mediante bombas centrífugas convencionales. Esto se debe al hecho de que la temperatura del aceite bombeado es bastante alta y, por tanto, su viscosidad es baja. Para expulsar el aceite enfriado de las tuberías, se utilizan bombas de pistón, por ejemplo NT-45. Para calentar el gasóleo se utilizan hornos de convección radiante, cuya eficiencia alcanza el 77%.

Pero casi todos los oleoductos principales no son isotérmicos. La viscosidad del aceite bombeado, la resistencia hidráulica de la tubería, el caudal Q y la presión P de las bombas centrífugas (CPP) dependen de la temperatura. En consecuencia, el coste del bombeo también depende del régimen de temperatura de la tubería. Por tanto, el cálculo de las condiciones de funcionamiento para condiciones de verano e invierno, cuasi estacionarias y no estacionarias, debe realizarse teniendo en cuenta el intercambio de calor de la tubería con el medio ambiente. El flujo no isotérmico puede deberse a varios motivos:

La temperatura del petróleo viscoso puede aumentar a medida que viaja entre estaciones de bombeo debido a la liberación de calor por fricción. Análisis de material fáctico sobre 19 oleoductos principales, incluidos los oleoductos Druzhba, Shaim - Tyumen, Aleksandrovskoye - Anzhero - Sudzhensk, Ust - Balyk - Omsk, oleoductos de Siberia occidental y noroccidental, Verkhne - Volga, oleoductos Tebuk - Ukhta, Estados Unidos. - Ukhta et al., revelaron cambios obvios, de 1,5 a 2 veces con respecto al promedio, en el coeficiente de transferencia de calor. Este hecho también indica la naturaleza no estacionaria del intercambio de calor entre las tuberías y el medio ambiente. La inestabilidad de los regímenes termohidráulicos de los principales oleoductos provoca un consumo excesivo de energía para el bombeo y costes operativos excesivos.

Cuando se bombea petróleo a un oleoducto con una temperatura diferente a la temperatura ambiente a lo largo del recorrido, se forma un tramo inicial no isotérmico, cuya longitud puede ser comparable o igual a la longitud de la etapa entre estaciones de bombeo. El petróleo extraído de las profundidades de la Tierra, tratado con aditivos (la temperatura a la que se introducen los aditivos es de unos 50...70°C) o sometido a un tratamiento térmico especial que mejora sus propiedades transportables, se bombea en un sistema no isotérmico. modo. Dado que las condiciones de temperatura de las secciones iniciales de las tuberías son inestables y dependen en gran medida de las condiciones climáticas, el cálculo termohidráulico de dichas secciones debe realizarse teniendo en cuenta el intercambio de calor inestable. Una situación típica se ha desarrollado en el oleoducto Kumkol-Karakoin de la rama oriental de NKTN KazTransOil. En condiciones de baja carga profunda en términos de productividad, el cálculo de los modos de funcionamiento y la justificación de los métodos para bombear aceite viscoplástico con propiedades tixotrópicas es muy problemático. La introducción de aditivos depresores en el flujo requiere calentar el petróleo y hace que el bombeo de petróleo a través del oleoducto no sea isotérmico. Cabe señalar que el uso de aditivos no soluciona el problema. Durante los fríos períodos invernales, surgen situaciones en las que es imposible bombear aceite. En las condiciones de Asia Central, el método de bombeo "en caliente" de aceites Kumkol, que no requiere aditivos costosos, puede resultar económicamente rentable. Cabe señalar que existe una amplia experiencia en la operación en condiciones similares del oleoducto "caliente" más grande y de gran diámetro (720-1020 mm) Uzen - Guryev - Kuibyshev, a través del cual se bombeaba petróleo Mangyshlak altamente solidificado con un punto de fluidez tз = 28 °С y una temperatura de calentamiento tн = 65 °C. Actualmente, este oleoducto tampoco es isotérmico, pero opera a bajas temperaturas, alrededor de 30 ° C, ya que la mezcla de aceites que pasa por el oleoducto tiene una viscosidad moderada. Con un aumento en la proporción de aceites de alta viscosidad, la temperatura de bombeo aumentará correspondientemente. Para el oleoducto principal Estados Unidos - Ukhta, a través del cual se bombean petróleos altamente solidificados de la provincia de petróleo y gas de Timan - Pechersk con la adición de aditivos depresores, el problema de calcular y justificar los modos de bombeo de petróleo a través del oleoducto también es grave. El hecho es que la proporción de petróleo pesado y altamente parafínico, que tiene propiedades viscoplásticas, fluctuará en el futuro entre 37...56%, y el uso de aditivos depresores puede no producir el efecto esperado. Actualmente se considera como alternativa el método de bombeo "en caliente".

