Влияние таллата железа на преобразование высоковязкой нефти Стреловского месторождения
The influence of iron tallate on the transformation of high-viscosity oil
from the Streltsovskoye field
O.V. Slavkina1,
Ali M.O.N.2,
I.I. Mukhamatdinov2,
A.V. Vakhin2,
S.Ya. Malaniy3,
E.A. Bakumenko3,
A.N. Protsenko3,
D.A. Volkov3
1LLC RITEK
Volgograd, 400048,
Russian Federation
2Kazan (Volga region)
Federal University
Kazan, Republic of Tatarstan, 420008, Russian Federation
3LLC LUKOIL-Engineering
Moscow, 109028,
Russian Federation
Большое содержание высокомолекулярных соединений (асфальтены и смолы) и парафинов в нефти приводит к множеству проблем при разработке нетрадиционных месторождений углеводородов. При откачке высоковязкой и парафинистой нефти увеличивается давление в насосно-компрессорных агрегатах, напряжение на эти устройства растет, следовательно, затраты на электроэнергию также растут. Поэтому разработка методов, способствующих снижению вязкости такой нефти, считается актуальным. Одним из таких методов является применение паротеплового воздействия (ПТВ) на пласт. Однако, закачка пара может быть реализована для разработки месторождений тяжелой нефти, расположенных на небольшой глубине (до 1500 м). С другой стороны, производство пара требует больших затрат энергии. Также традиционная технология ПТВ временно снижает вязкость тяжелой нефти, которая через некоторое время может восстановиться. Следует отметить, что при использовании закачки пара происходит быстрое обводнение пласта и увеличение вязкости нефти, добываемой на поверхности, за счет образования свободных радикалов, инициирующих реакции полимеризации. В целом, упомянутые выше проблемы теплового воздействия пара могут быть решены путем применения каталитической технологии акватермолиза. Совместное использование катализаторов и пара создаст условия для внутрипластового облагораживания тяжелой нефти и, таким образом, снизит вязкость добываемой нефти, улучшив ее качественный состав. Это позволяет увеличить дебит нефти и снизить паронефтяное отношение. В работе проведено лабораторное моделирование паротепловой обработки высоковязкой нефти Стреловского месторождения без и с добавлением в систему катализатора, представляющего собой нефтерастворимый прекурсор катализатора – таллат железа. Экспериментальным путем определены динамическая вязкость, компонентный состав, температура застывания. В результате исследования выявлено уменьшения вязкости нефти. Также наблюдается уменьшение содержания асфальтенов и снижение температуры застывания нефти.
The significant presence of high-molecular-weight compounds (such as asphaltenes and resins) and paraffins in oil poses numerous challenge in the development of unconventional hydrocarbon reserves. Extracting high-viscosity and paraffinic oil leads to increased pressure within pump-compressor units, intensifying stress on these devices and consequently escalating energy consumption. Thus, it is crucial to develop methods that address the issue of reducing the viscosity of such oil. Among these methods, thermal steam treatment (TST) has emerged as a promising solution. However, implementing steam injection is only viable for heavy oil deposits located at shallow depths (up to 1500 m). On the other hand, steam generation demands substantial energy expenditure. Furthermore, traditional TST techniques offer only temporary viscosity reduction for heavy oil, as it tends to recover over time. It should be noted that steam injection prompts rapid water influx into the reservoir, resulting in increased oil viscosity at the surface due to the formation of free radicals that initiate polymerization reactions. To overcome these challenges, catalytic aquathermolysis technology has proven effective. By combining catalysts with steam, in-situ upgrading of heavy oil becomes possible, leading to reduced viscosity and enhanced qualitative composition. This, in turn, facilitates increased oil production rates and a reduced oil-to-steam ratio. In this study, laboratory experiments were conducted to simulate thermal steam treatment of high-viscosity oil from the Streltsovskoye field, with and without the inclusion of a catalyst represented by an oil-soluble precursor: iron tallate. Through experimentation, parameters such as dynamic viscosity, component composition, and pour point temperature were determined. The results indicate a substantial decrease in oil viscosity, as well as a notable reduction in asphaltenes content and pour point temperature.
