WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |

В нефти III типа мала доля низкомолекулярных н-алканов, Pr/Ph составляет 1,6, Ki > 3, содержание гопанов выше, чем стеранов, среди регулярных стеранов преобладают стераны С29, отсутствуют трициклические терпаны, содержание диагопана низкое, а 28,30-бисноргопана, напротив, высокое.

Глава 4. Состав ароматических соединений нефтей района Колтогорского прогиба

Выполненные исследования позволили идентифицировать в нефтях широкий спектр ароматических УВ ряда бензола (АБ), фитанилбензола (ФтБ), нафталина (Н), бифенила (БФ), флуорена (Фл), фенантрена (Ф), флуорантена (Флу), пирена (Пир), бензантрацена (БАн), хризена (Хр), бензфлуорантенов (БФлу), бенз(а,е)пиренов (БП), перилена (Прл). Среди гетероцикличиклических ароматических соединений – производные дибензотиофена (ДБТ) и дибензофурана (ДБФ).

В основной массе нефтей содержание отдельных групп ароматических УВ снижается с увеличением числа конденсированных ароматических циклов в молекуле. Эта закономерность нарушается только в нефтях Северной, Нивагальской, Северо-Хохряковской и Куль-Еганской площадей. В этих нефтях содержание фенантренов превышает содержание нафталинов. Максимальная концентрация тетраароматических УВ зафиксирована в нефтях Александровского мегавала. Пентаароматические УВ отсутствуют в нефтях Варьеганско-Тагринского мегавала и Каймысовского свода, а также в нефтях юго-западного склона Александровского мегавала и прилегающей части Колтогорского прогиба. В то же время, нефти центральной части и северной оконечности Александровского мегавала обогащены УВ с пятью конденсированными ароматическими ядрами.

Сопоставление состава ароматических соединений в пределах выделенных ранее типов нефтей показывает следующие различия (табл. 5). Для нефтей I типа характерно повышенное содержание дибензотиофенов и алкилбензолов. Это может быть связано с восстановительной обстановкой на начальных этапах преобразования ОВ, генерировавшего в последствии эти нефти.

Нефти II типа, в исходное ОВ которого заметный вклад вносила прибрежная флора, а условия его седиментации были субокислительными и окислительными, отличаются высоким содержанием кислородсодержащих соединений – дибензофуранов и аренов с тремя и более ароматическими циклами. Нефть III типа характеризуется максимальным содержанием дибензофуранов и трициклических УВ – фенантренов.

Таблица 5 - Групповой состав ароматических УВ и гетероциклических ароматических соединений в нефтях различного генетического типа

Группа соединений,

% отн.

Тип нефти

I

II

III

Алкилбензолы

65,7

44,7

45,9

Нафталины

15,2

18,0

14,4

Бифенилы

2,2

3,4

3,7

Флуорены

1,8

3,4

2,4

Фенантрены

8,5

16,4

23,1

Флуорантены и пирены

2,2

4,6

3,7

Бензантрацены и хризены

1,6

5,6

2,8

Бензфлуорантены, бензпирены и перилен

0,3

0,9

0,0

Дибензотиофены

1,4

1,0

0,7

Дибензофураны

1,2

2,1

3,3

Нефти трех выделенных типов различаются также по индивидуальному составу ароматических соединений. В смеси ароматических УВ нефтей I типа н-АБ представлены непрерывным рядом от С9 до С25, характерна высокая концентрация этил-АБ (ЭАБ), монометил- и этилзамещенных соединений нафталина, голоядерных и монометилзамещенных полиаренов, незамещенных дибензотиофена и дибензофурана. Производные флуорантена и пирена преобладают над бензантраценом и хризеном.

В нефтях II типа зафиксирован более длинный ряд н-АБ от С9 до С32. Характерно пониженное содержание ЭАБ, повышенная доля триметил- и тетраметилзамещенных гомологов нафталина, бифенила и его монометилзамещенных гомологов, ретена, диметилзамещенных полиаренов, метилзамещенных соединений дибензтиофена и дибензофурана. Хризен и бензантрацен преобладают над флуорантеном и пиреном.

В нефти III типа отсутствуют ЭАБ, нефть обогащена фитанилбензолом (ФтБ), содержание триметилнафталинов значительно превышает концентрацию диметилзамещенных гомологов, повышенно содержание фенантрена и его триметизамещенных гомологов, ретена, монометилзамещенныых флуоренов, незамещенного ДБТ при пониженной суммарной концентрации дибензотиофенов. Все эти особенности представлены в табл. 6.

Таблица 6 – Основные отличия в составе ароматических соединений нефтей разных типов

Тип нефти

I

II

III

Гетероциклические соединения

ДБТ > ДБФ

ДБФ > ДБТ

ДБФ > ДБТ

Высокое содержание

ДБТ и ДБФ

Высокое содержание

МДБТ, МДБФ

Высокое содержание ДБТ, МДБФ

Моноароматические УВ

н-АБ С9 - С25

н-АБ С9 – С32

н-АБ С11 – С32

Высокое содержание

ЭАБ

Низкое содержание

ЭАБ

Отсутствие ЭАБ,

высокое содержание ФтБ

Полиароматические УВ

Высокое содержание

МН и ЭН

Высокое содержание ТМН и ТеМН

Высокое содержание ТМН

Высокое содержание

Ф и МФ

Высокое содержание ДМФ и ретена

Высокое содержание ТМФ и ретена

Фл+Пир > БАн+Хр

БАн+Хр > Фл+Пир

Фл+Пир > БАн+Хр

Таким образом, нефти трех выделенных групп существенно различаются по содержанию отдельных представителей ароматических соединений.

