WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

10 % ДВ 0,01 мм 50 % ДВ 70 % ДВ 0,01 мм Асфальтены нефти 10 % ПВ 0,01 мм 50 % ПВ 70 % ПВ Рисунок 8 – Микрофотографии асфальтенов, выделенных из нефти и межфазных слоев эмульсий Верхнего месторождения с ДВ и ПВ Таким образом, с увеличением содержания воды в эмульсиях размеры и форма частиц асфальтенов изменяются: повышение воды в эмульсии ведет к образованию частиц сложной формы и увеличению размеров асфальтенов.

Известно, что до 95 % азотистых и кислородсодержащих соединений концентрируются в смолисто-асфальтеновых компонентах нефти. Функциональный анализ позволил проследить, как изменяется содержание кислот и полярных азотистых соединений в межфазных слоях эмульсий с увеличением содержания воды по сравнению с исходной нефтью. Нефтяные кислоты являются природными поверхностно-активными веществами, входящими в состав САК. Установлено, что по сравнению с исходной нефтью в межфазных слоях 10–70%-ных эмульсий с ДВ содержание –СООН групп увеличивается в 9–23 раза (табл. 8). В межфазных слоях 50%-ных эмульсий с ПВ содержание –СООН групп увеличивается в 35 раз. Снижение минерализации воды в эмульсии с 437 г/дм3 до 243 г/дм3 приводит к снижению содержания –СООН групп в 2,5 раза (с 0,35 до 0,14 %мас).

Таблица 8 – Содержание –СООН групп в нефти и межфазных слоях эмульсий Верхнего месторождения с ДВ и ПВ Содержание Содержание Образец Образец –СООН групп, %мас. –СООН групп, %мас.

Нефть 0,01 Нефть 0,Межфазный слой Межфазный слой эмульсий с содер- эмульсий с содержажанием: 10 % ДВ 0,09 нием: 10 % ПВ 0,50 % ДВ 0,23 50 % ПВ 0,70 % ДВ 0,21 70 % ПВ 0,По сравнению с межфазными слоями с ДВ концентрация –СООН групп в межфазных слоях эмульсий с ПВ выше в 1,3–1,5 раз (табл. 8). Содержание сильноос новных и слабоосновных азотистых соединений в межфазных слоях эмульсий с ПВ увеличивается, соответственно, в 4–5,3 раза по сравнению с исходной нефтью (табл. 9).

Таблица 9 – Содержание азотистых соединений в нефти и межфазных слоях эмульсий Верхнего месторождения с ПВ Содержание азотистых соединений, %мас.

Образец сильноосновных слабоосновных Нефть 0,02 0,Межфазный слой эмульсий с содержанием: 10 % ПВ 0,02 0,50 % ПВ 0,08 0,70 % ПВ 0,07 0,Таким образом, показано, что с увеличением содержания воды и концентрации солей в водной фазе возрастает доля слабых азотистых оснований и полярных компонентов, содержащих в структуре карбоксильную группу. Согласно литературным данным эти соединения концентрируются главным образом в смолистых компонентах, оказывая влияние на структурно-механические свойства эмульсий.

Известно, что при стабилизации водонефтяных эмульсий наряду со смолисто-асфальтеновыми компонентами значительную роль играют парафиновые углеводороды. Качественный состав н-алканов, выделенных из межфазных слоев эмульсий и парафинистой нефти Верхнего месторождения (рис. 9, 10), а также высокопарафинистых нефтей Фестивального и Арчинского месторождений, был определен методом ГЖХ. В составе н-алканов межфазных слоев эмульсий как парафинистой, так и высокопарафинистых нефтей, наблюдается увеличение доли низкомолекулярных и высокомолекулярных н-алканов.

Рисунок 9 – Молекулярно-массовое распределение н-алканов (а) – верхней нефти и межфазных слоев эмульсий с ДВ: (б) – 10 %, (в) – 50 %, (г) – 70 % воды Молекулярно-массовое распределение н-алканов исходной нефти Верхнего месторождения имеет полимодальный характер с наиболее выраженным максимумом С18 (рис. 9а). Состав н-алканов межфазных слоев всех исследуемых эмульсий Верхнего месторождения с ДВ имеет ярко выраженный бимодальный характер молекулярно-массового распределения (рис. 9б, в, г). В составе межфазных слоев 10%-ных эмульсий с ДВ отсутствуют н-алканы С35 – С56 (рис. 9б), в 50%-ных – С35 – С55(рис. 9в), в 70%-ных – С35 – С50 (рис. 9г).

Для н-алканов межфазных слоев эмульсий нефти Верхнего месторождения с ПВ так же, как и для эмульсий с ДВ, характерно бимодальное молекулярномассовое распределение (рис. 10).

Рисунок 10 – Молекулярно-массовое распределение н-алканов межфазных слоев эмульсий с содержанием ПВ: (а) – 10%, (б) – 50 % (минерализация 485 г/дм3), (в) – 70 %; (г) – 50 % (минерализация 243 г/дм3) В межфазных слоях 10%-ных эмульсий с ПВ отсутствуют н-алканы С38 – С(рис. 10а), в 50%-ных – С38 – С55 (рис. 10б), в 70%-ных – С38 – С52 (рис. 10в).

