ВЯЗКОСТНО-ТЕМПЕРАТУРНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЯНЫХ СИСТЕМ С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ АСФАЛЬТЕНОВ И ПАРАФИНОВ (2023)
В статье приведены результаты сравнительного анализа вязкостно-температурных зависимостей модельных систем на основе нефтяных мальтенов из неустойчивых (с асфальтенами типа «остров») и устойчивых (с асфальтенами типа «архипелаг») нефтей с добавлением 5 мас. % индивидуальных н-алканов (С10 и С23) и/или («родных» или «неродных») асфальтенов. На вязкостно-температурных кривых выделены две области: низкотемпературная (от 10 до 30°С) и высокотемпературная (от 30 до 50°С), в которых поведение нефтяных систем определяется, соответственно, наличием кристаллической фазы твердых парафинов и состоянием асфальтенов. Сделано предположение, что особенности вязкостно-температурных характеристик нефтяных систем при повышенных температурах определяются структурой асфальтенов («остров» или «архипелаг») и их склонностью к флоккуляции или образованию парафино-асфальтеновых агрегатов. Показано, что флоккуляция асфальтенов сопровождается захватом компонентов дисперсионной среды, а именно н-алканов, причем асфальтены типа «остров» захватывают больше.
Идентификаторы и классификаторы
Асфальтены и твердые парафины являются наиболее проблемными компонентами нефтей, так как их фазовая устойчивость зависит от многих факторов и тяжело поддается контролю. Экспериментально установлено, что уже при умеренных концентрациях (несколько мас. %) асфальтенов и твердых парафинов нефти проявляют неньютоновские свойства [1–5].
Список литературы
- Abivin P., Taylor S. D., Freed D. Thermal behavior and viscoelasticity of heavy oils // Energy & Fuels. 2012. V. 26. N 6. P. 3448–3461. https://doi.org/10.1021/ef300065h
- Ilyin S. O., Arinina M. P., Polyakova M. Y., Kulichikhin V. G., Malkin A. Y. Rheological comparison of light and heavy crude oils // Fuel. 2016. V. 186. P. 157– 167. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.08.072
- Visintin R. F. G., Lapasin R., Vignati E., D’Antona P., Lockhart T. P. Rheological behavior and structural interpretation of waxy crude oil gels // Langmuir. 2005. V. 21. N 14. P. 6240–6249.
https://doi.org/10.1021/la050705k - Malkin A. Y. Oil as an object of rheology (Review) // Petrol. Chemistry. 2019. V. 59. P. 1092–1107. https://doi.org/10.1134/S0965544119100062
- Aref Abbasi Moud. Asphaltene induced changes in rheological properties: A review // Fuel. 2022. V. 316. Article 123372. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.123372
- Li X., Chi P., Guo X., Sun Q. Effects of asphaltene concentration and asphaltene agglomeration on viscosity // Fuel. 2019. V. 255. Article 115825. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.115825
- Mullins O. C., Betancourt S. S., Cribbs M. E., Dubost F. X., Creek J. L., Andres A. B., Venkataramanan L. The colloidal structure of crude oil and the structure of oil reservoirs // Energy & Fuels. 2007. N 5.
- Lei Y., Li S., Liu X., Wang H., Zhu H., Gao Y., Peng H., Yu P. Effect of existence state of asphaltenes on microstructure of wax crystals: fractal dimension and unit cell structure // J. of Molecular Liquids. 2022. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2022.120132
- D’Avila F. G., Silva C. M. F., Steckel L., Ramos A. C. S., Lucas E. F. Influence of asphaltene aggregation state on the wax crystallization process and the efficiency of EVA as a wax crystal modifier: A study using model systems // Energy Fuels. 2020. V. 34. N 4. Р. 4095–4105. https:// doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b04166
- Kriz P., Andersen S. I. Effect of Asphaltenes on Crude Oil Wax Crystallization // Energy & Fuels. 2005. V. 19. N 3. P. 948–953. https://doi.org/10.1021/ef049819e
- Tinsley J. F., Jahnke J. P., Dettman H. D., Prud’home R. K. Waxy gels with asphaltenes 1: characterization of precipitation, gelation, yield stress, and morphology // Energy & Fuels. 2009. V. 23. N 4. P. 2056–2064. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b00664
- Xue H., Zhang J., Han S., Sun M., Yan X., Li H. Effect of asphaltenes on the structure and surface properties of wax crystals in waxy oils // Energy & Fuels. 2019 V. 33. N 10. P. 9570–9584. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b01825
- Ariza E., Chaves-Guerrero A., Molina V. D. Effect of average molecular parameters of asphaltenes on the rheological properties of crude oils from colorado oil field // Energy & Fuels. 2018. V. 32. N 6. P. 6557–6564. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b00664
- Ganeeva Y. M., Yusupova T. N., Romanov G. V. Asphaltene nano-aggregates: structure, phase transitions and effect on petroleum systems // Russian Chemical Reviews. 2011. V. 80. N 10. P. 993–1008. https://doi.org/10.1070/rc2011v080n10abeh004174
- Каюкова Г. П., Петров С. М., Успенский Б. В. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений М.: ГЕОС, 2015. 343 с.
