Метод факторного анализа в исследовании нефтяных дисперсных систем
| Вид материала | Документы |
- Вопросы к экзамену по дисциплине «поверхностные явления и дисперсные системы», 37.35kb.
- Программа исследования, 416.21kb.
- Программа дисциплины дпп. Ф. 06 Коллоидная химия, 137.52kb.
- Анализ обусловленности взаимодействий как системообразующий подход при исследовании, 292.43kb.
- Методика факторного анализа: сущность, результативный показатель, понятие «фактора»., 30.47kb.
- Планирование в исследовании систем управления, 48.03kb.
- «Глубокая переработка нефтяных дисперсных систем», 122.36kb.
- Цели и задачи дисциплины, 19.81kb.
- Методика факторного анализа. Характеристика основных приемов и методов экономического, 40.12kb.
- Лекция 11. Элементарные механизмы образования дисперсных систем, 346.96kb.
УДК 519.237.7:665.613.22
МЕТОД ФАКТОРНОГО АНАЛИЗА В ИССЛЕДОВАНИИ НЕФТЯНЫХ ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ
Халикова Д.А. (khalidina@yandex.ru), Дияров И.Н.
Казанский государственный технологический университет, г.Казань
Ключевые слова: факторный анализ, нефтяная дисперсная система, нефть, асфальтосмолопарафиновые отложения, н-алканы.
Аннотация. Проведено комплексное исследование нефтей различных регионов: определены их физико-химические свойства и компонентный состав, молекулярно-массовое распределение н-алканов. Полученные данные обработаны с помощью статистического метода факторного анализа. Показаны возможности метода факторного анализа при исследовании нефтяных дисперсных систем (НДС). Использование факторного анализа для обсуждения полученных результатов позволило выявить наиболее значимые зависимости основных физико-химических свойств нефтей от параметров их состава.
Парафинистые нефти - это нефтяные дисперсные системы неоднородного состава, склонные к структурообразованию при снижении температуры, что приводит к образованию парафиновых отложений на поверхности трубопроводов и в поровых каналах пласта. Большое содержание твердых парафиновых УВ в нефти ухудшает ее качество и создает проблемы при ее добыче и транспортировке. Данные по составу нефтей показывают, что твердые парафиновые УВ содержатся во всех нефтях, однако содержание их колеблется в широких пределах [1]. В связи с этим изучение влияния парафиновых углеводородов на свойства нефтей и их структурную организацию является несомненно актуальным. Привлечение к интерпретации полученных данных статистических методов анализа является необходимым условием для получения достоверных и объективных результатов.
В качестве объектов исследования представлены 24 нефти, отобранные со скважин месторождений Самарской области, Оренбургской области (Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), Киргизии. Все выбранные нефти осложнены проблемами выпадения асфальтосмоло-парафиновых отложений.
Анализ физико-химических свойств нефти проводили по стандартным методикам [1,2,3]: определение плотности нефти по ГОСТ 3900-85, определение кинематической вязкости по ГОСТ 33-82, определение температуры застывания (только для нефтей Киргизии) по ГОСТ 20287-91, определение содержания фракций до 2000С по ГОСТ 2177-99.
Удаление смолисто-асфальтеновых веществ из нефти проводили согласно ГОСТ 11858-66. Осаждение асфальтенов проводилось из отбензиненных нефтей 40-кратным избытком петролейного эфира (40-70ºС) [1]. Разделение деасфальтизата на масла и смолы проводилось методом колоночной хроматографии с использованием растворителей: петролейный эфир (40-70ºС) + четыреххлористый углерод (3:1), бензол и изопропиловый спирт-бензол (1:1).
Выделение твердых парафинов из нефтей проводили согласно ГОСТ 11851-85, метод А. Фракцию масел растворяли в смеси ацетона с бензолом (1:1) из расчета 10 мл на 1 г навески и помещали в изопропиловую баню, охлажденную до температуры -20±1С0. Из охлажденного раствора выпадали твердые парафины, которые фильтровали и смывали с фильтра горячим бензолом.
