Практический метод разделения образцов тяжелой нефти и битума высокого качества из нефтяных коллекторов для определения физических и химических свойств



Мы описываем метод механической экстракции, называемый здесь «поршень», для извлечения образцов тяжелой нефти и битума из обломочных и карбонатных коллекторов. Мы демонстрируем эффективность поршня относительно метода центрифугирования путем сравнения физических свойств и химического состава тяжелых нефтей и битумов, извлеченных из нефтяных ядер. По вязкости масла от 21,000 мПа*с до 1,4*10^6 мПа*с при 20°С или до 9,6*10^6 при 25,5°С. Поршень последовательно производил нефти более низкие по вязкости, в сравнении с нефтями, извлеченными центрифугированием из того же материала, а также более мелкие осадки и содержание воды. Для примера чрезвычайно вязкой нефти, поршень производил 3,3 г от 9,6*10^6 мПа*с нефти (25,5 ° С), тогда как центрифугирование производит только 50 мг жидкости, подходящей для геохимического анализа, но недостаточной для определения вязкости и плотности.

Поршень обладает многими преимуществами, которые способствуют его использованию при центрифугировании, таких как успешное извлечение высоковязкой нефти из ядер, уменьшение мелкодисперсных фракций масляного осадка, содержания воды и более быстрого извлечения образца (обычно от 30 мин до 1 ч в сравнении с 2 ч).

Ключевые слова: поршень, уплотнение, вязкость, центрифугирование, геохимия

«Поршень» представляет собой герметичную систему высокого давления, которая уплотняет ядро коллектора при высоких напряжениях, вызывая прохождение нефти через систему фильтров для извлечения масла или битума из нефтяных ядер. [1,2].

Прибор функционирует, главным образом, путем механического уплотнения и работает с жилами коллектора (обломочная или карбонатная). Наиболее подходящие методы извлечения образцов нефти и битума из ядра разработаны для того, чтобы избежать контакта нефти с растворителями, а также способствовать сохранению летучих компонентов, которые оказывают существенное влияние на измеренную вязкость нефти. Растворительная экстракция нефти из ядра эффективна для геохимических нужд, но не подходит для измерений физических свойств. Во-первых, трудно гарантировать, что растворитель полностью удален из битума, что способствует снижению вязкости; И, во-вторых, полное удаление растворителя также удаляет летучие компоненты, первоначально присутствующие в нефти, что приводит к ошибочно высокой вязкости [3]. Wallace et al. [4] ввёл центрифугирование в качестве альтернативы методам экстракции на основе растворителей, хотя в процессе центрифугирования имелись некоторые недостатки из-за присутствия значительных количеств твердых веществ и воды. Предлагаемые рекомендации включали в себя удаление воды и твердых веществ; Однако фильтрация была проблематичной для очень вязких нефтей. Воду можно также удалить из пробы нефти дистилляцией, хотя эта процедура требует рекомбинации потерянных летучих веществ. Кроме того, дополнительные проблемы, в том числе обработка образца, неизменно вносят вклад в случайные потери испарения легких компонентов из ядра [5], что приводит к постепенному увеличению значений вязкости. Поршень обеспечивает альтернативный механический метод центрифугирования для извлечения тяжелых и образцов битума из ячеек коллектора, что позволяет избежать этих ограничений.

Целью данной работы является сравнение физических свойств и химического состава образцов образцов тяжелой нефти и битума, которые были извлечены из ядра центрифугированием и поршнем. Образцы взяты из района реки Ривер в северной части провинции Альберта, Канада, и были выбраны для охвата широкого круга физических свойств с вязкостью масла в диапазоне от 21,000 мПа*с до 1,4*10^6 мПа*с при 20 °С или до 9,6* 10^6 (25,5 °С).

Эксперимент

1. Образцы

Выбор замороженных хранимых образцов ядра основывался на данных по вязкости, которые были получены ранее из регенерированных поршнем нефти, чтобы обеспечить широкий диапазон вязкости для проверки эффективности как поршня, так и центрифугирования. Исходное нетронутое ядро было разделено по длине активной зоны, чтобы обеспечить сопоставимые (бок о бок) образцы, которые должны быть представлены для извлечения нефти с помощью поршня и центрифугирования, опыт проводились в одно и то же время, и измерения вязкости отработанной нефти проводились в течение 1 дня.

