ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 622.276.72
© Коллектив авторов, 2015
Оценка состава асфальтосмолопарафиновых отложений и нефти месторождения Кумколь методами термического и ИК-спектроскопического анализов
Г.И. Бойко, д.х.н.,
Г.С. Айткалиева,
Е.М. Шайхутдинов, д.х.н,
(КазНТУ имени К.И.Сатпаева),
Н.П. Любченко, к.х.н.,
Т.П. Маймаков, д.х.н,
(УНАТ),
Р.Г. Сармурзина, д.х.н. (АО «НК КазМунайГаз»), К.М. Касымгалиев
(АО «Эмбамунайгаз»), У.С. Карабалин, д.т.н. (Ассоциация KаzEnergy)
Адрес для связи: amtek@bk.ru, allnt@ntu.kz
Ключевые слова: нефть, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), состав отложений, ИК-спектроскопия, термический анализ.
Research of composition of ARPD and oil of Kumkol oilfield by methods of thermal and IR-spectroscopy analysis
G.I. Boyko, G.S. Aitkaliyeva, Ye.M. Shaikhutdinov (Satpayev Kazakh National Technical University, Kazakhstan, Almaty), N.P. Lubchenko, T.P. Maimakov (Higher education institution UNAT, Kazakhstan Almaty),
R.G. Sarmurzina (National Company KazMunayGas JSC, Kazakhstan, Astana),
K.M. Kassymgaliyev (EmbaMunayGas JSC, Kazakhstan, Atyrau), U.S. Karabalin (Association KazEnergy, Kazakhstan, Astana)
E-mail: amtek@bk.ru, allnt@ntu.kz
Key words: oil, asphalt-resin-paraffins deposits (ARPD), deposits content, IR-spectroscopy, thermal analysis.
The analysis of the component composition of the oil from Kumkol oilfield was carried out. It is shown that the base of oil is paraffinic hydrocarbons. The study of group composition of paraffin and resin extracted from Kumkol oil was carried out using the method of IR spectroscopy. Thermal characteristics of an oil sample were studied by thermogravimetric and differential combined thermal analysis. Study of melting temperature of paraffin separated from oil performed by differential scanning calorimetry. The studies revealed that the main components of Kumkol oil are paraffins of n-structure with a melting point of 49 °C. The results obtained by the definition of a group of oil and their melting point is a necessary condition for choosing the most effective methods of preventing and removing the paraffin.
Особенностью современного периода развития нефтедобывающей отрасли является высокая доля месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки [1]. При эксплуатации данных месторождений формируются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), что приводит к снижению производительности скважин и эффективности работы насосных установок [2].
В статье с целью определения наиболее оптимальных методов предотвращения и удаления АСПО в процессе добычи и транспорта высокопарафинистой нефти месторождения Кумколь исследован ее углеводородный состав, а также изучены структуры парафинов, выделенных из нее.
Состав нефти изучали с использованием методов экстракции, жидкостной хроматографии и карбамидной депарафинизации согласно ГОСТ 10577-78 и 11851-85. Характеристика нефти рассматриваемого месторожде-
ния представлена ниже. Содержание, %:
механических примесей.........................................0,31
асфальтенов.............................................................1,51
парафинов .............................................................13,02
смол..........................................................................5,62
Плотность, г/см3.........................................................813
Кинематическая вязкость
при температуре 20 °С, мм2/с................................12,92
Основу нефти месторождения Кумколь составляют парафиновые углеводороды, содержание асфальтеновых компонентов и механических примесей низкое. Изучаемая нефть является достаточно легкой.
Вклад нефтяных компонентов в формирование дисперсной фазы в нефтяной дисперсной системе [3] охарактеризован с использованием отношения САК/ПУ (САК, ПУ - содержание соответственно смолистоас-фальтеновых компонентов и парафиновых углеводородов). Установлено, что ядро дисперсной частицы нефти месторождения Кумколь (отношение САК/ПУ<1) представлено парафиновыми углеводородами.
По данным метода карбамидной депарафинизации [4], примененного для определения количества парафинов, имеющих нормальное строение, содержание углеводородов, образующих комплексы с карбамидами, достигает 56 %. Полученные результаты свидетельствуют о преобладании в образцах нефти месторождения Кум-коль парафинов нормального строения.
Для определения температуры насыщения нефти парафином использовалось руководство [5], позволяющее прогнозировать фазовое состояние парафинов в пластовых условиях: температура насыщения нефти, опреде-
3,686
ленная по формуле Тнас = 70,5ехр С , составила 53,12 °С, температура пласта Тпл » 35 °С. Согласно лите-
Рис. 1. ИК-спектр парафинов (а) и смол (б), выделенных из нефти месторождения Кумколь
ратурным данным при (Тпл - Тнас) < 10 нефть близка к насыщению парафином.
Групповой состав парафинов и смол, выделенных из нефти месторождения Кумколь, изучали с использованием метода ИК-спектроскопии при температуре 20°С на ИК-Фурье-спектрометре марки Сагу 660 FTIR (рис. 1).
