Влияние кристаллизации высокомолекулярных парафинов на реологические и диэлектрические свойства нефти

А. З. Тухватуллина, Т. Н. Юсупова, А. А. Шайхутдинов,

Ю. А. Гусев

ВЛИЯНИЕ КРИСТАЛЛИЗАЦИИ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ ПАРАФИНОВ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

Ключевые слова: высокопарафинистые нефти, реология, диэлектрические свойства,

асфальтены, парафины, кристаллизация.

В статье приведены экспериментальные данные по составу, физикохимическим свойствам, реологического поведения и диэлектрическим свойствам нефтей. Показано, что метод диэлектрической спектроскопии является чувствительным методом анализа кристаллической фазы парафинов в нефти. Установлено, что именно высокомолекулярные парафины в нефтях Самарской области ответственны за увеличение размеров структурных образований и изменение их физико-химических, реологических и диэлектрических свойств.

Key words: high-wax oils, rheology, dielectric properties, asphaltenes, waxes, crystallization.

The article gives experimental data of oil composition, physical and chemical characteristics, rheological behavior and dielectric properties. Dielectric spectroscopy method is detected as wax crystal phase-sensitive method. It is found that just high-molecular waxes in Samara region oils are responsible for structural formations’ sizes growing and physical and chemical, rheological and dielectric properties changing.

Высокое содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов в нефти ухудшает ее качества и создает проблемы при ее добыче и транспортировке [1]. Данные по составу нефтей показывают, что высокомолекулярные парафиновые углеводороды содержатся во всех нефтях, однако содержание их колеблется в широких пределах [2]. В связи с этим изучение влияния кристаллизующихся парафинов на свойства нефтей является актуальным. В данной работе структурирование парафинистых и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области исследовалось методами вискозиметрии и диэлектрической спектроскопии.

В качестве объектов исследования были выбраны нефти следующих месторождений Самарской области: Западно-Пиненковское (скв. №10, 81), Крюковское (скв. №51), Мамуринское (скв. №21, 29, 40), Зареченское (скв. №111, 115), Жихаревское (скв. №1), Лапинское (скв. №5).

Физико-химические показатели исследуемых нефтей, определенные стандартными методами по ГОСТ 33-82 и ГОСТ 3900-85, представлены в табл. 1.

Для всех образцов нефтей определен компонентный состав по методике [2], который представлен в табл. 2. Выделение твердых парафинов из нефтей проводили согласно ГОСТ 11851-85.

Нефти месторождений Самарской области являются парафинистыми и высокопа-рафинистыми (обр.4) с низким содержанием асфальтенов (до 1,8%).

Таблица 1 - Физико-химические свойства нефтей

& б ^ о Месторождение № скв. Вязкость при 20оС, мм2/с Плотность, г/см3

1 Западно-Пиненковское 10 4,2 0,8111

2 Западно-Пиненковское 81 3,8 0,7954

3 Крюковское 51 3,8 0,8024

4 Мамуринское 21 18,5 (50°0) 0,8744

5 Мамуринское 29 7,6 0,8388

6 Мамуринское 40 6,1 0,8272

7 Зареченское 111 4,9 0,8066

8 Зареченское 115 6,2 0,8312

9 Жихаревское 1 17,0 0,8626

10 Лапинское 5 103,6 0,8932

Таблица 2 - Компонентный состав нефтей

.ОІ І Месторождение № Бензи- Масла, % Тверд. Смолы, % Асфаль-тены, %

скв. новая фракция, % парафины в маслах, % бензо льные отирто- бензо льные

1 Западно- Пиненковское 10 32,6 54,4 6,9 4,9 0,7 0,5

2 Западно- Пиненковское 81 35,3 53,6 6,8 3,5 0,8 следы

3 Крюковское 51 36,7 51,3 7,6 3,7 0,7 следы

4 Мамуринское 21 21,2 30,1 30,0 13,7 3,6 1,4

5 Мамуринское 29 21,3 62,3 6,4 6,3 1,9 1,8

6 Мамуринское 40 23,7 60,2 7,9 4,6 1,8 1,8

7 Зареченское 111 32,5 54,5 5,6 5,3 2,0 0,1

8 Зареченское 115 22,6 61,9 7,8 5,2 2,2 0,3

9 Жихаревское 1 18,4 63,2 3,2 11,9 2,6 0,7

10 Лапинское 5 11,5 52,6 7,8 22,3 4,6 1,2

Углеводородный состав нефтей был изучен методом газожидкостной хроматографии (ГЖХ) с использованием хроматографа «Хром-5». Методом внутренней нормализации определен индивидуальный углеводородный состав нефтей.

На рис. 1, 2 приведены диаграммы молекулярно-массового распределения н-алканов нефтей. На основе данных распределения парафиновых углеводородов рассчитан коэффициент =^^12^20)^-^21^35), характеризующий соотношение легких и тяжелых парафиновых углеводородов нормального строения.

