Том 1, № 1, 2021 год

Описаны принципиально отличные научные подходы к формированию знаний о нефтяных системах (аналитический, коллоидно-химический, модельный, хемоинформационный) независимо от хронологических этапов их появления на исторической арене. Аналитический подход, исторически будучи первым, сегодня с развитием петролеомики, становится источником цифровых данных о детальном химическом составе нефтяных систем, что особенно значимо для развития информационного подхода — петроинформатики. С позиций системного анализа именно петроинформатика вбирает в себя достижения всех других подходов, поскольку при наличии исходных цифровых данных о детальном составе, получаемых методами петролеомики, параметрах коллоидно-дисперсной структуры и референтных свойствах представительного набора образцов нефтяных систем, можно ожидать, что применение хемометрики и математических методов многомерного анализа данных позволит осуществлять достоверный прогноз в отношении практически важных референтных свойств новых образцов нефтяных систем. Приведен пример сравнительной обработки математическими методами многомерных данных для ограниченной выборки российских нефтей.

В обзоре критически рассмотрены работы, охватывающие аспекты существования системы нефть–вода–газ–порода в рамках взаимодействия между молекулами и атомами деталей этой многогранной системы. Показано, что наиболее результативно рассматривать взаимодействие между микрочастицами этой системы, как результат квантово-механических актов. Природа вещества в системе и взаимодействие ее деталей имеет не зарядовый, а спиновый характер со всеми практическими аспектами, следующими из этого вывода. Ограничения, накладываемые «только» зарядовой природой взаимодействия между микрочастицами, рассматриваются в представленном обзоре как тормоз, препятствующий развитию фундаментальных представлений о строении вещества.

Получено распределение измеряемых методом ЯМР ¹³C характеристик структурно-группового состава нефтей Лено-Тунгусского бассейна. Показано, что все они достаточно далеки от нормального, многие — асимметричны и бимодальны. От нефтей Волго-Урала и Западной Сибири нефти отличаются намного меньшим содержанием ароматических соединений. Основной максимум распределения Сар лежит в области «хвостов» распределений двух других бассейнов. Среди нефтей бассейна отсутствуют флюиды с малым (менее 14 абс.%) содержанием н-алкильных структур. В пределах бассейна нефти Байкитской антеклизы и Непско-Ботуобинской антеклизы существенно отличаются по содержанию ароматических соединений и н-алкильных структур.

На примере тяжелых высокосернистых нефтей из пермских и каменноугольных отложений Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (Россия) изучены особенности распределения ванадия и никеля в процессе фракционирования смол. Разделение смол на фракции осуществлялось колоночной хроматографией на силикагеле с последующей экстракцией диметилформамидом (ДМФА). Полученные результаты показывают, что преобладающая доля соединений ванадия и никеля в смолах при их адсорбционно-хроматографическом и экстракционном фракционировании распределяется в состав компонентов с пониженным содержанием карбонильных и карбоксильных групп, а также алифатических структур.

Показано, что при формировании устойчивых эмульсий в легкой и тяжелых нефтях образуется межфазный слой, в котором повышается содержание основных эмульгаторов — асфальтенов и смол. Увеличение доли асфальтенов в составе межфазного слоя почти в 4 раза для легкой нефти и в 1.3 раза для тяжелых нефтей сопровождается изменением элементного и структурно-группового состава. Доля смол в межфазных слоях увеличивается на 25–86% по сравнению с исходными нефтями. По результатам ИК-спектроскопии в составе асфальтенов и смол из межфазного слоя легкой нефти возрастает содержание карбоксильных и метиленовых групп, а из межфазного слоя тяжелой сернистой нефти — сульфоксидных и карбоксильных групп. Установлена зависимость поверхностной активности смол и асфальтенов от рН водной фазы. Асфальтены и смолы характеризовались максимальным снижением межфазного натяжения в 2.3–3.2 раза в области рН 10–12 по сравнению с областью рН 4–6, что обусловлено нейтрализацией содержащихся в них карбоксильных групп. Понижение межфазного натяжения в кислой области обусловлено присутствием в эмульгаторах сульфоксидных групп, обладающих свойствами слабых оснований.

