Физико-математическая аппроксимация взаимосвязи водных, солевых, сернистых, смоляных, асфальтеновых и механических ингредиентов нефтесодержащих систем Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Б. Н. Иванов, Д. Л. Семенов, А. В. Дацков ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКАЯ АППРОКСИМАЦИЯ ВЗАИМОСВЯЗИ ВОДНЫХ, СОЛЕВЫХ, СЕРНИСТЫХ, СМОЛЯНЫХ, АСФАЛЬТЕНОВЫХ И МЕХАНИЧЕСКИХ ИНГРЕДИЕНТОВ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ СИСТЕМ

Ключевые слова: нефть, физико-математическая аппроксимация. physicochemical relationships, oil

Рассмотрена возможность использования характеристического волнового уравнения для корреляции связи воды, солей, смол, асфальтенов, серы и мех.примесей в нефтесодержащих системах.

Usage of characteristic wave equation for water, salt, pitches, asphaltenes, sulphur and contaminations content correlation was considered

Нами было отмечено [1], что с определенной концентрации воды в нефтях и их водных эмульсиях прямая корреляция ее содержания с содержанием солей нарушается. Соли частично диспергируются в виде мельчайших кристалликов в органической части нефтесодержащих систем с образованием физико-химических комплексов с ее определенными компонентами. В результате применение коэффциента солености перестает давать адекватные результаты. Более целесообразным становится использование взаимосвязи (дополнительно к воде и соли) и таких ингредиентов нефтесодержащих систем, как мех-примеси, смолы, асфальтены и серосодержащие соединения.

В силу объективных и субъективных причин даже добываемая из одной скважины нефть различается по своему составу. В случаях, когда используются смеси нефтей, резко различающихся друг от друга, научное обоснование и разработка единых оптимальных технологических приемов ее подготовки невозможно. Однако при подготовке смеси нефтей залежей с близкими генетическими и фациально-литологическими условиями формирования можно воспользоваться их укрупненными и усредненными характеристиками. Тем более, что и при механическом (в процессе слияния нефтей разных месторождений) смешении и в ходе самой подготовки смеси нефтей, происходит усреднение их важнейших физико-химических и, следовательно, функциональных параметров.

Апробирование решения поставленной задачи осуществлялось на примере нефтей месторождений НГДУ «Ямашнефть». При этом применялось сопряженные физическое и математическое моделирование. Сопряженные в смысле совместности и базирования на общих формах проявления закона сопряжения.

НГДУ «Ямашнефть» разрабатывает Ерсубайкинское, Сиреневскское, Беркет-ключевское, Березовское, Красногорское, Шегурчинское, Екатириновское, Тюгеевское, Урганчинское и Архангельское нефтяные месторождения. Разработка находится в поздней стадии, что обуславливает высокую обводненность продукции скважин (до 99% воды со скважины и 43% в среднем по НГДУ). Нефть, в основном, высокосернистая, с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ (табл. 1).

Физико-химический анализ нефти проводился гостированными и экспресс-методами на базе химико-аналитической лаборатории при НГДУ «Ямашнефть». Данная лаборатория имеет государственную аккредитацию.

Коренные физические характеристики должны отражаться единым глобальным математическим выражением [2]. Поэтому основой предлагаемого варианта математической

аппроксимации применяемых характеристик является соответствие этих отношений вещественно-волновой природе материальных образований и их взаимодействий, независимо уровня структурности (от микро- до сверхмакромира, включая и уровень субмакромира,

прежде всего, жидкофазных систем).

[Для априорной оценки использовали формулу следующего оощего вида

у = а ее(Ьх+с) (1)

успешно примененную при расчете значений вязкости, плотности, теплоемкости, взаимосвязи межфазного притяжения с вязкостью и названное нами характеристическим волновым уравнением жидкофазных систем (ХВУ).

Таблица 1 - Физико-химические показатели нефти по НГДУ «Ямашнефть»

Наименование Показатели

Плотность, кг/м3 806 - 986

2 Вязкость кинематическая, мм /с 50 - 140

Содержание в нефти, % мас.

- воды 10 - 60

- серы 3 - 9

- парафинов -

- смол 4,5 - 31

- асфальтенов 4 - 25

- солей, мг/л 20000 - 180000

Фракционный состав, % мас.