В составе н-алканов межфазных слоев эмульсий с ДВ и ПВ происходит сдвиг молекулярно-массового распределения второй моды в область больших молекулярных масс. Молекулярно-массовое распределение н-алканов межфазных слоев 50%-ных эмульсий практически не изменяется с уменьшением минерализации водной фазы в 2 раза (рис. 10г).



В межфазных слоях эмульсий с ДВ и ПВ по сравнению с нефтью больше доля низкомолекулярных н-алканов С11 – С16 и меньше н-алканов С17 – С40, для 50–70%-ных эмульсий доля высокомолекулярных парафиновых углеводородов нормального строения С41 – С70 выше, чем в н-алканах нефти (табл. 10). С увеличением содержания ДВ в эмульсиях доля низкомолекулярных н-алканов (С11 – С16) увеличивается, при этом максимум приходится на 50%-ную эмульсию. Для эмульсий с ПВ доля низкомолекулярных н-алканов (С11 – С16) незначительно уменьшается с повышением воды в эмульсии. С увеличением содержания, как ПВ, так и ДВ, в эмульсиях снижается доля н-алканов С17 – С40 и увеличивается доля высокомолекулярных н-алканов (С41 – С70) (табл. 10).

Таблица 10 – Состав н-алканов межфазных слоев эмульсий и нефти Верхнего месторождения Содержание н-алканов, % отн.

Образец С11 – С16 С17 – С40 С41 – СНефть 24,6 70,2 5,Межфазный слой эмульсий с содержанием: 10 % ДВ 26,4 69,0 4,50 % ДВ 31,2 63,0 5,70 % ДВ 30,1 59,0 10,10 % ПВ 28,5 68,0 3,50 % ПВ 26,4 67,0 6,70 % ПВ 26,8 65,9 7,В составе н-алканов межфазных слоев эмульсий как парафинистых, так и высокопарафинистых нефтей наблюдается увеличение доли высокомолекулярных н-алканов, которые способствуют формированию прочных оболочек вокруг капель воды, тем самым, повышая стабильность водонефтяных эмульсий.

Увеличение доли низкомолекулярных алканов в межфазных слоях эмульсий обусловлено, возможно, тем, что они обладают высокой степенью подвижности, а увеличение доли высокомолекулярных н-алканов, вероятно, связано с их наибольшей адсорбционной способностью.

Значительное увеличение в составе н-алканов доли высокомолекулярных углеводородов С41 – С70 (почти в 2 раза) приводит к формированию более крупных агломератов н-алканов, выделенных из межфазных слоев 50–70%-ных эмульсий с ДВ и ПВ (рис. 11).

10 % ДВ 0,01 мм 50 % ДВ 70 % ДВ н-алканы нефти 10 % ПВ 0,01 мм 50 % ПВ 70 % ПВ Рисунок 11 – Микрофотографии н-алканов нефти и межфазных слоев эмульсий Верхнего месторождения с ДВ и ПВ В пятом разделе проведена математическая обработка данных с целью выявления значимых параметров среди большого количества показателей, характеризующих эмульсии и нефти. Данные, характеризующие физико химические свойства исследуемых нефтей и их эмульсий, обрабатывались по методу главных компонент (МГК) факторного анализа. Проводилась обработка исходных матриц, составленных из образцов эмульсий с дистиллированной водой и нефтей (10 объектов) и около 80 параметров, характеризующих их структурно-механические свойства (рис. 12а, б).

Рисунок 12 – Данные факторного в) анализа для высокосмолистых нефтей и их эмульсий с ДВ * – элементный и групповой состав нефтей и межфазных слоев эмульсий а) и б) графики факторных нагрузок;

в) отображение результатов факторного анализа параметров эмульсий с ДВ в пространстве двух факторов По результатам анализа данных по МГК выделены следующие значимые параметры для эмульсий с ДВ: элементный состав нефтей и межфазных слоев эмульсий; содержание в нефтях и межфазных слоях насыщенных углеводородов, спирто-бензольных смол и –СООН групп; состав парафиновых углеводородов, БС, СБС (ароматические и кислородсодержащие структуры) и асфальтенов, реологические параметры исследуемых образцов.

По результатам факторного анализа данных для эмульсий с ДВ был построен график распределения главных компонент первого и второго факторов, с помощью которого можно выделить одну группу значимых параметров (рис. 12в). В эту группу входят показатели, характеризующие состав БС, СБС, асфальтеновых компонентов и н-алканов, а также реологические параметры исследуемых образцов.

Анализ данных по структурно-механическим свойствам эмульсий с деминерализованной водой высокосмолистых нефтей показал, что образование и свойства эмульсий с ДВ определяются составом нефти, а именно содержанием смолистой части.

