Влияние карбонатной породы и каолиновой глины на состав и реологические свойства тяжелой нефти в условиях паротеплового воздействия

Петров С.М.; Лахова А.И.

УДК 665.7.03

С. М. Петров, А. И. Лахова

ВЛИЯНИЕ КАРБОНАТНОЙ ПОРОДЫ И КАОЛИНОВОЙ ГЛИНЫ НА СОСТАВ И РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Ключевые слова: паротепловые методы добычи, тяжелая нефть, карбонатная порода, каолин, реология.

Рассмотрен процесс паротеплового воздействия на тяжелую нефть в присутствии карбонатной породы, каолиновой глины, оксида алюминия. Выявлены изменения в данных компонентного, структурно-группового состава, молекулярно-массовое распределение н-алканов и вязкостно-температурных зависимостях конечных продуктов экспериментов.

Keywords: steam-extraction methods, heavy oil, carbonate rock, kaolin, viscosity.

The process steam stimulation to the heavy oil in the presence of carbonate rock, kaolin clay, alumina. The changes in the data component, structural-group composition, molecular weight distribution of n-alkanes and viscosity-temperature dependence of the final products of experiments.

Стремление развитых стран к сырьевой независимости ведет к поиску альтернативных источников углеводородов и как следствие переоценке структуры топливно-энергетического баланса в мире. Наиболее близкими к конвекционным нефтям по своему составу и свойствам являются битуминозные и сланцевые нефти, их мировые запасы оценены в 300 млрд. т, что в несколько раз выше запасов обычных нефтей [1]. Особенности залегания, аномальные вязкости и другие физико-химические характеристики делают в подавляющем большинстве случаев

неэффективными методы добычи, используемые для разработки традиционных нефтяных

месторождений. Наиболее применимыми методами добычи в этом случае становятся те, в основе которых лежит термическое воздействие на пласт, от закачки пара до внутрипластового горения. При этом извлекаемый углеводородный флюид в значительной степени отличается от обычной нефти, поскольку при термическом воздействии на битуминозные пласты имеют место быть процессы деструкции углеводородов протекающие, преимущественно, по радикально-цепному механизму. Актуальными становятся исследования преобразованной битуминозной нефти в процессе её добычи, а также в области модернизации существующих схем нефтеперерабатывающих заводов под новый вид углеводородного сырья [2, 3].

В данном контексте интересным представляются исследования по преобразованию тяжелой нефти в присутствии минеральных добавок входящих в состав нефтевмещающих пород в термобарических условиях паротеплового воздействия на пласт.

Объектом исследования служила нефть битуминозного типа Ашальчинского месторождения имеющую плотность 0,9715 г/см3, и вязкость 2771 мПа-с при 20°С, с содержанием серы 3,9%. Ашальчинское месторождение расположено на западном склоне Южно-Татарского свода на глубине до 110 м от дневной поверхности.

В качестве основных составляющих минералов нефтевмещающих пород был выбран карбонат, состоящий из доломита ОаМд(ООз)2 и кальцита ОаОО3, обладает: средней плотностью от 1026 до 1123кг/м3, пористостью от 0,66 до 0,85 %. А так же глина, содержащая в своём составе каолинит - 97%, гидрослюду - 1% и кварц - 2%. Полидисперсный состав глины следующий: фракция до 5 мкм - 28 %, фракции свыше 5 мкм - 72 %.

Эксперимент осуществляли в лабораторном реакторе периодического действия (автоклав), в паровоздушной среде при температуре 350°С, в течение 2,5 часов. Соотношение нефть : вода во всех экспериментах составляло 3 : 1. Минеральные добавки вводили через водную фазу в количестве 8 % на нефть. Изменения термобарических условий в ходе эксперимента представлены на рисунке 1.

Рис. 1 - Изменение термобарических условий

Для изучения компонентного состава жидких продуктов (табл. 1), предварительно из них осаждали асфальтены 40 кратным количеством петролейного эфира с температурой кипения 40-70°С, затем методом жидкостно-адсорбционной хроматографии выделяли насыщенную

углеводородную часть (масла) и две группы смол: бензольные (I) и спирто-бензольные (II).

Таблица 1 - Компонентный состав продуктов опытов

Структурно-групповой состав преобразованной нефти изучали методом ИК-спектроскопии. В ИК-

Таблица 2 - Данные инфракрасной спектроскопии

Обращает на себя внимание увеличение доли парафиновых структур и снижение их разветвленности в образцах конечных продуктах экспериментов в присутствии карбонатной породы.

Молекулярно-массовое распределение н-алканов насыщенной углеводородной части (рис. 2) было исследовано на квадрупольном хромато-масс-спектрометре TurboMass Gold GS/MS (США).

