Содержание редкоземельных металлов в нефти Татарстана

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки

Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Пермский государственный национальный исследовательский университет»

Геологический факультет

Тема курсовой работы:

Содержание редкоземельных металлов в нефти Татарстана

Курсовая работа студента-заочника 4 курса

Исламова Радик Ренадовича

Научный руководитель - профессор, д.б.н.

Иларионов Сергей Александрович

Пермь, 2015

Содержание

Введение

1. Характеристика нефти месторождений Татарстана

1.1 Перечень нефтяных месторождений Татарстана

1.2 Физико-химические свойства нефти Татарстана

1.3 Гипотезы абиогенного и биогенного происхождению нефти

2. Содержание металлов в нефти (в том числе и редкоземельных)

2.1 Содержание тяжелых металлов в нефти Татарстана

2.2 Содержание редкоземельных металлов в нефти Татарстана

3. Определение редкоземельных металлов в нефти Ромашкинского месторождения Татарстана (Экспериментальные данные)

3.1 Отбор проб нефти

3.2 Анализ скандия и лантана в отобранных пробах нефти

3.3 Результаты анализа

Заключение

Список литературы

Введение

Биомаркеры, хемофосилии, органические молекулы, присутствующие в горных породах и нелитифицированных осадках, горючих полезных ископаемых и других геологических объектах, а также во внеземном веществе, углеродный скелет которых сохраняет характерные черты строения исходных биомолекул. Термин предложил в 1964 году английский химик Дж. Эглинтон. Впервые биогенные соединения (металлопорфирины) были выделены из нефтей, горючих сланцев и углей немецким химиком А. Трейбсом в 1934-36 годах. Благодаря интенсивному развитию хроматографии и масс-спектрометрии в 1960-1970-х годахгеохимия биомаркеров оформилась как самостоятельное научное направление органической геохимии. Выявлено свыше 800 биомаркеров, абсолютное большинство которых имеют своими предшественниками липиды. Наиболее типичными биомаркерами являются полициклические углеводороды (тритерпаны и стераны), ациклические изопреноиды (пристан, фитан, фарнезан), нормальные алканы и их изомеры, а также порфирины. Концентрация биомаркеров в нефтях достигает 40%, что является доказательством её биогенной природы. Превращение липидов приводит к образованию термодинамически наиболее устойчивых соединений (насыщенных углеводородов) и заключается в элиминировании функциональных групп, диспропорционировании водорода, изменении пространственного расположения отдельных групп внутри молекулы. В результате образуется сложная смесь структурных и пространственных изомеров, количественные соотношения которых позволяют выявить биологический источник исходного вещества, механизмы реакций и условия среды осадконакопления. Биомаркеры используются при определении типа нефтей (например, нафтеновые, парафинистые и др.), выяснении корреляционных связей нефтематеринских и нефтенасыщенных пород, изучении миграции нефтей, для оценки степени катагенетического преобразования органического вещества пород, а также широко применяются в поисковых работах при оценке перспектив нефтеносности регионов. Биомаркеры используются также при изучении внеземного вещества (метеоритов, межзвёздной пыли, пород других планет) и реконструкции ранних этапов (архей, протерозой) эволюции жизни на Земле.

На рубеже 20 и 21 века открыты новые группы неизвестных ранее биомаркеров, характерных для древнейших организмов, относящихся к царствам Bacteria, Archaea, Eucarya. В породах, где отсутствуют различимые остатки организмов, биомаркер (наряду с изотопным составом углерода) служит главным источником информации о наличии и формах жизни древних периодов истории Земли.

