CC BY
37
ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ
УДК: 66.665.63
Б. Н. Иванов, В. С. Минкин, Д. Л. Семенов СУПРАМОЛЕКУЛЯРНАЯ СТРУКТУРА НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ СИСТЕМ
ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
Ключевые слова: супрамолекулярная структура, нефть. supramolecular structure, oil.
Исследованы смеси нефтей Сиреневского, Ерсубайкинского и Березовского месторождений НГДУ «Ямашнефть» (республики Татарстан). Показана целесообразность использования в качестве основной причины определений значений тех или иных укрупненных коренных характеристик нефтесодержащих систем степени супрамолекулярности их структуры.
Oils of NGDU «Yamashneft» Sirenevskoe, Ersubaykinskoe and Berezovskoe (Tatarstan respublic) oilfields were studied. Appropriateness of supramolecularity degree’s usage as a main reason of aggregative fundamental characteristics of oil containing systems was shown.
Не смотря на единое генетическое начало и близость фациально-литологических условий формирования залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, состав их нефтей существенно различается. Поэтому при априорном прогнозировании рациональных1 методов их подготовки использование только количественных соотношений и молекулярных характеристик соответствующих гомологических рядов неэффективно. Представляется целесообразным обоснование превалирования тех или иных взаимодействий искать в супрамолекулярных характеристиках. Тем более, что, как правило, на установку первичной комплексной подготовки нефти подается смесь нефтей с близлежащих (а нередко и с дальних) месторождений.
В настоящей статье исследовались смеси нефтей Сиреневского, Ерсубайкинского и Березовского месторождений НГДУ «Ямашнефть» (республики Татарстан). Для исследования были отобраны образцы нефти, поступающей на предварительную подготовку на ДНС-1 (с. Ямаши) и ДНС-210 (с. Сиренькино), с различающимися концентрациями воды, хлористых солей, смол и асфальтенов (табл.1).
Поскольку наиболее универсальным и, одновременно, достаточно специфичным видом движения является тепловые, исследования начали с его оценки.
Для получения тепловизорных снимков нами использовался термограф ИРТИС-2000, представляющий собой прецизионный оптико-механический сканирующий прибор с инфракрасным приемником для визуализации и измерения тепловых полей с построчнокадровой разверткой инфракрасного изображения поверхности, имеющий чувствительность 0,05 °С.
1 Понятие рациональный подход не является полным синонимом ни эффективного, ни оптимального. Данный термин характеризует правильность выбранного метода в сиюминутной и дальней временной перспективе.
Тепловизор обеспечивает представление уровня температур на термоизображении поверхности как в серой шкале, так и в цветовой непрерывной гамме с 5, 10 и 128 уровнями градаций, а также построение профиля температур по линии на термоизображении. Тепловизор позволяет выделять на термоизображении поверхности зоны с максимальными или минимальными температурами и зоны с температурой выше или ниже фоновой температуры.
Таблица 1 - Параметры образцов нефти, отобранных для исследования
№ образца Место отбора Соль, мг/л Вода, % об. Плот- ность Смолы, % масс. Асфальте-ны, % мас.
1 Нефтешлам 920 0,24 0,899 15,83 7,13
2 ДНС-1 5200 2,4 0,901 16,58 7,64
3 ДНС-210 9440 2 0,898 15,02 7,01
4 ДНС-210 12960 20 1,135 15,02 7,62
5 Вход на ДНС-210 30500 45 1,01 15,06 7,05
6 Скважина №210 55000 53 1,12 15,6 7,1
Проведенные исследования (рисунки 1-10) показали, что поверхности (то же самое и для внутренних слоев) образцов характеризуются локальными областями с различной интенсивностью теплового движения. При этом даже в одной пробе, со временем эти области меняются, то есть они не статичны. Локальные флуктуации температуры объясняется, по нашему мнению, межмолекулярными внутри и на поверхности надмолекулярных образованиями ассоциатов.
Рис. 1 - Термоизображение поверх- Рис. 2 - Профиль температуры по линии
ности Пробы 1. Момент времени 1 поверхности Пробы 1. Момент времени 1
■27.6
Рис. 3 - Термоизображение поверх- Рис. 4 - Профиль температуры по линии по-
ности Пробы 1. Момент времени 2 верхности Пробы 1. Момент времени 2
Далее приводятся только профили температур по линии поверхности проб.