- до 300°С 3 0 1 6 о

В уравнении (1) х - варьируемый кинетический фактор (наиболее простое отражение его влияния - учет температуры); а - предэкспоненциальный множитель (в большинстве случаев близкий 1); с - коэффициент, зависящий от химической природы подвижных веществ; е(вх+с учитывает пространственный фактор (ассиметричность формы и свойств ассоциатов, составляющих жидкофазную систему). Использование в качестве основания показательной функции именно е обусловлено тем фактором, что е1 является волновой функцией с периодом 2п1 (I - комплексная переменная).

Применяя прием двойного логарифмирования, предлагается для определения взаимосвязи содержания различных компонентов использовать не десятичный, а натуральный логарифм:

!п[|п(у )] = А х + В, (2)

где А, В - расчетно-эмпирические коэффициенты; х и у - компоненты, между которыми определяется взаимосвязь. В качестве у принимали содержание хлористых солей, а в качестве параметра х брали содержание воды, серы, смол и асфальтенов.

Для решения поставленной задачи были определены концентрации воды, хлористых солей, смол, асфальтенов и серы и проанализирована их взаимосвязь в десятках об-

Таблица 2 - Экспериментальные значения концентраций солей, воды, серы и мех.примесей в подготовленных нефтях девонских скважин Новоелховского месторождения

Времена года, месяца Содержание

Воды, % об. Соли, мг/л Серы, %мас. Мех.примесей, %мас.

Январь 0,11 13,8 1,69 0,0112

Февраль 0,11 15,2 1,68 0,0118

Март 0,1 16,2 1,71 0,0109

Апрель 0,11 21.45 1,71 0,0106

Май 0,1 21 1,7 0,0113

Июнь 0,08 23,8 1,72 0,0112

Июль 0,1 21,3 1,7 0,0111

Август 0,06 15,8 1,68 0,0114

Сентябрь 0,11 17,9 1,67 0,011

Таблица 3 - Рассчитанные коэффициенты А и В формулы (1) и расчетные значения концентрации воды в зависимости от содержания солей, серы и мех.примесей (табл. 2)

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания воды как функции содержания

Воды, % об. Вода = Г(соли) Вода = Дсеры) Вода = ^мех.примесей)

Январь 0,11 0,10 0,10 0,10

Февраль 0,11 0,10 0,10 0,09

Март 0,1 0,10 0,10 0,10

Апрель 0,11 0,10 0,10 0,10

Май 0,1 0,10 0,10 0,09

Июнь 0,08 0,09 0,10 0,10

Июль 0,1 0,10 0,10 0,10

Август 0,06 0,10 0,10 0,09

Сентябрь 0,11 0,10 0,10 0,10

А В -0,00026 2,54306 -0,01603 2,56537 -11,8564 2,67059

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания солей как функции содержания

Соли, мг/л Соль = ^воды) Соль = Г(серы) Соль = ^мех.примесей)

Январь 13,8 17,92 17,50 18,06

Февраль 15,2 17,92 16,32 15,83

Март 16,2 18,14 20,12 19,29

Апрель 21.45 17,92 20,12 20,62

Май 21 18,14 18,76 17,66

Июнь 23,8 18,57 21,59 18,06

Июль 21,3 18,14 18,76 18,46

Август 15,8 19,02 16,32 17,28

Сентябрь 17,9 17,92 15,23 18,87

А В -0,06619 2,89131 0,38996 2,22364 -12,31477 3,02236

Таблица 5 - Рассчитанные коэффициенты А и В формулы (1) и расчетные значения концентрации серы в зависимости от содержания воды, солей и мех.примесей (табл. 2)

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания серы как функции содержания

Серы, %мас. Сера = Г(воды) Сера = Дсоли) Сера = Дмех. примесей)

Январь 1,69 1,69 1,68 1,69

Февраль 1,68 1,69 1,69 1,68

Март 1,71 1,70 1,69 1,70

Апрель 1,71 1,69 1,71 1,71

Май 1,7 1,70 1,71 1,69

Июнь 1,72 1,70 1,71 1,69

Июль 1,7 1,70 1,71 1,70

Август 1,68 1,70 1,69 1,69

Сентябрь 1,67 1,69 1,70 1,70

А В -0,00302 2,74294 0,00012 2,74049 -0,85744 2,75222

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания мех.примесей как функции содержания

Мех.примесей %мас. Примеси = Дводы) Примеси = Дсеры) Примеси = ^соли).