Физико-химические свойства исследуемых нефтей и их компонентный состав представлен в табл.1.
Таблица 1 – Физико-химические свойства и состав нефтей различных регионов
| № | Месторож-дение | ρ20, кг/м3 | ν20, мм2/С | Содержание компонентов, %мас | ||||
| Бензиновая фракция до 2000С | Масла | Твердые пара-фины | Смолы | Асфаль тены | ||||
| Оренбургская область | ||||||||
| 1 | ОНГКМ | 699,0 | 1,4 | 21,1 | 67,9 | 3,4 | 6,4 | 1,2 |
| 2 | ОНГКМ | 670,0 | 1,0 | 21,3 | 68,5 | 5,8 | 3,7 | 0,7 |
| 3 | ОНГКМ | 743,0 | 3,1 | 17,8 | 66,6 | 3,7 | 9,6 | 2,3 |
| 4 | ОНГКМ | 778,0 | 2,8 | 18,2 | 67,9 | 3,4 | 9,4 | 1,1 |
| 5 | ОНГКМ | 734,0 | 1,2 | 19,8 | 67,7 | 4,3 | 6,8 | 1,4 |
| 6 | ОНГКМ | 768,0 | 4,3 | 18 | 58,8 | 4,6 | 15,8 | 2,8 |
| Киргизия | ||||||||
| 7 | Бешкент | 905,0 | - | 10,9 | 53,6 | 11,9 | 19,9 | 3,7 |
| 8 | Майли-Су | 915,0 | 51,9 | 14,5 | 44,0 | 6,5 | 29,5 | 5,5 |
| 9 | Майли-Су | 910,0 | 48,9 | 11,0 | 53,5 | 6,1 | 22,8 | 6,6 |
| 10 | Майли-Су | 930,0 | 95,6 | 11,9 | 46,7 | 7,6 | 25,3 | 8,5 |
| 11 | Майли-Су | 915,0 | 54,6 | 13,4 | 47,3 | 9,4 | 22,7 | 7,2 |
| 12 | Майли-Су | 915,0 | 54,6 | 13,0 | 54,6 | 6,1 | 22,0 | 4,3 |
| 13 | Тогап | 881,0 | 38,5 | 12,2 | 59,7 | 7,2 | 19,7 | 1,2 |
| 14 | Тогап | 895,0 | 45,2 | 10,4 | 61,4 | 6,0 | 20,6 | 1,6 |
| 15 | Тогап | 866,0 | 26,3 | 14,5 | 56,6 | 6,5 | 21,0 | 1,4 |
| Самарская область | ||||||||
| 16 | Мамуринское | 900,0 | 46,5 | 23,0 | 32.2 | 24,6 | 19,6 | 0,6 |
| 17 | Мамуринское | 950,0 | 56,3 | 21,8 | 39,2 | 21 | 17,4 | 0,6 |
| 18 | Мамуринское | 910,0 | 72,2 | 21,2 | 54,1 | 6,0 | 17,3 | 1,4 |
| 19 | Мамуринское | 743,0 | 1,3 | 40,6 | 40,6 | 5,4 | 12,6 | 0,8 |
| 20 | Верхне-Гайское | 812,0 | 5,4 | 32,9 | 46,5 | 5,6 | 13,6 | 1,4 |
| 21 | Верхне-Гайское | 822,0 | 36,2 | 25,0 | 42,2 | 12 | 18,3 | 2,5 |
| 22 | Верхне-Гайское | 856,0 | 15,5 | 28,5 | 45,2 | 7,7 | 14,8 | 3,8 |
| 23 | Крюковское | 552,0 | 0,1 | 55,7 | 34,3 | 3,6 | 6,1 | 0,3 |
| 24 | Крюковское | - | 82,6 | 18,9 | 33,1 | 26,5 | 18,7 | 2,8 |
Согласно технологической классификации нефтей [3,4] по содержанию твердого парафина к парафиновым нефтям относятся все нефти Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, а также некоторые нефти месторождений Самарской области: №19, 20 и 23. Остальные нефти Самарской области и все нефти Киргизии относятся к высокопарафиновым нефтям.
