Научная статья на тему 'Особенности осадкообразования и состава парафиновых углеводородов нефти Верхнее-Салатского месторождения'

Особенности осадкообразования и состава парафиновых углеводородов нефти Верхнее-Салатского месторождения Текст научной статьи по специальности «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

CC BY
435
58
Поделиться

Аннотация научной статьи по горному делу, автор научной работы — Прозорова И. В., Серебренникова О. В., Лоскутова Ю. В., Юдина Н. В., Стахина Л. Д., Николаева Т. Л.

Проведены исследования нефти двух скважин Верхне-Салатского месторождения Томской области. Нефти существенно различаются по своему составу, что определяет особенности образования в них осадка. Нефтяные парафиновые углеводороды представлены гомологическим рядом нормальных алканов с числом атомов углерода С9 -С30. Для нефти скважины № 122 с большим содержанием твердых парафинов, но отличающейся повышенной концентрацией смолистых компонентов, процесс осадкообразования начинается при температуре -50 °С. В нефти скважины № 118 образование осадка происходит при -70 °С.

Похожие темы научных работ по горному делу , автор научной работы — Прозорова И. В., Серебренникова О. В., Лоскутова Ю. В., Юдина Н. В., Стахина Л. Д., Николаева Т. Л.,

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Текст научной работы на тему «Особенности осадкообразования и состава парафиновых углеводородов нефти Верхнее-Салатского месторождения»

УДК 622.276.7

ОСОБЕННОСТИ ОСАДКООБРАЗОВАНИЯ И СОСТАВА ПАРАФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ ВЕРХНЕ-САЛАТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

И.В. Прозорова, О.В. Серебренникова, Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина, Л.Д. Стахина, Т.Л. Николаева

Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: piv@ipc.tsc.ru

Проведены исследования нефти двух скважин Верхне-Салатского месторождения Томской области. Нефти существенно различаются по своему составу, что определяет особенности образования в них осадка. Нефтяные парафиновые углеводороды представлены гомологическим рядом нормальных алканов с числом атомов углерода С9~С30. Для нефти скважины № 122 с большим содержанием твердых парафинов, но отличающейся повышенной концентрацией смолистых компонентов, процесс осадкообразования начинается при температуре +50 °С. В нефти скважины № 118 образование осадка происходит при +70 °С.

Парафинизация нефтяного оборудования представляет собой комплекс процессов, обуславливающих накопление твердой фазы на поверхности оборудования при добыче, транспорте и хранении нефти, и является крайне нежелательным явлением.

Для выбора способов предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) необходимо знание их состава и структуры. Поэтому большой практический интерес представляет изучение особенностей осадкообразования нефти Верхне-Салатского месторождения.

Процесс осадкообразования нефтей двух скважин Верхне-Салатского месторождения (Томская область) изучали с использованием метода «холодного стержня». Температура потока нефти варьировалась с 30 до 70 °С, температура «холодного стержня», имитирующего металлическую поверхность трубопроводов, менялась от 15 до 60 °С [1]. Осадок в нефти скважины № 118 (пласт Ю15) образуется при температуре потока нефти 70 °С (таблица). Для нефти скважины № 122 (пласта Ю13-4) осадкообразование начинается только при температуре 50 °С. В основном характер распределения количества АСПО для нефти двух скважин аналогичен: при снижении температуры потока нефти каждой скважины количество нефтяного осадка увеличивается, и максимальное количество АСПО приходится на температуру, наиболее приближенную к температуре застывания нефти 15 °С. Для всего диапазона температуры потока нефти максимальное количество АСПО образуется при 30 °С поверхности «холодного стержня».

В процессе осадкообразования не последнюю роль играют поверхностно-активные соединения, содержащиеся в смолисто-асфальтеновых компонентах [2]. Они «затормаживают» выделение парафиновых углеводородов (ПУ) и благодаря адсорбции на поверхности кристаллов препятствуют дальнейшему росту кристаллической решетки ПУ [3]. Количественное распределение смолисто-ас-фальтеновых компонентов осадков и нефтей двух скважин было определено методом жидкостной адсорбционной хроматографии в градиентном варианте (рис. 1). Установлено, что асфальтеновые соединения отсутствуют как в нефтях, так и в нефтяных осадках.