- Индад Ш. С., Мухаматдинов И. И., Гарифуллина Э. И., Вахин А. В. Каталитический акватермолиз и изменение фракционного состава асфальтенов высоковязкой нефти // Neftegaz.RU. 2018. N 4. С. 102–106.
- Абрютина Н. Н., Абушаева В. В., Арефьев О. А. и др. Современные методы исследования нефтей: Справочно-методическое пособие. Под ред. Н. Н. Абрютина. Л.: Недра, 1984. 431с.
- Barskaya E. E., Okhotnikova E. S., Ganeeva Y. M., Yusupova T. N. Rheological behavior of crude oil and its dependence on the composition and chemical structure of oil components // Petroleum Science and Technology. 2023. V. 41. N 2. P. 159–175.
https://doi.org/10.1080/10916466.2022.2059083 - Юсупова Т. Н., Ганеева Ю. М., Романов Г. В., Барская Е. Е. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах. М.: Наука, 2015. 412 с.
- Унгер Ф. Г., Андреева Л. Н. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН,
- Tagirzyanov M. I., Yakubov M. R., Romanov G. V. A Study of the processes related to coagulation of asphaltenes by electronic spin resonance // J. of Canadian Petroleum Technology. 2007. V. 46. N 9. P. 1–5. https://doi.org/10.2118/2004-045
- Wu J., Xu Y. Effect of asphaltene content in bitumen on thermodynamic properties of light hydrocarbons dissolving in bitumen // Fluid Phase Equilib. 2019. V. 490. Р. 22–32.
- Mousavi M., Abdollahi T., Pahlavan F., Fini E. H. The influence of asphaltene-resin molecular interactions on the colloidal stability of crude oil // Fuel. 2016. V. 183. Р. 262–271.
https://doi.org/10.1016/J.FUEL.2016.06.100 - Tinsley J. F., Jahnke J. P., Dettman H. D., Prud’home R. K. Waxy gels with asphaltenes 1:
characterization of precipitation, gelation, yield stress, and morphology // Energy Fuels. 2009. V. 23. N 4. Р. 2056–2064. - Freund M., Csikós R., Keszthelyi S., Mózes G. Y. I. Chemical, crystallographical and physical properties of liquid paraffins and paraffin waxes // In «ParaffinProductsProperties, Technologies, Applications». 1982. V. 14. Р. 13–140. https://doi.org/10.1016/S0376-7361(08)70146-8
- Tukhvatullina A. Z., Barskaya E. E., Kouryakov V. N., Ganeeva Yu. M., Yusupova T. N., Romanov G. V. Supramolecular structures of oil systems as the key to regulation of oil behavior // J. of Petroleum & Environmental Biotechnology. 2013. V. 04(04). https://doi.org/10.4172/2157-7463.1000152
Выпуск
Другие статьи выпуска
Получены экспериментальные результаты исследований изменения дисперсного состояния мазута с растворенным в нем сероводородом под действием низкоэнергетической волновой обработки. Показано, что воздействие ультразвуком и постоянным магнитным полем позволяют гарантированно снизить содержание сероводорода в мазуте до концентрации менее 10 ppm, а в комбинации с поглотителями – до 1 ppm. Определены оптимальные параметры волновой обработки. Изменение среднего диаметра частиц дисперсной фазы мазута демонстрирует экстремальную зависимость. С позиций нефтяных дисперсных систем предложен механизм процессов, происходящих при очистке мазута от сероводорода.