На спектре видны интенсивные полосы поглощения в области 2951, 2917, 2847 см-1, соответствующие деформационным колебаниям С-Н-связей метильных и мети-леновых групп. Также присутствуют полосы поглощения в области длин волн приблизительно 1377 и 1463 см-1, наличие которых, по мнению авторов работы [6], обусловлено наличием -СН2- и -СН3 групп как длинных парафиновых цепей, так и алкильных заместителей в циклах. Интенсивные полосы поглощения в области 727 и 1288 см-1 характеризуют присутствие в углеводородах неразветвленных парафиновых цепей [6].
Из рис. 1, б видно, что для смол характерно высокое содержание С-Н-связи насыщенных углеводородов (полос поглощения в области 1376, 1461, 2852, 2918 см-1).
Большинство структурных групп смол и асфальтенов [7], так же как и других компонентов нефти, проявляется в виде характеристических полос поглощения в области 2000-700 см-1.
Полосы поглощения в диапазоне 749-1031 и 1602 см-1 свидетельствуют о присутствии ароматических структур в
смолах месторождения Кумколь [4]. Наличие полос поглощения С-Н-связей в виде триплета с максимумами при длине волны 874, 814 и 749 см-1 свидетельствует о присутствии ароматических колец с разным числом заместителей и различным их положением. В области 1695 см-1 полоса поглощения соответствует С=О группе, полоса поглощения в области 3330 см-1 ответственна за колебания ОН-групп, что свидетельствует о наличии в составе смол карбоновых кислот [7]. Полосу поглощения в области 1031 см-1 можно отнести к простым эфи-рам С-О-С .
Для оценки ароматичности использовано отношение оптических плотностей полосы поглощения 1600 см-1 ароматических С=С-связей и полосы поглощения 1460 см-1 алифатических С-Н-связей [7]. Выявлено, что ароматичность (С=С/С-Н-ал.) смол невысока и составляет 0,343.
Полученные результаты на основе ИК-спектроскопии необходимы для подбора растворителей, который осуществляется по принципу соответствия функциональных групп.
Термические характеристики образца нефти месторождения Кумколь изучали с помощью совмещенного (комбинированного, синхронного) термического анализа, включающего несколько разных методик, в первую очередь термогравиметрический (ТГ) и дифференциально-термический анализы (ДТА). Исследование проводили на приборе марки Labsys, Setaгam при скорости нагрева 5 °С/мин в атмосфере азота в интервале температур 20-600 °С.
По полученным термограммам (рис. 2) можно видеть, что потеря массы при нагреве сопровождается появлением эндотермического и экзотермического пиков вследствие плавления и окисления компонентов нефти [8, 9]. Первый пик, наблюдаемый при температурах 50-349 °С, отнесен к потерям массы нефти за счет испарения легких фракций, содержание которых достигает 26 %. Второй пик в диапазоне температур от 350 до 500 °С связан с потерями массы нефти (более 18 %) в результате термического разложения.
Согласно работе [10] скорость окисления характеризует природу парафинов, окисляющихся на начальном этапе: чем круче начальный фронт пика, тем больше нормальных парафинов содержит образец. Следовательно, в состав нефти месторождения Кумколь входят преимущественно парафины нормального строения, которые начинают окисляться в температурном интервале
Рис. 2. Результаты ТГ/ДТА нефти месторождения Кумколь:
Т- температура; Дт - потеря массы
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
06'2015 81
Рис. 3. Термограмма ДСК парафина, выделенного из нефти месторождения Кумколь:
1 - нагревание, 2 - охлаждение
310-340 °С, что подтверждается приведенными ранее данными карбамидной депарафинизации. Экзотермический пик со слабым тепловыделением в температурном диапазоне от 500 до 540 °С соответствует окислению смол и асфальтенов.
Парафины, выделенные из нефти месторождения Кумколь, исследованы методом дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК) [11]. Измерения температуры кристаллизации (плавления) парафинов проводили с помощью DSC 131 evo фирмы Setaram. За температуры плавления и кристаллизации приняты температуры начала тепловых эффектов плавления и кристаллизации на термограммах соответственно при нагревании и охлаждении [11]. Процесс кристаллизации (плавления) изучен путем многократного охлаждения и нагревания образца парафина (рис. 3). Расхождение между температурами плавления и кристаллизации составило примерно 3 °С, т.е. при повторной обработке парафина температуры плавления повышаются в связи с изменением кристаллической структуры. Это нежелательное явление в процессах удаления и отмыва АСПО нефти горячим растворителем.
Таким образом, исследован углеводородный состав нефти и показано, что основным компонентом нефти месторождения Кумколь является парафин. Методами ДСК и ДТА установлено, что температура плавления парафина составила 49 °С, основная потеря массы, связанная с окислением, наблюдается в температурном интервале 310-340 °С.
Полученные результаты являются необходимым условием при выборе наиболее эффективных методов предотвращения образования и удаления АСПО.
Список литературы
1. Иванова Л.В., Васечкин А.А.,
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.