Конверсия тяжелой нефти в присутствии компонентов породообразующих минералов при акватермолизе

В данной работе проведено физическое моделирование процесса акватермолиза в условиях, близких к пластовым, на образце высоковязкой нефти Ярегского месторождения в присутствии биметаллического катализатора на основе железа и никеля и породообразующих минералов. Исследования применимости технологии каталитического акватермолиза для данного месторождения и выбор наиболее оптимального катализатора для дальнейшего промыслового применения показывает, что система, состоящая из катализатора на основе никеля в присутствии минералов, при температуре 300 ºС показывает наилучший эффект, снижая вязкость более чем в два раза. Полученные результаты подтверждают, что минеральная часть горных пород участвует в процессе акватермолиза, и демонстрируют хороший каталитический эффект, улучшая групповой состав, снижая вязкость нефти, тем самым увеличивая фильтрационный поток в пористой среде.

Введение

Анализ опубликованных работ констатирует факт, что компоненты горных пород обладают хорошими каталитическими свойствами [1–11]. Считается, что среди минеральных компонентов глинистые минералы в наибольшей степени влияют на интенсивность химических процессов преобразования компонентов нефти [5, 6, 7]. Однако каталитическое функционирование комплекса в составе с минеральной частью горных пород недостаточно изучен. Не до конца определена роль минеральной части горных пород в процессе акватермолиза и механизм воздействия минералов на превращения углеводородов и их синергетический эффект. Поэтому основная цель исследования – применимость технологии каталитического акватермолиза с участием минеральной части горных пород для Ярегского месторождения и выбор наиболее оптимального катализатора для дальнейшего промыслового применения.

Экспериментальная часть

Объектом исследования послужила тяжелая нефть Ярегского месторождения с плотностью 0,948 г/см3, расположенная в северной части Русской равнины. В качестве минеральной части горных пород был отобран разнокомпонентный состав бурового шлама в процессе бурения скважин (табл. 2), отобранная порода была исследована на рентгенограмме. Был проведен ряд экспериментов на основе переходных металлов (Ni, Fe) в присутствии горных пород. Лабораторное моделирование ПТВ (рис. 1) в присутствии катализаторов акватермолиза и глины было проведено в реакторе высокого давления (Pаrr Instruments, США) объемом 300мл, при температуре от 250 до 300 ºС и давлении 9,0 МПа. В качестве прекурсора катализатора использовались железо и никель в массовом соотношении 1:1, которые вводились в среде донора водорода из расчета 2,0 мас. % на навеску нефти. Вязкостные значения нефти проводились в ротационном вискозиметре серии Аlphа L фирмы Fubgilаb (Испания).

Результаты и обсуждения

Рассмотрим компонентный состав по методу SАRА и проведем фракционный анализ процесса изменения состава под термобарическим воздействием (см. табл. 1). При контрольном опыте 250 оС в основном обеспечивается снижение смол и увеличение насыщенных фракций, однако в данном случае температуры и условий недостаточно для протекания процесса каталитического акватермолиза в полной мере. Наиболее эффективным является опыт при 300 оС, при котором наблюдается значительное снижение доли смол и увеличение содержания ароматических углеводородов. Это происходит в результате разрушения связей С-S-С, разуплотнения и гидрирования ароматических колец.

При добавлении глины и катализатора на основе никеля основное деструктивное воздействие происходит на молекулы смолистых соединений, содержание которых снижается практически в два раза.

В результате интенсификации катализатором реакции крекинга и гидрогенолиза в присутствии глины перераспределение фракций происходит в сторону увеличения легкой углеводородной части преобразованной нефти, а именно – насыщенных и ароматических соединений. С увеличением продолжительности воздействия закономерно снижается вязкость (рис. 1).

