Сравнительный анализ свойств природных битумов, добытых с помощью термических методов повышения нефтеотдачи

Е. Н. Судыкина, Е. С. Охотникова, Ю. М. Ганеева,

Т. Н. Юсупова

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СВОЙСТВ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ, ДОБЫТЫХ С ПОМОЩЬЮ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Ключевые слова: природный битум, водо-битумная эмульсия, термический анализ, динамическая вязкость, компонентный состав, асфальтены.

В работе проведено комплексное исследование природных битумов месторождений республики Татарстан, добываемых методами внутрипласто-вого горения и паротеплового воздействия. С помощью метода термического анализа проводился контроль за содержанием воды в добываемой продукции и охарактеризован состав асфальтенов. Изучено изменение динамической вязкости эмульсий и обезвоженных продуктов в интервале 20 - 80 0С.

Keywords: natural bitumen, water-in-bitumen emulsion, thermal analysis, dynamic viscosity,

SARA composition, asphaltenes.

The complex investigation of natural bitumens of deposits of Republic of Tatarstan was conducted. The natural bitumens were produced by in situ combustion and steam treatment methods. Water content in crude production was controlled by thermal analysis technique. Composition of asphaltenes was also characterized using thermal analysis method. The change of dynamic viscosity of emulsions and dehydrated products was studied in temperature range of 20 - 80 0С.

Природные битумы (ПБ) являются комплексным многоцелевым углеводородным полезным ископаемым, который характеризуется по сравнению с обычными нефтями повышенным содержанием смол, асфальтенов, серо-органических соединений, металлов и значительно меньшим содержанием бензиновых и дизельных фракций (менее 25%). В настоящее время при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть, используются термические методы повышения нефтеотдачи пластов, самыми распространенными среди которых являются внутрипластовое горение (ВПГ) и метод паротеплового воздействия (ПТВ). Начиная с 1978 года, полигоном для отработки скважинного способа добычи ПБ в Татарстане стали два месторождения: Мордово-Кармальское и Ашальчинское.

С целью изучения влияния технологии добычи на состав и свойства добываемых ПБ проведен сравнительный анализ природных битумов Мордово-Кармальского (М-К-1) и Ашальчинского (Аш) месторождений, добытых методами ПТВ на пласт, и природных битумов Мордово-Кармальского месторождения, добытых методами ПТВ (М-К-1) и ВПГ (М-К-2).

Битумы, извлеченные методом паротеплового воздействия на пласт, представляют собой неоднородные водо-битумные эмульсии (ВБЭ) с различным содержанием воды (табл. 1, рис. 1).

По данным термического анализа содержание воды в пробе Ашальчинской ВБЭ составляет 11,7 - 23,1%, что в несколько раз больше содержания воды в М-К-1 (табл. 1). Бо-

лее высокое значение показателя фракционного состава Р [1] битума М-К-1 свидетельствует о большем содержании в этом битуме легких фракций относительно тяжелых.

Таблица 1 - Данные по термическому анализу природных битумов

Показатель Ашальчи ВБЭ ПТВ

Верхний слой Средний слой Нижний слой Верхний слой Средний слой Нижний слой

Содержание воды, % мас. 11,7 23,1 22,6 - 2,1 8,9

F 1,2 1,1 1,0 1,4 1,1 1,2

а б

Рис. 1 - Кривые термического анализа природных битумов: а) Ашальчи ВБЭ ПТВ

Сравнительный анализ компонентного состава обезвоженных образцов Аш и М-К-1 показал, что в первом содержание смолисто-асфальтеновых компонентов заметно выше (табл. 2). Ашальчинский битум характеризуется заметно большей плотностью, а также почти на порядок большими значениями динамической вязкости при температуре 20 0С (табл. 2). При 50 0С динамическая вязкость резко падает и при 80 0С практически совпадает с вязкостью М-К-1 при этой же температуре.

Сравнительный анализ динамической вязкости Ашальчинской ВБЭ и обезвоженного Ашальчинского битума показал, что вязкость Ашальчинской ВБЭ при 200С почти в 2 раза превосходит вязкость обезвоженного битума. При 50 0С разница становится меньше, однако, при 80 0С вязкость ВБЭ превышает вязкость обезвоженного битума почти в 5 раз.