Ультразвуковая обработка 6 мас. % раствора нефтяного парафина в декане приводит к повышению температур фазовых переходов, вязкости и количества парафиновых отложений. Добавление нефтяных смол в раствор подавляет кристаллизацию углеводородов и способствует снижению вязкости, энергии активации вязкого течения, удельной энергии разрушения дисперсной системы, температуры золь-гель перехода, массы осадка. Комплексное воздействие ультразвука и смол более эффективно снижает структурно-механические параметры. Усредненные молекулы смол, выделенных из осадков, характеризуются меньшей ароматичностью, большим количеством гетероатомных структур и парафиновых атомов углерода по сравнению с исходными молекулами.
На примере нефтей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции исследована зависимость процесса формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и температуры их застывания от содержания в нефтях парафинов, асфальтенов, смол, гетероатомных фрагментов и и их соотношений . Установлена зависимость количества АСПО и температуры застывания от содержания в нефтях парафинов и отношения парафинов к асфальтенам.. Показано также, что компонентами отложений в нефтях могут быть как парафины, так и смолы и асфальтены.
Важной темой в исследованиях нефтяных пластов любого месторождения является разделение их на различные участки. Для классификации участков пласта Яммама, Южный Иран, с использованием FTIR-спектроскопии и методов многомерной статистики отобрано одиннадцать проб нефти из различных скважин. Из диаграмм FTIR-анализа получены пять различных показателей содержания алифатических, и ароматических соединений, соединений с длинной цепью, а также определены индексы замещения (1 и 2). Полученные результаты использованы в качестве входных данных в методах (алгоритмах) иерархической кластеризации и кластеризации k-средних. Показано, что пласт Яммама состоит из двух участков, различающихся по химическому составу содержащейся в них нефти. Скважины, расположенные в северо-западной и юго-восточной частях исследуемой территории, отнесены к двум различным кластерам. Полученное разделение на основе FTIR-анализа и методов кластеризации хорошо согласуется с предыдущими выводами.
Методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии изучены особенности состава и распределения биомаркеров в нефти и рассеянном органическом веществе венд-кембрийских отложений из скважины Кугасская 364-0. Идентифицированы алканы нормального и изопреноидного строения, моноцикланы, стераны, терпаны, а также алкилароматические углеводороды ряда бензола, нафталина и фенантрена. По геохимическим показателям биомаркеров определено, что исходное органическое вещество формировалось преимущественно в карбонатных породах морского бассейна с восстановительной средой и повышенной соленостью вод. Показатели термической зрелости соответствуют началу «нефтяного» этапа катагенеза.
Методом ЯМР 13С изучен представительный набор нефтей Северного Кавказа (86 проб, 54 месторождения и разведочные площади). Впервые получены данные о распределении углерода по основным структурным фрагментам молекул нефтей всего бассейна. На основании графиков плотности распределения всех измеренных параметров состава установлено, что распределения значений почти всех параметров би или полимодальное. Лишь у величины Σn-Alk/C4 n(1) оно унимодально, но все равно не является нормальным.. С применением метода непараметрической статистики показано, что в нефтях Северного Кавказа намного меньше ароматических соединений, чем в нефтях Западной Сибири и Волго-Урала. Содержание же, налкильных структур наибольшее из всех четырех изученных бассейнов, включая Восточно-Сибирский бассейн. Подтверждено ранее сделанное по данным ЯМР 1Н выделение в пределах
бассейна трех стратиграфических комплексов по составу нефтей: первый комплекс — нефти коллекторов триаса и юры, второй — нефти меловых отложений, третий — палеогена и неогена. Выявлена разница в генезисе нефтей между тектоническими структурами, примыкающими к Главному Кавказскому хребту (Терская и Сунженская антиклинальные зоны Терско-Каспийского краевого прогиба Индоло-Кубанский прогиб) с теми, что находятся на северо-востоке бассейна и примыкают к Каспийскому морю (Восточная часть гряды Карпинского, Прикумская зона поднятий). Первая группа нефтей — нефть морского генезиса с примесью терригенного материала; вторая — нефть терригенного генезиса. Тем самым полученные ранее существовавшие представления о генезисе нефтей Северного Предкавказья радикально меняются.