Для нефтей месторождений Киргизии были определены температуры застывания, которые изменяются от 11-170С. При более высокой температуре застывает нефть №9 (Тз=170С), и при более низкой – нефть №13(Тз=110С).
Углеводородный состав нефтей изучался методом газожидкостной хроматографии с использованием хроматографа «Хром-5» с пламенно-ионизационным детектором в режиме программирования температуры от 80 до 3000С. Использовалась капиллярная колонка длиной 25м, заполненная Апиезоном, газ-носитель – водород. На основании данных газожидкостной хроматографии методом внутренней нормализации определяли индивидуальный углеводородный состав нефтей.
При анализе нефтей методом газожидкостной хроматографии (ГЖХ) выявлено, что в них присутствуют твердые н-алканы от С16 до С36-С39. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в парафиновых нефтях смещено в сторону низкомолекулярных, в высокопарафиновых нефтях – в сторону высокомолекулярных н-алканов (рис.1). Особенностью нефтей Мамуринского месторождения Самарской области является наличие бимодального молекулярно-массового распределения н-алканов с максимумами С16-С18 и С26-С28 (рис.1 нефть №18).
Рис.1. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в нефтях различных регионов.
Анализ большего числа объектов с множеством описывающих их характеристик представляет большую сложность. Работу облегчают статистические методы анализа баз данных, которые в последнее время используются все чаще для таких сложных многокомпонентных систем как нефти [5,6].
Метод факторного анализа (метод главных компонент) в статистической программе Statistika включает в себя процедуру получения матрицы факторных нагрузок на переменные (параметры). Матрица позволяет выявить обобщенные главные факторы, не зависимые между собой, и значимые параметры, стоящие за этими факторами. С точки зрения применения факторного анализа для обсуждения особенностей и поведения таких комплексных объектов как нефтяные дисперсные системы следует учитывать, что суммарный вес выбранных главных факторов (сумма нагрузок главных факторов) не превышает 70÷85%, в то время как для идеальных объектов она составляет 90÷100%.
Факторный анализ параметров состава и свойств нефтей для каждого региона показал, что исследуемые нефти имеют различную структурную организацию, которая определяет их физико-химические свойства.
В результате статистической обработки всех показателей нефтей выявлено два основных фактора, определяющих формирование макро-скопических свойств нефтяных дисперсных систем. В таблице 2 представлена матрица факторных нагрузок на параметры нефтей Оренбургской области.
Таблица 2- Матрица факторных нагрузок на параметры нефтей Оренбургской области
| Параметры | Фактор 1 | Фактор 2 |
| Плотность | 0,8 | -0,4 |
| Вязкость | 0,7 | -0,6 |
| Бензиновые фракции | -0,8 | 0,5 |
| Масла | -0,8 | 0,2 |
| Твердые парафины | 0,0 | 0,7 |
| Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) | 0,8 | -0,5 |
| Относительное содержание н-алканов С16-С23 | -0,8 | -0,6 |
| Относительное содержание н-алканов от С24 и выше | 0,8 | 0,6 |
| Вес фактора | 51% | 32% |
Для нефтей Оренбургской области содержание твердых парафинов в нефти не влияет на изменение их плотности и вязкости (фактор 1 из табл.2), а определяющие значение имеет наличие высокомолекулярных н-алканов и их количество относительно низкомолекулярных и содержание САВ. Плотность и вязкость оренбургских нефтей увеличиваются с уменьшением содержания бензиновых и масляных фракций. Фактор 2 (табл.2) показал следующую их особенность: увеличение в оренбургских нефтях твердых парафинов обусловлено увеличением именно высокомолекулярных н-алканов.
По данным факторного анализа плотность и вязкость нефтей Самарской области увеличиваются с увеличением содержания в них твердых парафинов, САВ и относительного содержания высокомолекулярных н-алканов. Это общая тенденция для нефтяных дисперсных систем. Отличие нефтей Самарской области от общей тенденции заключается в определяющем влиянии смол, но не асфальтенов и в значимом влиянии содержания бензиновых фракций на плотность и вязкость нефтей.
