Проведено аналіз просторово-часових змін фізико-хімічних властивостей нафт з низьким вмістом парафінів. Розглянуто закономірності регіонального розміщення таких нафт. Загальна кількість нафтогазоносних басейнів з малопарафіністимі нефтями майже в половину менше числа басейнів з парафінистої нефтями і розташовані вони в основному на території Євразії. За фізико-хімічними властивостями малопарафіністие нафти в середньому є високов'язкими, середньої щільності, среднесерністимі, смолистими, малоасфальтеністимі і з середнім вмістом фракції Н.К. 300 ° С. Вивчено особливості зміни властивостей нафт в залежності від глибини залягання і віку порід. Найбільші запаси малопарафіністих нафт, як і парафінистих, знаходяться в мезозойських відкладеннях, в основному з глибиною залягання від 1000 м.

Анотація наукової статті з наук про Землю і суміжних екологічних наук, автор наукової роботи - Ященко І. Г., Поліщук Ю. М.


LOW PARAFFIN OILS: PATTERNS OF SPATIAL AND TEMPORAL VARIATIONS OF PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES

The analysis of spatial and temporal variations of physical and chemical properties of oils with the low content of paraffin has been carried out. Patterns of regional location of such oils are considered. The total amount of oil-and-gas bearing basins with low paraffin oils is almost half less than the number of basins with paraffinic oils and they are located mainly territory of Eurasia. Based on physical and chemical properties, low paraffin oils are high-viscous, average density, average-sulfurous, resinous, low-asphaltenous and with average content of fraction of the initial boiling point 300 ° C. Peculiarities of variation of oil properties depending on the depth of deposition and the age of rocks are studied. The greatest stocks of low paraffin oils, as well as paraffinic, are located in Mesozoic deposits, mainly at the depth of тисячі m.


Область наук:

  • Науки про Землю та суміжні екологічні науки

  • Рік видавництва: 2008


    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ


    Наукова стаття на тему 'Малопарафіністие нафти: закономірності просторових і часових змін фізико-хімічних властивостей'

    Текст наукової роботи на тему «Малопарафіністие нафти: закономірності просторових і часових змін фізико-хімічних властивостей»

    ?УДК 550: 361: 553.982

    МАЛОПАРАФІНІСТИЕ НАФТИ: ЗАКОНОМІРНОСТІ ПРОСТОРОВИХ І ТИМЧАСОВИХ ЗМІН ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ

    І.Г. Ященко, Ю.М. Поліщук

    Інститут хімії нафти СО РАН, Томськ E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Проведено аналіз просторово-часових змін фізико-хімічних властивостей нафт з низьким вмістом парафінів. Розглянуто закономірності регіонального розміщення таких нафт. Загальна кількість нафтогазоносних басейнів з малопарафіністимі нефтями майже в половину менше числа басейнів з парафінистої нефтями і расположениi вони в основному на території Євразії. За фізико-хімічними властивостями малопарафіністие нафти в середньому є високов'язкими, середньої щільності, среднесерністимі, смолистими, малоасфальтеністимі і з середнім вмістом фракції Н.К. 300 ° С. ІзучениI особливості зміни властивостей нафт в залежності від глубіниi залягання і віку порід. Найбільші запасиi малопарафіністих нафт, як і парафінистих, знаходяться в мезозойських відкладеннях, в основному з глибиною залягання від 1000 м.

    Ключові слова:

    Малопарафіністие і парафінисті нафти, просторово-часові закономірності, фізико-хімічні властивості нафт, база даних, нафтогазоносний басейн, родовище, глибина залягання, вік нефтевмещающіх порід.

    Вступ

    Постійне збільшення частки важко видобувних-мих нафт в загальному обсязі видобутку нафти як в Росії, так і в світі ставить перед нафтовиками і нафтопереробниками ряд складних проблем [1-3], пов'язаних з видобутком, транспортуванням і переробкою нафтової сировини. До числа тих, які важко-мих нафт відносять, в першу чергу, високов'язкі і високопарафіністие нафти. Аналіз закономірностей просторових і часових змін властивостей останніх з них проведено в [4-6]. Як показав аналіз властивостей високов'язких нафт [7-10], значна частка таких нафт має малий вміст парафінів. У зв'язку з цим становить інтерес вивчити закономірності зміни властивостей малопарафіністих нафт (МПН), що і стало основною метою цієї роботи.