1. Характеристика нефти месторождений Татарстана

Нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, промышленные притоки получены в 18 горизонтах. Основным объектом добычи служат залежи нефти терригенного девона, затем - терригенные отложения нижнего карбона. Всего выявлена 421 залежь. Основная промышленная нефтеносность связана с терригенными толщами среднего, верхнего девона и среднего карбона (бобриковский горизонт); меньшие по размерам залежи расположены в карбонатных коллекторах верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Основная залежь высотой 50 м находится в пашийском горизонте. Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками суммарной мощностью от нескольких до 50 м, средняя нефтенасыщенная мощность 10-15 м. Пористость песчаников 15-26%, проницаемость 40-2000 мД. Состав нефтипредставляет собой нафтеново-парафиновую, плотностью 796-820 кг/м³, содержание серы 1,5-2,1%, парафина 2,6-5,4%. Состав попутного газа (%): CH₄ 30-40, С₂Н₆+высшие 27-55. Залежь кыновского горизонта верхнего девона (мощность песчаных коллекторов достигает 9 м, средняя нефтенасыщенность- 3,2 м) гидродинамически связана с пашийской залежью. Остальные залежи в терригенных отложениях (нижний карбон) приурочены к песчано-алевролитовым коллекторам суммарной мощностью до 18 м. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом.Так же можно по химическому составу и физико-химическим свойствам нефти методами математической статистики выделены три типа нефти остаточных запасов: слабо преобразованные маловязкие (до 10 мПа?с), преобразованные повышенной вязкости (до 25 мПа?с) и сильно преобразованные высоковязкие (50-70 мПа?с), -данные по которым необходимо использовать для более точного прогноза применения различных технологий ПНП и в постоянно действующих геолого-технологических моделях.

1.1 Перечень нефтяных месторождений Татарстана

Республика Татарстан обладает значительным минерально-сырьевым потенциалом, который слагается из совокупности запасов и прогнозных ресурсов нефти, природных битумов, углей, твердых полезных ископаемых, пресных и минеральных подземных вод. Развитая минерально-сырьевая база наряду с другими благоприятными факторами (огромные производственные мощности, высокая инфраструктура, выгодное геополитическое положение и др.) выдвигают Республику Татарстан в ряд наиболее экономически развитых регионов России.

Нефть является ведущим полезным ископаемым республики, на базе ее разведанных запасов успешно функционируют нефтедобывающий и нефтехимический комплексы, формируется современное нефтедобывающее и нефтеперерабатывающее производство. Нефтедобывающий комплекс является основным бюджетообразующим сектором экономики республики, на его долю приходится более 30% валового внутреннего продукта. В Татарстане известно около 200 месторождений нефти с запасами около 6 млрд.т, более половины из них находится в разработке. Объемы добываемой нефти достаточны для обеспечения экономической стабильности республики, как в настоящее время, так и на перспективу, оцениваемую более чем в 30-ти летний срок.

Нефть разрабатывается на территории 22 муниципальных районов, расположенных в южной и юго-восточной части Республики Татарстан, 85% всех ресурсов приурочено к Южно-Татарскому своду. Северо-восточная часть республики менее перспективна и представлена мелкими месторождениями. Западная часть республики является малоизученной и менее перспективной на поиски нефти. По количеству остаточных извлекаемых запасов месторождения подразделяются на мелкие (более 160 месторождений), средние (Бавлинское, Архангельское), крупные (Ново-Елховское) и уникальные (Ромашкинское). Запасы нефти Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений весьма значительны и составляют 47,2% запасов нефти промышленных категорий и 55,5% ее добычи. Кроме того, геофизическим работами (сейсморазведкой) и структурно-поисковым бурением подготовлено около 200 перспективных объектов.

Татарстан располагает значительным ресурсным потенциалом высоковязких нефти, приуроченных к отложениям пермской системы. До недавнего времени все пермские углеводороды назывались природными битумами. В соответствии с экспертными заключениями Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых в конце 2006 года запасы природных битумов по 11 месторождениям сняты с государственного баланса асфальтитов, битумов и битуминозных пород и поставлены на Государственный баланс запасов нефти. Основанием для отнесения природных битумов к высоковязкой нефти послужила выполненная ОАО «Татнефть» дифференциация по качественным параметрам пермских углеводородов из наиболее значимых и изученных месторождений.