2. Механическая экстракция битума из образцов ядра

Битум быстро извлекается из образцов ядра с помощью поршня. При замораживании образцы оставляют для размораживания (смягчения) при температуре окружающей среды в течение приблизительно 15 мин. 200–300 г выбирают из ядра, которую осторожно дробят, используя молоток, чтобы минимизировать летучие потери. Образцы запечатывают в уплотнительной камере и нагревают до 60–80 ° С, тем самым минимизируя испарение легких фракций. Образец ядра подвергается нагрузке 5 тонн, постепенно увеличиваясь до 30 тонн в течение 30 мин. Нефть собирается со дна поршня в предварительно взвешенном полипропиленовом контейнере. После сбора, образцы нефти сразу анализируются, чтобы минимизировать потерю летучих компонентов, которые могут возникнуть даже во время хранения образцов при охлаждении.

3. Измерение вязкости при низкой температуре

Низкая температура (в пределах 10–80 ° C) вязкость отработанной нефти (мПа*с) была измерена с использованием Brookfield R/S-CPS + реометр в конфигурации конуса и пластины. Инструмент откалиброван с использованием стандартных жидкостей с известной вязкостью от 1060 мПа*с до 5,6*10^6 мПа*с. Приблизительно 0,5 г нефти загружают в пластину вискозиметра, и соответствующая скорость отжима (скорость сдвига) оптимизируется с помощью итераций, достигающих почти 100 % установочного крутящего момента, и регистрируется вязкость. Вязкость измеряется в температурном диапазоне 20–80 ° C и регистрируется при каждой температуре с использованием программного обеспечения Brookfield Rheo2000 (версия 2.8).

4. Содержание воды в нефти по анализу Карла Фишера.

Содержание воды в образцах битума определяли с использованием титратора Карла Фишера (Brinkmann-Metrohm Titrino Model 787) [7]. Вода (мас. %) в образце определялась путем интерполяции калибровочной кривой, определенной измерением реакции устройства на образцы воды, которые были изготовлены с известной массой воды в сухой смеси 26 об. % 2-пропанола и 74 об. % толуола. Спирт реагирует с диоксидом серы (SO2) и основанием с образованием промежуточной алкилсульфитной соли, которая затем окисляется йодом до алкилсульфатной соли. Эта реакция окисления расходует воду. Вода и йод потребляются в соотношении 1:1, и когда вся потребляемая вода потребляется, присутствие избыточного йода обнаруживается вольтаметрически индикаторным электродом титратора, который сигнализирует конечную точку титрования. Результирующие данные по содержанию воды обычно попадают в диапазон погрешности 3 %.

5. Содержание мелких осадков в масле.

Содержание мелких фракций осадка в образцах сырой нефти и битума определяется экстракцией толуолом в соответствии с указаниями в ASTM D473. Используемым устройством является экстрактор отложений Koehler Instrument Company, который состоит из колбы объемом 1000 мл, конденсатора, мешка для экстракции среднего размера (20–30 мкм) и корзины для наперстка. Данные приводятся в виде мас. % от общего количества пробы нефти.

6. Твердофазная экстракция

Для обработки образца для геохимического анализа применялся метод твердофазной экстракции (SPE) для первой стадии разделения с использованием процедуры, разработанной на предприятии. Приблизительно 50 мг экстракта тяжелой нефти переносили в разведенный флакон на 8 мл. Для количественного определения к образцам добавляли набор насыщенных и ароматических углеводородов. Образец растворяли в небольшом количестве дихлорметана (DCM) и переносили на полярную колонку SPE, используя чистую пипетку. Фракцию углеводородов элюируют сначала гексаном, а затем дихлорметаном, а собранный элюат объединяют в одной и той же пробирке. Объем растворителя можно уменьшить с помощью аккуратной промывки азотом, а затем перенести в пробирку для автоматического анализа проб с маркировкой GC MS для полного анализа углеводородов.