Введение В последние годы потребность в энергии продолжает расти, а запасы легкой нефти (API = 22–45, вязкость < 100 мПа•с) продолжают снижаться [1,2]. Поэтому необходимо разрабатывать нетрадиционные нефтяные ресурсы. Тяжелая нефть (API < 22, вязкость > 100 мПа•с) составляет около 70 % мировых запасов нефти [2,3]. Однако, крайне сложно перерабатывать тяжелую нефть с высокой вязкостью и низкой текучестью [4]. В связи с этим разрабатываются различные методы снижения вязкости, в частности, термические методы (циклическое нагнетание пара, парогравитационное дренирование). Однако, традиционная технология термической добычи, рассматривается как снижение физической вязкости, которая через некоторое время может восстановиться [5]. В 1983 году Кларк [6] обнаружил, что закачка пара в пласт не только снижает вязкость тяжелой нефти из-за повышения температуры, но и вступает в химическую реакцию с некоторыми компонентами тяжелой нефти. Впоследствии Хайн [7] обнаружил, что эта реакция интенсифицируется в присутствии катализатора, что позволяет достичь необратимого снижения вязкости. Этот процесс реакции катализаторов и тяжелой нефти в условиях высокотемпературного водяного пара (200–300 °С) и высокого давления (2–5 МПа) известен как технология каталитического акватермолиза [8]. Эта технология привлекла большое внимание исследователей за последние десятилетия [9]. Повышение эффективности извлечения тяжелой нефти, понимание механизма снижения вязкости такой нефти, а также разработка новых эффективных катализаторов для добычи стали наиболее важными проблемами для исследователей. Разрабатываются различные методы снижения вязкости, в частности, термические методы (циклическое нагнетание пара, парогравитационное дренирование). Однако, традиционная технология термической добычи рассматривается как снижение физической вязкости, которая через некоторое время может восстановиться. В литературе имеются сведения о том, что наличие связей C-X (X = S, N, O) в макромолекулах тяжелой нефти (смолы, асфальтены) и силы взаимодействия между смолами и асфальтенами (силы Ван-дер-Ваальса, водородные связи, π- π-стекинг) являются основными причинами высокой вязкости тяжелой нефти [10-12]. Поэтому разработка и выбор катализаторов в основном направлены на снижение содержания гетероатомов в тяжелой нефти и ослабление сил взаимодействия между смолами и асфальтенами. Экспериментальная часть Объектом исследования в данной работе выступила высоковязкая нефть скважины 44 Стреловского месторождения. Нефть из Стреловского месторождения, в пластовых условиях (температура пласта – 28°С), является сверхвязкой (612,3 мПа⋅с), парафинистой, смолистой, высокосернистой (парафина – 2,6–4,2 %, массовое содержание смол – 11,4 %, серы – 4,25–4,7 %) [13]. Определение вязкостно–температурных характеристик нефти Стреловского месторождения проводили с помощью ротационного вискозиметра FUNGILAB Alpha L, оснащенного адаптером с термостатируемой рубашкой. Необходимую температуру в терморубашке поддерживали с помощью охлаждающего термостата HUBER MPC K6. Для проведения процесса акватермолиза синтезирован прекурсор катализатора для изучения его влияния на нефть при гидротермальной обработке [14]. Таллат железа представляет собой пастообразную коричневую массу, содержащую 9,5 % железа. Образующийся таллат легко растворим в бензине, петролейном эфире, тетралине, толуоле. Для лабораторного моделирования процесса акватермолиза был использован реактор высокого давления Pаrr Instruments (Молин, США). В ходе работы в автоклав загружалась модельная система из нефти и воды при массовом соотношении 70:30. Эмульсия подвергалась воздействию при определенной температуре и давлению в течение 72 и 96 часов в условиях некаталитического и каталитического процесса при температуре 250 °С. Дополнительно к катализатору применяли растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений (РАСПО-1). Определение вязкостно-температурных характеристик нефти Стреловского месторождения проводили с помощью ротационного вискозиметра FUNGILAB Alpha L, оснащенного адаптером с термостатируемой рубашкой. Необходимую температуру в терморубашке поддерживали с помощью охлаждающего термостата HUBER MPC K6. Метод SARA-анализа был применен для определения группового состава нефти. Для этого были выделены фракции асфальтенов путем осаждения 40-кратным избытком гексана. Мальтены были разделены жидкостно-адсорбционной хроматографией. Масса навески для анализа составляла 1,0 г. Для разделения мальтенов использовали хроматографическую стеклянную колонку (20×500 мм), которую заполняли адсорбентом – нейтральным оксидом алюминия (ТУ 6-09-3916-75 фр. 0,04–0,16 мм), предварительно прокаленным при температуре 450 °С в течение 3 часов. Перед загрузкой пробы мальтенов в колонку приливали н-гексан (50 мл) для предварительного