Particularmente difíciles son los cálculos de tuberías "calientes", a través de las cuales se bombean líquidos muy viscosos y altamente solidificantes a temperaturas más altas, del orden de 60-120 °C. Durante el bombeo "en caliente", el petróleo se calienta en los hornos de las estaciones térmicas intermedias, lo que no sólo aumenta el costo del transporte por tuberías de petróleo o productos derivados del petróleo, sino que también plantea problemas específicos de confiabilidad y seguridad ambiental del sistema. Dado que el aceite calentado se enfría con el tiempo y el aceite especialmente tratado pierde sus propiedades transportables temporalmente mejoradas, se debe calcular lo siguiente tanto para tuberías "calientes" como para tuberías no isotérmicas:

) momento de parada segura y parámetros de arranque de las bombas centrífugas (caudal Q y presión P) en el momento de reanudación del bombeo;

) tiempo de calentamiento de la tubería τpr cuando se arranca desde un estado frío;

) el tiempo de funcionamiento seguro de la tubería τbr en condiciones reducidas (con una disminución temporal del caudal de la bomba, una disminución de la temperatura de calentamiento del aceite bombeado, etc.).

Al calcular los modos de funcionamiento de tuberías no isotérmicas, es necesario tener en cuenta el hecho de que dichos sistemas prácticamente no funcionan en los modos de diseño por diversas razones, como cambios climáticos en el medio ambiente (temperatura, propiedades del suelo, etc.). .), estacionalidad de la carga del sistema, puesta en servicio escalonada de capacidades, envejecimiento y desgaste de los equipos, pérdida de productividad por agotamiento de los depósitos, cambios en los flujos de carga, etc. Por lo tanto, tanto para las tuberías "calientes" como para las simplemente no isotérmicas, caracterizadas por una transferencia de calor menos intensa, existe un peligro real de que la tubería se "congele" o que el suministro se "corte" debido a un aumento excesivo de la resistencia hidráulica. Por lo tanto, se imponen mayores requisitos a los cálculos termohidráulicos de dichas tuberías. Además de los habituales cálculos termohidráulicos de diseño, es necesario realizar cálculos de modos no estacionarios, como arranque, parada y reanudación del bombeo. Se pueden trazar características dinámicas para líquidos con diferentes modelos reológicos. La gran ventaja de este método es que permite tener en cuenta cambios en el suministro de bombas centrífugas debido a cambios en la resistencia hidráulica de la tubería. Cuando se utiliza el programa informático adecuado, es posible tener en cuenta cambios en otros parámetros de bombeo y transferencia de calor.

Actualmente, más de 50 oleoductos principales "calientes" están en funcionamiento en todo el mundo. El mayor de ellos es el oleoducto Uzen-Guriev-Kuibyshev.

6. Método de bombeo por acción de cavitación.

De gran interés son los resultados de un estudio experimental de cambios en la viscosidad del petróleo por acción de cavitación mediante un método en el que se propone un dispositivo que contiene un cuerpo cilíndrico hueco de sección variable en una línea de oleoducto, incluyendo un estrechamiento suave que asegura la aparición de cavitación. Las oscilaciones de gran amplitud en el líquido son burbujas de cavitación a alta velocidad, por lo que la viscosidad del aceite disminuye.

Se puede calcular un módulo de cavitación para procesar aceite parafínico para reducir su viscosidad, a partir del cual se ha desarrollado y probado una instalación de flujo hidrodinámico. Los experimentos demostraron que después del tratamiento sonoquímico del petróleo, la viscosidad del petróleo se redujo en un 35%.

La principal desventaja de este dispositivo es el intenso desgaste por cavitación de sus superficies de trabajo, generando (a partir de los núcleos embrionarios) burbujas de cavitación, la mayoría de las cuales colapsan sobre estas superficies. Otra desventaja es el débil grado de regulación de la intensidad del tratamiento de cavitación, ya que el número de núcleos de cavitación en el aceite original es difícil de regular. Además, el tamaño de las burbujas de cavitación que se forman en tales dispositivos, del que depende principalmente la intensidad del tratamiento acumulativo de cavitación, también es prácticamente imposible de regular. El tiempo de residencia del núcleo de cavitación en la zona de rarefacción, necesario para la formación de una burbuja del tamaño requerido, en tales dispositivos puede variar dentro de límites muy pequeños y está asociado con la frecuencia de pulsaciones, vibraciones, etc. El principal parámetro que Lo que determina la cinética de la acción de cavitación es el tamaño inicial (antes del colapso). Las burbujas de cavitación pueden variar dentro de límites muy estrechos y, a menudo, están lejos del máximo. Las desventajas enumeradas se manifiestan negativamente en el aceite tratado: una ligera disminución de la viscosidad y un corto tiempo de recuperación tixotrópica.