7. Газовый хромато-масс-спектрометрический анализ общих фракций углеводородов.

Газовый хромато-масс-спектрометрический анализ фракций всех углеводородных соединений проводили на газовой хроматографах Agilent 6890 N (GC), соединенных с Agilent 5975B Inert XL MSD (масс-селективный детектор). Образцы анализировали в режиме выбранного ионного мониторинга (SIM). Программа температуры печи GC была равна 40 ° C в течение 5 минут, а затем увеличивалась на 4 °C / мин до 300 ° C (конечное удержание в течение 20 минут).

Результаты

1. Вязкость

Ядра были извлечены с использованием методов поршня и центрифугирования для облегчения извлечения эквивалентных образцов тяжелой нефти и битума. Величины вязкости отработанной нефти, как правило, измеряли при 20, 38, 54 и 80 ° С и результаты показаны в таблице 1. Однако минимальная температура, достижимая для надежного и стабильного измерения вязкости битума, составляла 25,5 ° С (НО-4, таблица 1). Во всех случаях, показанных здесь и в результатах, о которых сообщалось ранее [5], нефть, извлеченная центрифугированием, последовательно давала более высокие показатели вязкости, чем нефть, полученные из эквивалентных образцов ядра с помощью поршня. Причина более высоких измерений вязкости для центрифугированных нефтей, по-видимому, связана с условиями окружающей среды, используемыми во время процессов восстановления.

Широко распространено мнение, что материал, такой как битум, по существу не содержит летучих жидких компонентов, и поэтому не обрабатывается в лаборатории с должным вниманием и пониманием того, как случайная потеря летучих влияет на конечные значения вязкости. В наших исследованиях мы обнаружили, что в высоковязких битумах по-прежнему содержится небольшое количество летучих или полулетучих жидких компонентов, так что кратковременное воздействие внешних условий и случайное удаление летучих соединений может оказывать существенное воздействие на вязкость [5]. Ряд экспериментов по смешиванию, проведенных с использованием битума и толуола, показал, что добавление небольших количеств толуола в битум оказывает существенное влияние на вязкость, при которой добавление растворителя принимает экспоненциальную кривую в вязкости смешанного масляного растворителя, таким образом, добавление 6 мас. % толуола к битуму может снизить вязкость битума на порядок [3].

В этих экспериментах успешная добыча нефти из ядра указывает на то, что поршень представляет собой единый последовательный метод экстракции, который можно применять для подготовки образцов для измерения вязкости, что также сводит к минимуму воздействие образца на окружающие условия во время обработки и обработки образца. В экспериментальных программах, где свойства битума должны сравниваться, все образцы должны быть подготовлены по той же методике [4], поршень удовлетворяет этим требованиям. Хотя здесь продемонстрировано диапазон вязкости от 21,000 мПа*с до 1,4*10^6 мПа*с при 20 °С или до 9,6* 10^6 (25,5 °С), в нашей лаборатории мы извлекли тяжелую нефть и битум, охватывающие диапазон вязкостей от 1000 мПа*с до 10 миллионов мПа*с при 20 ° С.

Таблица 1

Данные по вязкости нефти, содержание воды (мас.%), Определенные по анализу Карла Фишера (KF), исодержание мелкодисперсной фракции (мас.% По ASTM D-473) для нефти, извлеченной из ядра, месторождений Peace River механическим извлечением сиспользованием поршня ицентрифугированием методы

Таблица 2

Молекулярные параметры на основе углеводородных соединений

Ключ: Ts/Ts + Tm = C₂₇ 18a trisnorneohopane/(C₂₇ 18a trisnorneohopane + C₂₇ 17a trisnorhopane), C₂₀/(C₂₀ + C₂₈) TAS = C₂₀/(C₂₀ + C₂₈) (20R + 20S) — tri-aromatic steroid hydrocarbons, TAS/(MAS + TAS) = C_26–28 TAS/(C₂₇_₂₉ MAS + C₂₆_₂₈ TAS), DBT/P = dibenzothiophene/phenanthrene, MPI = 1.5 _ (3-methylphenanthrene + 2-methylphenanthrene)/(phenanthrene + 9-methylphenanthrene + 1-methylphenanthrene).

