Углеводороды как объект нанотехнологий

 

Исследования показали, что нефть является «ассоциативной наножидкостью», по своей природе являющейся объектом нанотехно­логии. Поэтому, и традиционные технологии для разработки нефтега­зовых месторождений должны стать «нанотехноло­гиями», в том смысле, что они должны быть оптимизированы или спроектированы заново с учетом наноструктуры нефти. Термин «нанотехнология» можно использовать для описа­ния любых технологических процессов, которые спроектированы и осуществляются с учетом комплексной фазовой диаграммы наноколлоидов в нефтегазовых флюидах.

Нанотехнологии вошли в нефтегазовую промышленность, вроде бы, не так давно, но многие их приложения уже стали неотъемлемой частью, казалось бы, традиционных технологических процессов. На­пример, использование наноструктурированных цеолитов позволило на 40% повысить выход бензиновых фракций по сравнению с приме­нением обычных катализаторов.

В нефтях большинство самоорганизующихся молекул входят в состав асфальтенов, группы которых выделяют по признаку раство­римости. Важность изучения свойств коллоидов природных нефтей (как на микро, так и на нано уровнях) осознали уже несколько де­сятилетий назад в 1938-1940 гг., впервые по отношению к природным битумам. В ходе дальнейших исследований выяснилось, что лю­бая нефть представляет собой коллоидную систему, в которой колло­идная фаза представлена, в основном, асфальтенами. Асфальтены являются ассоциативными наноколлоидами.

Нефть, добываемая на существующих месторождениях, имеет различное качество. Российские качественные «легкие» нефти (За­падная Сибирь) достаточно высоко ценятся на мировом рынке. «Тя­желые» нефти (Башкортостан, Татарстан) дешевле и сложнее для пе­реработки, поскольку содержат более высокий процент серы и пара­финов.

Исследования показали, что при прогнозировании экономи­ческой эффективности реализации нефти недостаточное внимание уделяется тому обстоятельству, что такие параметры, как качество и ценность добываемой нефти на данном месторождении, в данном ре­гионе, не являются константой, и претерпевают закономерную эво­люцию в процессе многолетней эксплуатации.

В результате проведенных исследований было установлено, что корреляционные зависимости качества нефти претерпевают эволюционные изменения за счет изменений состава нефтей при их мигра­ции в процессе эксплуатации месторождений. В свою очередь, изме­нения молекулярной системы нефти - результат процессов природ­ной «геохроматографии», связанной с преимущественной адсорбцией полярных компонентов нефти на поверхности некоторых минералов. Определяющую роль в этих процессах играют асфальтены, высоко­молекулярные серосодержащие нефтяные компоненты. В ряде случа­ев, благодаря избирательной адсорбции асфальтенов, содержание се­ры в добываемых тяжелых нефтях может уменьшаться при сохране­нии их высокой плотности.

В области бурения известны примеры изготовления оборудования из нового поколения наноматериалов. Буровые долота, тру­бы нефтяного сортамента, элементы оборудования промыслов должны противостоять колоссальным нагрузкам, поэтому потребность нефтегазовой промышленности в прочных и долговечных материалах крайне высока. Применение материалов с заданной наноструктурой позволяет делать более легкое, долговечное и прочное оборудование.

Также при бурении применяются «умные» технологические жидкости, или жидкости с запрограммированными свойствами. К таким жидкостям относятся растворы ПАВ и полимеров, мик­роэмульсии, гели, а также бижидкостные пены (афроны).

Еще одна развивающаяся область промышленности занимается исследованием и применением «наножидкостей». Наножидкости - это технологические растворы с добавлением небольшого количе­ства нанофракции твердых частиц для улучшения тех или иных свойств. Наножидкости можно создавать таким образом, чтобы они были совместимы с флюидами и горными породами продуктивного пласта и в то же время не представляли опасности для окружающей среды. Некоторые из них уже находят применение и в скором време­ни они позволят решить ряд острых проблем, возникающих при бу­рении, закачивании и эксплуатации скважин. Среди них снижение трения труб о стенки скважины, укрепление слабых песчаных пла­стов, борьба с гелеобразованием, изменение смачиваемости ствола скважины и борьба с коррозией.

Для предотвращения солеотложений в трубах при эксплуатации нефтяных скважин могут быть использованы магнитные устройства, которые показали свою эффективность, и механизм действия которых основан на наноразмерных явлениях.

 

2.2. Гидрофобная наножидкость

для скважинных операций

 

Пограничными технологиями для добычи и в добыче являются технологии сохранения коллекторских свойств пласта при техноло­гических операциях в скважинах. Например, при применении гидро­фобных эмульсий, обеспечивающих требуемую плотность и одно­временно предотвращающих уменьшение проницаемости призабойной зоны, улучшение ее свойств достигается за счет добавления дис­персной твердой фазы с размерами частиц не более 0,1 мкм (т.е. ме­нее 100 нм), что говорит о принадлежности этой технологии к нанотехнологиям. Такие параметры также обеспечивают отвод избы­точного тепла из зоны проведения технологического мероприятия. С 2007г. в развитие этого способа создан состав СНПХ-СХ-3003, промышленно выпускаемый НИИнефтепромхим (г. Казань).