Рис. 5 - Профиль температуры по линии поверхности Пробы 2. Момент времени 1
Рис. 6 - Профиль температуры по линии поверхности Пробы 2. Момент времени 2
І 28.31
|-28
і-27.7 |— 27.4 |— 27.1 І— 2Є.7
Рис. 7 - Профиль температуры по линии поверхности Пробы 3. Момент времени 1
28.12
27.8 27.5
27.2
28.8 26.7
28.4 28.1
25.3
25.5
____25.19
Рис. 8 - Профиль температуры по линии поверхности Пробы 3. Момент времени 2
28.39
28.1
27.7
27.4 27.1
20.7 2Є.4 2Б.1
25.7
25.4 Г 25.05
Рис. 9 - Профиль температуры по линии поверхности Пробы 4. Момент времени 1
28ІЗ
1-27.8
-------------------------------------------------------------------------------------р 27.5
—|- 27.1
-------------------------------------------------------------------------------------{-26.8
--Р 26.5
_______________I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I Г 24.78____________________
Рис. 10 - Профиль температуры по линии поверхности Пробы 4. Момент времени 2
/|
Вид спектров ЯМР высокого разрешения Н исследованных образцов нефтей приведен на рисунках 11 и 12. Аналогичный вид имеют спектры ЯМР и других образцов нефтей, с соответствующими изменениями интенсивностей сигналов А, Б, В, Г и небольшими изменениями химических сдвигов соответствующих сигналов.
Сигналы протонов группы А относятся к наиболее подвижным неэквивалентным протонам СНз-групп и фрагментам, содержащим эти группы, неразрешенные до конца сигналы группы Б - к алифатическим фрагментам. Сигнал протонов группы Г (область спектра с химическим сдвигом от 6,5 до 7,8м.д.) относится к протонам ароматических фрагментов различной конфигурации. Неразрешение сигналов от протонов групп Б и Г, а также их перекрывание происходит за счет ближнего и дальнего спин-спинового взаимодействия, которое не позволяет полностью разрешить отдельно сигналы от протонов данных групп. Сигналы В относятся, по-видимому, к протонам гидроксильных групп (5 = 3,5 м.д.), содержание которых изменяется в образцах нефтей в несколько раз. На это указывает увеличение интенсивности данного сигнала при увеличении в образцах исследованных нефтей содержания воды. Небольшое смещение сигналов всех групп в спектрах ПМР в более слабые поля на 0,2 - 0,5 м.д. может быть связано с действием солей и парамагнитных примесей, содержащихся в нефтях.
Таблица 2 - Состав исследованных образцов нефти
№ пробы Соль, мг/л Вода, % об. Плотность Смолы, % масс. Асфальтены, % мас.
Проба 1 920 0,24 0,899 15,83 7,13
Проба 2 5200 2,4 0,901 16,58 7,64
Проба 3 9440 2 0,898 15,02 7,01
Проба 4 12960 20 1,135 15,02 7,62
Рис. 11 - Спектр ЯМР высокого разрешения Пробы 1 (пик Г прописан с большим усилением)
Рис. 12 - Спектр ЯМР высокого разрешения Пробы 4 (пик Г прописан с большим усилением)
В таблице 3 приведены рассчитанные значения ширины и второго момента линии поглощения, исследованных образцов нефтей.
Таблица 3 - Значения ширины и второго момента линии поглощения, исследованных образцов нефтей
№ пробы 5Н, Э ДН22, Э2
Проба 1 0,6 2,4
Проба 2 0,64 2,3
Проба 3 0,71 2,6
Проба 4 0,82 2,9
Представляло особый интерес проследить за характером изменения молекулярной подвижности и изменением внутри- и межмолекулярного вклада по изменению значений параметров спектров ЯМР низкого разрешения, а именно: по изменению ширины (5Н) и второго момента (ДН22) линии поглощения ЯМР исследованного ряда нефтей в зависимости от их состава.
Если значения ширины линии 5Н меняется относительно мало, хотя общая тенденция уменьшения молекулярной подвижности в ряду Проба 1 Проба 4 отчетливо прослеживается, то изменения значений второго момента ДН22 показывают характерное увеличение межмолекулярных взаимодействий в образцах нефтей в зависимости от их состава.
Наиболее хорошая корреляция структуры нефтей по данным ПМР спектров высокого разрешения и изменениям значений второго момента образцов нефтей.
Все вышеизложенное подтверждает целесообразность использования в качестве основной причины значений тех или иных укрупненных коренных характеристик нефтесодержащих систем степень супрамолекулярности их структуры.
© Б. Н. Иванов - д-р техн. наук, проф. каф. общей химической технологии КГТУ; В. С. Минкин -д-р хим. наук, проф. каф. физики КГТУ, yerus@yandex.ru; Д. Л. Семенов - асп. каф. общей химической технологии КГТУ, cobald83@mail.ru.