Обработка матриц высокосмолистой нефти и ее эмульсий с различным содержанием и минерализацией пластовой воды позволила выявить основные параметры, являющиеся значимыми для исследуемых объектов, а именно содержание БС, состав асфальтеновых компонентов, содержание азотистых оснований, а также реологические свойства исследуемых образцов (рис. 13а, б).

Рисунок 13 – Данные факторного в) анализа для высокосмолистой нефти и их эмульсий с ПВ * – элементный и групповой состав нефтей и межфазных слоев эмульсий а) и б) графики факторных нагрузок;

в) отображение результатов факторного анализа параметров эмульсий с ПВ в пространстве двух факторов Графическое распределение двух главных компонент физико-химических параметров исследуемых образцов позволило выявить четыре группы значимых показателей (рис. 13в). Для первой группы значимыми являются параметры, характеризующие содержание гетероатомов (N, O), степень ароматичности асфальтеновых компонентов, содержание азотистых оснований в межфазных слоях и реологические свойства эмульсий. Вторая и третья группа значимых параметров для исследуемых эмульсий с ПВ включает в себя данные, связанные с составом асфальтенов. Во вторую группу значимых параметров входят данные ИКспектроскопии асфальтенов (доля ароматических, нафтено-парафиновых структур и кислородсодержащих фрагментов), а третью группу характеризуют показатели, отвечающие за содержание С, О, S и протонов в составе асфальтенов.





Таким образом, для эмульсий с минерализованной пластовой водой характеристичными параметрами являются содержание и состав асфальтеновых компонентов, что можно объяснить присутствием катионов и анионов в пластовой воде, образующих комплексы со смолистыми гетероатомными компонентами нефти.

ВЫВОДЫ 1. Установлено, что вязкость 10–50%-ных эмульсий высокосмолистой нефти в области отрицательных температур (до –30 °С) с минерализованной пластовой водой в 1,1–3,5 раза выше вязкости эмульсий с дистиллированной водой.

2. Установлено, что увеличение содержания воды c 10 до 70 % в обратных эмульсиях высокосмолистых нефтей с дистиллированной и пластовой водой приводит к увеличению концентрации в составе межфазных слоев доли соединений, содержащих карбоксильную группу, и азотсодержащих соединений основного и слабоосновного характера.

3. Показано, что увеличение содержания воды c 10 до 70 % в обратных эмульсиях высокосмолистых нефтей сопровождается увеличением молекулярных масс асфальтенов межфазных слоев эмульсий, а также увеличением доли гетероатомных компонентов, степени цикличности и ароматичности в составе асфальтенов межфазных слоев.

4. Выявлено, что в составе парафиновых углеводородов межфазных слоев эмульсий с дистиллированной и пластовой водой наблюдается увеличение доли низкомолекулярных и высокомолекулярных н-алканов по сравнению с парафиновыми углеводородами нефти.

5. На основе данных математического анализа показано, что свойства нефтяных эмульсий высокосмолистых нефтей с дистиллированной водой определяются содержанием и составом смолистых компонентов, а с пластовой водой зависят от структурно-группового состава асфальтенов.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ИЗЛОЖЕНО В РАБОТАХ:

1. Небогина Н.А. Особенности формирования и осадкообразования водонефтяных эмульсий / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2008. – № 1. – С. 21–24.

2. Небогина Н.А. Исследование формирования эмульсий и осадкообразования высокопарафинистых нефтей / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Oil&Gas Journal. – 2008. – № 6. – С. 94–97.

3. Небогина Н.А. Влияние содержания воды в нефти на формирование и реологические свойства водонефтяных эмульсий / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Нефтяное хозяйство – 2008. – № 12. – С. 90–92.

4. Небогина Н.А. Процесс стабилизации и осадкообразования водонефтяных систем / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Нефтегазовое дело. – декабрь 2007. – http://www.ogbus.ru/authors/Nebogina/Nebogina_1.pdf.

5. Небогина Н.А. Особенности группового состава и реологии водонефтяных систем / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Нефтегазовое дело. – декабрь 2007. – http://www.ogbus.ru/authors/Nebogina/Nebogina_2.pdf.

6. Хомченко Н.А. Исследование деэмульгирующей способности полимерных композиций при разрушении водонефтяных эмульсий / Н.А. Хомченко, А.В. Ильин // Материалы Общероссийской научной конференции «Полифункциональные химические материалы и технологии», (23–25 мая 2007г.). – Томск: Изд-во Томского государственного университета. – 2007.

– Т. 2. – С. 181– 184.

7. Хомченко Н.А. Исследование особенностей разрушения водонефтяных эмульсий / Н.А. Хомченко, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Материалы 4-ой Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», (8–12 октября 2007г.). – Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН. – 2007. – С. 134–137.

8. Небогина Н.А. Влияние состава водонефтяных эмульсий на природные стабилизаторы / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Труды 5-ой Международной конференции «Перспективы развития фундаментальных наук», (Россия, г. Томск, 20–23 мая 2008). – Томск: Изд-во Томского политехнического университета. – 2007. – С. 178–180.

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»