    Основу проведення досліджень закономірностей просторових і часових змін властивостей малопарафіністих нафт склала створена в Інституті хімії нафти СО РАН глобальна база даних (БД) за фізико-хімічними властивостями нафт, що включає описи більше 18200 зразків [11-13]. Внаслідок просторового характеру інформації про властивості нафт дослідження закономірностей розподілу малопа-рафіністих нафт і зміни їх властивостей в залежності від місця розташування, глибини залягання і віку нефтевмещающіх порід проведено з використанням геостатистичного підходу [11], заснованого на поєднанні методів статистичного і просторового аналізів. Заснований на застосуванні картографічних матеріалів, просторовий аналіз даних про властивості нафт здійснюється з використанням засобів геоінформаційних систем і технологій [11, 13]. Для проведення геостатистичного аналізу властивостей нафт з різним вмістом парафінів і для відображення на цифрових картах статистичних характеристик необхідно використовувати класифікацію нафт за змістом в них парафінів.

    В даний час в зарубіжній і вітчизняній літературі відсутня загальноприйнята класифікація нафт за змістом парафінів. Для проведення аналізу нафти за змістом парафінів розділені на три класи: малопарафіністие (вміст парафінів менше 1,5%), среднепарафіністие (від 1,5 до 6%) і парафінисті (більше 6%).

    На рис. 1 представлено розподіл світових запасів нафт в залежності від вмісту парафінів. Як видно з рис. 1, запаси малопарафіністих нафт в світі значні і становлять майже чверть світових запасів.

    Аналіз просторового розподілу нафт

    за змістом парафінів

    Розглянемо особливості просторового розподілу малопарафіністих нафт. Для проведення аналізу використано масив даних з бази даних об'ємом 1127 зразків МПН з 426 родовищах на території 28 нафтогазоносних басейнів (НГБ), більшість яких знаходиться на євразійському континенті (тільки один з них -басейн Гіпсленд - знаходиться в Австралії). Розподіл малопарафіністих нафт по нафтогазоносних територій приведено на рис. 2. Інформація про нафтогазоносних басейнах і кількості зразків малопарафіністих нафт представлена ​​в табл. 1, де в якості середньо-басейнового значення змісту парафінів в нафті використано середньоарифметичне значення, а для нафтогазоносних басейнів з менш ніж десятьма зразками нафт використано медіанне значення.

    Як видно з табл. 1, за кількістю зразків МПН лідируюче положення займає Охотський басейн (38,1% від загальної вибірки по басейну), а також Лено-Тунгуський (25,5%) і Прикаспійський (23,8%) басейни. Нафти в Південній Європі наступних басейнів - Адріатичного, Західно-Чорноморського і Сицилійського - відрізняються найнижчими значеннями середньо-басейнового змісту парафінів, нафти цих басейнів від-

    носяться до класу малопарафіністих нафт, крім зазначених басейнів нафти Гіпсленд, Лено-Тунгуського і Північно-Кримського басейнів також по середньо-басейновим змістом парафінів відносяться до класу малопарафіністих нафт.

    но-Тунгуський, Охотський і т. д. В Адріатичному, Західно-Чорноморський, Сицилійському, Північнокримській і Гіпсленд басейнах в основному знаходяться тільки МПН.

    На рис. 3 представлено розподіл запасів малопарафіністих нафт по країнам.

    среднепарафіністие нафти

    59 63 "

    Мал. 1. Розподіл світових запасів нафт за змістом парафінів

    Слід зазначити деякі подібності в умовах залягання МПН в цих басейнах - глибина залягання нафтоносних пластів в основному до 2000 м (крім нафт Лено-Тунгуського басейну - там малопарафіністие нафти мають глибину до 5000 м) і вік відкладень приурочений в основному до кайнозойської складчастості (в Лено -Тунгусском басейні - вік відкладень крім кайнозоя відноситься також до палеозою і протерозою).