Насыщенные и ароматические фракции увеличиваются под влиянием температуры и превышают в образцах с присутствием глин, вне зависимости от наличия катализаторов ароматические начинают доминировать при температуре 250 ºС, а насыщенные – при температуре 300 ºС, что подтверждает роль влияния минеральной части горных пород на процесс акватермолиза. Минимальный состав насыщенных и ароматических фракций проявляется при добавлении катализатора на основе железа. Если рассмотреть вариацию смолисто-асфальтеновых фракций, то видим, что сам процесс присутствия глин дает хороший эффект, а в образцах с добавлением катализатора на основе никеля соотношение Н/С улучшается и обеспечивает наибольшее снижения смолистых фракций, в то время как асфальтеновые фракции повышаются, что связано с перераспределением и конденсацией легких фракций. В результате протекания разнонаправленных процессов увеличивается содержание фракций насыщенных и ароматических углеводородов вследствие происходящих деструктивных процессов во фракциях смол и асфальтенов. Это явление объясняется процессами разрыва связей и отрывом алкильных заместителей в молекулах смол и асфальтенов.

На рисунке 2 представлены результаты измерения вязкостно-температурных характеристик исходной нефти и продуктов каталитического акватермолиза при различной температуре. В результате обеспечения катализатором процесса деструкции в молекулах тяжелых компонентов происходит снижение вязкости более чем на 50 %.

По завершении эксперимента были рассмотрены изменения минеральной части горных пород на предмет вовлечения в процесс акватермолиза. Результаты исследования минеральной части представлены на рисунке 3, где графические данные интерпретированы в таблицу 2. Как видно из таблицы, исследуемый образец характеризуется различным вариативным составом и представлен 10 компонентами. В частности, до проведения эксперимента минералы, представленные дисульфидом железа, такие как пирит (FeS2), минералы из класса карбонатов, такие как доломит (CaCO3•MgCO3) и кальцит (CaCO₃), глинистые минералы из группы водных силикатов алюминия, такие как каолинит (Al4[Si4O10](OH)8), и группа слюдоподобных минералов из подкласса листовых силикатов, такие как хлорит ((Mg,Fe)3(Si,Al)4O10(OH)2·(Mg,Fe)3(OH)6), выпадают и вовлекаются в процесс акватермолиза, образуя вспомогательные элементы общего процесса.

После проведения эксперимента рентгенограмма показала сокращение минерального состава горных пород до шести компонентов, в состав которых также претерпел изменения, в частности сократился процентный состав хлорита, слюды и ломонтита, в то время как доля микроклина и кварца увеличилось, а процентное содержание альбита осталось неизменным (см. табл. 2, рис 3.). Важно отметить, что в составе активной формы появился раннее отсутствующий минерал клинохлор ((Mg,Al)6[Si3, 1–2, Al)0,9 –1,2O10] (OH)8), который своим происхождением обязан гидротермальному превращению силикатной группы минералов.

При рассмотрении хроматограммы (рис. 4) появляется интенсивный широкий пик при времени выхода 28 мин, соответствующий разнообразным изомерам тетраметилфенантрена (режим SIM по m/z=234). Это явление ранее было описано в работах, моделирующих разнообразные процессы при паротепловой обработке тяжелых нефтей. Образование тетраметилфенантренов и им подобных соединений объясняется деструктивными процессами в молекулах смол и асфальтенов при термокаталитическом воздействии.

В составе насыщенных углеводородов (рис. 5) не наблюдается значительных изменений в составе алканов в интервале С8–С16. В результате химического преобразования тяжелой нефти при значительном участии глинистого минерала насыщенная фракция обогащается легкими и средними нормальными алканами. Наибольшая интенсивность фиксируется для алканов С11 и С12.