В пределах выделенных групп нефти, залегающие в коллекторах различного геологического возраста, также имеют некоторые особенности состава аренов (рис. 4). Вниз по стратиграфическому разрезу к средней юре намечается тенденция увеличения в нефтях относительного количества тетрациклических ароматических УВ с повышенным содержанием бензантраценов и хризенов. В этом же направлении несколько возрастает содержание фенантренов. Обратный характер имеет распределение нафталинов, и в нефтях из средней юры их содержание ниже, чем фенантренов. В составе фенантренов нефтей из среденеюрских отложений доминируют ТМФ, в нефтях других горизонтов – ДМФ. Эти нефти отличаются также пониженным содержанием МН и высоким – ТМН, максимальным среди остальных содержанием ТеМН.

Высоким содержанием ретена характеризуются нефти из средней и нижней юры. Вниз по стратиграфическому разрезу в нефтях фиксируется закономерное увеличение содержания в смеси бифенилов ДМБФ и снижение незамещенного БФ, снижается величина отношения 4-метилпирена к 1-метилпирену.

Максимальная концентрация пентааренов установлена в нефтях из коллекторов баррема (верхнего нефтенасыщенного горизонта нижнего мела), где эти соединения доминируют среди всех конденсированных УВ, и средней юры. При этом нефти из средней юры отличаются повышенным содержанием монометилзамещенных гомологов, в нефти из барремской толщи доминируют голоядерные структуры. В нефти из отложений баррема и некоторых нефтях верхней юры среди пентааренов обнаружены перилены.

Рисунок 4 – Особенности распределения аренов в нефтях из отложений различного возраста

Таким образом, нефти из отложений различного возраста имеют характеристические особенности состава ароматических соединений. В коллекторах средней юры залегают нефти с повышенным содержанием три- и тетраметилзамещенных нафталинов при общей низкой концентрации этих соединений, высоким содержанием ретена и полициклоароматических УВ. Нефть из отложений баррема отличается повышенным содержанием пентааренов с доминированием в смеси голоядерных структур. Нефти I типа, залегающие в отложениях верхней юры, характеризуются, в отличие от остальных, преобладанием дибензотиофенов над дибензофуранами.

Отличия в составе ароматических УВ наблюдаются и по территории исследованного района. Нефти центральной и юго-западной частей (Каймысовский, Нижневартовский свод и Колтогорский прогиб) характеризуются высокими концентрациями моноаренов и довольно низкими – полиаренов. На севере и северо-востоке (Александровский и Варъеганско-Тагринский мегавал) в составе ароматических соединений нефтей снижается содержание моноаренов, увеличивается доля три-, тетрааренов и концентрация соединений ряда флуорена. Такое распределение ароматических соединений по территории возможно связано с условиями накопления и преобразования исходной биомассы этих нефтей.

В субокислительных и окислительных условиях степень ненасыщенности непредельных кислот выше, чем в восстановительных условиях, что благоприятствует образованию полиароматических УВ, а восстановительные условия способствуют циклизации преимущественно моноароматических УВ. Нефти II типа по качественному составу более легкие малосернистые парафинистые, с высоким цитановым числом, а нефти I типа более тяжелые сернистые, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Известно, что свойства нефти определяют направление ее переработки и влияют на продукты, получаемые из нефти. Для нефтей II типа наиболее подходят такие процессы переработки, как гидрокрекинг и пиролиз, а для нефтей I типа - топливно-масляная переработка, направленная на получение горюче-смазочных материалов.

Таким образом, отличия нефтей различного типа, выявленные по составу ароматических соединений, могут успешно использоваться как дополнительный критерий определения качества нефтей на еще неразведанных участках этой территории. В северной части исследованного района, в частности, в пределах Варъеганско-Тагринского мегавала и северной части Александровского мегавала, могут быть обнаружены легкие малосернистые парафинистые нефти, а в центральной и юго-западной частях Колтогорского прогиба – более тяжелые сернистые с высоким содержанием смол и асфальтенов (рис. 5). Различия нефтей по составу позволяют рекомендовать различные пути их переработки для получения качественных нефтепродуктов.

Рисунок 5 – Схема изменения качественного состава нефтей территории Колтогорского прогиба. Зоны распространения нефтей: 1 – тяжелые сернистые смолистые; 2 – легкие малосернистые парафинистые

Глава 5. Термическая преобразованность нефтей по данным о составе насыщенных УВ и ароматических соединений

Термическая преобразованность (зрелость) нефтей была оценена с помощью большого числа параметров, рассчитанных по составу насыщенных УВ (алканы, стераны, гопаны) и ароматических соединений (нафталины, фенантрены, пирены, дибензотиофены). Установлено, что ни один из этих показателей не зависит от глубины залегания нефти (величина достоверной аппроксимации не превышает 0,3).

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»