Характеристика нефти Западной Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн - крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев. Площадь около 3,5 млн. км2.

Большая часть (свыше 80%) нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000--3000 м. Нефтяные месторождения бассейна отличаются высокими дебитами: до 200 т/сут. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна -- ценное сырьё для химической промышленности. Плотность её не более 880 кг/м3, содержание серы низкое (до 1,1%), парафина -- менее 0,5%, содержание бензиновых фракций высокое (40--60%). В юрских отложениях нефть более лёгкая, чем в меловых.

1. Типология

Нефти Западной Сибири характеризуются большим разнообразием. Отмечаются все четыре типа, отвечающие классификации А. А. Петрова. К типу А1 относятся нефти, не затронутые процессами биодеградации; на территории Западной Сибири они встречаются редко. Нефти типа Б1 значительно биодеградированы, содержат нафтены при практически полном отсутствии алканов нормального и изостроения, образуются на конечном этапе биохимической эволюции нефтяной залежи. К ним относятся нефти месторождений Айяунского, Антипаютинского, Ванъеганского, Верхнепурпейского, Верхнереченского, Губкинского, Ереминского, Медвежьего, Новопортовского, Пангодинского, Русского, Северного, Тазовского, Уренгойского. Типы Б2 и А2 -- промежуточные между типами А1 и Б1. Нефти типа Б2 встречены на Федоровском, Северо-Толькинском и Верхнеколикъеганском месторождениях. Нефти типа А2 характерны для следующих месторождений: Арктическое, Бованенковское, Быстринское, Ванъеганское, Варъеганское, Востокинское, Еты-Пур-ское, Новопортовское, Пальяновское, Самотлорское, Тайбинское, Тюменское, Усть-Часельское, Юбилейное, Яунлорское. В Западной Сибири нефти Б2 и А2 часто залегают совместно. Закономерно, что нефти разных типов имеют свои, присущие только им, механизм и скорость трансформации.

2. Физические свойства нефти

При системном рассмотрении нефтей значительный интерес, кроме химического состава, представляют физические характеристики, такие как летучесть, вязкость, плотность. Летучесть определяет способность нефтяных компонентов к перераспределению в атмосферу. После испарения летучих компонентов происходит накопление в нелетучем остатке тяжелых ингредиентов. Вязкость и плотность оказывают значительное влияние на миграцию нефтей в природных объектах. Вязкие нефти малоподвижны и обладают низкой способностью к радиальной и горизонтальной латеральной миграции, маловязкие более подвижны, миграционно активны. Некоторые нефти имеют весьма высокую плотность, которая обычно сочетается с повышенным содержанием смол и асфальтенов. Так, нефть Ванъеганского месторождения имеет плотность 0,960 г/см3 при содержании асфальтенов -- 1,9 %, смол -- 13,05 %. Нефть Вачимского месторождения плотностью 0,909 г/см3 содержит асфальтенов -- 1,58 %, смол -- 10,82 %. Существуют также легкие нефти, с плотностью менее 0,800 г/см3, в которых значительны количества алканов, но мало смол и асфальтенов.

3. Углеводородный состав

Углеводородный состав нефтей неоднородный, представлен углеводородами насыщенными (алканы), ненасыщенными (алкены, алкадиены, алкаполиены), циклическими (циклоалканы, циклоалкены, нафтены), ароматическими (арены).

По составу насыщенных УВ все нефти делятся на две группы: 1 -- тяжелые, смолистые, сернистые нефти с большим количеством нафтенов; 2 -- легкие, парафинистые, малосернистые нефти, в которых алканов в 2-4 раза больше, чем нафтенов. В этих нефтях мало поли- и моноциклических нафтенов, в основном в них содержатся би- и трициклические.

Концентрация алканов колеблется в широком диапазоне -- от десятых долей до нескольких десятков процентов. Преобладают УВ с числом С-атомов от С5 до С15, однако есть и исключения. Нефти Широтного Приобья содержат сравнительно мало твердых парафинов. В них присутствуют в основном низко- и среднемолекулярные алканы, н-алканов выше С20 немного, и среди них преобладают гомологи с четным числом С-атомов. Нефти северных районов и бортовых частей впадины характеризуются высоким содержанием парафинов.