    Встановлено, що 26 басейнів (табл. 1) мають як малопарафіністие, так і парафінисті нафти, наприклад, Амударьінскій, Афгано-Таджицький, Волго-Уральський, Західно-Сибірський, Ле-

    Мал. 3. Розподіл запасів малопарафіністих нафт по країнам

    Як видно з рис. 3, абсолютно лідируючу позицію по запасах малопарафіністих нафт займає Росія, на території якої є такі унікальні (більше 300 млн т нафти) за своїми запасами родовища з МПН, як Уренгойське, Самотлорское, Ван-Еганское, Північно-Комсомольське, Руське, Федорівське (Західно Сибірський НГБ), Юрубченко-Тохомское (Лено-Тунгуський НГБ), багато великих родовищ (запаси від 30 до 300 млн т) - Наульс-

    Мал. 2. Розміщення нафтогазоносних басейнів з малопарафіністимі нефтями на території континентів

    дещо (Тимано-Печорський НГБ), Верхнечонское, Даниловское, Ербогаченское і Преображенское (Лено-Тунгуський НГБ) і т. д. У Казахстані слід зазначити родовища Каражанбас і Королівське, в Австралії - родовище Марлін, в Ірані - Бахреган-сар і Кірус, в Сирії - Карачок і т. п.

    Таблиця 1. Розподіл малопарафіністих нафт по нафтогазоносних басейнів

    Обсяг вибірки з БД Кількість про- Середньо-басейнове зі-

    Нафтогазоносний басейн зразків МПН в басейні тримання в нафти парафінів,%

    Адріатичний 25 3 0,45

    Амударьінскій 643 3 5,34

    Англо-Паризький 5 1 4,87

    Афгано-Таджицький 232 8 6,01

    Віденський 60 8 3,69

    Волго-Уральський 3377 61 4,47

    Гіпсленд 12 1 1,00

    Джунгарський 20 4 3,86

    Дніпровсько-Прип'ятський 672 31 4,55

    Енисейско-Анабарський 69 12 1,92

    Західно-Сибірський 3433 198 4,42

    Західно-Чорноморський 2 1 0,20

    Камбейський 49 1 12,0

    Карпатський 387 19 7,45

    Лено-Вілюйський 154 34 8,27

    Лено-Тунгуський 774 197 1,22

    Охотський 365 139 1,71

    Паннонський 125 2 6,87

    Перської затоки 236 4 3,74

    Передкарпатський-Балканський 66 5 6,35

    Прикаспійський 793 189 2,58

    Північно-Кавказький 1554 71 10,76

    Північно-Кримський 73 3 1,03

    Сицилійський 7 2 0,95

    Тимано-Печорський 597 35 6,38

    Тургайский 37 4 12,05

    Ферганський 216 1 7,37

    Південно-Каспійський 480 91 5,05

    Фізико-хімічні властивості

    малопарафіністих нафт

    Загальна інформація про фізико-хімічні властивості МПН дана в табл. 2. Довірчі інтервали для середніх значень, зазначені в табл. 2, визначені для ймовірності 95%. Зіставлення середніх значень з табл. 2 до узагальненої класифікацією нафт, наведеної в нашій монографії [7], дозволяє зробити висновок про те, що в середньому малопарафіністие нафти среднесерністие (0,5 ... 1%), смолисті (8 ... 13%), малоасфальтені-стие (<3%), високов'язкі (100 ... 500 мм 2 / с), мають середню щільність (0,84 ... 0,88 г / см3), низький вміст фракції Н.К. 200 ° С (менше 20%) і середній вміст фракції Н.К. 300 ° С (25 ... 50%). Аналіз властивостей парафінистих нафт проведено в [4-6]. Порівнюючи властивості усереднених парафії-ність і малопарафіністих нафт, можна відзначити їх ідентичність щодо вмісту сірки, смол,

    асфальтенов і фракції Н.К. 300 ° С і по щільності. Однак виявляються і відмінності їх властивостей. Так, в'язкість малопарафіністих нафт в середньому більш ніж в 10 разів перевищує в'язкість парафін-стих нафт. Можна також відзначити, що малопа-рафіністие нафти в середньому мають більш низький вміст фракції Н.К. 200 (на 25% менше), 300 і 350 ° С, газу в нафти (майже на 30%), а вміст сірки, смол і асфальтенів, металів і коксу є підвищеним. Умови залягання парафінистих і малопарафіністих нафт так само дещо відрізняються - середні температура і тиск пласта вище для парафінистих нафт, ніж для малопарафіністих більш ніж в 1,5 рази.