смачивания наполнителя. Далее загружали в колонку мальтены в виде раствора в н-гексане. Затем, в последовательности, 200 мл н-гексана, 200 мл толуола и 200 мл смеси толуол+изопропиловый спирт (1:1) приливали в колонку для элюирования насыщенных углеводородов, ароматических соединений и смол, соответственно. Каждую фракцию выпаривали на роторном испарителе и затем взвешивали. Для определения температур застывания и потери текучести был применен автоматический аппарат ТПЗ-ЛАБ-12, предназначенный для проведения экспериментов по определению температуры застывания нефтепродуктов в соответствии со стандартами ASTM D 7683 и ASTM D 6749. Для анализа микроструктуры катализаторов были сделаны снимки частиц катализатора после термокаталитического воздействия. Исследования проводились на автоэмиссионном сканирующем электронном микроскопе Merlin (Carl Zeiss). Микроскоп оснащен спектрометром энергетической дисперсии AZtec X-Max (Oxford Instruments). Разрешение спектрометра 127 эВ. Съемка морфологии поверхности проводилась при ускоряющем напряжении 5 кэВ для улучшения глубины резкости изображения. Обсуждение результатов На рис. 1 представлены результаты зависимости вязкости от температуры исходной нефти и продуктов акватермолиза при 250 °С. Как видно из рис. 1, динамическая вязкость высоковязкой нефти уменьшается с повышением времени воздействия в присутствии таллата железа и растворителя РАСПО-1, наибольшая эффективность зафиксирована при времени воздействии 96 часов. Динамическая вязкость при температуре 20 °С уменьшилась в 4 раза по сравнению с исходным образцом. Результаты компонентного состава продуктов некаталитического и каталитического акватермолиза при температуре 250 °С и продолжительностью воздействия 72 и 96 часов, представлены на рис. 2. Следует отметить, что по результатам SARA анализа наблюдается увеличение содержания насыщенных углеводородов на 15 % с увеличением продолжительности воздействия, а также уменьшение содержания асфальтенов на 6 % при продолжительности воздействия 96 часов в присутствии таллата железа и растворителя АСПО по сравнению с исходным образцом. Таллат железа после разложения с образованием частиц сульфидов и оксидов железа участвует в термодеструктивном распаде боковых алифатических цепочек высокомолекулярных гетероорганических соединений асфальтенов. Образуются компактные вторичные асфальтены с меньшей молекулярной массой. В табл. 1 представлены результаты определения температур застывания и потери текучести нефти некаталитического и каталитического акватермолиза при 250 °С. На основании полученных данных наименьшая температура застывания получена при применении катализатора и времени воздействия 72 часа. На снижение температуры застывания влияет растворитель парафинов, механизм действия которого заключается в адсорбции диспергатора на кристаллах парафина, затрудняющего процессы их агрегации. На рис. 3 и рис. 4 представлены снимки СЭМ частиц катализатора после ПТВ при температуре 250 °С и времени воздействия 72 и 96 часов соответственно. Судя по рис. 3, можно сказать, что размер частиц варьируется от 30 до 71 нм. Согласно СЭМ, частицы катализатора после термокаталитического воздействия при продолжительности 96 ч варьируется от 47 до 69 нм. По результатам SARA анализа наблюдается увеличение содержания насыщенных углеводородов на 15 % с увеличением продолжительности воздействия, а также уменьшение содержания асфальтенов на 6 % при продолжительности воздействия 96 часов в присутствии таллата железа и растворителя АСПО по сравнению с исходным образцом. Таллат железа после разложения с образованием частиц сульфидов и оксидов железа участвует в термодеструктивном распаде боковых алифатических цепочек высокомолекулярных гетероорганических соединений асфальтенов. Таким образом, в работе проведено лабораторное моделирование паротепловой обработки высоковязкой нефти скважины 44 Стреловского месторождения без и с добавлением в систему катализатора, представляющего собой нефтерастворимый таллат железа при 250 °С и продолжительности воздействия 72 и 96 часов. Полученные результаты позволяют сделать вывод, что термокаталитическое воздействие на образцы нефтей привело к улучшению физико-химических свойств и увеличению содержания насыщенных и ароматических углеводородов при снижении тяжелых компонентов по сравнению с исходной нефтью и контрольными экспериментами. Согласно данным вискозиметрии, вязкость образцов нефти при 20 °С с прекурсором катализатора и растворителем РАСПО-1 уменьшилась в 4 раза по сравнению с исходной нефтью. В работе проведено лабораторное моделирование паротепловой обработки высоковязкой нефти скважины 44 Стреловского месторождения без и с добавлением в систему катализатора, представляющего собой нефтерастворимый таллат железа при 250 °С и продолжительности воздействия 72 и 96 часов.