Проведены сравнительные исследования микроэлементного состава образцов пород из доманиковых отложений разных литолого-фациальных типов: из семилукско-мендымских (доманиковых) отложений Березовской площади и карбонатных доманикоидных отложений данково-лебедянского горизонта Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения, отличающихся содержанием органического вещества (ОВ), содержанием и составом нефтяных углеводородов (УВ) и керогена. Выявлены отличительные особенности состава и распределения биогенных, редкоземельных и радиоактивных микроэлементов (МЭ) в составе исходных пород, экстрактов из пород и выделенных из них асфальтенов. Показано, что доманиковая карбонатно-кремнистая порода Березовской площади, в отличие от карбонатной породы Зеленогорской площади, характеризуется большим разнообразием и высокими концентрациями всех групп МЭ. Среди них наибольшие концентрации приходятся на V, Ti, Fe, Zn, Ni. Cu, Cr, Ba, Mo и Mn. В карбонатной породе из доманикоидных отложений Зеленогорской площади концентрация данных МЭ значительно ниже, как и концентрации редкоземельных и радиоактивных элементов, практически также отсутствует группа высоколетучих халькофильных МЭ: Ge, Ga, As, Se, Cd, Sb, Te, Re, Hg, Tl, Bi. В обоих типах пород зафиксировано присутствие Sr. В экстрактах и асфальтенах максимальные концентрации приходятся на V, Ni, Fe и Zn. Наибольшей концентрацией V, Ni и Zn отличаются карбены и карбоиды Березовской площади. Состав МЭ указывает на различные условия преобразования ОВ и накопление МЭ в породах доманиковых отложений разных литолого-фациальных типов в результате разной интенсивности развития тектонических процессов и поступления глубинных гидротермальных флюидов в осадочную толщу на исследуемой территории Ромашкинского месторождения.

В работе обобщена аналитическая информация о физико-химических свойствах нефтей юрско-меловых залежей Ванъеганского месторождения, о распределении в их составе насыщенных и ароматических соединений, элементном и структурно-групповом составе смол и асфальтенов (САВ). Углеводородные геохимические показатели и особенности структурно-группового состава САВ свидетельствуют об аквагенном генотипе исследованных нафтидов. Согласно данным по углеводородному составу, нефти из покурской свиты (K2c) являются интенсивно биодеградированными, а пробы из нижезалегающей ванденской свиты (верхняя часть, K1a–al) находятся на начальной стадии биодеградации. Сильная биодеградация сеноманской пробы сказалась на составе асфальтенов, в которых при увеличении вклада нафтеновых группировок происходило уменьшение длины парафиновых цепей и окисление структур, входящих в межслоевое пространство асфальтеновых блоков. В целом проведенные исследования подтверждают, что нефть является генетически целостной системой, в которой в составе углеводородных компонентов и в САВ наблюдаются близкие соотношения различных структурных группировок.

В представленной работе смоделирован процесс дифференциации нефти в залежи при подтоке в нее легких углеводородов. Показано, что перераспределение нефтяных компонентов обусловлено протеканием процессов адсорбции и/или осаждения асфальтенов на породу и их гравитационного распределения. Установлено, что в нижней части нефтенасыщенной модели концентрируются асфальтеновые агрегаты с более плотной структурой.

