Исследование облагораживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения с применением растворителей при паротепловом воздействии
С.И.Ш. Салих, А.К. Ишимбаев,
И.И. Мухаматдинов, А.В. Вахин
Институт геологии и нефтегазовых технологий КФУ
И.И. Мухаматдинов, А.В. Вахин
Институт геологии и нефтегазовых технологий КФУ
В статье представлены результаты исследования влияния различных растворителей на облагораживание сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения при паротепловом воздействии.
Проведен сравнительный анализ растворителей. Показано изменение компонентного состава под действием совместного воздействия пара и растворителя, свидетельствующее о снижении содержания высокомолекулярных гетероорганических соединений. Выявлены вязкостно-температурные характеристики нефти с применением растворителей индивидуального состава. Показано изменение элементного состава нефтей после паротеплового воздействия с растворителями.
Введение
В последние годы вместе с ростом требований к топливу и источникам энергии, а также с серьезным сокращением традиционных источников углеводородов (далее — УВ) значительно выросла доля тяжелой нефти, достигающая 70% от общего количества добываемой в мире нефти [1, 2].
В настоящее время проводятся исследования, направленные на совершенствование технологий добычи, в числе которых паротепловые методы [3–7]. Паротепловое воздействие (ПТВ) сопряжено с изменением компонентного состава, реологических и физико-химических характеристик сырья. Интенсификация превращений тяжелых нефтей при ПТВ предполагает изменение некоторых характеристик высоковязких нефтей, положительно сказывающееся на его извлечении, транспортировке, подготовке и переработке [8–11].
С целью совершенствования технологии закачки пара, а также для снижения расхода пара и увеличения добычи нефти реализуется более эффективная технология, при которой вместе с паром закачивается растворитель [12, 13]. Использование растворителей из низкокипящих алифатических углеводородов может привести к коагуляции асфальтенов и к кольматации пор нефтесодержащих пород, что влечет снижение коэффициента вытеснения. Чтобы предотвратить осаждение асфальтенов используют ароматические углеводороды, такие как толуол, ксилол и т.д. [14]. В зависимости от физико-химических характеристик, а также от состава и свойств высоковязких нефтей эффективность растворителя может различаться [15].
С целью совершенствования технологии закачки пара, а также для снижения расхода пара и увеличения добычи нефти реализуется более эффективная технология, при которой вместе с паром закачивается растворитель [12, 13]. Использование растворителей из низкокипящих алифатических углеводородов может привести к коагуляции асфальтенов и к кольматации пор нефтесодержащих пород, что влечет снижение коэффициента вытеснения. Чтобы предотвратить осаждение асфальтенов используют ароматические углеводороды, такие как толуол, ксилол и т.д. [14]. В зависимости от физико-химических характеристик, а также от состава и свойств высоковязких нефтей эффективность растворителя может различаться [15].
Цели и задачи
Объектом исследования выступила сверхвязкая нефть Ашальчинского месторождения пермских отложений Республики Татарстан. Целью работы являлось проведение экспериментальных исследований облагораживания нефти с использованием растворителей при паротепловом воздействии.
Для достижения данной цели потребовалось решить следующие задачи:
1)
подбор растворителей, изучение их состава и свойств
2)
лабораторное моделирование процесса паротеплового воздействия нефти Ашальчинского месторождения с использованием растворителей в реакторе высокого давления
3)
изучение свойств и состава полученных продуктов облагораживания нефти
4)
подбор наиболее эффективного растворителя для условий залегания изучаемого объекта на основе реологических и физико-химических исследований
Экспериментальная часть
Эксперименты по моделированию процесса ПТВ проводились в реакторе высокого давления (Pаrr Instruments, США) с перемешиванием (объем 300 мл).
В автоклав загружали смесь нефти, воды и растворителя. Реактор герметизировался и продувался азотом для удаления воздуха. Затем устанавливалось давление азота равным 1 МПа, и реактор нагревался до 200 °С. После достижения температуры реакции конечное давление составляло 2,1 МПа в зависимости от состава растворителя (рис. 1).
Зависимость давления в модельной системе от продолжительности воздействия
Количество растворителя составило 5% от массы нефти. Продолжительность воздействия осуществляли в течение 24 часов. После завершения процесса акватермолиза нефть на протяжении 16 часов отстаивали от воды, затем помещали в лабораторную центрифугу (Eppendorf 5804 R) Центрифугировали при 5000 об/мин в течение 2 часов.
