УДК 665.613
ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В СИСТЕМЕ ВЫСОКОВЯЗКАЯ НЕФТЬ-ВОДНАЯ ФАЗА ПРИ ИСПЫТАНИЯХ НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ
© 2015 г. Л. К. Алтунина1' 3, О. В. Серебренникова1, 2, И. В. Русских1, Л. Д. Стахина1, 3
Институт химии нефти СО РАН, Томск 2Томский политехнический университет 3Томский государственный университет E-mail: rus@ipc.tsc.ru Поступила в редакцию 21.05.2014 г.
Изучены химический состав высоковязкой нефти Монголии и влияние нефтевытесняющих композиций на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) на распределение углеводородов (УВ) в процессе термостатирования системы нефть—композиция (нефть—вода) в лабораторных условиях. Показано, что присутствие композиции в системе приводит к перераспределению и изменению состава УВ нефтяной фазы и увеличению содержания нефтяных компонентов в водной фазе, особенно заметному при использовании ПАВ; в нефти увеличивается доля легких алканов Ci0—Ci5, в водной фазе преобладают алканы и циклогексаны Ci6—C25.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, нефтевытесняющие композиции, поверхностно-активные вещества, углеводороды.
Б01: 10.7868/80028242115010025
В настоящее время в балансе УВ, добываемых в мире, преобладают высоковязкие нефти, причем наблюдается тенденция к увеличению их доли, что сильно усложняет технологические процессы нефтедобычи. Технология добычи нефти, особенно высоковязкой, парафинистой и смолистой, требует особых подходов. Нефть — сложная смесь веществ, среди которых есть также природные водо- и маслорастворимые ПАВ, — залегает в гидрофильных породах совместно с засоленной водой. Адсорбция нефти на породе приводит к ее лиофилизации. Для облегчения доступа к нефти после бурения в скважину закачивают раствор хе-мосорбирующегося ПАВ, который гидрофобизи-рует гидрофильные участки породы и облегчает поступление нефти по трещинам и капиллярам к скважине. Впоследствии, для полноты извлечения нефти (часто извлекают только 30—40%) используют законтурное заводнение: в ряд вспомогательных скважин закачивают воду, растворы ПАВ, мицеллообразующие растворы, которые улучшают избирательное смачивание водой и оттесняют нефть к промысловой скважине [1].
Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению ПАВ как добавок при заводнении нефтяных пластов были опубликованы в США в 40-50-х гг. прошло-
го столетия, в нашей стране эта проблема изучается более 40 лет [2—4]. За это время разработаны главным образом физико-химические и технологические основы метода, предложены приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях [5]. Однако до настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования. Механизм нефтеотдачи при воздействии водных растворов ПАВ на остаточную и добытую нефть сложен и многогранен, что предопределяет необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.
В процессе вытеснения нефти ПАВ оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границах нефть — вода, вода — порода и нефть — порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме того, действие ПАВ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении от-
35
3*
Таблица 1. Физико-химические характеристики нефти месторождения Зуунбаян, Монголия
Показатели Значения
Глубина отбора, м 700—800
Средняя температура в пласте, °С 45
Плотность при 20°С, кг/м3 889.4
Вязкость динамическая при 20°С, мПа с 1996
Содержание компонентов, мас.% :
углеводороды 76.4
смолы 22.8
асфальтены 0.8
носительных фазовых проницаемостей пористых сред [6, 7].
В данной работе изучены особенности совместного влияния состава нефти и нефтевытес-няющих композиций на распределение отдельных групп нефтяных углеводородов в модельных водо-нефтяных системах на примере высоковязкой, парафинистой нефти Монголии.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Объект исследования — нефть из основного продуктивного пласта месторождения Зуунбаян Монголии, содержащая 10.5 мас. % парафинов. Физико-химические характеристики и компонентный состав нефти [8] представлены в табл. 1.
Как видно, нефть Зуунбаян содержит относительно высокое количество смол и асфальтенов (23.6 мас. %.), доля легких фракций (н.к. — 200°С) не превышает 8.5 мас. %.
В качестве нефтевытесняющей композиции использовали разработанный в ИХН СО РАН состав НИНКА® на основе водного раствора карбамида, аммиачной селитры и различных видов ПАВ [4—6]. С целью изучения влияния различных ПАВ на состав и свойства нефти применяли не-ионогенные ПАВ (НПАВ) — оксиэтилированные алкилфенолы с различной степенью оксиэтили-рования общей формулы ЯАг0(СН2СН20)пН, где Аг — бензольное кольцо, Я — длинный углеводородный радикал (обычно С9—С18), п — среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), структурная формула:
O
,И
В частности, использовали НПАВ Неонол АФ 9—12 производства РФ — оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена
со степенью оксиэтилирования 9—12 и НПАВ производства КНР Неонол NP-50 — оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 50. Использовали также комплексный ПАВ Нефтенол ВВД марки ЗТ — частично сульфированный Неонол АФ 9-12 — смесь НПАВ Неонола АФ 9-12 и АПАВ — его сульфоэтоксилата (29—35%) с этиленгликолем (25—30%).