По данным работ, описывающих результаты физического (лабораторного) и математического моделирования применения диметилового эфира (ДМЭ) для повышения нефтеотдачи, проанализированы перспективы указанной технологии. Рассмотрен механизм интенсификации извлечения нефти и повышения нефтеотдачи при закачке его в пласт. Оценены основные факторы, влияющие на коэффициент распределения ДМЭ между нефтяной и водной фазами. Выявлены преимущества нагнетания в пласт ДМЭ перед закачкой в пласт углеводородных газов и диоксида углерода. Проведен анализ комбинированных технологий повышения нефтеотдачи, включающих закачку в пласт ДМЭ, диоксида углерода, растворов полимеров, водяного пара. Кратко обсуждается возможность применения ДМЭ для разделения нефтяных шламов.
В обзоре проанализированы возможности метода магнитно-резонансной томографии (МРТ) в исследовании нефтей. Основное внимание уделено рассмотрению технических особенностей метода применительно к задачам добычи и подготовки нефти. Проведена систематизация доступных литературных данных. Выделены четыре ключевых направления МРТ-визуализации, активно развивающихся в настоящее время: нефть в пористой матрице; межфазные границы нефтей; процессы дестабилизации нефтяных систем; процессы транспорта нефти и нефтяных систем. Рассмотрены ключевые работы по данным направлениям и изложены принципиальные моменты, отражающие эффективность метода МРТ и очерчивающие круг проблем, решаемых с его помощью, включая перспективы дальнейшего расширения областей применения. Обсуждены возможности исследования морфологических, структурных, динамических аспектов взаимодействия нефтей с окружающей средой, их фазового поведения в условиях интенсивных внешних воздействий. Представленный обзор способствует расширению арсенала экспериментальных возможностей специалистов, работающих в области добычи, подготовки и переработки нефтей, а также в смежных областях – физической и коллоидной химии, химии поверхностных явлений и высокомолекулярных соединений.
В связи с углублением исследований все новых компонентов органического вещества и нафтидов нефти, в том числе асфальтенов, в обзоре проанализировано развитие представлений о структуре асфальтенов и основные направления их применения в геохимии органического вещества и нефти. Рассмотрены сходства и отличительные особенности строения молекулярной и надмолекулярной структуры асфальтенов, выделенных из органического вещества осадочных пород, угля, нефти и битумов, а также основные аспекты формирования и преобразования асфальтенов в процессе геохимической эволюции органического вещества. Подчеркиваются возможности современной аналитической базы по изучению структурных элементов, функциональных групп и механизмов межмолекулярного взаимодействия асфальтенов нефти, природных битумов и экстрактов из осадочных пород. Выделены и обсуждены основные методы в исследованиях состава и структуры асфальтенов для решения задач органической геохимии. Данные о молекулярной и надмолекулярной структуре асфальтенов играют весомую роль в установлении их природы и поиске корреляционных зависимостей нефтей и органического вещества нефтематеринских отложений, что позволяет получить важную информацию о генезисе и условиях формирования исходной нефти.
Обзор посвящен применению современного метода колебательной спектроскопии комбинационного рассеяния (КР-спектроскопии), или раман-спектроскопии, для анализа различных объектов химии нефти: нефтей, нефтепродуктов, нефтеносных пород, катализаторов нефтехимических процессов и пр. В обзоре приведена интерпретация линий КР-спектров, характеризующих основные функциональные группы в составе нефтей и нефтепродуктов. Описаны условия регистрации КР-спектров (выбор лазера, спектральный диапазон) с целью получения качественных спектров для различных по химической структуре объектов исследования. Рассмотрены основные приемы снижения температуры образца и подавления флуоресценции при регистрации КР-спектров. Значительное внимание уделено методам математической обработки результатов при анализе термической зрелости нефти и нефтеносных пород, определения состава топливных смесей; приведены параметры, количественно описывающие степень зрелости нефтей и керогенов. Описаны примеры анализа экспериментально полученных данных и результатов квантово-химического моделирования при определении структуры полициклических углеводородов.
Издательство
- Издательство
- ИНХС РАН
- Регион
- Россия, Москва
- Почтовый адрес
- 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 29
- Юр. адрес
- 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 29
- ФИО
- Максимов Антон Львович (Директор)
- E-mail адрес
- director@ips.ac.ru
- Контактный телефон
- +7 (495) 9554201
- Сайт
- http:/www.ips.ac.ru