 

2.3. Применение нанотехнологий для регулирования биологического состава с целью снижения коррозионных поражений эксплуатационных труб

 

Исследователи отмечают, что около 80% коррозионных пораже­ний эксплуатационных скважин, включая обсадные трубы и другое оборудование, связано с деятельностью сульфат-восстанавливающих и других бактерий.

Изучение образцов портландцементного камня, находившегося в условиях нефтяного пласта, показало, что в порах цементного кам­ня обнаруживаются нефтеокисляющие бактерии, денитрификаторы, сульфатредуцирующие и сульфатвосстанавливающие бактерии, раз­личные грибки, в результате жизнедеятельности которых происходит послойное разрушение образцов с изменением состава порового про­странства. Поскольку размеры пор цементного камня и породы в ряде случаев близки между собой, а некоторые химические элементы (Са, Mg, Na, Si, Р, S) являются основой и цементного камня, и поро­ды, то можно предположить, что и в поровом пространстве породы возможно развитие своеобразных экологических ниш для различных видов микроорганизмов и грибков при наличии органического веще­ства. На принципе изучения различных микробных ассоциаций раз­работаны различные способы поисков залежей углеводородов.

Микроорганизм отдельно взятый, имеет электрический заряд, как правило, в целом, отрицательный. Это позволяет рассматривать фильтрацию жидкости с микроорганизмами с точки зрения электрокинетической теории.

B тоже время, микроорганизмы, образуя в коллекторах и поровом пространстве своеобразные сообщества, при благоприятных условиях, активно участвуют в метаморфизме минералов. Микроорганизмы мобилизуют элементы из кристаллических решеток породообразующих минералов с помощью сильных химических реагентов, ко­торые они же и продуцируют. Эти реагенты представлены разнооб­разными минеральными и органическими кислотами, биогенными щелочами, что делает биохимический аппарат, которым располагает микрофлора для деструкции минералов, в высшей степени гибким и разнообразным.

Поэтому регулирование биологического состава используемых для добыче нефти и газа вод является одной из разновидностей нано­технологии повышение эффективности разработки нефтегазовых ме­сторождений.

 

2.4. Применение нанореагентов для регулирования образования асфальто-смолисто-парафиновых отложений

в скважинах

 

Особенности формирования асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) в технологическом оборудовании скважин опре­деляют технологические показатели их работы и себестоимость до­бычи нефти. Исходя из модели образования АСПО вследствие изме­нения термобарических условий и механического прилипания АСПО к стенкам скважины удаление АСПО проводится либо путем подачи в скважину различных реагентов, которые или растворяют АСПО или прогревают зону АСПО, либо скважинными нагревателя­ми, либо механическими способами с использованием скребков. Некоторые технологии позволяют удалять АСПО даже при отсутст­вии циркуляции внутри НКТ, что было успешно реализовано на Ромашкинском месторождении.

Формирование АСПО с позиции теории кристаллизации позво­ляет прогнозировать успешность для их снижения за счет 1) введения дополнительных центров кристаллизации и 2) искусственного фор­мирования центров кристаллизации за счет локального изменения термодинамических параметров жидкости в подъемнике.

Первая из этих технологий может реализовываться с примене­нием реагентов фирмы «SHELLSWTM» или отечественного реагента марки ДП-МР. Кроме этих реагентов был исследован наноразмерный (с размером частиц менее 0,1 мкм) суперфобный реагент марки «А». Лабораторные эксперименты по проверке первой технологии выполнялись с использованием криогенного циркуляционного тер­мостата и термостатируемой водяной бани, в которую помещалась емкость с фиксированным объемом нефти - метод «холодного стержня». Результаты этих лабораторных испытаний приве

от концентрации

дены на рис. 2:

 

 

Рис.2. Зависимость количества отложения парафинов М от концентрации С наноингибитора парафиноотложений

 

Эксперименты показали, что при добавках нанореагента «А» в количестве более 0,01%-вес. на литр нефти Рязанского НПЗ с 5% со­держанием парафина абсолютное выпадение АСПО на стандартную поверхность (при разнице температур 45°С) уменьшается почти в пять раз по сравнению с выпадением АСПО без добавки реагента «А» в том же режиме испытаний. Видно, что при равных расходах и оди­наковых условиях эксперимента ингибирующая эффективность нано­реагента «А» превосходит аналог фирмы «SHELLSWTM», примерно, в 2,5 раза и отечественный материал марки ДП-МР в 1,5 раза.