На основании вышесказанного, можно предположить, что в нефтях Самарской и Оренбургской областей высокомолекулярные н-алканы с САВ образуют пространственную сетку, которая увеличивает вязкость и плотность НДС.
Для нефтей Киргизии факторный анализ показал другую картину (табл.3). Дополнительно нефти Киргизии и их компоненты были исследованы методом дифференциальной сканирующей калориметрии. В нефтях Киргизии зафиксировано наличие кристаллической фазы парафиновых углеводородов двух типов с температурами кристаллизации в нефтяной матрице 23-250 и 30-320С и общим содержанием 0,15-0,45%. Содержание кристаллической фазы парафиновых УВ в асфальтенах нефтей Киргизии составляет от следов до 2,9%.
Таблица 3 – Матрица факторных нагрузок для параметров нефтей месторождений Киргизии
| Параметры | Фактор 1 | Фактор 2 |
| Плотность | -0,9 | 0,1 |
| Вязкость | -0,9 | 0,1 |
| Бензиновые фракции | 0,1 | -1,0 |
| Масла | 0,8 | 0,5 |
| Твердые парафины | -0,3 | -0,3 |
| Смолы | -0,8 | -0,4 |
| Асфальтен | -1,0 | 0,0 |
| САВ | -0,9 | -0,3 |
| Кристаллическая фаза | 0,1 | -0,6 |
| Кристаллическая фаза в асфальтенах | -0,8 | 0,4 |
| Температура застывания | -0,7 | 0,4 |
| Относительное содержание н-алканов С16-С23 | -0,6 | 0,3 |
| Относительное содержание н-алканов от С24 и выше | 0,6 | -0,3 |
| Вес фактора | 50% | 23% |
Для нефтей Киргизии физико-химические свойства определяются в основном содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и масел (фактор 1, табл.3). Фактор 2 (табл.3) показывает, что содержание бензиновых фракций нефти мало влияет на ее свойства.
Особенность нефтей Киргизии заключается в том, что парафиновые углеводороды нефтей, которые легко выделяются при депарафинизации масел, не влияют на их физико-химические свойства. Значимое влияние на увеличение плотности, вязкости и температуры застывания киргизских нефтей оказывает увеличение количества соосажденных высокомолекулярных парафиновых углеводородов с асфальтенами - увеличение кристаллической фазы парафинов в асфальтенах.
Таким образом показано, что высокомолекулярные твердые н-алканы по разному структурируют нефти, а именно могут взаимодействовать с асфальтенами (нефти Киргизии) или выступать центрами кристаллизации парафинов, структурируя дисперсионную среду (нефти Самарской и Оренбургской областей).
ЛИТЕРАТУРА
- Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие)/ Н.Н. Абрютина, В.В. Абушаева, О.А. Арефьев и др. Под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой. – Л.: Недра, 1984. – 431с.
- Шарифуллин А.В. Анализ качества нефти, нефтепродуктов и метрологическая оценка средств измерений: Лабораторный практикум/ А.В. Шарифуллин, И.И. Фишман, Н.Ю. Башкирцева, и др. Казан. Гос.технол.ун-т. Казань. – 2003. - 124с.
- Дияров И.Н. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учеб. пособие для вузов/ И.Н. Дияров, И.Ю. Батуева, А.Н. Садыков, и др. – Л.: Химия, 1990.-240с.:ил.
- Батуева И.Ю. Химия нефти/ И.Ю. Батуева, А.А. Гайле, Ю.В. Поконова и др. – Л: Химия. - 1984.-360с
- Якубова С.Г. Дифференциация нефтей многопластовых месторождений: автореф. дис. …к.х.н./ С.Г. Якубова. – Казань, 2006. – 18 с.
- Барская Е.Е. Влияние длительного заводнения на состав и свойства нефтей девонских отложений (на примере Ромашкинского месторождения): дис. …к.х.н./ Е.Е. Барская. – Казань, 2006. – 158с.