Таблица. Количество асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтях Верхне-Салатского месторождения в зависимости от температурыы потока нефти и «холодного стержня»

Температура «холодного стержня», °С Количество АСПО, г на 100 г нефти

Скважина № 118 Скважина № 122

Температура потока нефти 70 °С

60 0 0

50 0,05 0

40 0,15 0

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

35 0,30 0

30 0,35 0

20 0,23 0

15 1,10 0

Температура потока нефти 60 °С

50 0,07 0

45 0,22 0

40 0,27 0

35 0,57 0

30 1,75 0

25 0,78 0

20 0,33 0

15 3,05 1,98

Температура потока нефти 50 °С

40 0,10 0

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

35 0,21 0

30 0,38 0,08

25 0,35 0,07

20 0,45 0,15

15 2,08 0,45

Температура потока нефти 40 °С

30 0,12 0,20

25 0,20 0,18

20 0,08 0,08

15 4,05 2,98

Температура потока нефти 30 °С

20 0,25 0,5

15 3,20 2,48

Нефть и нефтяные осадки скважины № 118 по сравнению с нефтью скважины № 122 отличаются повышенным содержанием парафиново-нафтеновых углеводородов (ПНУ) и более низкими концентрациями ароматических и смолистых компонентов. Наблюдаются следующие тенденции: с понижением температуры потока нефти в составе нефтяного осадка увеличивается содержание парафиново-нафтеновых углеводородов (отн. %): с 76

Рис 1. Групповой состав нефтей и осадков Верхне-Салатского месторождения. АУВ - ароматические углеводороды

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

до 86 для скважины № 118 и соответственно с 69 до 71 для скважины № 122. Также с понижением температуры потока нефти наблюдается увеличение в составе АСПО смолистых компонентов. Это согласуется с уже имеющимися литературными данными о повышении содержания парафиновых углеводородов в нефтяных отложениях по мере следования нефти от пласта до поверхности [4].

Способность ПУ образовывать кристаллические структуры в присутствие смолисто-асфальте-новых веществ в значительной мере подавляется. Поэтому понижение температуры потока нефти и увеличение содержания смолистых компонентов в составе нефтяного осадка влекут за собой увеличение доли аморфности структуры АСПО.

Повышенное содержание смолистых компонентов в нефти пласта Ю13-4 по сравнению с нефтью пласта Ю15 приводит к сдвигу температуры начала образования АСПО до 50 °С.

По литературным данным, начальный период парафинизации характеризуется образованием тонкого слоя отложений черного цвета с полужирной консистенцией, в котором твердая фаза преимущественно представлена ПУ [5]. ПУ исходных нефтей и осадков анализировали при помощи ГЖХ на газожидкостном хроматографе «Perkin-Elmer SIGMA 2B». Состав ПУ нефтей двух скважин отличается незначительно (рис. 2). Фиксируется лишь

более высокое содержание высокомолекулярных ПУ, начиная с трикозана (С23) в нефти скв. № 122 по сравнению с нефтью скв. № 118.

Проведенные исследования состава ПУ осадков нефтей показали, что с понижением температуры потока нефти происходит увеличение содержания низкомолекулярных ПУ (рис. 3). Для АСПО, сформировавшихся в начальный период осадкообразования (для скв. № 118 - это 70 °С, для скв. № 122 -50 °С) - характерно полное отсутствие или крайне незначительная концентрация парафинов С9-С12. Повышение доли низкомолекулярных н-алканов в составе осадков нефтей двух скважин наблюдается с понижением температуры потока нефти (рис. 3). Это согласуется с литературными данными о том, что в составе АСПО в глубинной части скважины парафин представлен в основном церезинами, которые не в состоянии образовывать мощные слои. Это связано с тем, что кристаллы церезинов обладают большей жесткостью и меньшей способностью к сцеплению, чем кристаллы нормальных парафинов [6].

Для определения кристаллических модификаций ПУ и структуры нефтяного осадка были сняты микрофотографии на микроскопе МБИ-15У с цифровой видеокамерой и увеличением в 600 раз.

Микроанализ и изучение фотографий (рис. 4) показали, что для осадков, отобранных при 70...60 °С и содержащих в своем составе значитель-

ГГГГГГГГГГГГГГГГГГГГГ I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I

Рис. 2. Молекулярно-массовое распределение н-алканов нефтей Верхне-Салатского месторождения

Рис. 3. Изменение вида молекулярно-массового распределения парафинов при варьировании соотношения температуры потока нефти/«холодного стержня»

Рис. 4. Образование кристаллов парафиновых углеводородов в осадке нефти скважины № 118 (а-д) и № 122 (е-з) Верхне-Са-латского месторождения при температурах потока нефти и «холодного стержня»: а) 70 и 30 °С; б) 60 и 30 °С; в) 50 и 30 °С; г) 40 и 25 °С; д) 30 и 20 °С; е) 50 и 30 °С; ж) 40 и 20 °С; з) 30 и 20 °С

ную долю высокомолекулярных ПУ и незначительное количество смолистых компонентов, характерна сферолитная кристаллизация ПУ. Подобные сферолиты состоят из плотно упакованных пластинчатых фибрилл толщиной в несколько ангстрем и шириной до 1 мкм [7] (рис. 4, а, б).

Для ПУ осадка, отобранного при температуре потока нефти 50 °С, сохраняется тип кристаллизации - близкий к сферолитному (рис. 4, в). При этом наблюдается снижение размеров и формы сферолитов. В осадке отсутствуют крупные отдельные фибрилльные образования. Обращает на себя внимание однородность сферолитной кристаллизации ПУ. Это можно объяснить первоначальным диспергирующим влиянием поверхностно-активных веществ, содержащихся в смолистых компонентах [8]. С понижением температуры потока нефти до 40 °С структура нефтяного осадка приобретает более коагуляционный или аморфный характер благодаря увеличивающемуся содержанию смолистых компонентов в составе осадка (рис. 4, г). Тип кристаллизации ПУ - сфероли-тный.

