В КФУ исследовали процессы окисления нефти для эффективной добычи ТРИЗов. Анализ нефти sara


Асфальтены - анализ состава нефти методом жидкостной хроматографии SARA

Асфальтены - анализ состава нефти методом жидкостной хроматографии SARA

Асфальтены — это класс компонентов углеводородного сырья. Природные углеводородные флюиды образуют непрерывный ряд составов от сухого природного газа до битумов. В этом ряду происходит существенное повышение плотности и вязкости, а по мере увеличения содержания асфальтенов от 0 примерно до 20% изменяется и цвет — от прозрачного до темно-коричневого.

Асфальтены на нефтяных месторождениях известны прежде всего своей способностью закупоривать скважины, трубопроводы, наземное оборудование и поры геологических пластов.

Налипание небольшого количества асфальтенов на зерна породы пласта и внутренние поверхности насосов, труб, предохранительных клапанов и выкидных линий может и не вызвать нарушения потока, однако образование их отложений большой толщины способно привести к остановке добычи (рис. 1).

Закупоривающая способность асфальтенов проявляется также на этапах, следующих за добычей нефти, создавая осложнения при нефтепереработке, поскольку асфальтены составляют существенную часть тяжелых нефтей, которые во все большем объеме поступают в переработку. Асфальтены также влияют на устойчивость водонефтяных эмульсий и смачиваемость пласта, создавая дополнительные проблемы добычи нефти.

Дляоптимизации добычи нефти требуется информация о её составе и условиях, при которых содержащиеся в ней асфальтены не будут выпадать из раствора. Лабораторные исследования и промысловые операции помогают добывающим компаниям бороться с образованием отложений асфальтенов или проводить восстановительные работы в случае невозможности его предотвращения.

Одним из самых удобных лабораторных методов являетсяSARA. Данный метод основан на разделении дегазированной нефти (нефти, из которой вышли все газообразные компоненты) на насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены (saturates, aromatics, resins, asphaltenes – SARA ) по их растворимости и полярности.

В этом методе асфальтены отделяются от других углеводородных компонентов путем добавления н-алкана, например, н-пентана или пропана. Затем оставшиеся компоненты, называемые мальтенами, разделяются, при помощи адаптируемой Gilson MPLC (жидкостной хроматографии среднего давления) системы, на три фракции: насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы. Данная система позволяет инжектировать и разделять до 100 мг экстракта, полученные фракции могут быть использованы в дальнейшем, для проведения гравиметрического или любого другого анализа.

Система состоит из:

  • GX -271 Препаративный автомат для работы с растворами, оборудованный шприцевым насосом модель 402; инжекционным модулем и клапаном для сбора фракций.

Фракции собираются в специальные колбы, установленные на автомате.

  • Два изократических насоса, модель 307.

Насосы A и B используются для создания подвижной фазы при потоке 8-10 мл/мин.

Поток проходит через силикагельную предколонку и аналитическую колонку с активированной двуокисью кремния для предотвращения повреждения аналитической колонки во время разделения SAR и обеспечивает лучшее разделение на фракции.

- насос A обеспечивает условия для сбора фракции насыщенных углеводородов и ароматических соединений

- насос B обеспечивает условия для получения фракции смол через предколонку с обращением потока (backflushing of precolumns)

- для дополнительной защиты от повреждения, подвижную фазу Насоса A, рекомендуется пропустить через колонку окиси алюминия (Alumina Column)

  • Пять полностью автоматических клапанных переключателя VALVEMATE® II:

- Клапан A: позволяет работать с шестью различными растворителями для осуществления промывки и элюции смол.

- Клапан B: переключает на аналитическую колонку во время элюции смол

- Клапан C & C': обеспечивает выбор одной из шести пердколонок в зависимости от введённого образца.

- Клапан D: переключает на предколонку с обращением потока для ароматических соединений

  • UV/VIS детектор с переменной длиной волны, модель 156: Служит для сбора фракций и контроля качества получаемых проб. Работает с рефрактометрическим детектором.

Система с использованием двух детекторов (UV +RI ) может быть заменена одним детектором по светорассеянию испарённого образца (ELSD) фирмы Gilson prepELSIIDetector

  1. Насос А прокачивает подвижную фазу через Силикагельную предколонку и аналитическую колонку
  2. Происходит инжекция (как правило 1 мл образца), в выше описанную подвижную фазу для сбора фракций насыщенного углеводорода.
  3. Переключают Клапан D и прогоняют через аналитическую колонку с обращением потока для сбора фракций ароматических соединений в другую колбу.
  4. Насос А останавливают, и переключив повторно Клапан B, изолируют аналитическую колонку. Смолы собираются в предколонке с обращением потока. Используя подвижную фазу насоса В и выбрав нужный растворитель для смолы (Клапан А) происходит сбор фракции в колбу, через второй клапан для сбора фракций.
  5. Клапан C и C' стоят в одном положении в режиме обратной промывки.

После промывки (Клапан А) система готова для повторной инжекции.

Исследования показывают, что метод SARA дегазированной нефти на базе Gilson MPLC производит высокоточное разделение на фракции. Воспроизводимость анализа - 2% RSD. Чистота получаемых фракций составляет >98%.

http://www.rts-engineering.ru

legkoe-delo.ru

В КФУ исследовали процессы окисления нефти для эффективной добычи ТРИЗов

Это необходимо для применения внутрипластового горения и закачки воздуха на месторождениях.

Ученые Казанского федерального университета (КФУ) определили механизмы процессов окисления различных типов нефти для повышения эффективности добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов (ТРИЗов).Эти результаты были получены в Стратегической академической единице (САЕ) «ЭкоНефть» в рамках исследований, проводимых при поддержке гранта Российского научного Фонда. Об этом Информ-Девону сообщили в КФУ.

Ученые проводят ряд исследований в области технологий закачки воздуха. Одно из них связано с изучением механизма реакций окисления алифатических и ароматических углеводородов и нефти. За несколько месяцев проведен ряд экспериментов по окислению SARA-фракций нефти – насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов. Для характеристики особенностей каждой из них использовались высокоточные научные методы, говорится в сообщении. Полученные результаты в лаборатории сравнивались с результатами окисления сырой нефти.SARA-анализ основан на разделении дегазированной нефти на насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены по их растворимости и полярности (прим ИА Девон).

«Сравнение показало, что характер окисления сырой нефти и её SARA-фракций очень сильно различается. Например, насыщенные углеводороды хорошо окисляются при низкой температуре. А асфальтены, наоборот, выделяют тем больше тепла, чем выше температура. Это говорит о том, что характер окисления нефти напрямую зависит от того, в каком долевом соотношении в ней распределены SARA-фракции. Зная это, мы можем подобрать наиболее оптимальный метод добычи нефти», - сказал руководитель проекта, ведущий научный сотрудник лаборатории реологических и термохимических исследований Чэндун Юань.

Следующим этапом исследований стал термогравиметрический анализ окисления лёгкой, средней и тяжёлой нефти. Кроме характера окисления были рассмотрены основные стадии и продукты реакций при внутрипластовом горении. Было установлено, что легкие и тяжелые нефти сильно отличаются на первых стадиях процесса окисления, но кинетика их поведения при высокотемпературном окислении очень близка.

«Надеюсь, наши исследования внесут вклад в успешное применение технологий закачки воздуха на разных месторождениях, в том числе под давлением и внутрипластового горения», - добавил Чэндун Юань.В качестве одного из возможных направлений для исследований в КФУ также рассматривают изучение окисления чистых углеводородов.

nangs.org

Самопроизвольное образование аномально вязких нефтекислотных эмульсий в призабойной зоне скважины - Бурение и Нефть

Spontaneous formation of abnormally viscous acid-in-oil emulsions in near-wellbore formation zone

I. EVDOKIMOV, A. LOSEV, M. MOGILNICHENKO, Gubkin Russian state University of oil and gas, LLC RTE «Nedra-Test»

Успешность проведения кислотных обработок призабойной зоны скважин по ряду месторождений не превышает 50 %. Причиной такой низкой эффективности зачастую служит несовместимость пластовой нефти и кислотного состава. На основании реологических и оптических исследований нефти месторождения Доруд-3 доказано самопроизвольное образование аномально вязких нефтекислотных эмульсий в пласте в статических условиях контакта фаз.

For a variety of oil fields, less than 50 % acid treatments of near-wellbore formation zones lead to positive results. The explanation is often found out as an incompatibility of formation crude oil and acid mixture. Based on rheological and optical experiments with Dorood-3 crude oil, spontaneous formation of abnormally viscous acid-in-oil emulsions was demonstrated for static phase contact conditions in formation pores.

В последние годы количество сложных и порой необоснованно дорогостоящих технологий для решения проблем нефтедобычи постоянно возрастает. Необходимость применения той или иной технологии традиционно обосновывают решением таких сложных многофакторных задач, как снижение обводненности продукции, повышение коэффициентов охвата, вытеснения и др. Разрабатываются новые нетрадиционные технологии эксплуатации скважин погружными насосами [1]. На всех этапах разработки и эксплуатации месторождений активно начинают внедрять «интеллектуальные» технологии, обосновывая их применением автоматизацией работы месторождения [2]. А для прогнозирования технологических показателей обязательным является построение цифровых гидродинамических моделей, основанных на использовании сложного математического аппарата [3].

Как показывают последние исследования, проблемы несовместимости пластовых флюидов с технологическими жидкостями могут быть обусловлены явлением их самоэмульгирования в нефти уже практически в статических условиях, что в настоящий момент времени вообще не учитывают при проведении технологий интенсификации добычи (все тесты динамические).

При этом результативность конкретных технологических операций, регулярно проводимых на скважине, считается априори подтвержденной. Так, в частности, одна из технологий интенсификации добычи – соляно-кислотная обработка (СКО) призабойной зоны скважины (ПЗС) – считается потенциально апробированной и эффективной. Но накопленный промысловый опыт свидетельствует о недостаточной степени проработанности вопроса проведения кислотной обработки, в частности подбора эффективной и в то же время совместимой с пластовыми флюидами кислотной композиции. Результатом такого положения дел является низкий уровень успешности кислотных обработок, не превышающий для ряда месторождений 40 – 50 % [4].С похожей ситуацией авторы столкнулись при выполнении работ по иранскому месторождению Доруд-3. Так, подобранный на промысле кислотный состав послужил причиной образования стабильной эмульсии в пласте и полной остановки высокодебитной скважины. Предварительные стандартные тесты, предусматривающие интенсивное смешивание нефти с кислотным составом и пропускание полученной смеси через сито с размером ячеек 200 меш (≈76 мкм) [5, 6], показали отсутствие осадков на сите, способных закольматировать ПЗС. При анализе инцидента удивление вызвал сам факт остановки скважины с легкой нефтью в большом по мощности продуктивном пласте с высокой пластовой температурой и высоким дебитом до обработки (табл. 1).

Объектами испытаний служили эмульсия из аварийной скважины, полученная из пласта в результате попыток вызова притока методом облегчения столба жидкости азотом, нефть месторождения Доруд–3, морская вода Персидского залива и 10 %–ная соляная кислота.

Как показывают последние исследования, проблемы несовместимости пластовых флюидов с технологическими жидкостями могут быть обусловлены явлением их самоэмульгирования в нефти уже практически в статических условиях [7, 8], что в настоящий момент времени вообще не учитывают при проведении технологий интенсификации добычи (все тесты динамические). Этот эффект, пока мало описанный в литературе, может служить одной из главных причин низкого уровня успешности кислотных обработок, в том числе может служить объяснением полной блокировки таких высокодебитных скважин, как на месторождении Доруд-3. Оценку условий контакта фаз в ПЗС продуктивного пласта месторождения Доруд-3 проводили по расчетам интенсивности перемешивания кислоты и нефти при СКО в пласте. Строили зависимость распределения скорости течения кислоты в поровых каналах при закачке кислотного состава (рис. 1).Из графической зависимости (рис. 1) видно, что рассчитанные значения скорости течения кислоты равны менее 25 мкм/с уже при радиусе проникновения более 1 м, что можно считать практически статическими условиями. При этом на этапе выдерживания кислотного состава при его нейтрализации с горной породой кислота находится в покое. Таким образом, условия контакта кислотного состава и нефти в поровых каналах продуктивного пласта месторождения Доруд-3 при проведении операций СКО можно считать практически статическими. Оценку свойств сформированной в таких условиях нефтекислотной эмульсии проводили экспериментально в НИЛ физических методов исследования пластовых флюидов и промысловых дисперсных систем кафедры физики РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и в Центре физико-химических исследований ООО НИИЦ «Недра-тест».

Расхождение экспериментальных и модельных значений относительной вязкости эмульсии может быть объяснено тем, что скважинная эмульсия сильно флокулирована: либо содержит загущающие полимеры, либо представляет собой концентрированную связнодисперсную систему с плотной произвольной упаковкой частиц, имеющих полимодальное распределение.

Объектами испытаний служили эмульсия из аварийной скважины, полученная из пласта в результате попыток вызова притока методом облегчения столба жидкости азотом, нефть месторождения Доруд-3, морская вода Персидского залива и 10 %-ная соляная кислота. Физико-химические свойства нефти, представленные добывающей компанией, показаны в табл. 2. Результаты SARA-анализа адаптированы из публикации [9]. Свойства и состав морской воды Персидского залива представлены в табл. 3.С целью выяснения свойств образовавшейся на месторождении эмульсии первоначально осуществили ее разрушение. После длительного центрифугирования (более 30 мин., 3000 об/мин) с добавлением органических растворителей удалось выделить примерно 1 мл свободной дисперсной фазы, pH которой оказался равен 1,0±0,1, что соответствует сильно кислой среде. Вспомогательные опыты по эмульгированию исходной нефти с морской водой, которой предварительно глушили скважину, и с 10 %-ной соляной кислотой подтвердили первые предположения о том, что в аварийной скважине причиной эмульгирования служила СКО. С морской водой стойкие эмульсии не наблюдали. Таким образом, было подтверждено, что причиной образования эмульсии и потери притока на скважине месторождения Доруд-3 послужила технологическая операция СКО.Для оценки причин потери притока проводили исследования реологических параметров скважинной эмульсии и исходной нефти. Кривые течения образцов снимали на вискозиметрах Brookfield DV-2T и Rheotest RN 4.1 во всем доступном интервале скоростей сдвига. Измерения проводили при атмосферном давлении, при контролируемой температуре +25,0±1,0 °С. Полученные кривые течения использовали для дальнейшей математической обработки.Для описания реологического поведения дисперсных систем используют т.н. относительную вязкость эмульсии ηотн=η/η0, где η – эффективная вязкость эмульсии; η0 – эффективная вязкость дисперсионной среды (нефти). Такой прием позволяет делать косвенные оценки состояния дисперсной фазы в среде. На рис. 2 представлена зависимость относительной вязкости испытанной эмульсии от скорости сдвига в логарифмическом масштабе по обеим осям. Экспериментальные значения находятся в интервале 517 – 43 300.

Поскольку в нефть не вводились нефтерастворимые полимеры, способные обеспечить загущение нефти и адсорбционную флокуляцию капель кислоты, то наиболее вероятным объяснением аномального увеличения относительной вязкости эмульсии, по сравнению с прогнозами проверенных моделей, может служить образование очень мелких капель дисперсной фазы, стабилизирующих и флокулирующих более крупные капли по типу модели эмульсии Пикеринга.

Для прогнозирования относительной вязкости эмульсий от объемного содержания дисперсной фазы φ используют различные модели [10 – 13]. Большинство этих моделей сформулированы пут

burneft.ru

Анализ фракционного состава нефти и нефтепродуктов

Фракционный состав нефти – самый важный ее показатель, так как он определяет, какие виды топлива и химических веществ можно получить из данной конкретной нефти, следовательно, определяет ее стоимость и оптимальные способы переработки на производстве.

Наиболее распространенным способом исследования фракционного состава нефти и нефтепродуктов является фракционирование (дистилляция). Компоненты нефти отгоняются в соответствии с возрастанием их температур кипения при постоянно повышающейся температуре.

В соответствии с температурами выкипания, фракции принято делить на легкие (бензиновые) – выкипающие до 200 оС; средние (керосиновые) – выкипающие от 200 оС до 300 оС; тяжелые (масляные) – выкипающие выше 300 оС. Все фракции, выкипающие до 300 оС, называют светлыми. Оставшиеся фракции, после отбора светлых дистиллятов, называют мазутом. Ректификация мазута при атмосферном давлении выше 350 оС сильно осложняется, поэтому дальнейшую дистилляцию принято проводить под вакуумом.

Для анализа фракционного состава нефти и нефтепродуктов в лабораторных условиях Группа Компаний «ПрофЛаб» рекомендует установки АРН-ЛАБ-03, АРН-ЛАБ-11 и АРН-2.

Установка АРН-ЛАБ-03 успешно используется для определения фракционного состава нефти, разгонки светлых и темных нефтепродуктов.

Установка АРН-ЛАБ-11 разработана для определения фракционного состава светлых и темных нефтепродуктов при атмосферном давлении, в диапазоне температур до 400 оС. Процесс испытания полностью автоматизирован, имеет встроенную систему оптимизации параметров нагрева и встроенный температурный датчик Pt-100. Параметры оптимальных условий дистилляции, для любого типа образца, устанавливаются и поддерживаются автоматически.

Установка АРН-2 производит ректификацию нефти в соответствии с ГОСТ 11011-85, при атмосферном давлении и под вакуумом, предназначена для перегонки нефти вплоть до температур кипения 470 оС – 500 оС (приведенные к нормальному атмосферному давлению). Позволяет строить кривые истинных температур точек кипения нефти и отдельных фракций.

Своим клиентам Группа Компаний «ПрофЛаб» предлагает оборудование для фракционирования нефти и нефтепродуктов, работающее в соответствии с документами действующими в Российской Федерации: ГОСТ 2177-99, ГОСТ ISO 3405-2013, СТБ ИСО 3405-2003, ГОСТ Р 53707-2009, ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007 и ГОСТ 11011-85. Если Вы работаете в соответствии с другими нормами и стандартами, обратитесь к нашим специалистам. Они всегда готовы Вас проконсультировать и подобрать оптимальный вариант оборудования, соответствующий Вашим требованиям и задачам.

novostidnya24.ru