2. Общие данные о составе углеводородов

Общие распределения углеводородов из ГХ-МС анализа исходного материала ядра, представляющего каждый тип вязкости, показаны на рис. 1. Из наименее вязкой нефти (21000 мПа*с при 20 ° С) до наиболее вязкой нефти (9,6*10^6 мПа*с при 25,5 °С) общие распределения углеводородов характеризуются постепенным истощением летучих углеводородных компонентов, наблюдаемых при элюировании в начале хроматограммы, в то время как относительная интенсивность неразрешенной сложной смеси увеличивается. Тенденция естественной вязкости в наборе образцов обусловлена ​​увеличением степени биодеградации, которая приводит к удалению летучих компонентов жидкости, а также воздействует на два кольцевых ароматических углеводорода, таких как алкилнафталины (рис.1). Ряд молекулярных отношений, которые обычно используются в качестве геохимических параметров для определения истории термического созревания масел, был рассчитан из набора насыщенных и ароматических углеводородов (таблица 2). Ароматическое соединение серы дихлорметан (DBT)более восприимчиво к биодеградации, чем фенантрен(P), поэтому отношение DBT / P постепенно уменьшается с потерей DBT, в то время как соответствующее увеличение вязкости.

Различные образцы материалов были обработаны твердофазной экстракцией и затем проанализированы с помощью ГХ-МС. Они включали нефть, которое было экстрагировано растворителем из исходного ядра, центрифугированная нефть и остаток от центрифугирования (экстракция растворителем), а также погруженная нефть и остаток после погружения (таблица 2). Молекулярные отношения, рассчитанные для насыщенных и ароматических углеводородов из переменных матриц образцов, показаны в таблице 2.

Рис. 1. Частичные восстановленные полные ионные хроматограммы всех углеводородных фракций, выделенных из экстрактов ядра, представляющих диапазон вязкостей нефти при 20 ° С (если не указано иное)

3. Содержание воды в механически регенерированных нефтях методом титрования по Карлу Фишеру.

Содержание воды в образцах тяжелой нефти и битума измеряли методом титрования по Карлу Фишеру. Содержание воды по Карлу Фишеру показывает, что центрифугированная нефть имеет более высокое содержание воды, чем поршневая нефть для образцов HO-1 (21000 мПа*с) и HO-2 (223000 мПа*с) (таблица 1). Содержание воды в образцах битума (1,4* 10^6 мПа*с; НО-3), практически одинаково. Интересно, что образец был взят из зоны контакта нефти с нефтью в резервуаре ядра реки Ривер. Во время биодеградации при контакте с нефтью и водой биологически активные поверхностно-активные вещества, такие как карбоновые кислоты, могут способствовать в том, что вода удерживает нефть. Наиболее вязкий образец нефти (HO-4; 9,6*10^6 мПа*с при 25,5 ° С), извлеченный в ходе экспериментов, был измерен в двух экземплярах и обнаружил, что он содержит 3 мас. % воды.

4. Извлечение проб нефтяного топлива.

В предыдущем обсуждении говорилось о важности получения свежих образцов, которые максимизируют удержание летучих жидких компонентов с нефтью, находящимся в ядре. Из-за природы ядра, после того, как стержень ядра выведен на поверхность, газовые компоненты быстро теряются. В случае, когда образцы могут быть собраны и сохранены каким-то образом для удержания газовых компонентов, закрытая система способностей поршня может быть сконфигурирована таким образом, чтобы собирать загруженные газом масла в сосуд. В наших экспериментах мы загрузили 150 г ядра в поршень вместе с 45 г гранул диоксида углерода и добавили 150 г масляного песка на гранулы. Поршень приводился в действие механическим перемещением, как при обычной процедуре, и перемещал жидкость, содержащую диоксид углерода, в сборник из нержавеющей стали. Вязкость пробы нефти, насыщенного газом, измеряли с использованием высокотемпературного вискозиметра Cambridge SPL-440. Подобным воздействием вязкости, обусловленным присутствием летучих жидких компонентов, газ также оказывает сильное воздействие на вязкость.