По запасам и ресурсам этого вида сырья (36% от ресурсов Российской Федерации) Татарстан занимает лидирующее место в стране. Однако освоение сдерживается из-за отсутствия инвестиций в разработку месторождений и эффективных технологий, позволяющих вести рентабельное извлечение углеводородов и получать высококачественные и конкурентоспособные продукты. В настоящее время ведется планомерная подготовка месторождений высоковязкой нефти к её промышленному освоению.

1.2 Физико-химические свойства нефти Татарстана

В ряду физических параметров нефти важнейшим является плотность или удельный вес. Этот показатель зависит от молекулярного веса слагающих ее компонентов, т.е. от преобладания в составе нефти легких или тяжелых углеводородных соединений, от наличия смолистых примесей, асфальтенов и растворенного газа. Плотность нефти,добываемая в Татарстане, изменяется в широких пределах от 1 до 1,20 г/см3. Нефти удельного веса ниже 0,850 г/см3 считаются легкими, а выше - тяжелыми. В пластовых условиях за счет большого объема растворенного в нефти газа плотность ее в 1,2 - 1,8 раза меньше, чем в поверхностных условиях после ее дегазации.

Вязкость - это свойство оказывать сопротивление перемещению частиц нефти относительно друг друга в процессе ее движения. Вязкость определяет степень подвижности нефти. Измеряется вязкость с помощью вискозиметра в миллипаскалях в секунду (мПа х с). Величина обратная вязкости характеризует текучесть жидкости. В поверхностных условиях нефти делятся на: маловязкие - до 5 мПа х с, повышенной вязкости - от 5 до 25 мПа х с, высоковязкие - более 25 мПа х с. Меньшей вязкостью обладают легкие нефти, а большей - тяжелые. В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем той же нефти на поверхности после ее дегазации, что связано сеё очень высокой газонасыщенностью в недрах. Содержание серы - очень важное свойство, влияющее на окислительные свойства нефти. Чем больше содержание серы в нефти, тем агрессивнее она ведет себя по отношению к металлам, окисляя и разрушая их. В этом смысле действие ее аналогично окислительному действию кислорода. По содержанию серы нефти делятся на: малосернистые - до 0,5 %, сернистые - от 0,5 до 2,0 %, высокосернистые - более 2 %.

Парафинистость - еще одно важной свойство нефти, влияющее на технологию ее добычи и транспортировки по трубопроводам. Парафинистость возникает в нефти за счет содержания в них твердых компонентов - парафинов и церезинов. Содержание их достигает иногда от 13 до 14 %.Высокое содержание парафина чрезвычайно затрудняет добычу нефти, т.к. при вскрытии пласта и подъема нефти по трубам происходит непрерывное снижение давления и температуры. При этом парафин способен кристаллизоваться и выпадать в твердый осадок, парафинируя как поры в самом пласте, так и стенки НКТ, задвижек и всего технологического оборудования. Чем ближе температура кристаллизации парафина к температуре пласта, тем скорее и интенсивнее наступает процесс парафинизации. Газовое содержание или газовый фактор - это количество газа в 1м3 (или на 1т) дегазированной нефти, т.е. газовый фактор - это количественный показатель того, какое количество газа было растворено в нефти в пластовых условиях, способное перейти в свободное состояние при извлечении нефти на поверхность. Газовый фактор (Г) может достигать 300 - 500 м3/т, но чаще - в пределах 30 - 100 м3/т. Встречается и менее - 8 - 10 м3

Что касается химических свойств нефти Татарстана, то можно сказать что Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть - жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80-90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4-5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты - растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды 0,1-4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси. основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30-35, реже 40-50 % по объёму) и нафтеновые (25-75 %) соединения. В меньшей степени - соединения ароматического ряда (10-20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).