С целью сопоставительной оценки растворителей в процессе паротепловой обработки нефти в течение определенного времени проведен кинетический эксперимент и проанализированы продукты воздействия. В качестве растворителей в экспериментах были использованы бензол, толуол, смесь бензола и толуола и петролейный эфир 70/100.
На рис. 1 представлена зависимость давления в модельной системе от продолжительности воздействия. Кинетический эксперимент при 200 ºС показывает, что с увеличением продолжительности воздействия давление в закрытой системе автоклава растет за счет образования летучих продуктов акватермолиза.
Разделение по методу SARA проводили с учетом методических рекомендаций стандарта ASTM D 4124-09 и ГОСТ 32269-2013 в несколько этапов. Данный метод основан на разделении нефти на четыре аналитические группы соединений: насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены (saturates, aromatics, resins, asphaltenes — SARA) по их растворимости и полярности (рис. 2).
С целью сопоставительной оценки растворителей в процессе паротепловой обработки нефти в течение определенного времени проведен кинетический эксперимент и проанализированы продукты воздействия. В качестве растворителей в экспериментах были использованы бензол, толуол, смесь бензола и толуола и петролейный эфир 70/100.
На рис. 1 представлена зависимость давления в модельной системе от продолжительности воздействия. Кинетический эксперимент при 200 ºС показывает, что с увеличением продолжительности воздействия давление в закрытой системе автоклава растет за счет образования летучих продуктов акватермолиза.
Разделение по методу SARA проводили с учетом методических рекомендаций стандарта ASTM D 4124-09 и ГОСТ 32269-2013 в несколько этапов. Данный метод основан на разделении нефти на четыре аналитические группы соединений: насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены (saturates, aromatics, resins, asphaltenes — SARA) по их растворимости и полярности (рис. 2).
Групповой состав по методу SARA
Результаты компонентного состава исходной нефти, контрольного опыта, и нефтей после ПТВ с растворителями представлены на рис. 3.
Компонентный состав исходной нефти, контрольного опыта и нефтей после ПТВ с растворителями
Паротепловое воздействие при 200 °С показывает, что содержание смол и асфальтенов по сравнению с исходной нефтью уменьшается, а насыщенных и ароматических углеводородов увеличивается. При добавке бензола количество асфальтенов уменьшается на 14% с новообразованием легких фракций (количество насыщенных УВ повышается на 10%). Добавка толуола привела к уменьшению массового содержания смол на 21% и увеличении количества ароматических УВ (на 15%) по сравнению с контрольным опытом. Наибольшие изменения в составе нефти произошли при добавке петролейного эфира. Петролейный эфир представляет собой смесь легких алифатических углеводородов (пентанов и гексанов), получаемая из попутных нефтяных газов и легких фракций нефти. При наличии в нефти этой смеси наблюдается значительное уменьшение смолистых компонентов (на 38%), однако в составе асфальтенов изменения по сравнению с исходной нефтью не произошли. Вероятно, это происходит в результате воздействия алифатического растворителя на асфальтены, при этом удаляются ассоциированные с ними высокомолекулярные нефтяные компоненты, входящие в состав мальтеновых фракций битумов — насыщенные и ароматические УВ, а также смолы, что приводит к разрушению надмолекулярных структур асфальтенов и увеличению степени их ароматизации [16].
После определения компонентного состава определяли индекс коллоидной нестабильности (Coloidal Instability Index (CII)) по методу [17] (таб. 1). Наименьшей стабильностью обладает нефть контрольного опыта ввиду высокого значения CII.
После определения компонентного состава определяли индекс коллоидной нестабильности (Coloidal Instability Index (CII)) по методу [17] (таб. 1). Наименьшей стабильностью обладает нефть контрольного опыта ввиду высокого значения CII.
На рис. 4 представлены изменения вязкостно-температурных характеристик исходной нефти, контрольного опыта без растворителя и нефтей после ПТВ с растворителями.
Вязкостно-температурные характеристики исходной нефти, контрольного опыта и нефтей после ПТВ с растворителями
Ашальчинская нефть представляет собой типично неньютоновскую жидкость. По реологическим характеристикам нефть Ашальчинского месторождения является вязкоупругой жидкостью. Результаты измерения свидетельствуют о положительном влиянии растворителей на реологические свойства нефти после гидротермального воздействия. Наименьшей вязкостью обладает нефть с добавкой толуола, по сравнению с исходной нефтью и контрольным опытом вязкость при 10°С уменьшается в 4 и 3,5 раза, соответственно. Учитывая изменения в групповом химическом составе, а именно значительное уменьшение содержания смол под влиянием абсолютно всех растворителей, толуол, бензол и их смесь способствует разрушению ассоциированных комплексов молекул смол, тем самым влияя на уменьшение вязкости нефти.