Для ПУ осадка, отобранного при температуре потока нефти 30 °С, характерно увеличение доли дендритных модификаций кристаллических структур, что можно объяснить увеличивающейся долей низкомолекулярных ПУ (рис. 4, д). Повышение доли смолистых компонентов в составе нефтяного осадка увеличивает степень аморфности в структуре АСПО.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Для ПУ осадка нефти скважины № 122 Верхне-Салатского месторождения наблюдается подобная тенденция изменения кристаллической структуры с понижением температуры потока нефти (рис. 4, е-з). Повышенное содержание смолистых компонентов в составе осадка увеличивает степень аморфности в структуре АСПО.

Таким образом, исследованные нефти существенно различаются по составу алканов, содержанию смолистых и ароматических компонентов, что определяет особенности образования в них осадка. Для нефти скв. № 122 с большим содержанием твердых парафинов, но отличающейся повышенной концентрацией смолистых компонентов, процесс осадкообразования начинается с температуры

+50 °С. В нефти скв. № 118 образование осадка происходит даже при +70 °С.

Снижение температуры потока нефти приводит к увеличению доли дендритного типа кристаллизации ПУ и увеличению степени аморфности в структуре нефтяного осадка. Осадок, образующийся из нефти скв. № 118 при 60...70 °С, характеризуется повышенным содержанием высокомолеку-

лярных парафинов и незначительной концентрацией смолистых компонентов, малой растворимостью в органических растворителях. По физическим свойствам он отличается повышенной хрупкостью. Осадок, образующийся при 30...50 °С, содержит значительное количество смолистых компонентов и в большей мере растворим в органических растворителях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от па-рафиноотложений. - М.: Недра, 1972. - 177 с.

2. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. - М.: Наука, 1966. - 201 с.

3. Бабалян Г.А. Борьба с отложениями парафина. - М.: Недра, 1965. - 340 с.

4. Биккулов А.З., Валитова Е.В., Челпанова Е.В. Лимитирующие стадии процесса парафиноотложения // Матер. 4-й Междунар. конф. по химии нефти и газа. - Томск, 2000. - Т 2. -С. 501-506.

5. Богомолов А.И. Абрютина Н.Н., Современные методы исследования нефтей. - Л.: Недра, 1984. - 431 с.

6. Жазыков К.Т., Тугунов П.И. Влияние некоторых факторов на интенсивность образования смолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 1. - С. 80-85.

7. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1969. - 123 с.

8. Лесин В.И., Василенко В.И. Предупреждение АСПО в скважинах путем применения магнитных депарафинизаторов // Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 4-5. - С. 34-35.

Поступила 26.01.2006 г.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

УДК 662.73.012

ВЛИЯНИЕ ОКИСЛИТЕЛЬНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ УСЛОВИЙ И МЕХАНИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА ГУМИНОВЫХ КИСЛОТ ТОРФОВ

А.А. Иванов, Н.В. Юдина, Е.В. Мальцева, О.И. Ломовский*

Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: ivanov@ipc.tsc.ru *Институт химии твердого тела и механохимии СО РАН, г. Новосибирск

Показано, что механическое воздействие на гуминовые кислоты приводит к изменению их состава, сопровождающееся снижением степени ароматичности и увеличением содержания кислородсодержащих фрагментов. Механообработка торфа в окислительных условиях максимально повышает эффективность экстрагирования водорастворимых компонентов и гуминовых кислот. Структурные параметры и функциональный состав молекул гуминовых кислот при обработке торфа в окислительно-восстановительных условиях измененяются в зависимости от условий.

Гуминовые кислоты (ГК) являются основными компонентами торфов по количеству и биологической активности и представляют собой высокомолекулярные полимерные соединения, малоподвижные и нерастворимые в воде [1, 2]. Решение фундаментальной задачи их исследования сводится к применению экстракционных, химических, физико-химических и ферментативных методов. Использование механохимических превращений в твердой фазе с целью разборки сложных макромолекул ГК является перспективным методом более глубокого их изучения [3, 4].

Фундаментальное исследование твердофазных механохимических превращений ГК обеспечит су-

щественные технологические преимущества процессам получения биологически активных веществ на основе исследуемых реакций.

Ранее были получены предварительные данные, свидетельствующие о возможности селективных механохимических реакций разложения макромолекул по определенным видам связей и получения препаратов из торфов с преимущественным содержанием веществ определенных классов -углеводов, фенолов, липидов, ГК [3, 5]. С помощью комплекса аналитических методов изучен состав и свойства ГК, полисахаридов, полифенолов и липидов из торфов, механоактивированных в присутствии щелочных и ферментативных реагентов.