1.3 Гипотезы абиогенного и биогенного происхождению нефти

нефтяной месторождение редкоземельный металл

В объяснении происхождения нефти и газа уже более ста лет противоборствуют две основные концепции. Представители одной из них - органики - считают, что нефть и природный газ образовались в осадочном чехле земной коры в результате глубокого преобразования остатков животных и растительных организмов, населявших древние моря и озера. Их оппоненты - неорганики - утверждают, что нефть и газ образовались в мантии Земли в результате синтеза углерода и водорода в условиях высокой температуры и давления.

Биогенной теории придерживалось ряд отечественных и зарубежных ученых. Академик В.И. Вернадский, основоположник современной геохимии нефти, еще в начале века писал: «Организмы, несомненно, являются исходным веществом нефти». Академик И.М. Губкин в своей книге «Учение о нефти», впервые увидевшей свет в 1932 году, наиболее обстоятельно и полно подвел научный итог существующей в то время истории нефтяного и газового дела. Взгляды Губкина на образование нефти лежат в основе современной гипотезы ее органического происхождения. В наше время многие ее положения расширены и дополнены. Так, скажем, долгое время считалось, что первоначальное накопление органического вещества обязательно должно идти в океане. Но, видимо, нефть может формироваться и в континентальной обстановке, ведь в болотах, озерах, реках присутствует достаточное количество органического вещества. Детально рассмотрен и сам процесс формирования нефтяных месторождений. Выделяют пять основных стадий осадконакопления и преобразования органических остатков в нефть.

Первая стадия: в осадок, образующийся в море или в пресном водоеме, вносятся органические вещества с небольшим количеством углеводородного нефтяного ряда, синтезированных живыми организмами.

Вторая стадия: накопленный на дне осадок преобразуется, уплотняется, частично обезвоживается. При этом часть вещества разлагается с выделением диоксида углерода, сероводорода, аммиака и метана. Словом, получается картина, частенько наблюдаемая на болотах.

Третья стадия: биохимические процессы постепенно затухают. Сравнительно небольшая температура земных недр на данной глубине (порядка 50 С) определяет низкую скорость реакций. Концентрация битумов и нефтяных углеводородов возрастает слабо, в составе газовых компонентов преобладает диоксид углерода.

Четвертая стадия: осадок погружается на глубину 3-4 километров, окружающие температуры возрастают до 150 С. В дальнейшем происходитпереход нефтяных углеводородов из рассеянного органического вещества в пласт. Попав в непроницаемые породы-коллекторы, нефть начинает новую жизнь, образует промышленные залежи. И наконец, пятая стадия: на глубине 4,5 километра и более при температурах свыше 180 С органическое вещество прекращает выделение нефти и продолжает генерировать лишь газ.Переходя к изложению неорганической гипотезы происхождения нефти Д. И. Менделеева, прежде всего надо отметить, что она перекликается с гипотезой В. Д. Соколова, который считал, что нефть возникла раньше жизни па земле и образовалась в период формирования планет из космических углеводородов. Сущность гипотезы сводится к допущению существования внутри земли нагретых масс углеродистых металлов и, в частности, железа. Вода, проникая но трещинам, при высоких температурах и давлениях вступает во взаимодействие с углеродистыми металлами, образуя окислы металлов и углеводороды. Последние в парообразном состоянии поднимаются в верхние слои, где и сгущаются. Представление о возможности образования в указанных условиях углеводородов было основано на прямых опытах ( Клоец, Д. И. Менделеев) воздействия кислот на марганцовистый, богатый углеродом чугун; в результате этих опытов были получены жидкие углеводороды, по составу и свойствам сходные с нефтью.