El análisis de los estudios sobre el uso de la cavitación ultrasónica e hidrodinámica en aceites para la intensificación de diversos procesos tecnológicos muestra la promesa de este método. Sin embargo, la cavitación ultrasónica no ha encontrado una amplia aplicación en empresas con grandes volúmenes de producción por varias razones: importantes costos de energía para la generación de burbujas de cavitación, fuerte atenuación de las ondas ultrasónicas en suspensiones tecnológicas, limitación de la exposición local a la zona de vibración del superficie radiante, destrucción de superficies de trabajo por cavitación, etc.

CONCLUSIÓN

El método más estudiado y extendido para transportar petróleo de alta viscosidad en la actualidad es su “bombeo en caliente” a través de oleoductos. A pesar de que se trata de la tecnología más madura, tiene serios inconvenientes. En primer lugar, es una alta intensidad energética, porque... Como regla general, durante el calentamiento se utiliza el propio medio transportado como combustible: valiosas materias primas químicas y combustible (petróleo, fueloil).

La segunda dificultad está relacionada con el hecho de que, en condiciones climáticas desfavorables, el oleoducto puede “congelarse”. Finalmente, la construcción de tales tuberías en áreas con suelos helados y plantados es difícil por razones ambientales debido a la dificultad de garantizar la confiabilidad estructural y las complicaciones en la tecnología de la construcción.

LISTA DE FUENTES UTILIZADAS

1Korshak, A.A. Diseño y operación de gasoductos y oleoductos / A.A. Korshak, A.M. Nechval. - San Petersburgo: Nedra, 2008. - 488 p.

Harris, N.A. Construcción de las características dinámicas del oleoducto principal (modelo de fluido viscoplástico) // Negocio de Petróleo y Gas.- 2014. - No. 1. - P. 10-13.

El petróleo sigue siendo un mineral indispensable que se utiliza en muchas áreas de la actividad humana. A pesar de los intentos exitosos de encontrar una alternativa, el petróleo sigue siendo un producto muy popular. Esto lleva a que la extracción de reservas de petróleo de las entrañas de la tierra se lleve a cabo a un ritmo colosal y, por tanto, los depósitos de petróleo se reducen muy rápidamente, sin tener tiempo de volver a formarse. Así, el petróleo convencional, también llamado petróleo ligero, es sustituido por petróleo más pesado.

Vale la pena señalar que absolutamente todas las reservas de petróleo del mundo se clasifican según su densidad. Así, el petróleo se suele dividir en los siguientes tipos:

1. Aceite súper ligero. Se distingue por su baja densidad, inferior a 0,780 g/cm3 y grados API superiores a 50.
2. Ultraligero. La densidad de este tipo está en el rango de 0,781 a 0,820 g/cm3. Los grados AR son 41,1 - 50,0.
3. Fácil. Tiene una densidad en el rango de 0,821 - 0,870 g/cm3. Sus grados API son 31,1 - 41,0.
4. Aceite promedio. Su densidad es de 0,871 - 0,920 g/cm3 y sus grados API son de 22,3 - 31,0.
5. Aceite pesado. La densidad oscila entre 0,921 y 1.000 g/cm3. Grados API: 10,0 - 22,2.
6. El petróleo extrapesado tiene una densidad superior a 1.000 g/cm3. También se distingue por su viscosidad, que es inferior a 10.000 mPa*s.
7. Betún natural. Densidad superior a 1.000 g/cm3. Viscosidad superior a 10.000 mPa*s.

Vale la pena señalar que los grados API de los dos últimos tipos de petróleo son inferiores a 10.

Tradicionalmente se produce petróleo ligero. Sin embargo, como se mencionó anteriormente, sus reservas se agotan gradualmente y, en este caso, se reemplaza por petróleo más pesado o de alta viscosidad.

Así, el petróleo pesado es un petróleo que tiene una densidad muy alta y además tiene propiedades físicas que no permiten que salga de las entrañas de la tierra a la superficie mediante métodos tradicionales. Cuando se habla de petróleo pesado (de alta viscosidad), por regla general se entiende todo petróleo con una densidad superior a 0,920 g/cm3, junto con los betunes naturales.

Todos los aceites pesados ​​y betunes naturales se distinguen por la presencia en su composición de una cantidad bastante grande de sustancias asfálticas resinosas, así como compuestos y metales que contienen nitrógeno, cloro, oxígeno y azufre.

Los depósitos de petróleo de alta viscosidad suelen estar situados en las intersecciones de cuencas geológicas. Dicho petróleo se forma a partir de petróleo liviano como resultado de la destrucción de sus componentes de bajo peso molecular por bacterias, así como por lixiviación con agua y evaporación.