Заключение

Механическая экстракция, выполняемая в герметичной системе, эффективно удерживает летучие жидкие компоненты с получением нефти, что приводит к улучшению консистенции при измерении вязкости. По сравнению с центрифугой, поршневые нефти имеют тенденцию к более низкой вязкости, а также характеризуются более низким относительным количеством воды и глины. Тяжелая нефтяная и битумная промышленность все в большей мере осознает проблемы, связанные с измерениями физических свойств, о которых говорилось в предыдущих статьях. Преимущества поршня позволяют быстро извлечь чистый тяжелый нефтяной или битумный образец из ядра примерно за 30 минут, который подходит для определения вязкости.

Было продемонстрировано, что поршень способен мобилизовать нефть из ядер с вязкостью от менее 1000 мПа*с до десятков миллионов мПа*с. Точные показатели вязкости необходимы для оптимального размещения скважин для термического восстановления битума [1]. Поршень работает в полевых условиях на буровой площадке, чтобы обеспечить показатели вязкости в реальном времени. Будущая задача состоит в том, чтобы получить ядро, содержащий исходные газожидкостные компоненты, путем замораживания донника и загрузки в поршень, в результате чего уплотнение может сжать нефть в сосуд для измерения вязкости «живых масел».

Литература:

1. Larter SR, Adams JJ, Gates ID, Bennett B, Huang H. The origin, prediction and impact of oil viscosity heterogeneity on the production characteristics of tar sand and heavy oil reservoirs. // J Can Petrol Technol. — 2008. — № 47. — С. 52–61.

2. Larter SR, Jiang C, Oldenburg TBP, Adams JJ, Noke KJ, Bennett B, Gates ID, Snowdon LR. Method and apparatus for obtaining heavy oil samples from a reservoir sample // Gushor Inc. Patent WO/2008/098359. — 2008.

3. Jiang C, Bennett B, Larter SR, Adams JJ, Snowdon LR. Viscosity and API gravity determination of solvent extracted heavy oil and bitumen. // J Can Petrol Technol. — 2010. — № 49. — С. 7–8.

4. Wallace D, Polikar M, Ferracuti F. Preparation of bitumen from oil sand by centrifugation. // Fuel. — 1984. — №.63 — С. 862–864.

5. Adams JJ, Jiang C, Bennett B, Huang HP, Oldenburg TBP, Noke K, Snowdon LR, Gates ID, Larter SR. Viscosity determination of heavy oil and bitumen. Cautions and solutions. In: // Proceedings for the World Heavy Oil Congress.. — 2008. — №.443 — С. 1–12.

6. Miller KA, Nelson LA, Almond RM. Should you trust your heavy oil viscosity measurement? // J Can Petrol Technol. — 2006. — №.45 — С. 42–48.

7. ASTM D6304–07,. Standard Test Method for Determination of Water in Petroleum Products, Lubricating Oils, and Additives by Coulometric Karl Fischer Titration. //

8. Radke M, Welte D. The methylphenanthrene index (MPI): a maturity parameter based on aromatic hydrocarbons. // Bjorøy M et al., editors. Advance in organic geochemistry. — 1983. — №. — С. 504–512.

9. Hughes WB, Holba AG, Dzou LIP. The ratios of dibenzothiophene to phenanthrene and pristane to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks. // Geochim Cosmochim Acta. — 1995. — №.59 — С. 3581–3598.

10. Seifert WK, Moldowan JM. Applications of steranes, terpanes and monoaromatics to the maturation, migration and source of crude oils. // Geochim Cosmochim Acta. — 1978. — №.42 — С.77–95.

11. Mackenzie AS, Hoffman CF, Maxwell JR. Molecular parameters of maturation in the Toarcian shales. // Geochim Cosmochim Acta. — 1981. — № 45. — С. 1345–1355.