1. Permanyer A., Douifi L., Lahcini A., [et al.]. FTIR and SUVF spectroscopy applied to reservoir compartmentalization: a comparative study with gas chromatography fingerprints results // Fuel. – 2002. – № 81. – P. 861–866.
2. Yang R., J Wu., Li X. [et al.]. Hydrotreating of crude 2-ethylhexanol over Ni/Al2O3 catalysts: Influence of the Ni oxide dispersion on the active sites // Applied Catalysis A: General.
– 2010. – № 383. – P. 112–118.
3. Zhao G., Liu H., Ye J. Constructing and controlling of highly dispersed metallic sites for catalysis // Nanotoday. – 2018. – № 19. – P. 108-125.
4. Guo K., Li H., Yu Z. In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review // Fuel. – 2016. – № 185. – P. 886–902.
5. Lin D., Feng X., Wu Y. [et al.]. Insights into the synergy between recyclable magnetic Fe3O4 and zeolite for catalytic aquathermolysis of heavy crude oil // Applied Surface Science. – 2018. – № 456. – P. 140–146.
6. Morelos-Santos O., Schacht-Hernández P., Reyes de la Torre A.I. [et al.]. NiFe2O4 nanocatalyst for heavy crude oil upgrading in low hydrogen/feedstock ratio // Catalysis Today.
– 2021. – № 360. – P. 20–26.
7. Li F., Wang X., Pan H. [et al.]. Preparation of disk-like α-Fe2O3 nanoparticles and their catalytic effect on extra heavy crude oil upgrading // Fuel. – 2019. – № 251. – P. 644–650.
8. Yusuf A., Al-Hajri R.S., Al-Waheibi Y.M., Jibril B.Y. In-situ upgrading of Omani heavy oil with catalyst and hydrogen donor // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. – 2016. – № 121.
– P. 102–112.
9. Clark P.D., Hyne J.B., Tyrer J.D. Chemistry of organosulphur compound types occurring in heavy oil sands:: 1. High temperature hydrolysis and thermolysis of tetrahydrothiophene in relation to steam stimulation processes // Fuel. – 1983. – № 62. – P. 959–962.
10. Martínez-Palou R., de Lourdes Mosqueira M., Zapata-Rendón B. [et al.]. Transportation of heavy and extra-heavy crude oil by pipeline: A review // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2011. – № 75. – P. 274–282.
11. Muraza O., Galadima A. Aquathermolysis of heavy oil: A review and perspective on catalyst development // Fuel. – 2015.
– № 157. – P. 219–231.
12. Muraza O. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. – 2015. – № 114.
– P. 1–10.
13. Маланий С.Я., Славкина О.В., Рязанов А.А. [и др.]. Применение технологии каталитического акватермолиза на Стреловском месторождении Самарской области // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 118–121.
14. Мухаматдинов И.И, Гиниятуллина Э.Э., Мухаматдинова Р.Э. [и др.]. Влияние катализатора акватермолиза на внутрипластовое преобразование высоковязкой нефти стреловского месторождения Самарской области // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 3(244). – С. 70–75.
1. Permanyer A., Douifi L., Lahcini A., [et al.]. FTIR and SUVF spectroscopy applied to reservoir compartmentalization: a comparative study with gas chromatography fingerprints results // Fuel.