Среди алкенов распространены изопреноидные структуры. Изопреноидные цепи регулярного и нерегулярного строения обнаружены в составе сернистых, азотистых соединений нефти, а также в моноароматических УВ.

По содержанию и составу аренов нефти первой и второй групп существенно отличаются друг от друга. В некоторых нефтях первой группы почти равные концентрации ксилолов и этилбензола, в то время как в нефтях второй группы ксилолов иногда в 10-20 раз больше, чем этилбензола. Содержание аренов выше в биодеградированных нефтях, поэтому они более стойки к деградации. Легкие парафинистые нефти содержат больше поликонденсированных аренов. Существуют нефти с высоким содержанием соединений с одним ароматическим кольцом и нефти с повышенным содержанием ПАУ. Обычно ПАУ в нефти от 1 до 4 %, наиболее распространены среди них гомологи нафталина, фенантренов, бензфлуоренов, хризенов, пирена, 3,4-бензпирена, особенно моно-, ди- и триметилзамещенные нафталины и фенантрены. Незамещенные арены в сырой нефти не распространены. Наибольшее содержание аренов в нефтях сернистых, тяжелых и смолистых.

4. Оксисоединения

В группу нефтяных оксисоединений входят спирты и фенолы. Из спиртов наибольший интерес с точки зрения оценки геохимических превращений представляет ненасыщенный спирт фитол R-СН=С(СН3)-СН2ОН. Велико значение фенолов, из которых наиболее распространены алкилфенолы. Качественный состав алкилфенолов во всех исследованных нефтях одинаков. Он зависит от глубины залегания нефтей. Особенно ярко эта зависимость прослеживается для фенолов и крезолов. Фенол и крезол могут быть продуктами окисления аренов нефти. Кроме алкилфенолов в нефти присутствуют еще шесть гомологических рядов по степени водородной ненасыщенности. Установлено также присутствие в смеси инданолов, нафтолов, оксибензофуранов, двухатомных моноядерных фенолов, а также их циклических производных.

Основную массу нефтяных оксосоединений составляют кетоны, альдегиды, кислоты, сложные эфиры, ангидриты, лактоны. Все они при выделении растворителями попадают в две группы: смолы и асфальтены. Кроме кислородсодержащих в эти группы входят азот- и серосодержащие вещества. По содержанию смол и асфальтенов нефти делятся (суммарное содержание, %) на малосмолистые -- от 1 до 10, смолистые -- от 15 до 26, высокосмолистые -- от 17 до 40.

В большинстве нефтей наблюдается существенное превышение содержания альдегидов и кетонов над карбонильными кислотами. Соотношение смол и асфальтенов обычно укладывается в пределы от 3 до 20, т.е. варьируется весьма значительно. УВ могут переходить в асфальтены после внедрения в их молекулу атомов серы, азота или кислорода. Смолы делятся по полярности входящих в их состав молекул на бензольные и спиртобензольные. Величина отношения этих смол меняется более чем в 30 раз.

Содержание асфальтенов в некоторых нефтях может достигать 20 %. Асфальтены нефтей содержат парамагнитные центры, количество которых выше, чем в асфальтенах современных осадков. Это может свидетельствовать о распространении в нефтяных асфальтенах полисопряженных структур.

Установлено присутствие в нефтях карбоновых кислот нормального строения до С40, среди которых значительно преобладают кислоты с четным числом С-атомов, а также большое содержание непредельных кислот С16 и С18. Состав кислот из разных нефтей неодинаков. Максимум содержания кислот обычно приходится на область С16-С28. Часто преобладают кислоты С20-С30 с четным числом С-атомов. Количество нормальных кислот в биодеградированных нефтях (месторождения Русское, Ванъеганское, Лянторское) значительно меньше, чем в небиодеградированных (Салымское, Мамонтовское). В первых более 60 % приходится на долю моно-, би- и трициклических нафтеновых кислот, в то время как доля гексациклических в 10 раз меньше.

Серосодержащие вещества.

К серосодержащим веществам нефти относятся сульфиды, дисульфиды, меркаптаны. Среди сульфидов и дисульфидов имеются представители ароматического и предельного рядов, из меркаптанов -- тиофенолы. Наиболее сернистые нефти приурочены к центральной части низменности в районе Сургутского свода. По периферии низменности расположены месторождения малосернистых нефтей. При переходе от нефтей легких метановых к тяжелым нафтеновым происходит увеличение количества тиофеновых структур и снижение сульфидов.