Битумы Мордово-Кармальского месторождения, извлеченные разными термическими методами, по содержанию асфальтенов практически не различаются (табл. 2). Однако содержание смол (бензольных и спирто-бензольных) в М-К-1 заметно ниже, а содержание масел - выше. Плотность и вязкость битума М-К-2 оказываются несколько выше по сравнению с плотностью и вязкостью битума, извлеченного методом паротеплового воздействия.

Таблица 2 - Данные по компонентному составу, плотности, динамической вязкости природных битумов

Наименование показателя Природный битум

Ашальчи Обезвоженный

ВБЭ Ашальчи ПТВ

Плотность p20 0,9713 0,9601 0,9486 0,9491

Асфальтены - 7,5 4,7 4,5

Компо- Масла - 57,4 67,2 63,3

нентный состав, % мас. Бензольные смолы Спирто- - 26,3 20,9 24,4

бензольные смолы - 8,8 7,2 7,8

Дина- при 20 0С 5858,49 3258,68 622,40 658,87

мическая вязкость, при 50 0С 327,77 252,88 108,38 147,58

мПас при 80 0С 144,94 36,09 31,60 33,04

По данным термического анализа асфальтены из битума М-К-2 характеризуются большей устойчивостью к термоокислительной деструкции до 400 0С (табл. 3), что может свидетельствовать как о меньшем содержании гетероэлементов в них [2], так и о более плотной структуре. Это подтверждает данные [3], где показано, что при применении метода ВПГ происходит безвозвратная потеря металлов в добываемой нефти, которая составляет, например, для ванадия от 36,3% от его извлекаемых запасов до 70-75% в зонах интенсивного воздействия.

Таблица З - Данные термического анализа асфальтенов из битумов Мордово-Кармальского месторождения

Образец Am!, % Am2, % Am3, %

М-К-1 15,1 23,9 61,0

М-К-2 9,6 28,6 61,8

Ami - потери массы в температурном интервале Дт2 - потери массы в температурном интервале Атз - потери массы в температурном интервале 20-400 0С; 400 - 500 0С; 500 - 740 0С.

35В

Таким образом, сравнительный анализ свойств битумов различных месторождений, извлеченных разными термическими методами, позволил сделать следующие выводы:

1. На примере битумов двух различных месторождений показано, что при паротепловом воздействии на пласт битумы с более высокими плотностью и вязкостью образуют более стойкие ВБЭ с большим содержанием воды.

2. Вязкость Ашальчинской ВБЭ при 20 0С почти в 2 раза превосходит вязкость обезвоженного битума. При 50 0С разница становится меньше, однако, при 80 0С вязкость ВБЭ превышает вязкость обезвоженного битума почти в 5 раз.

3. Применение метода ВПГ приводит к существенному преобразованию состава битума - происходит новообразование смол из масел, потеря асфальтенами гетероэлементов.

Литература

1. Юсупова, Т.Н. Идентификация нефти по данным термического анализа / Т.Н. Юсупова [и др.] // Нефтехимия. - 1999. - №4 - С.254-259

2. Углев, В.В. Термический анализ асфальтенов нефтей и других битумоидов / В.В. Углев, В.М. Боголюбов // Сб. науч. трудов «Изучение состава и свойств компонентов нефти» под ред. Камь-янова В.Ф. - Томск, 1983. - С. 111-116

3. Искрицкая, Н.И. Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов / Н.И. Искрицкая, В.Н. Макаревич // Материалы МНПК - Казань, 2008. - С. 216.

© Е. Н. Судыкина - студ. КГТУ, katechkasn@mail.ru; Е. С. Охотникова - стажер-исследователь ИОФХ КНЦ РАН, kateika07@ya.ru; Ю. М. Ганеева - канд. хим. наук, науч. сотр. ИОФХ КНЦ РАН, ganeeva@iopc.knc.ru; Т. Н. Юсупова - д-р хим. наук, проф., вед. науч. сотр. ИОФХ КНЦ РАН.