    Таблиця 2. Фізико-хімічні властивості малопарафіністих нафт світу

    Показники нафти Обсяг вибірки Середнє значення Довірчий інтервал

    Щільність, г / см3 1103 0,8525 0,004

    В'язкість, мм2 / с 579 245,10 176,29

    Вміст сірки, мас. % 1020 0,63 0,06

    Зміст парафінів, мас. % 1127 0,67 0,03

    Зміст смол, мас. % 705 10,20 0,68

    Зміст асфальтенів, мас. % 567 2,33 0,33

    Фракція Н.К. 200 ° С, мас. % 248 15,88 1,93

    Фракція Н.К. 300 ° С, мас. % 255 33,45 2,00

    Фракція Н.К. 350 ° С, мас. % 185 42,78 2,30

    Зміст ванадію, мас. % 71 4,36 5,36

    Вміст нікелю, мас. % 50 1,14 1,57

    Газосодержание в нафти, м3 / т 118 73,79 17,59

    Зміст коксу, мас. % 270 3,76 0,39

    Температура пласта, ° С 273 48,36 3,27

    Пластовий тиск, МПа 291 15,60 1,21

    Дослідження залежності вмісту парафінів в нафті від глибини залягання і віку порід

    Аналіз змін запасів малопарафіністих нафт і змісту парафінів в цих нафтах в залежності від глибини залягання грунтувався на дослідженні 810 зразків МПН. Як видно з рис. 4, з ростом глибини залягання збільшується вміст парафінів в нафті, а основні запаси МПН припадають на глибини від 1000 до 4000 м (понад 96% від загальних запасів малопарафіністих нафт).

    Досліджено зміну запасів малопарафі-ність нафт і змісту парафінів в цих нафтах в залежності від віку нефтевмещаю-чих порід на прикладі понад 1000 зразків з БД, для яких був відомий вік відкладень. Як видно з рис. 5, основні запаси МПН відносяться до мезозойських відкладів (більше 80% від загальних запасів малопарафіністих нафт). Наступні родовища з мезозойськими МПН - Уренгойське, Самотлорское, Північно-Комсомольське, Радянське, Руське, Федорівське, Торавейское (Західно-Сибірський НГБ), Каражанбас, Кенкіяк і Кенбай (Прикаспійський НГБ), Карачок і Кірус (басейн Перської затоки) - є унікальними або

    1.5 #

    0-1000 1000-2000 2000-30003000-4000 4000-5000 5000-6000 зміст парафінів в МПН, о / 0 глибина, м

    | | запаси МЛН

    Мал. 4. Залежність зміни запасів і змісту парафінів малопарафіністих нафт від глибини залягання

    Мал. 5. Залежність зміни запасів малопарафіністих нафт і змісту в них парафінів від віку нефтевмещаю-чих порід

    великими за запасами родовищами. За запасами виділяються і палеозойські відкладення з мало-парафінистої нефтями в родовищах Кара-чаганак (Прикаспійський басейн), Усинское, Ярега-ське і Наульское (Тимано-Печорський НГБ), Верх-нечонское, Преображенское, Даниловское і Ербо-гаческое (Лено-Тунгуський НГБ). Запаси МПН в кайнозої і протерозої практично однакові. Протерозойские МПН - це в основному нафти Ле-но-Тунгуського басейну, а географічне розташування кайнозойських малопарафіністих нафт більш широке - 16 басейнів Євразії та Австрії-

    ща. За запасами малопарафіністих нафт виділяються такі родовища, як Марлін (Гіп-сленд), Бахрегансар (басейн Перської затоки), Балахани-Сабунчи-Рама (Південно-Каспійський НГБ), Матц (Віденський НГБ) і Охінском родовище (Охотський НГБ).

    Найнижчим в середньому вмістом парафінів відрізняються мезозойські малопарафіні-стие нафти (рис. 5), а найвищий вміст парафінів спостерігається в протерозої. Як видно з рис. 5, зміст парафінів в МПН збільшується зі збільшенням віку відкладень.

    висновок

    Загальна кількість нафтогазоносних басейнів з малопарафіністимі нефтями майже в половину менше числа басейнів з парафінистої нефтями і розташовані вони в основному на території Євразії (крім басейну Гіпсленд). За фізико-хімічними властивостями малопарафіністие нафти в середньому є високов'язкими, причому їх в'язкість більш ніж в 10 разів перевищує в'язкість парафінистих неф-тей. Малопарафіністие нафти по щільності і змістом сірки, смол, асфальтенів і фракції Н.К. 300 ° С майже ідентичні парафінистої нефтям. У малопарафіністих нафтах відзначено більш високу

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Борисов Д.М., Фахретдінов П.С., Романов Г.В. Синтез амонієвих сполук на основі Децена-1 і їх вплив на в'язкість високопарафіністой нафти [Електронний ресурс, 183 Кб] // Нафтогазова справа. - 2007. - http://www.og-bus.ru/authors/Borisov/Borisov_1.pdf.