Вывод

По результатам проведенных экспериментов мы видим, что система, состоящая из твердой фазы – горной породы и катализатора, жидкой фазы – нефти и воды в паровой фазе, демонстрирует наилучший каталитический эффект. Присутствие минеральной части горных пород способствует протеканию ряда химических процессов, что приводит к деструкции высокомолекулярных соединений и увеличению содержания легких фракций в конечных продуктах. Исследования применимости технологии каталитического акватермолиза для данного месторождения и выбор наиболее оптимального катализатора для дальнейшего промыслового применения показывают, что система, состоящая из катализатора на основе никеля в присутствии минералов, при температуре 300 ºС показывает наилучший эффект, снижая вязкость более чем в два раза. В то время как системы, состоящие из катализатора на основе никеля в присутствии минералов при температуре 250ºС и состоящие из катализатора на основе железа и в присутствии минералов при температуре 250–300 ºС показывают почти одинаковый результат, снижая вязкость почти два раза с небольшой вариацией между системами. Полученные результаты подтверждают, что минеральная часть горных пород участвует в процессе акватермолиза и демонстрируют хороший каталитический эффект, улучшая групповой состав, снижая вязкость нефти, тем самым увеличивая фильтрационный поток в пористой среде.

Литература

1. Yuаn P. et аl. Rоle оf the interlаyer spаce оf mоntmоrillоnite in hydrоcаrbоn generаtiоn: Аn experimentаl study bаsed оn high temperаture–pressure pyrоlysis // Аppl. Clаy Sci. Elsevier, 2013. Vоl. 75. P. 82–91.

2. Vоssоughi S. et аl. Study оf the clаy effect оn crude оil cоmbustiоn by thermоgrаvimetry аnd differentiаl scаnning cаlоrimetry // J. Therm. Аnаl. Springer, 1983. Vоl. 27, № 1. P. 17–36.

3. Rаnjbаr M. Influence оf reservоir rоck cоmpоsitiоn оn crude оil pyrоlysis аnd cоmbustiоn // J. Аnаl. Аppl. Pyrоlysis. Elsevier, 1993. Vоl. 27, № 1. P. 87–95.

4. Fаure P., Lаndаis P. Evidence fоr clаy minerаls cаtаlytic effects during lоw-temperаture аir оxidаtiоn оf n-аlkаnes // Fuel. Elsevier, 2000. Vоl. 79, № 14. P. 1751–1756.

5. Mоntgоmery, W., Watsоn, J. S., Lewis, J. M., Zeng, H., & Sephtоn, M. A. (2018). Rоle оf minerals in hydrоgen sulfide generatiоn during steam-assisted recоvery оf heavy оil. Energy & Fuels, 32(4), 4651–4654.

6. Chen, Q. Y., Liu, Y. J., & Zhaо, J. (2011). Intensified viscоsity reductiоn оf heavy оil by using reservоir minerals and chemical agents in aquathermоlysis. In Advanced Materials Research (Vоl. 236, pp. 839–843). Trans Tech Publicatiоns Ltd.

7. Muraza, О. (2015). Hydrоus pyrоlysis оf heavy оil using sоlid acid minerals fоr viscоsity reductiоn. Jоurnal оf analytical and applied pyrоlysis, 114, 1–10.

8. Avbenake, О.P., Al-Hajri, R.S., & Jibril, B.Y. (2020). Saturates and arоmatics characterizatiоn in heavy crude оil upgrading using Ni–Cо/γ-Al2О3 catalysts. Petrоleum Science and Technоlоgy, 1–8.

9. Khalil, M., Lee, R. L., & Liu, N. (2015). Hematite nanоparticles in aquathermоlysis: A desulfurizatiоn study оf thiоphene. Fuel, 145, 214–220.

10. Khalil, M., Liu, N., & Lee, R.L. (2017). Catalytic aquathermоlysis оf heavy crude оil using surface-mоdified hematite nanоparticles. Industrial & Engineering Chemistry Research, 56(15), 4572–4579.

11. Zheng, R., Liaо, G., Yоu, H., Sоng, X., Sоng, Q., & Yaо, Q. (2020). Mоntmоrillоnite-catalyzed thermal cоnversiоn оf lоw-asphaltene heavy оil and its main cоmpоnents. Jоurnal оf Petrоleum Science and Engineering, 187, 106743.