Самое низкое значение параметра й для нефти Мамуринского месторождения (скв. №21) указывает на то, что она, в отличие от других нефтей, обогащена высокомолекулярными н-алканами. На диаграмме молекулярно-массового распределения данной нефти (рис. 1) можно выявить два максимума, причем второй максимум приходится на высокомолекулярные гомологи состава н-(С25-С29), что обуславливает наличие в нефти повышенного содержания твердых парафинов (30,0 % мас.).

12 т

0

а 102

г? 8 -«Г

1

та

£ 4 о

о 2 о

0

с\іюсоч-^гг^осососп<мюаоч-^гг^

т-т-т-(М<М(МСОСОСОСО^Г^Г^ГЮЮЮ

Число атомов углерода

Рис. 2 - ММР н-алканов нефти Зареченского м-я, СКВ №111, Б = 2,17

Основу подходов для изучения проблемы структурирования нефтяных дисперсных систем в динамических условиях составляет изучение структурно-реологических свойств нефтей [3].

Исследуемые нефти месторождений Самарской области представляют собой структурированные коллоидно-дисперсные системы, реологические свойства которых меняются в зависимости от скорости течения и температуры. Реологические параметры, измеренные

ІІИИИІІИІІІИмпімммп

при 20°С, приведены в табл. 3. При малых градиентах скорости сдвига в области неразрушенных структур все пробы нефтей проявляют прочность на сдвиг. Значения предельного динамического напряжения сдвига (то) характеризуют силу межмолекулярных взаимодействий в нефтяной системе в состоянии покоя. Сравнительный анализ нефтей различных месторождений показал, что нефть Лапинского месторождения отличается самым высоким значением предельного напряжения сдвига. Это связано в первую очередь с различным дисперсным строением исследуемых нефтей, сформированным межмолекулярными взаимодействиями сложных структурных единиц (ССЕ).

Таблица 3 - Реологические параметры нефтей месторождений Самарской области, измеренные при 20°С

р. Месторождение №скв. Пт^ мПа"с Птах, мПа-с 0-Птах/Птт То, мПа

1 Западно- Пиненковское 10 3,55 4,97 1,40 2,54

2 Западно- Пиненковское 81 3,82 5,96 1,56 2,84

3 Крюковское 51 2,33 3,60 1,55 2,67

4 Мамуринское 21 - - - -

5 Мамуринское 29 4,22 7,27 1,72 3,99

6 Мамуринское 40 6,24 8,41 1,35 2,11

7 Зареченское 111 3,23 4,93 1,53 3,40

8 Зареченское 115 4,85 6,91 1,42 2,43

9 Жихаревское 1 12,57 16,73 1,33 5,57

10 Лапинское 5 107,93 429,39 3,98 75,92

* Птт - вязкость разрушенных структур, Птах - вязкость неразрушенных структур, 0 - индекс аномалии вязкости, т0 - предельное напряжение сдвига.

Нефть Лапинского месторождения является тяжелой и высоковязкой за счет высокого содержания смол, в отличие от других нефтей месторождений Самарской области.

С целью выявления взаимосвязей характеристик реологического поведения со строением структурных образований исследуемых нефтей проведено изучение прочности ассоциатов нефтяных систем при изменении температурных условий.

Для оценки строения структурных образований и силы взаимодействия внутри ССЕ используют уравнение Френкеля-Андраде ц = АеАЕа/рТ . Обработка результатов экспериментов в координатах |дп - 1/Т дает возможность определить значения энергии активации вязкого течения Еакт.

Для большинства образцов нефтей не было выявлено каких-либо резких изменений в структуре нефтяной дисперсной системы при повышении температуры от 20 до 65 °С (рис. 3). Структурные образования таких нефтей можно охарактеризовать, как устойчивые к сдвиговым и температурным воздействиям.

Рис. 3 - Зависимость логарифма динамической вязкости от обратной температуры для нефти Зареченского месторождения

Однако при исследовании реологических свойств нефти Мамуринского месторождения (скв. №21) наблюдались аномалии, проявляемые в температурных зависимостях вязкости, имеющих сложный нелинейный характер в аррениусовских координатах (рис. 4). В области температур 39-41 °С наблюдается скачкообразное изменение логарифма вязкости. Такой характер наблюдаемой зависимости можно объяснить фазовыми изменениями содержащегося в большом количестве в нефти парафина, находящегося в составе кристаллических фаз, разрушающихся и выходящих из состава ассоциата при нагреве [4].

Рис. 4 - Зависимость логарифма динамической вязкости от обратной температуры для нефти Мамуринского месторождения

Присутствие в нефтях полярных компонентов позволяет исследовать нефтяные системы методом диэлектрической спектроскопии (ДС). Особенностью и преимуществом метода ДС является то, что данный метод способен исследовать поведение ассоциатов САВ непосредственно в нефтяной системе [5].