Нефть термостатировали при +125°С в течение 32 ч в присутствии дистиллированной воды или нефтевытесняющей композиции в лабораторных условиях, моделирующих пластовые [9—11]. По окончании термостатирования и охлаждения автоклава до +20° С водную фазу отделяли от нефтяной и анализировали. Из водной фазы методом трехкратной экстракции хлороформом, а затем удалением растворителя, были выделены нефтяные (органические) соединения — хлороформен-ный аквабитумоид (ХАБ).
ИК-спектры образцов нефтей и ХАБ регистрировали на ИК-Фурье спектрометре Nicolet 5700 (разрешение 4 см-1, число сканов пробы — 64) в области 1800—600 см-1 в тонком слое между стеклами из KBr. По ИК-спектрам были рассчитаны спектральные коэффициенты как отношения оптических плотностей (D) характеристических полос поглощения различных типов связи в молекулах органических соединений [12, 13].
Индивидуальный и групповой состав насыщенных и ароматических углеводородов, содержащихся в нефтяной фазе и ХАБ, определяли методом ГЖХ и масс-спектрометрии (ГХ-МС) с использованием магнитного хроматомасс-спектрометра DFS фирмы "Thermo Scientific" (Германия) [14, 15].
В качестве контрольных образцов применяли:
1) исходную нефть — для изучения влияния неф-тевытесняющих композиций на состав нефтяной фазы в процессе термостатирования (контроль 1);
2) нефтяную фазу и ХАБ, выделенные после тер-мостатирования системы нефть — вода (дистиллированная) в отсутствие ПАВ (контроль 2 и 3, соответственно).
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Исследуемая нефть по физико-химическим характеристикам (табл. 1) в соответствии с [15] является высоковязкой, тяжелой, парафинистой и смолистой, относится к трудноизвлекаемому углеводородному сырью, которое требует применения различных методов повышения нефтеотдачи, в том числе, использования нефтевытесняющих композиций.
В результате термостатирования систем нефть — композиция (нефть — вода) произошло перераспределение органических компонентов между нефтяной и водной фазами. Анализ данных ГХ-МС выделенной нефтяной фазы показал, что в со-
n
ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В СИСТЕМЕ 37
Таблица 2. Содержание углеводородов в нефти и нефтяной фазе, выделенной после термостатирования системы нефть—вода и нефть—композиция
Контроль 1 Контроль 2 ПАВ в композиции
Углеводороды нефтенол ВВД неонол АФ 9-12 неонол МР-50
содержание углеводородов, отн. %
Алканы 86.80 85.36 84.61 86.13 85.63
Моноцикланы (алкилциклогексаны) 6.75 7.92 8.25 7.27 7.51
Бицикланы (сесквитерпаны) 0.50 0.56 0.49 0.42 0.52
Трицикланы (трициклические терпаны) 0.02 0.07 0.10 0.11 0.09
Тетрацикланы (стераны, секогопаны) 1.42 1.37 1.47 1.31 1.32
Пентацикланы (гопаны) 1.76 1.79 1.98 1.86 1.75
Моноарены (алкилбензолы) 0.41 0.47 0.58 0.42 0.48
Биарены (нафталины, бифенилы) 1.45 1.57 1.67 1.43 1.77
Триарены (фенантрены) 0.77 0.82 0.76 0.90 0.81
Тетраарены (бензантрацены пирены, хризены, флуорантены) 0.12 0.4 0.09 0.15 0.12
ставе нефтяных УВ произошли изменения, наиболее существенные при воздействии композиции, включающей в качестве ПАВ Нефтенол ВВД (табл. 2).
Содержание алканов снизилось на 2.2 отн.%, тетрааренов — на 0.3 отн. %; выросла относительная доля алкилциклогексанов, три-, тетра- и пен-тацикланов, моно- и биароматических соединений. В образцах нефти, взаимодействующих с композициями на основе Неонолов АФ 9-12 и NP-50, обнаружены менее заметные изменения в распределении насыщенных (алканов и нафте-нов) и ароматических углеводородов.
В результате термостатирования системы нефть — композиция (нефть — вода) нефтяные компоненты частично перешли в водную фазу,
причем большее их количество — в присутствии композиции, содержащей ПАВ (рис. 1). Известно, что ПАВ уменьшают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и способствуют переходу углеводородов в водную фазу [16].
Максимальное количество ХАБ (0.09 г/дм3) было обнаружено в водной фазе после термоста-тирования нефти с композицией, содержащей Нефтенол ВВД; при этом содержание ХАБ увеличилось по сравнению с контрольным экспериментом в 5 раз. Известно, что неионогенные ПАВ, к которым относятся Неонолы NP-50 и АФ9-12, хорошо совместимы с водами высокой минерализации и обладают солюбилизирующей способностью (в мицеллах ПАВ растворяются вещества, нерастворимые в дисперсионной среде)
0.10 г
-5. Б,
$
е и н
а
жа р
е
д
о С
0.08
0.06
0.04 -
0.02 -
л о - 9 Неонол ОТ-50
8 ч в « фВ л о2 н1 о
е е
Не Не
Рис. 1. Содерж
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.