'JUüuaoaajuo'jüuuoD'oa^uuuouuuau

Число атомов углерода

спектрах наблюдались характерные полосы поглощения алифатических структур при 1380 и 1465 см-1, метиленовых цепочек при 720 см-1, ароматических структур при 1600 см-1, сульфоксидных групп при 1030 см-1, карбоксильных групп в эфирах при 1740 см-1 (табл. 2).

Для характеристики гудронов и выделенных из них компонентов по полученным величинам поглощения рассчитывали спектральные коэффициенты: ароматичности С-|= Рют/Ртг^ окисленности С2 = □ 171о/Р14б5; разветвленности С3 = Р1З80/Р1465; алифатичности С4 = Оуго+О-збо/О^оо, осерненности С5 = О1озо\Р14б5 (табл. 3).

Характерной особенностью продуктов превращения экспериментов является значительное перераспределение н-алканов состава С:8-С36. Так в преобразованной нефти эксперимента 2 в составе алканов заметно уменьшается доля высокомолекулярных гомологов с числом атомов углерода более 25.

Реологические исследования продуктов опытов проводили с использованием системы «конус-плоскость» в диапазоне скоростей сдвига от 3 до 1312 с-1, в интервале температур от 10 до 80°С [4]. По кривым течения для заданной температуры определяли вязкость ньютоновского течения (рис. 3).

Вязкость исходной нефти резко снижается с 2771 до 180 мПа-с при увеличении температуры до 55°С, дальнейшее увеличение температуры ведет к более плавному уменьшению вязкости. Вязкость

Рис. 2 - Молекулярно-массовое распределение н-алканов в исходной нефти и продуктах опытов

№ Плотность, при 20°С, г/см3 Содержание,%

Масла Смолы Асфаль-тены

I II

Исх. 0.9500 57,93 19,76 11,22 11,00

2 0.9478 56,26 18,22 12,15 13,36

3 0.94997 61,41 17,42 10,97 10,20

5 0.93122 56,66 19,92 11,64 11,78

№ Пиковая интенсивность в максимуме поглощения v, см-1

1740 1710 1600 1465 1380 1030 720

Исх. 0,022 0,022 0,214 1,015 1,018 0,133 0,188

2 0,052 0,074 0,377 2,332 1,392 0,253 0,323

3 0,026 0,035 0,227 1,874 0,884 0,175 0,210

5 0,010 0,012 0,061 0,493 0,267 0,033 0,038

Таблица 3 - Спектральные коэффициенты

№ Спектральные коэффициенты

Q С2 С3 С4 С5

Исх. 1,14 0,02 1,003 5,62 0,13

2 1,16 0,03 0,59 4,55 0,11

3 1,08 0,02 0,47 4,8 0,09

5 1,59 0,02 0,54 4,97 0,07

Рис. 3 - Динамическая вязкость исходной нефти (Контр) и продуктов опытов

преобразованной нефти полученной в результате эксперимента № 5 по сравнению с исходной нефтью при 20°С уменьшается более чем на 80%. В то время как в преобразованных образцах нефти не прослеживается сильная вязкостно-температурная зависимость, как в случае с исходной нефтью.

Конверсия высококипящих углеводородов нефти с температурой кипения выше 350°С в легкокипящие углеводороды до 350°С составила:

- в термобарических условиях эксперимента №2 в присутствии карбоната составила 16,56%, вязкость нефти при 20°С снизилась на 60%;

- в термобарических условиях эксперимента №3 в присутствии каолиновой глины составила 18,7%, вязкость нефти при 20°С снизилась на 75,8%;

- в термобарических условиях эксперимента №5 в присутствии А1203 составила 19,1%, вязкость нефти при 20°С снизилась на 87,3%.

Работа выполнена при поддержке гранта Российского Фонда Фундаментальных

Исследований № 15-05-08616 А.

Литература

1. Вигдергауз М.С. Продукты термического воздействия на битуминозный пласт / Издательство Саратовского университета. 1986. с. 104.

2. Петров С.М., Халикова Д.А., Абделсалам Я.И.И., и др. Потенциал высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения как сырья для нефтепереработки // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т 16. № 18. С. 261-265.

3. Ибрагимова Д.А., Байбекова Л.Р., Петров С.М., и др. Конверсии тяжелого углеводородного сырья в ценное нефтехимическое сырье с участием комплексов и наноразмерных частиц переходных элементов // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т 17. № 23. С. 335-337.

4. Петров С.М., Абделсалам Я.И.И., Вахин А.В., и др. Исследование реологических свойств продуктов термической обработки битуминозной нефти в присутствии породообразующих минералов // Химия и технология топлив и масел. 2015. № 1. С.80-83.

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Петров С. М., Лахова А. И.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Петров С. М., Лахова А. И.