– 2002. – No. 81. – Pp. 861–866.
2. Yang R., J Wu., Li X. [et al.]. Hydrotreating of crude 2-ethylhexanol over Ni/Al2O3 catalysts: Influence of the Ni oxide dispersion on the active sites // Applied Catalysis A: General. – 2010.
– No. 383. – Pp. 112–118.
3. Zhao G., Liu H., Ye J. Constructing and controlling of highly dispersed metallic sites for catalysis // Nanotoday. – 2018.
– No. 19. – Pp. 108–125.
4. Guo K., Li H., Yu Z. In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review // Fuel. – 2016. – No. 185. – Pp. 886–902.
5. Lin D., Feng X., Wu Y. [et al.]. Insights into the synergy between recyclable magnetic Fe3O4 and zeolite for catalytic aquathermolysis of heavy crude oil // Applied Surface Science.
– 2018. – No. 456. – Pp. 140–146.
6. Morelos-Santos O., Schacht-Hernández P., Reyes de la Torre A.I. [et al.]. NiFe2O4 nanocatalyst for heavy crude oil upgrading in low hydrogen/feedstock ratio // Catalysis Today. – 2021. – No. 360. – Pp. 20–26.
7. Li F., Wang X., Pan H. [et al.]. Preparation of disk-like α-Fe2O3 nanoparticles and their catalytic effect on extra heavy crude oil upgrading // Fuel. – 2019. – No. 251. – Pp. 644–650.
8. Yusuf A., Al-Hajri R.S., Al-Waheibi Y.M., Jibril B.Y. In-situ upgrading of Omani heavy oil with catalyst and hydrogen donor // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. – 2016. – No. 121.
– Pp. 102–112.
9. Clark P.D., Hyne J.B., Tyrer J.D. Chemistry of organosulphur compound types occurring in heavy oil sands:: 1. High temperature hydrolysis and thermolysis of tetrahydrothiophene in relation to steam stimulation processes // Fuel. – 1983. – No. 62.
– Pp. 959–962.
10. Martínez-Palou R., de Lourdes Mosqueira M., Zapata-Rendón B. [et al.]. Transportation of heavy and extra-heavy crude oil by pipeline: A review // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2011. – No. 75. – Pp. 274–282.
11. Muraza O., Galadima A. Aquathermolysis of heavy oil:
A review and perspective on catalyst development // Fuel. – 2015.
– No. 157. – Pp. 219–231.
12. Muraza O. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. – 2015. – No. 114.
– Pp. 1–10.
13. Malaniy S.Ya., Slavkina O.V., Ryazanov A.A. [etc.]. Application of catalytic aquathermolysis technology at the Strelovskoye field of the Samara region // Neftyanoe khozyaystvo – 2022. – No. 12. – Pp. 118–121.
14. Mukhamatdinov I.I., Giniyatullina E.E., Mukhamatdinova R.E. [etc.]. Influence of aquathermolysis catalyst on in-situ conversion of high-viscosity oil from the Strelovsky field of the Samara region // Oil. Gas. Innovations. – 2021. – No. 3 (244). – Pp. 70–75.
Комментарии посетителей сайта
|
Славкина О.В.
к.т.н., начальник отдела
ООО «РИТЭК» г. Волгоград, 400048, РФ
Али М О.Н.
инженер
Казанский (Приволжский) федеральный университет г. Казань, Республика Татарстан, 420008, РФ
Мухаматдинов И.И.
к.т.н., старший научный сотрудник
Казанский (Приволжский) федеральный университет г. Казань, Республика Татарстан, 420008, РФ
Вахин А.В.
к.т.н., ведущий научный сотрудник
Казанский (Приволжский) федеральный университет г. Казань, Республика Татарстан, 420008, РФ
Маланий С.Я.
ведущий инженер
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ
Бакуменко Е.А.
ведущий инженер
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ
Проценко А.Н.
инженер 2 категории
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ
Волков Д.А.
начальник отдела
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ
Ключевые слова: высоковязкая нефть, таллат железа, катализатор, растворитель, вязкость, парафины, смолы, асфальтены Keywords: high-viscosity oil, iron tallate, catalyst, solvent, viscosity, paraffins, resins, asphaltenes
Просмотров статьи: 706
|