В таб. 2 представлен элементный состав исходной нефти и нефтей после ПТВ контрольного опыта и с растворителями. Знание элементного состава нефти необходимо, прежде всего, для выбора метода ее переработки и составления материальных балансов некоторых процессов переработки. Данные элементного состава и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжелых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их «средней» молекулы [18].
В таб. 2 представлен элементный состав исходной нефти и нефтей после ПТВ контрольного опыта и с растворителями. Знание элементного состава нефти необходимо, прежде всего, для выбора метода ее переработки и составления материальных балансов некоторых процессов переработки. Данные элементного состава и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжелых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их «средней» молекулы [18].
Как видно из представленных результатов, «средняя» молекула нефти Ашальчинского месторождения характеризуется незначительным содержанием гетероатомов, а именно серы и кислорода. По результатам элементного анализа нефтей после облагораживания можно сделать вывод о значительном повышении H/C по сравнению с исходной нефтью.
Таким образом, в работе проведено физическое моделирование паротепловой обработки высоковязкой нефти без и с добавлением в систему растворителей.
В заключении отметим, что действие растворителей для внутрипластового облагораживания при добыче высоковязких нефтей направлено:
а) на улучшение группового химического состава высоковязких нефтей, а именно на уменьшение содержания смолисто-асфальтеновых веществ и их молекулярной массы, а также на значительное повышение содержания насыщенных и ароматических углеводородов;
б) на понижение вязкости полученных продуктов гидротермального воздействия;
в) действие растворителей совместно с паром положительно сказывается на индексе коллоидной нестабильности и соотношении водорода к углероду H/C.
В заключении отметим, что действие растворителей для внутрипластового облагораживания при добыче высоковязких нефтей направлено:
а) на улучшение группового химического состава высоковязких нефтей, а именно на уменьшение содержания смолисто-асфальтеновых веществ и их молекулярной массы, а также на значительное повышение содержания насыщенных и ароматических углеводородов;
б) на понижение вязкости полученных продуктов гидротермального воздействия;
в) действие растворителей совместно с паром положительно сказывается на индексе коллоидной нестабильности и соотношении водорода к углероду H/C.
Применение растворителей при паротепловой воздействии обеспечивает повышение энергоэффективности паротепловых методов добычи нетрадиционных ресурсов, как высоковязкие нефти и природные битумы.
1. Wang Y., Chen Y., He J., Li P., Yang C. Mechanism of catalytic aquathermolysis: Influences on heavy oil by two types of efficient catalytic ions: Fe3+ and Mo6+ // Energy & Fuels, 2010, vol. 24, issue 3, pp. 1502–1510. DOI: 10.1021/ef901339k. (In Eng.).
2. Чен Г., Ян У., Бай Я., Жао В., Гу К., Джанг Д., Жеже А. Акватермолиз тяжелой нефти при низкой температуре в присутствии этанола с использованием простого комплекса Co (II) в качестве катализатора // Нефтехимия. 2017. Т.57. №3. С. 278–283. DOI: 10.7868/S0028242117030030.
3. Каюкова Г.П., Киямова, А.М., Романов Г.В. Гидротермальные превращения асфальтенов // Нефтехимия. 2012. Т.52. №1. С. 7–16.
4. Rana M.S., Sámano V., Ancheyta J, Diaz J.A. A review of recent advances on process technologies for upgrading of heavy oils and residua // Fuel, 2007, vol. 86, pp. 1216–1231. DOI: 10.1016/j.fuel.2006.08.004. (In Eng.).
5. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquín G. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review // Energy&Fuels, 2010, vol. 24, pp. 2809–2816. DOI: 10.1021/ef100230k. (In Eng.).
6. Zhang C., Lee C.W., Keogh R.A., Demirel B., Davis B.H. Thermal and catalytic conversion of asphaltenes // Fuel, 2001, vol. 80, pp. 1131–1146. DOI: 10.1016/S0016-2361(00)00178-2. (In Eng.).
7. Липаев А.А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. М.: Институт компьютерных исследований, 2013. 484 c.