Январь 0,0112 0,0111 0,0112 0,0113

Февраль 0,0118 0,0111 0,0113 0,0113

Март 0,0109 0,0112 0,0110 0,0112

Апрель 0,010б 0,0111 0,0110 0,0110

Май 0,0113 0,0112 0,0111 0,0111

Июнь 0,0112 0,0112 0,0109 0,0110

Июль 0,0111 0,0112 0,0111 0,0111

Август 0,0114 0,0113 0,0113 0,0113

Сентябрь 0,011 0,0111 0,0114 0,0112

А -0,0399 -0,0777 -0,00031

В 2,35573 2,48358 2,3575

Таблица 7 - Экспериментальные значения концентраций солей, воды, серы и мех.примесей в подготовленных нефтях сернистых скважин Новоелховского месторождения

Времена года, месяца Содержание

Воды, % об. Соли, мг/л Серы, %мас. Мех.примесей %мас.

Январь 0,19 84 3,88 0,0121

Февраль 0,14 73 3,88 0,012б

Март 0,12 бб 3,87 0,0119

Апрель 0,1 б5 3,9б 0,0117

Май 0,09 б8 3,98 0,0134

Июнь 0,15 б9 4,03 0,0135

Июль 0,23 72 3,9 0,0133

Август 0,1б б3 3,7б 0,0133

Сентябрь 0,2 б8 3,81 0,0123

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания воды как функции содержания

Воды, % об. Вода = ^соли) Вода = ^серы) Вода = ^мех. примесей)

Январь 0,19 0,20 0,15 0,14

Февраль 0,14 0,1б 0,15 0,15

Март 0,12 0,13 0,15 0,14

Апрель 0,1 0,13 0,13 0,14

Май 0,09 0,14 0,13 0,15

Июнь 0,15 0,14 0,12 0,15

Июль 0,23 0,15 0,15 0,15

Август 0,1б 0,13 0,19 0,15

Сентябрь 0,2 0,14 0,17 0,14

А В 0,0017 2,4524 -0,13351 3,09119 5,05075 2,50б91

Таблица 9 - Рассчитанные коэффициенты А и В формулы (1) и расчетные значения концентрации солей в зависимости от содержания воды, серы и мех.примесей (табл. 7)

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания солей как функции содержания

Соли, мг/л Соль = ^воды) Соль = ^серы) Соль = ^мех.примесей)

Январь 84 71,б б9,39 70,13

Февраль 73 б8,8 б9,39 69,61

Март бб б7,72 б9,32 70,34

Апрель б5 бб,б5 б9,97 70,55

Май б8 бб,13 70,12 68,79

Июнь б9 б9,35 70,49 68,69

Июль 72 73,92 б9,54 68,89

Август б3 б9,91 б8,53 68,89

Сентябрь б8 72,17 б8,89 69,92

А В 0,04134 2,95075 0,00541 2,93599 -0,77263 2,96688

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания серы как функции содержания

Серы, %мас. Сера = Дводы) Сера = ^соли) Сера = ^мех. примесей)

Январь 3,88 3,87 3,92 3,88

Февраль 3,88 3,91 3,91 3,89

Март 3,87 3,92 3,90 3,88

Апрель 3,9б 3,94 3,89 3,87

Май 3,98 3,94 3,90 3,91

Июнь 4,03 3,90 3,90 3,91

Июль 3,9 3,84 3,90 3,91

Август 3,7б 3,89 3,89 3,91

Сентябрь 3,81 3,8б 3,90 3,89

А В -0,01183 2,79бб5 0,00002 2,79352 0,33б39 2,79057

Таблица 11 - Рассчитанные коэффициенты А и В формулы (1) и расчетные значения концентрации мех.примесей в зависимости от содержания воды, серы и солей (табл. 7)

Времена года, месяца Рассчитаные значения содержания мех.примесей как функции содержания

Мех.примесей, %мас. Примеси = Дводы) Примеси = ^серы) Примеси = ^соли).