    2. Насиров А.М. і ін. Способи боротьби з відкладеннями парафіну. - М .: ВНІІОЕНГ, 1991. - 44 с.

    3. Персіянцев М.Н. Видобуток нафти в ускладнених умовах. -М .: ТОВ «Надра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

    4. Ільїн А.Н., Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Високопарафіні-стие нафти: закономірності просторових і часових змін їх властивостей [Електронний ресурс, 265 Кб] // Нафтогазова справа. - 2007. - http://www.ogbus.ru/authors/Iliin/Ili-in_1.pdf.

    5. Ільїн А.Н., Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Високопарафіні-стие нафти: закономірності просторового розміщення // Проблеми і перспективи розвитку мінерально-сировинної бази та підприємств паливно-енергетичного комплексу Сибіру: Матер. межрегіон. науково-практ. конф., 16-18 травня 2007 р Томськ. - Томськ: Вид-во ТПУ, 2007. - С. 134-137.

    6. Ільїн А.Н., Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Аналіз просторових і часових змін властивостей високопарафіні-стих нафт Росії // Трофімуковскіе читання - 2007: Додати Праці наукової конф. молодих вчених, аспірантів, студентів, 8-14 жовтня 2007 р Новосибірськ. - Новосибірськ: Изд-во НГУ, 2007. - С. 215-217.

    7. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Високов'язкі нафти: аналітичний огляд закономірностей просторових і часів-

    вміст сірки, смол і асфальтенів, металів і коксу в порівнянні з парафінистої нефтями. Найбільші запаси малопарафіністих нафт, як і парафінистих, знаходяться в мезозойських відкладеннях, в основному з глибиною залягання від 1000 м.

    Виявлені просторово-часові закономірності змін фізико-хімічних властивостей нафт з низьким вмістом парафінів можуть бути використані в задачах вдосконалення геохімічних методів пошуку родовищ і при вирішенні інших завдань нафтової галузі, зокрема, при визначенні оптимальних схем і умов транспортування нафт.

    них змін їх властивостей // Нафтогазова справа. - 2006. - Т. 4. - № 1. - С. 27-34.

    8. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Статистичний аналіз вязкостних властивостей нафти Євразії // Інтервал. - 2003. - № 4. -С. 9-12.

    9. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Закономірності регіонального розміщення та зміни властивостей високов'язких нафт Західного Сибіру в залежності від їх віку і глибини залягання // Технології ПЕК. - 2006. - № 1. - С. 10-13.

    10. Ященко І.Г. Аналіз просторових, тимчасових і геотермических змін високов'язких нафт Росії // Известия Томського політехнічного університету. - 2006. -Т. 309. - № 1. - С. 32-39.

    11. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Фізико-хімічні властивості нафт: статистичний аналіз просторових і часових змін. - Новосибірськ: Изд-во СО РАН, філія «Гео», 2004. - 109 с.

    12. Пат. 2001620067 РФ. База даних по складу і фізико-хімічними властивостями нафти і газу (БД нафти і газу) / Ю.М. Поліщук, І.Г. Ященко, Е.С. Козин, В.В. Ан; заявник і власник патенту Інститут хімії нафти СО РАН. - № 2000620096; заявл. 23.10.2000; опубл. 16.05.2001. - 1 з.

    13. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Геостатистичного аналіз розподілу нафт по їх фізико-хімічними властивостями // Геоінформатика. - 2004. - № 2. - С. 18-28.

    Надійшла 10.04.2008 р.


    Ключові слова: МАЛОПАРАФІНІСТИЕ І парафінистої НАФТИ /Просторово-Тимчасові ЗАКОНОМІРНОСТІ /ФІЗИКО-хімічні властивості НЕФТЕЙ /БАЗА ДАНИХ /нафтогазоносного басейну /РОДОВИЩЕ /ГЛИБИНА ЗАЛЯГАННЯ /ВІК НЕФТЕВМЕЩАЮЩІХ ПОРІД

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити