Состав и физико-химические свойства высоковязкой нефти месторождения Варадеро (Куба)

UDK: 622.276.1/.4:665.61

DOI: 10.24887/0028-2448-2019-9-34-37

Ключевые слова: групповой состав нефти, асфальтены, смолы, молекулярно-массовое распределение смол и асфальтенов, фазовая стабильность асфальтенов, реология водонефтяной эмульсии

Авт.: А.И. Волошин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), д.х.н., В.А. Докичев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), д.х.н., А.В. Фахреева (Уфимский Институт химии УФИЦ РАН), М.Р. Якубов (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН), к.х.н., Ю.В. Томилов (Уфимский государственный авиационный технический университет), д.х.н.

Методами ИК-Фурье спектроскопии, ядерного магнитного резонанса (ЯМР), матрично-активированной лазерной десорбции/ионизации (МАЛДИ) и масс-спектрометрии проведено исследование асфальтенов, смол и нефти месторождения Варадеро (Куба). Определено содержание макроэлементов нефти (%): С – 76,11, H – 9,32, N – 0,56 и S – 8,35; содержание металлов V и Ni: в нефти – соответственно 0,0103 и 0,0064 % , в асфальтенах – соответственно 0,029 и 0,022 %. Установлены наиболее вероятные молекулярные массы смол и асфальтенов, которые составили соответственно 765 и 929 а.е.м. Выявлены особенности структурно-группового состава и молекулярные характеристики нефти, асфальтенов и смол. Согласно спектральным коэффициентам, полученным из ИК-Фурье спектров, нефть и смолы месторождения Варадеро характеризуются высокими алифатичностью, разветвленностью, конденсированностью, окисленностью и содержанием нефти, кроме того, смолы имеют относительно высокое содержание карбоксильных, сульфоксидных и сульфоновых групп. Асфальтены высокоароматичны; ароматические соединения в основном имеют конденсированную структуру и парамагнитны. По данным ¹H и ¹³C ЯМР спектроскопии установлено, что отношение протонов алкильных групп и ароматических фрагментов составляет 12,6:1. Асфальтены нефти нестабильны, имея высокий индекс CII (colloidal instability index) – 1,24, в условиях пласта и добычи способны стабилизировать водонефтяную эмульсию и формировать твердые отложения. Реологическим методом показано, что при температуре 21 °С происходит структурная перестройка водонефтяной эмульсии. Температурные зависимости в интервалах температур от 10 до 21 °С и от 21 до 40°С подчиняются уравнению Аррениуса. Энергия активации вязкого течения в первом интервале температур составляет 44.3 кДж/моль, во втором – 61 кДж/моль.

Список литературы

1. Дaнилoвa E. Тяжелые нефти России // The Chemical Journal. – 2008. – V. 12. – P. 34–37.

2. Speight J.G. Heavy and Extra-Heavy Oil Upgrading Technologies. – Houston, TX, USA: Gulf Professional Publishing, 2013. – 137 р.

3. Speight J.G. Petroleum asphaltenes part 1: asphaltenes, resins and the structure of petroleum // Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – V. 59. – P. 467–477.

4. Wieh I.A., Kennedy R.J. The oil compatibility model and crude oil incompatibility // Energy & fuels, 2000. – V. 14 (1). – P. 56–59.

5. Geochemical characterization of Jurassic source rocks from Cuba: 2. Constancia Formation in onshore Varadero oils fields / B.M. Gonzalez, S. Barrionuevo, M.C. Peralba, W. Kalkreuth // Energy Exploration & Exploitation. – 2014. – V. 32. – № 5. – P. 847–872. – DOI: 10.1260/0144-5987.32.5.847.

6. Рыльков А.В., Потеряева В.В. Нафтеновые нефти мира (распространение, генезис, применение) // Известия вузов. Нефть и газ.– 2013. – Т. 97. – № 1. – С. 32–44.

7. Effect of oxyethylated isononylphenol (neonol) on viscosity characteristics of water–oil emulsions / S.G. Yakubova, D.A. Manaure, R.A. Machado [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2018. – V. 36. – № 17. – P. 1389–1395. – doi:10.1080/10916466.2018.1482318.

8. Conaway C. The Petroleum Industry: A Nomenclature Guide. – Tulsa: Pennwell Publ. Co, 1999. – 289 р.

9. Содержание и соотношение ванадия и никеля в асфальтенах тяжелых нефтей / М.Р. Якубов, Д.В. Милордов, С.Г. Якубова [и др.] // Нефтехимия. – 2016. – Т. 56. – № 1. – С. 19–23.

10. Qualitative and quantitative analysis of oil samples extracted from some Bashkortostan and Tatarstan oilfields based on NMR spectroscopy data / I.Z. Rakhmatullin, S.V. Efimov, B.Ya. Margulis, V.V. Klochkov // J. Petrol. Sci. Eng. – 2017. – V. 156. – P. 12–18. – doi: 10.1016/j.petrol.2017.04.041.

11. Влияние компонентного состава и структурных характеристик компонентов на устойчивость тяжелых нефтей к осаждению асфальтенов / Л.М. Петрова, Н.А. Аббакумова, Д.Н. Борисов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 1. – С. 74–76.

12. Methods for determining asphaltene stability in crude oils / R. Guzmán, J. Ancheyta, F. Trejo, S. Rodríguez // Fuel. – 2017. – V. 188. – P. 530–543. – doi: 10.1016/j.fuel.2016.10.012.

13. Планирование обработки призабойных зон добывающих скважин на месторождении Варадеро (Куба) / В.Н. Гусаков, Л.Е. Каштанова, С.В. Назарова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 126–130.

14. Rheological properties of heavy oil emulsions with different morphologies / N.M. Zadymova, Z.N. Skvortsova, V.Yu. Traskine [et al.] // J. Petrol. Sci. Eng. – 2017. – V. 149. – P. 522–530.

15. Keleşoğlu S., Pettersen B.H., Sjöblom J. Flow properties of water-in-North Sea heavy crude oil emulsions // J. Petrol. Sci. Eng. – 2012. – V. 100. – P. 14–23.