Влияние таллата железа на преобразование высоковязкой нефти Стреловского месторождения

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.

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].

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.

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.