2. Содержание металлов в нефти (в том числе и редкоземельных)

Рост нефтепотребления и увеличения запасов тяжелой металлоносной нефти ставит перед обществом социально-экологические проблемы, связанные с защитой окружающей среды. Вынужденный переход к широкомасштабному освоению тяжелой металлоносной нефти с неблагоприятными экологическими свойствами усиливает ее негативное влияние на окружающую среду, особенно в индустриально развитых густонаселенных регионах мира, с большим энергопотреблением. Тяжелые нефти часто обогащены металлами-примесями, например, ванадием и никелем, с ярко выраженными токсическими свойствами. Известно, что в тяжелых нефти содержание ванадия и никеля сопоставимо с концентрацией их в рудах, а в остаточных нефтепродуктах (мазутах, коксах, гудронах, пеках и асфальте) в 2-4 раза больше. Своевременное изучение и учет уровней природной и технологической обогащённости тяжелой нефти металлами-токсикантами может предотвратить или хотя бы уменьшить влияние на окружающую среду. Необходимым и достаточным для этого является наличие информации о составе и содержании металлов в нефти, что позволит своевременного принять защитные меры ещё на стадии выбора технологий добычи, переработки и утилизации углеводородного сырья. Так же знание свойств нефти особенно важно при прогнозе последствий аварийных ситуаций.

2.1 Содержание тяжелых металлов в нефти Татарстана

В состав черного золота Татарстана входят многие металлы(например В, Со, Сu, Fe, Mn, Ni, Mo, V, Se, Sn, Zn), в том числе щелочные и щелочноземельные, металлы подгруппы меди, цинка, бора, ванадия, а также типичные неметаллы. Внутримолекулярные комплексы относительно хорошо изучены на примере порфириновыхкомплексов ванадила и никеля. Кроме порфиринов в нефти обнаружены псевдопорфириновы и другие более сложные внутримолекулярные комплексы, где помимо азота в комплексообразовании участвуют атомы кислорода и серы

в различном сочетании. Несмотря на малое содержание «черного золота» микроэлементы значительно влияют на процессы ее переработки и дальнейшее

использование нефтепродуктов. Большинство элементов, находящихся в черном золоте в микроколичествах являются каталитическими ядами, быстро дезактивирующими промышленные катализаторы нефтепереработки. Поэтому для правильной компании технологического процесса и выбора типа катализатора необходимо знать состав и количество микроэлементов. Большая их часть концентрируется в смолистом остатке, поэтому для при сжигании мазутов, образующаяся пятиокись ванадия сильно корродирует топливную аппаратуру и отравляет окружающую среду.

2.2 Содержание редкоземельных металлов в нефти Татарстана

Как известно, одним из главных токсоопасных компонентов нефти являются металлокомплексы. В металлоносной нефти в высоких концентрациях находится широкий спектр цветных, благородных редких и редкоземельных металлов. Ванадий и никель были в числе первых металлов, обнаруженных в нефти, видимо в связи с их повышенными концентрациями в сравнении с другими металлами. Концентрации этих металлов в нефти отдельных месторождений столь значительны, что оказываются вполне сопоставимыми с содержаниями металлов в рудах, извлечение из которых является вполне рентабельным. К сожалению, в России при кондиционных концентрациях ванадия и никеля в нефти его добыча из нее не налажена, хотя извлечение их могло бы дать существенную прибыль нефтедобытчикам. Определенный интерес в этом отношении представляют тяжелые нефти. Тяжёлые нефти занимают особое место среди нефтей, отличаясь от них как по свойствам, так и по составу. Установлено, что тяжелые нефти наиболее обогащены V и Ni. По экспертной оценке мировые потенциальные ресурсы ванадия в тяжелой нефти и битумах составляют примерно 125 млн т, а извлекаемые попутно с нефтью - около 20 млн т. Сейчас ванадий и никель теряются при сжигании нефтепродуктов, нанося большой ущерб окружающей среде.

В месторождениях Татарстана имеются жидкие и полужидкие консистенции. По групповому углеводородному составу относятся к классу мальт или являются промежуточными между тяжелой высоковязкой нефтью и мальтой.

Массовое содержание ценных металлов в составе природного битума довольно высокое ванадия -- от 270 г/т до 390 г/т, а никеля -- 50--235 г/т.