Январь 0,0121 0,0128 0,0121 б 0,0125

Февраль 0,012б 0,012б 0,012б 0,012б

Март 0,0119 0,012б 0,012б 0,0127

Апрель 0,0117 0,0125 0,0128 0,0128

Май 0,0134 0,0125 0,0128 0,0127

Июнь 0,0135 0,012б 0,0129 0,0127

Июль 0,0133 0,0129 0,0127 0,0127

Август 0,0133 0,0127 0,0125 0,0128

Сентябрь 0,0123 0,0128 0,0125 0,0127

А 0,01947 0,01118 -0,00011

В 2,3б075 2,32015 2,371б5

Как видно из сравнения данных таблиц 2 - 11, наблюдается хорошая сходимость искомых расчетных и экспериментальных показателей. Волновое характеристическое уравнение нефтесодержащих систем неплохо зарекомендовало себя и при оценке взаимосвязи содержаний серы, смол, воды, асфальтенов (часть данных представлено в табл. 12, 13).

Таблица І2 - Экспериментальная характеристика смеси нефтей и расчетные значения концентрации смолы в связи с содержанием солей, воды, серы и асфальтенов

Экспериментальные значения

№

пробы

Хл. соли, мг/л

Вода, %об.

Сера, %мас.

Асфальтены,

%мас.

Смолы, %мас.

52800

18б48

б7425

10975

32б28

74150

48

28

31

5

15

74

2,32

3,48

3,92

4

3,97

2,б7

3,89

5,92

8,41

8,51

8,5б

б,б

14,38

21,7

17,37

18,2б

1б,84

14,33

Расчетные значения

Смолы,

%мас.

Смолы = Дсоли)

Смолы = Двода)

Смолы = Дсера)

Смолы = ^Асфальтены)

14,38

21,7

17,37

18,2б

1б,84

14,33

1б,2

18,8

15.3

19.4 17,7 14,9

15,9

17.3

17.1

19.1

18.3

14.3

14,б

17,1

18.3 18,5

18.4 15,3

15.6 1б,4

17.6

17.6

17.6

16.7

А

В

-0,0000015

1,1041374

-0,001487

1,089357

0,050б221

0,8б77509

0,00948б

0,9733

№ пробы Хл. соли, мг/л Вода, %об. Сера, %мас. Асфальтены, %мас. Смолы, %мас.

2 100000 40 3 7,83 12,95

2 1502 3 3,09 6,09 24,2

2 3600 2,4 3,54 7,57 20,82

2 30864 12 3,46 4,77 21,52

2 4500 3 3,32 5,22 23,38

Экспериментальные значения

Расчетные значения

Смолы, %мас. Смолы = Дсоли) Смолы = Двода) Смолы = Дсера) Смолы = ^Асфальтены)

12,95 13,4 51,8 17,0 16,4

24,2 23,5 25,6 17,9 20,5

20,82 23,2 25,3 23,2 16,9

21,52 19,7 30,0 22,1 24,5

23,38 23,1 25,6 20,4 23,0

А В -0,000002 1,153163 -0,005326 1,16017 0,1945055 0,4574671 -0,043668 1,3707644

Резюмируя изложенный материал, целесообразно отметить следующее:

- в широких интервалах содержания воды и солей при использовании характеристического волнового уравнения наблюдается хорошая корреляция их связи с концентрацией смол, асфальтенов, мех. примесей, серы (это обусловлено базированием на общих формах проявления закона сохранения);

- взаимосвязь искомых характеристик определяется супрамолекулярностью структуры нефтесодержащих систем.

Литература

1. Семенов, Д. Л. Анализ промысловой подготовки нефти Сиреневского месторождения / Д. Л. Семенов, Б. Н. Иванов // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2009.

2. Иванов, Б. Н. К вопросу о характеристиках сложных жидкофазных органических систем и их математическом отображении. Часть 1 / Б. Н. Иванов, Р. Н. Костромин, А. В. Дацков // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2006. - №1. - С. 217 - 222.

3. Иванов, Б. Н. К вопросу о характеристиках сложных жидкофазных органических систем и их математическом отображении. Ч. 2 / Б. Н. Иванов [и др.]// Вестник Казан. технол. ун-та. - 2007. -№ 3-4. - С. 161 - 174.

© Б. Н. Иванов - д-р техн. наук, проф. каф. общей химической технологии КГТУ; Д. Л. Семенов -

асп. каф. общей химической технологии КГТУ, [email protected]; А. В. Дацков - асп. той же кафедры.