8. Алиев Ф.А., Салих И.Ш.С., Мухаматдинов И.И., Вахин А.В. Влияние катализаторов акватермолиза на внутрипластовое преобразование тяжелой высоковязкой нефти месторождения Бока де Харуко // Вестник технологического университета. 2018. Т.21. №10. С. 46–49.
9. Зарипова Р.Д., Хайдарова А.Р., Мухаматдинов И.И., Ситнов С.А., Вахин А.В. Влияние температуры на трансформацию смешанных оксидов железа (II, III) в гидротермально-каталитических процессах // Экспозиция. Нефть. Газ. 2019. №4. С. 56–59. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10037.
10. Вахин А.В., Ситнов С.А., Мухаматдинов И.И., Славкина О.В., Бугаев К.А., Нургалиев Д.К. Технология термокаталитического воздействия для разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти ООО «РИТЭК» в Самарской области // Нефть. Газ. Новации. 2019. №7. С. 75–78.
11. Вахин А.В., Ситнов С.А., Мухаматдинов И.И., Славкина О.В., Бугаев К.А., Дарищев В.И., Нургалиев Д.К. Перспективы применения нанодисперсных катализаторов на основе переходных металлов для повышения нефтеотдачи при освоении месторождений трудноизвлекаемой нефти ООО «РИТЭК» // Нефть. Газ. Новации. 2019. №8. С. 42–46.
12. Борисова Ю.Ю., Борисов Д.Н., Якубов М.Р. Метод интенсификации добычи сверхвязких нефтей. Циклические закачки композиционного растворителя для разработки тонких продуктивных пластов // Нефтяная провинция. 2018. №3. С. 81-95. [Электронный ресурс]. DOI: 10.25689/NP.2018.3.81-95.
13. Якубов М.Р., Якубова С.Г., Борисов Д.Н., Усманова Г.Ш., Грязнов П.И., Романов Г.В. Изменение состава и свойств асфальтенов при физическом моделировании процесса вытеснения тяжелых нефтей растворителями на основе н-алканов // Вестник технологического университета. 2013. №22. С. 277–280.
14. Andersen S.I., Keul A., Stenby E. Variation in Composition of Subfractions of Petroleum Asphaltenes // Petroleum Science and Technology, 1997, vol. 15. Issue, 7, pp. 611–645. DOI: 10.1080/10916469708949678. (In Eng.).
15. Саяхов В.А., Хайрутдинова А.А. Оценка влияния температуры и химреагентов на компонентный состав сверхвязкой нефти // Научно-практическая конференция «Булатовские чтения». Краснодар, 2017.
16. Абдрафикова И.М., Каюкова Г.П., Вандюкова И.И. Исследование состава асфальтенов и продуктов их фракционирования методом ИК-Фурье спектроскопии // Вестник Технологического университета. 2011. №9. С. 179–183.
17. Asomaning S. Test method for determining asphaltene stability in crude oils // Petroleum Science and Technology, 2003, vol. 21, pp. 581–590. DOI: 10.1081/LFT-120018540. (In Eng.).
18. Bazhenova O.K., Bazhenova T.K. Genesis of oil: A fundamental problem of geology // Lithology and Mineral Resources, 2008, vol. 43, issue 5, pp. 488–498. DOI: 10.1134/S0024490208050052. (In Eng.).
2. Чен Г., Ян У., Бай Я., Жао В., Гу К., Джанг Д., Жеже А. Акватермолиз тяжелой нефти при низкой температуре в присутствии этанола с использованием простого комплекса Co (II) в качестве катализатора // Нефтехимия. 2017. Т.57. №3. С. 278–283. DOI: 10.7868/S0028242117030030.
3. Каюкова Г.П., Киямова, А.М., Романов Г.В. Гидротермальные превращения асфальтенов // Нефтехимия. 2012. Т.52. №1. С. 7–16.
4. Rana M.S., Sámano V., Ancheyta J, Diaz J.A. A review of recent advances on process technologies for upgrading of heavy oils and residua // Fuel, 2007, vol. 86, pp. 1216–1231. DOI: 10.1016/j.fuel.2006.08.004. (In Eng.).
5. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquín G. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review // Energy&Fuels, 2010, vol. 24, pp. 2809–2816. DOI: 10.1021/ef100230k. (In Eng.).
6. Zhang C., Lee C.W., Keogh R.A., Demirel B., Davis B.H. Thermal and catalytic conversion of asphaltenes // Fuel, 2001, vol. 80, pp. 1131–1146. DOI: 10.1016/S0016-2361(00)00178-2. (In Eng.).
