Преобразование тяжелой нефти в присутствии породообразующих минералов

УДК 665.7.03

Г. Р. Валиева, А. А. Гильмуллина, А. И. Лахова, А. Х. Алиев, С. М. Петров

ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ В ПРИСУТСТВИИ ПОРОДООБРАЗУЮЩИХ МИНЕРАЛОВ

Ключевые слова: тяжелая нефть, породообразующие минералы, паротепловое воздействие, вязкость нефти.

Исследовано влияние породообразующих минералов на физико-химические свойства нефти в процессе пароте-плового воздействия. Результаты экспериментов демонстрируют увеличение содержания масел и легкокипя-щих компонентов в зависимости от условий экспериментов, что свидетельствует о снижении вязкости преобразованной нефти.

Keywords: heavy oil, rock-forming minerals, thermal-stream exposure, viscosity of oil.

Influence of rock-forming minerals on the physicochemical properties of oil in thermal-stream exposure was observed. Increase of light boiling components and oils content is demonstrated, that it results about reduced viscosity of conversion oil.

Введение

В условиях ухудшения структуры запасов кондиционной нефти, одним из перспективных направлений наращивания ресурсной базы углеводородов в России становится освоение нетрадиционных источников углеводородного сырья, среди которых на первое место выходят природные битумы и тяжелые нефти [1-4]. Наиболее широко реализуемыми методами их добычи являются паротепловые с закачкой в пласт теплоносителей. Увеличение нефтеотдачи пласта достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению охвата пласта и повышению коэффициента вытеснения. Особое внимание уделяется развитию методов с закачкой в пласт перегретого пара. Для успешного поиска оптимальных технологий, направленных на повышение эффективности разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов, необходимы более глубокие знания о каталитическом характере преобразования тяжелого углеводородного сырья при различных вариантах тепловых методов воздействий на пласт.

Работа посвящена изучению влияния породообразующих минералов на физико-химические свойства тяжелой нефти при паротепловом воздействии на пласт.

Экспериментальная часть

В качестве объекта исследования была выбрана тяжелая нефть Ашальчинского месторождения, находящегося на территории Республики Татарстан. Продуктивными отложениями месторождения являются терригенные пласты-коллекторы девона, нижнего карбона и карбонатные породы девона и среднего карбона [5]. Нефть имеет плотность 0,9858 г/см3, вязкость в пластовых условиях более 9100 мПа-с, содержание смолисто-асфальтеновых веществ более 42% и серы свыше 8%. В последние годы на месторождении применяется адаптированная технология паро-гравитационного воздействия на пласт SAGD. Массовое соотношение воды, нефти и породообразующих минералов в экспериментах составляло 1:1:1. В качестве породообразующих минералов слагающих карбонатный коллектор были выбраны доломит, кальцит и каолинит. Их в нефть

вводили через водную фазу, предварительно измельчая в водной среде на установке с частотой ультразвуковых волн 22 кГц и плотностью энергии 5 Вт/см2 (рис. 1).

8 6

0

I? 12

О

и 6

о к

£ 4

и

о 2 о

¡5

О 0

50 45

О 0

доломит

кальцит

51,25%

каолинит

Рис. 1 - Фракционный состав породообразующих материалов

9,

15

10

2.03%

5

D, нм

D, нм

Эксперименты проводили в лабораторном реакторе периодического действия в изотермическом режиме при температуре до 300°С и давлении до 20 бар, время нахождения нефти в реакторе составляло 3,5 ч.

Результаты и обсуждение

Температура и давление оказывают существенное влияние на происходящие процессы. С ростом температуры в конечном продукте превалируют газообразные углеводороды, происходит карбонизация конденсированных полициклических структур, увеличение давления ограничивает эти тенденции и приводит к накоплению в нефти легкокипящих углеводородов и компонентов группы масел (рис. 2). Исходная реакционная смесь представляет собой трёхфазную систему, состоящую их твёрдой фазы -минеральных добавок, жидкой фазы - нефти, и воды в паровой фазе. В такой системе главная роль отводится физической адсорбции. Силы притяжения возникают на поверхности добавок благодаря тому, что силовое поле поверхностных атомов и молекул не уравновешено силами взаимодействия соседних частиц. Наполнение поверхности добавок наиболее полярными компонентами нефти - смолисто-асфальтеновыми веществами, частично уравновешивает поверхностные силы и уменьшает поверхностное натяжение. Это в свою очередь приводит к дополнительному выделению тепла. Для физической адсорбции благоприятными являются низкая температура и высокое давление в опытах. Далее с ростом температуры в опыте на первое место выходят законы химической адсорбции, где поглощаемое вещество -смолистые соединения нефти, вступают в химическое взаимодействие с адсорбентом с образованием на его поверхности химических соединений.

Смолы, являясь сольватной оболочкой асфальте-нов, не дают последним адсорбироваться на поверхности минеральных добавок, это может объяснить тот факт, что количество асфальтенов в продуктах опытов меняется незначительно. Снижение содержания смол в нефти на 10 % отн., в присутствии доломита и кальцита наблюдалось при температуре 300°С и давлении 12 бар. Смолистые вещества в процессе деструкции образуют более легкие компоненты, что подтверждается увеличением масел от 2 до 9 % отн. и легкокипящих компонентов от 5 до 10 % отн. в зависимости от условий экспериментов.