Выявлены отличительные особенности протекания процессов преобразования органического вещества (ОВ) породы из семилукских (доманиковых) отложений в твердые, жидкие и газообразные продукты под воздействием разных температур и давлений суб- и сверхкритической воды с использованием современных методов инструментального анализа: Rock-Eval, элементный анализ, газовая хроматография, хромато-масс-спектроскопия, ИК-спектроскопия, рентгено-структруктурный анализ (РСА) и масс-спектрометрия с индуктивно связанной плазмой. Процессы деструкции высокомолекулярных битуминозных компонентов и разложения керогена приводят к изменению выхода нефтяных экстрактов из породы и увеличению в их составе доли насыщенных и ароматических углеводородов. В молекулярном составе экстрактов увеличивается содержание легких н-алканов ряда С₁₁–С₁₈, алкилтриметилбензолов состава С₁₁ и С₁₂, нафталинов и фенантренов. Изменения в структуре асфальтенов связанны с увеличением степени их ароматичности и окисленности, а также структурными преобразованиями ванадилпорфириновых комплексов. Установлено, что в среде сверхкритического водного флюида процессы окислительной деструкции, десульфуризации и гидролиза высокоуглеродистых компонентов органического вещества протекают более интенсивно, по сравнению с реакционной средой субкритической воды. В среде сверхкритической воды наблюдаются структурные и фазовые преобразования минералов породы, в частности, в структуре слюды выделяется отдельная фаза монтмориллонита.

Получены новые аниониты на основе асфальтенов реакцией нитрования азотной кислотой, с последующим восстановлением нитроасфальтенов сульфидом натрия. Аминоасфальтены исследованы в качестве анионитов для очистки фенолсодержащих вод. Установлено, что максимальная сорбционная емкость в 2.3 раза превышает значение промышленного образца АВ-17-8 OH–- формы.

Предлагается новая модель осаждения парафинов. Летучесть твердой фазы была рассчитана косвенным путем, исходя из летучести беспримесной жидкой фазы. С использованием результатов SARA-анализа сырую нефть разделили на пять псевдокомпонентов. Показатели растворимости были рассчитаны по уравнению Редлиха–Квонга с поправками Соаве, состав компонентов — по уравнению Рэшфорда Райса. Также был использован генетический алгоритм для большей точности определения температуры начала кристаллизации парафинов и массы парафинов. Среднее отклонение температуры начала кристаллизации парафинов составило 0.11% и 0.15% для моделей многокомпонентного твердого раствора и твердого раствора соответственно. Среднее отклонение массы парафинов составило 10.32% и 5.8% в моделях растворов соответственно. Результаты показали, что более точно спрогнозировать осаждение парафинов в трубопроводах можно в модели твердого раствора, чем в модели многокомпонентного твердого раствора. Оптимизированные параметры модели твердого раствора были более эффективными и оказывали динамическое воздействие. Модели многокомпонентного твердого раствора и твердого раствора совпали с экспериментальными данными. Не было логического объяснения влиянию асфальтенов на парафиновые осадки и температуру начала кристаллизации парафинов. В результате в процессе изучения пяти образцов сырой нефти асфальтены удалили, чтобы исследовать влияние на процентное содержание парафинов и температуру начала кристаллизации парафинов. Результаты показывают, что после удаления асфальтенов уменьшились температура начала кристаллизации парафинов и процентное содержание парафинов.

В данной работе был исследован процесс адсорбции асфальтенов наноачастицами маггемита в системе flow-loop, которая воспроизводит реальный процесс. Для синтеза наночастиц магемита (γ-Fe2O3) был применен метод совместного осаждения ионов железа и оксида железа(III). Для адсорбции и удаления асфальтена из проб сырой нефти в системе потока были применены синтезированные наночастицы маггемита. Исследовано влияние времени контакта, концентрации наночастиц и скорости потока, на процесс адсорбции. Показано, что в эксперименте с системой flow-loop, скорость адсорбции асфальтенов наночастицами маггемита увеличивается с увеличением скорости нефти, времени контакта и концентрации наночастиц. Кинетические эксперименты также показали, что адсорбция асфальтена наночастицамми маггемита осуществляется по нелинейной модели Томаса, и равновесие может быть достигнуто менее чем за 4 ч.