В ходе работы были получены диэлектрические спектры £*=1д(^, показывающие зависимость действительной € и мнимой € составляющих комплексной диэлектрической проницаемости €* от частоты f наложенного электрического поля при температурах от 20°С до 80 °С. На рис. 5 приведены подобные диэлектрические спектры для нефти Маму-ринского месторождения (скв. №21). В результате фитинга эксперименталь-ных функций диэлектрического отклика были рассчитаны параметры е - статическая диэлектрическая проницаемость, ел - диэлектрическая проницаемость на самых высоких частотах для данного релаксационного процесса и тп - время диэлектрической релаксации. На рис. 6 изображены зависимости проницаемости от температуры £ (Т),ех(Т) для нефти Мамуринско-го месторождения (скв.№21).

Рис. 5 - Экспериментальные диэлектрические спектры для нефти Мамуринского месторождения (скв. №21) при различных температурах

Из экспериментальных данных видим, что для данной нефти наблюдается фазовый переход в интервале температур 39-42 °С, что совпадает с результатами исследования реологических свойств нефти. Это обусловлено процессом плавления кристаллов парафинов, содержание которых в нефти Мамуринского месторождения (скв. №21) самое высокое - 30 % мас. (табл.2).

Для подтверждения данного предположения был проведен дополнительный эксперимент. К нефти Зареченского месторождения скважины №111, для которой не зафиксирован фазовый переход (рис. 3 и 7), было добавлено 10% масс. н-алкана С24 с температурой плавления 50 °С (рис. 8).

На рис. 8 видим фазовый переход при температуре примерно 50 °С, который ранее не наблюдался. Можно сделать вывод, что метод временной диэлектрической спектроскопии является чувствительным методом для анализа наличия кристаллической фазы парафинов в нефти.

С целью изучения взаимосвязей характеристик состава с характеристиками реологического поведения и диэлектрических свойств составлена корреляционная матрица и проанализированы парные взаимосвязи характеристик состава и свойств нефтей по значениям коэффициента корреляции (г). В данной работе обсуждаются коэффициенты величиной более 0,50, в таком случае связь оценивается как значительная. При />0,70 связь принято считать тесной.

В результате статистической обработки удалось выявить обратную зависимость времени релаксации т при комнатной температуре и непосредственно самой вязкости п (г =

Рис. 8 - Зависимости (т) ,ех(Т) для нефти Зареченского месторождения (скв. №111) с 10% примесью парафинов С24

-0,66), что предположительно можно объяснить увеличением размеров структурных образований при увеличении вязкости. Для нефтяных объектов макроскопическое время релаксации обусловлено процессами вращательной диффузии ряда ассоциатов, представляющих дисперсную фазу нефтяных систем. С увеличением вязкости (г = 0,84) и плотности (г = 0,81) нефти, а также с увеличением содержания смол (г= 0,80) энергия активации процесса релаксации возрастает. Слабая связь энергии активации вязкого течения с энергией активации процесса релаксации (г = 0,42) может быть обусловлена тем, что первая эффективно учитывает сумму межмолекулярных взаимодействий, которые отвечают за структурную организацию нефти, в то время как энергия активации диэлектрической релаксации возможно учитывает межмолекулярные взаимодействия только электростатического характера.

Также следует учесть специфику состава исследуемых нефтей. Нефти месторождений Самарской области являются парафиновыми с малым содержанием асфальтенов, что может быть причиной малых полярных взаимодействий.

Литература

1. Халикова, Д.А. Особенности влияния состава нефтей месторождений Киргизии на формирование их физико-химических свойств / Д.А. Халикова [и др.] // Вестник Казан. технол. ун-та. -2009. - №5. - С. 349-357.

2. Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие) / Под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой. Л.: Недра, 1984. 431 с.

3. Урьев, Н.Б. Физико-химическая динамика дисперсных систем / Н.Б. Урьев // Успехи химии. -2004 - Т. 73, №1 - С. 39-62.

4. Ратов, А.Н. Аномалии реологических свойств высокопарафинистой нефти Харьягинского месторождения / А.Н. Ратов [и др.] // Нефтехимия. — 1998. — № 2. — С. 102-106.

5. Лихацкий, В.В. Особенности фазового состояния нефтей при высоких давлениях / В.В.Лихацкий, Р.З. Сюняев //Матер. IV Межд. науч.-практ. конф. «Глубокая переработка нефтяных дисперсных систем» - М.: Изд.-во ООО "Изд. центр "Техинформ" МАИ", 2009. - С.20.

© А. З. Тухватуллина - студ. КГТУ, alinza@mail.ru; Т. Н. Юсупова - д-р хим. наук, проф., вед. науч. сотр. ИОФХ им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН; А. А. Шайхутдинов - соиск каф. радиоэлектроники КГУ; Ю. А. Гусев - канд. физ.-мат. наук, доц. той же кафедры.