Рис. 2 - Групповой состав

При паротепловом воздействии деструкция высокомолекулярных соединений нефти происходит на поверхности минеральных добавок с большой площадью поверхности способной проявлять каталитическую фикцию. На поверхности добавок происходит частичная структуризация мономолекулярного поверхностного слоя с понижением энтропии адсорбированных молекул. Это приводит к смещению равновесия в сторону мономолекулярных реакций термического разложения -С-С— связей по радикально цепному механизму. При этом возникают два конкурирующих механизма, с одной стороны повышение температуры усиливает процессы крекинга высокомолекулярных соединений нефти, с другой стороны усиливающийся температурный фон в отсутствие высокого давления снижает вероятность их адсорбции на поверхности добавки [6].

Полученная нефть в ходе экспериментов характеризуется пониженной вязкостью, как структурной, так и в области ньютоновского течения. Структурная вязкость образцов вызвана ассоциацией смол и асфальтенов с образованием пространственной структуры коагуляционного типа. Такую структуру нельзя рассматривать как долговременную. Она образована мгновенно возникающими и разрушающимися ассоциатами, прочность которых зависит от баланса сил, действующих в нефтяной дисперсной системе в зависимости от новообразованных соединений и внешних воздействий [7]. Во всем исследуемом интервале температур для образцов преобразованной нефти наблюдается снижение вязкости. Нефть после контрольного эксперимента характеризуется повышенной вязкостью в области ньютоновского течения. С увеличением температуры процесса, протекают более существенные химические превращения, сопровождаемые образованием продуктов полимеризации и конденсации в виде карбонизированных веществ [8].

Выводы

Результаты проведенных исследования показали направления реакций при паротепловом воздействии на тяжелую нефть в присутствии породообразующих соединений. Выбранные условия экспериментов являются начальными для протекания процессов деструкции смол. В конечных продуктах опытов увеличивается содержание легкокипящих фракций, накапливается значительное количество углеводородов масел, что находит своё отражение на динамической вязкости преобразованных нефтей.

Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ № 15-05-08616.

Литература

1. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах / Г.П. Каюкова, С.М. Петров, Б.В. Успенский - М.: ГЕОС, 2015. - 343 с.

2. G. P. Kayukova, A. T. Gubaidullin, S. M. Petrov, G. V. Romanov, N. N. Petrukhina, and A. V. Vakhin. Changes of Asphaltenes' Structural Phase Characteristics in the Process of Conversion of Heavy Oil in the Hydrothermal Catalytic System // Energy Fuels. 2016. № 30. С. 773-783

3. Petrov S.M., Zaidullin I.M., Ibragimova D.A., Baybekova L.R., Kaukova G.P., Lakhova A.I. Converting bituminous oil insupercritical water with suspended particles and hematite caustobiolites // II Scientific-Technological Symposium «Catalytic hydroprocessing in oil refining», - Belgrade, Serbia, April 17-23, 2016 Pp. 155-156.

4. Хисмиев Р. Р., Петров С. М., Башкирцева Н. Ю. Современное состояние и потенциал переработки тяжёлых высоковязких нефтей и природных битумов //Вестник КТУ. - 2014. - Т. 17. - №. 21. - С. 312-315.

5. Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Абделсалам Я.И.И., Лахова А.И., Башкирцева Н.Ю., Каюкова Г.П. Изменение характеристик сверхвязкой нефти в присутствии минеральных добавок карбонатной породы // Нефтяное хозяйство. 2016. № 2. С.82-85.

6. Петров С. М., Лахова А. И. Паротепловое воздействие на битуминозную нефть в присутствии породообразую-

щих минералов //Вестник КТУ. - 2015. - Т. 18. - №. 9. -С. 140-142.

7. Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Абделсалам Я.И.И., Каюкова Г.П. Влияние породообразующих и каталитических добавок на преобразование тяжелой высоковязкой нефти // Нефтехимия. 2016. Т. 56, № 1. С.24-29

8. Sergey M. Petrov, Galina P. Kayukova, Alexey V. Vakhin, Alfiya N. Petrova, AbdelsalamYa.Ibrahim Ibrahim, Yaroslav V. Onishchenko, and Danis K. Nurgaliyev. Catalytic Effects Research of Carbonaceous Rock under Conditions of In-Situ Oxidation of Super-Sticky Naphtha // Research Journal of Pharmaceutical, Biological and Chemical Sciences. 6(6) November - December 2015. Pages 16241629

© Г. Р. Валиева - магистр каф. «Химическая технология переработки нефти и газа» КНИТУ, valievaglnz@rambler.ru; А. А. Гильмуллина - студент каф. «Химическая технология переработки нефти и газа» КНИТУ, aisulugi@gmail.com; А. И. Лахова - асп. каф. «Химическая технология переработки нефти и газа» КНИТУ, lfm59@mail.ru; А. Х. Алиев - соискатель каф. ХТПНГ КНИТУ; С. М. Петров - к.т.н., доцент каф. «Химическая технология переработки нефти и газа» КНИТУ, psergeim@rambler.ru.

© G. R. Valieva - I undergraduate year of study KRNTU, valievaglnz@rambler.ru; A. А. Gilmiillina - bachelor KNRTU, aisulu-gi@gmail.com; A. I. Lakhova - PhD student, KNRTU, lfm59@mail.ru; A. H. Aliev - external PhD student, KNRTU; S. M. Petrov -PhD, associate professor KNRTU, psergeim@rambler.ru.