Минеральные вещества.

Содержание минеральных веществ невелико при их большом разнообразии. Концентрации металлов в нефти измеряются сотыми долями процента. Основная часть их находится во фракции смол и асфальтенов. Среди них есть как нетоксичные и малотоксичные (Ca, Mg, Fe, Al, Si, Mn), так и токсичные (As,Hg, Pb, V, Ni, Co, Mo U, Cu), оказывающие отрицательное действие на биоценозы. Особенно значительно содержание в нефтях ванадия (до 0,04 %) и никеля (до 0,01 %); их соединений. Металлы находятся преимущественно в форме комплексных соединений с органическими веществами (окси-, амино- и фенолокислотами, оксофенолами, порфиринами и др.), могут также присутствовать в водной фракции нефти в растворенном состоянии.

5. Качество нефти

Существует такой показатель, как качество нефти. При его выявлении учитывают следующие параметры:

· плотность нефти p;

· выход фракций при температурах до 200, 300 и 350 градусов;

· массовая доля серы S;

· концентрация хлористых солей С.

Определен комплексный показатель качества К для оценки нефти. Он рассчитывается по следующей формуле:

К = 0,04S + 0,00054C + 1,74p -- 0,0087Ф200 -- 0,0056Ф300 -- 0,0049Ф350,

где: S -- содержание общей серы в нефти (%), С -- концентрация хлористых солей (мг/л), p -- плотность нефти (г/см3), Ф200, Ф300, Ф350 -- содержание фракций при температуре до 200, 300 и 350°С соответственно (% объемный), если К < 1 - нефть высокого качества; -- при К ? 1 - нефть низкого качества.

Западная Сибирь до сих пор остается главной нефтедобывающей провинцией России, на долю которой приходится более половины добычи в стране. Геозонирование территории ЗСНГП по комплексному показателю качества нефти К проведено с использованием массива данных из 1648 образцов нефти 338 месторождений ЗСНГП.

На рисунке 1 представлен фрагмент карты территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с результатами геозонирования территории по показателю качества. Видно, что большинство месторождений (более 77% месторождений ЗСНГП с известным качеством нефтей) содержат нефть высокого качества. К наиболее крупным из них относятся:

· в Ханты-Мансийском автономном округе -- Салымское, Урьевское, Поховское, Самотлорское, Советское, Варьеганское;

· в Ямало-Ненецком автономном округе -- Ямбургское, Уренгойское, Муравленковское, Медвежье;

· в Томской области -- Мыльджинское, Лугинецкое, Останинское, Урманское и т.д.

Рисунок 1. Фрагмент карты ЗСНГП с результатами по показателю качества нефти

нефтегазоносный карбонильный вязкость альдегид

Следует отметить, что месторождения с высококачественной нефтью располагаются на всей территории Западно-Сибирской провинции, однако на севере провинции они составляют абсолютное большинство. Месторождения с нефтью в среднем низкого качества расположены в основном в центре Западно-Сибирской НГП. Это такие месторождения, как Мамонтовское, Федоровское, Быстринское, Тобольское в Тюменской области, три месторождения в Томской области -- Нижнетабаганское, Нововасюганское и Таежное.

На рисунке 2 представлено общее распределение нефтей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по качеству. Как видно, приблизительно 1/4 всех нефтей Западной Сибири являются нефтями низкого качества, а 3/4 составляют нефти высокого качества.

Рисунок 2. Распределение нефтей ЗСНГП по качеству

Список литературы

1. Нефтяные месторождения Западной Сибири // в кн.: Геология нефти. Справочник, т. 2, кн. 1. -- М., 1968.

2. Петров А.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. 263с.

3. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 181с.

4. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Геоинформационная система для исследования закономерностей пространственного распределения ресурсов нефти и газа // Проблемы окружающей среды и природных ресурсов, 2000, № 11, с. 15-24.

5. Борисов Л.С. и др. Региональные закономерности изменения физико-химических свойств нефтей позднего мела (берриас-готерив) Западной Сибири, «Геология нефти и газа», № 5, 2011, с.56-63.

Размещено на Allbest.ru