7. Липаев А.А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. М.: Институт компьютерных исследований, 2013. 484 c.
8. Алиев Ф.А., Салих И.Ш.С., Мухаматдинов И.И., Вахин А.В. Влияние катализаторов акватермолиза на внутрипластовое преобразование тяжелой высоковязкой нефти месторождения Бока де Харуко // Вестник технологического университета. 2018. Т.21. №10. С. 46–49.
9. Зарипова Р.Д., Хайдарова А.Р., Мухаматдинов И.И., Ситнов С.А., Вахин А.В. Влияние температуры на трансформацию смешанных оксидов железа (II, III) в гидротермально-каталитических процессах // Экспозиция. Нефть. Газ. 2019. №4. С. 56–59. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10037.
10. Вахин А.В., Ситнов С.А., Мухаматдинов И.И., Славкина О.В., Бугаев К.А., Нургалиев Д.К. Технология термокаталитического воздействия для разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти ООО «РИТЭК» в Самарской области // Нефть. Газ. Новации. 2019. №7. С. 75–78.
11. Вахин А.В., Ситнов С.А., Мухаматдинов И.И., Славкина О.В., Бугаев К.А., Дарищев В.И., Нургалиев Д.К. Перспективы применения нанодисперсных катализаторов на основе переходных металлов для повышения нефтеотдачи при освоении месторождений трудноизвлекаемой нефти ООО «РИТЭК» // Нефть. Газ. Новации. 2019. №8. С. 42–46.
12. Борисова Ю.Ю., Борисов Д.Н., Якубов М.Р. Метод интенсификации добычи сверхвязких нефтей. Циклические закачки композиционного растворителя для разработки тонких продуктивных пластов // Нефтяная провинция. 2018. №3. С. 81-95. [Электронный ресурс]. DOI: 10.25689/NP.2018.3.81-95.
13. Якубов М.Р., Якубова С.Г., Борисов Д.Н., Усманова Г.Ш., Грязнов П.И., Романов Г.В. Изменение состава и свойств асфальтенов при физическом моделировании процесса вытеснения тяжелых нефтей растворителями на основе н-алканов // Вестник технологического университета. 2013. №22. С. 277–280.
14. Andersen S.I., Keul A., Stenby E. Variation in Composition of Subfractions of Petroleum Asphaltenes // Petroleum Science and Technology, 1997, vol. 15. Issue, 7, pp. 611–645. DOI: 10.1080/10916469708949678. (In Eng.).
15. Саяхов В.А., Хайрутдинова А.А. Оценка влияния температуры и химреагентов на компонентный состав сверхвязкой нефти // Научно-практическая конференция «Булатовские чтения». Краснодар, 2017.
16. Абдрафикова И.М., Каюкова Г.П., Вандюкова И.И. Исследование состава асфальтенов и продуктов их фракционирования методом ИК-Фурье спектроскопии // Вестник Технологического университета. 2011. №9. С. 179–183.
17. Asomaning S. Test method for determining asphaltene stability in crude oils // Petroleum Science and Technology, 2003, vol. 21, pp. 581–590. DOI: 10.1081/LFT-120018540. (In Eng.).
18. Bazhenova O.K., Bazhenova T.K. Genesis of oil: A fundamental problem of geology // Lithology and Mineral Resources, 2008, vol. 43, issue 5, pp. 488–498. DOI: 10.1134/S0024490208050052. (In Eng.).
С.И.Ш. Салих, А.К. Ишимбаев, И.И. Мухаматдинов, А.В. Вахин
Институт геологии и нефтегазовых технологий Казанского (Приволжского) Федерального университета | Казань, Россия
mc-gross@mail.ru
Институт геологии и нефтегазовых технологий Казанского (Приволжского) Федерального университета | Казань, Россия
mc-gross@mail.ru
Сверхвязкая нефть Ашальчинского месторождения Республики Татарстан, растворители, SARA-анализ, вискозиметрия, элементный анализ
сверхвязкая нефть, акватермолиз, растворители, реология, элементный состав
С.И.Ш. Салих, А.К. Ишимбаев, И.И. Мухаматдинов, А.В. Вахин. Исследование облагораживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения с применением растворителей при паротепловом воздействии // Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 21-24. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10075
13.02.2020
УДК 622.276
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10075
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10075
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33