Según algunos datos, en la actualidad el interior de la Tierra contiene reservas de petróleo muy viscoso, que son varias veces mayores que las reservas de petróleo ligero. Según datos del Instituto de Recursos Mundiales, los mayores depósitos de petróleo de alta viscosidad se encuentran en Canadá y Venezuela.

Vale la pena señalar que, debido a las propiedades físicas de dicho petróleo, su producción, transporte y procesamiento plantea muchas dificultades. El petróleo pesado no se puede extraer utilizando los mismos métodos que se utilizan para extraer el petróleo ligero. Para ello, se utilizan varios otros métodos, principalmente asociados con una disminución de la densidad del mineral. Después de todo, el petróleo más líquido se mueve mucho más fácilmente a través del oleoducto.

El petróleo pesado se puede licuar de las siguientes maneras:

1. Añadiendo hidrocarburos o petróleo más ligero a petróleo altamente viscoso. Sin duda, esto facilita significativamente tanto el propio aceite como su fluidez y, en consecuencia, el proceso de extracción. Sin embargo, este método tiene dos grandes inconvenientes. El primero son los costes adicionales y el segundo es la falta de disponibilidad constante de fracciones ligeras del petróleo.
2. Calentando el oleoducto por el que el petróleo llega a la superficie. Para implementar este método, la tubería en toda su longitud está equipada con equipos especiales. La desventaja de este método es la pérdida bastante grande de petróleo durante la producción (hasta un 20%). Esto se debe al hecho de que esta parte del petróleo se utiliza para operar los equipos de calefacción instalados a lo largo del oleoducto.
3. Mezclando agua y emulsionantes con aceite para obtener una emulsión acuosa fluida. Sin embargo, este método sólo es racional si se utiliza un emulsionante económico que sea capaz de formar emulsiones estables. Si el contenido de aceite en la emulsión formada no supera el 50%, entonces el método se considera irracional, ya que los costos de energía durante su extracción aumentan exactamente a la mitad. Como emulsionantes se pueden utilizar sulfatos o etoxilatos carboxilados. Sin embargo, se distinguen por su elevado coste, así como por su escasez, lo que, a su vez, aumenta el coste del petróleo extraído de esta forma.
4. Mezclando una solución acuosa de un dispersante con petróleo pesado, se produce la formación de compuestos emulsionantes que consisten en alquilfenoles etoxilados. La esencia de este método es inyectar una solución en un pozo, donde se combina con el petróleo, que se encuentra a una profundidad mucho mayor que la ubicación de la bomba de bombeo. El funcionamiento de la bomba crea vibraciones que contribuyen a la mezcla del petróleo con el dispersante, así como al suministro de petróleo a través del oleoducto hasta la superficie. Vale la pena señalar que la mezcla no se ve influenciada de ninguna manera por el tamaño y la dureza de las partículas que componen el producto petrolífero.
5. Suministrando diluyente al área de formación del fondo del pozo. Sin embargo, este método también es caro, ya que la inyección del diluyente debe repetirse periódicamente. Sin embargo, si el diluyente se pesa, durante la inyección penetra a una profundidad significativamente por debajo del nivel de la bomba. Por tanto, el diluyente pesado desplaza al aceite como producto más ligero. Este diluyente contiene agua con cloruro de calcio, una mezcla de dos tensioactivos e hidróxido de metal alcalino. El método se caracteriza por un mejor funcionamiento de las bombas de pozos profundos, un aumento en la tasa de alimentación de petróleo y una disminución de la presión en la boca del pozo. Además, su uso no requiere el uso de equipos adicionales.
6. Combustión in situ. Este método es fundamentalmente nuevo. Su esencia radica en el aprovechamiento de la energía que se genera como resultado de la combustión de materias primas directamente en la formación durante la inyección de espacio aéreo en ella. Se utiliza tanto para la extracción de petróleo de alta viscosidad como para la extracción de petróleo ligero. Vale la pena decir que el método ya se ha utilizado varias veces en algunos campos y ha demostrado su eficacia.

Para producir petróleo de alta viscosidad con el último método, es necesario dejar entrar aire al pozo, provocando así un proceso de oxidación con un aumento de temperatura. Debido a esto, el agua se evapora, que se convierte en vapor, formando una columna de aceite. Es esto lo que desplaza los gases resultantes junto con el aceite a través de la tubería.

Hay tres tipos de combustión in situ: seca, húmeda y súper húmeda. La más popular es la combustión húmeda porque avanza el frente de combustión, reduce el flujo de aire y también reduce la concentración de aceite que se quema en el depósito.

Por tanto, cabe decir que, a pesar de los costes adicionales, la producción de petróleo de alta viscosidad en algunas regiones está ganando popularidad. Al mismo tiempo, se presta mucha atención a los métodos que permiten aumentar la recuperación de petróleo a partir de reservas difíciles de recuperar.