3. Определение редкоземельных металлов в нефти Ромашкинского месторождения Татарстана (Экспериментальные данные)

3.1 Отбор проб нефти

Метод отбора проб нефти

Образцы нефти были отобраны из скважин № , №, №, № Ромашкинского месторождения. Отбор проб нефти осуществлялся в процессе откачки нефти из скважины. После того, как нефть в отобранной пробе разделялась на два слоя - верхний (нефть) и нижний (вода), верхний слой отбирался для анализа.

3.2 Анализ скандия и лантана в отобранных пробах нефти

Пробы нефти подвергали сжиганию в две стадии. Сначала при температуре 500 С^о в течение 1 часа, а затем при повышении температуры до 815С^о в течение 2 часов. Сожжённые, таким образом, пробы нефти растворяли в смеси концентрированных кислот азотной и серной кислот (1:1) в аппарате «Mars» в течение 1 часа. После этого растворенные пробы анализировались с помощью атомно-эмиссионного спектрометра с индуктивно связанной плазмой марки Thermo ScientificiCAP 6500.

3.3 Результаты анализа

Таблица. Содержание скандия и лантана в пробах нефти, отобранных из скважин Ромашкинского месторождения

Заключение

Согласно проведенным анализам, содержание скандия в пробах нефти варьирует от 9,7 до 31,6ppm, а лантана от 0,8 до 1.9ppm . Для высокосернистой нефти характерны высокие содержания тяжелых металлов, в том числе и редкоземельных. К такому типу нефти относится нефть Ромашкинского месторождения. Таким образом, анализ нефти Ромашкинского месторождения Татарстана показал, что они содержат редкоземельные металлы, в том числе, такие, как скандий и лантан, и могут быть сырьевым источником для получения данных металлов.

Список литературы

1. Якуцени С.П. Распространенность углеводородного сырья, обогащенного тяжелыми элементами-примесями. Оценка экологических рисков. - Спб.: Изд-во «Недра», 2005. - 372 с.

2. Общая нефтяная и нефтепромысловая геология. И.Х Абрикосов, И.С. Гутман. Москва, «Недра»1974.

3. Нефть - чудо природы. С.А. Султанов, Р.Х. Муслимов., Казань, ТКИ, 1987.

4. Основы геохимии нефти и газа. А.А. Карцев, издательство «Недра» М, 1969.

5. https://ru.wikipedia.org

6. http://www.mining-enc.ru/r/romashkinskoe-mestorozhdenie/

7. http://www.mining-enc.ru/r/romashkinskoe-mestorozhdenie/

8. http://www.moslabo.ru/

9. http://www.nkj.ru/

10. http://www.neftyaniki.ru/

11. Иванов К.С., Ерохин Ю.В., Ронкин Ю.Л., Плотникова И.Н., Каюкова Г.П. Неорганическая геохимия нефти Ромашкинского месторождения. Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ. Казань: Издательство КазГУ, 2006.

12. Общая нефтяная и нефтепромысловая геология. И.Х Абрикосов,. И.С. Гутман. Москва, «Недра»1974.

13. Сахипгареев Р.С. Необратимые деформации горных пород при испытании скважин / Р.С. Сахипгареев, В.И. Славин // Геология нефти и газа. - 1991. - № 5.

14. Петрова Л.М. Сравнительный анализ состава остаточных и добываемых нефтей с целью оценки возможностей их доизвлечения / Л.М.Петрова, Р.З. Мухаметшин, Т.Н. Юсупова и др. // Материалы научно-практической конференции “Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов”. - Альметьевск, 1994.

15. Петрова Л.М. Сопоставительный анализ остаточных нефтей при отложении в пласте твердых парафинов с высокопарафинистыми нефтями / Л.М. Петрова, Т.Р. Фосс, Г.В. Романов, P.P. Ибатуллин // Труды научно-практической конференции “Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений” и VI Международной специализированной выставки “Нефть, газ-99". Т. 1. - Казань, 1999

Размещено на Allbest.ru