WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 |
ВЫСОКОВЯЗКИЕ НЕФТИ: АНАЛИЗ ПРОСТРАНСТВЕННЫХ И ВРЕМЕННЫХ ИЗМЕНЕНИЙ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ Полищук Ю.М., Ященко И.Г.

Институт химии нефти СО РАН, 634021, пр. Академический, 3, г. Томск, Россия, Факс: (3822)-49-14-57, E-mail: sric@ipc.tsc.ru Введение Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся, в основном, тяжелые и высоковязкие нефти с вязкостью 30 мПа*с или 35 мм2/с и выше [1-3]. Запасы таких нефтей значительно превышают запасы легких и маловязких нефтей и, по оценкам специалистов, они составляют не менее 1 трлн. т. В промышленно развитых странах они рассматриваются не столько как резерв добычи нефти, сколько в качестве основной базы ее развития на ближайшие годы [1]. Россия также обладает значительными трудноизвлекаемыми запасами нефтей и их объем составляет около 55 % в общем объеме запасов российской нефти.

Некоторые вопросы изучения пространственных и временных изменений физико-химических свойств высоковязких нефтей изложены в ряде работ, например, [4-7], большинство из которых опубликовано в малодоступных изданиях.

Кроме того, сами физико-химические характеристики высоковязких нефтей приводятся в большом числе справочных материалов и изданий. В связи с этим представляет интерес подготовка и публикация обзорной научной статьи по исследованиям физико-химических свойств высоковязких нефтей, что и явилось целью данной работы. Основу проведения этих исследований составила созданная в Институте химии нефти СО РАН мировая база данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти, включающая описания почти 15000 образцов нефти [8 - 13]. Эта база данных сформирована на основе анализа более 130 источников информации (см., например, [14 - 25], полный список использованных для создания БД доку_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru ментов приведен в [13]) и содержит около 2000 записей, относящихся к высоковязким нефтям.

1. Анализ закономерностей регионального распределения высоковязких нефтей Из-за недостаточности в базе данных информации о высоковязких нефтях (ВВН) Америки и Австралии исследования свойств высоковязких нефтей проводились в нашей работе для нефтеносных территории Евразии и Африки. Из рис. 1, где приведены результаты геозонирования нефтегазоносных территорий указанных континентов, видно, что бассейны с высоковязкой нефтью распространены повсеместно на территории Евразии и на севере Африки – всего 25 нефтегазоносных бассейнов (НГБ), что составляет около 1/6 части от общего числа бассейнов мира.

Рис. 1. Региональное распределение нефтегазоносных бассейнов высоковязких нефтей В табл. 1 дана общая характеристика информации из БД, относящаяся к бассейнам на рассматриваемых нефтегазоносных территориях с указанием объемов массивов данных по бассейнам, количества образцов высоковязких нефтей и ко_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru личества месторождений с высоковязкой нефтью для каждого из бассейнов и величин средней вязкости нефтей отдельных бассейнов. В табл. 1 более темным цветом выделено 13 бассейнов, на территории которых средне-бассейновая вязкость нефтей превышает уровень 35 мм2/с. Наиболее высоковязкими в среднем являются нефти Сахаро-Ливийского, Тибетского, Тимано-Печорского, СевероКрымского и Прикаспийского бассейнов.

Таблица 1 – Распределение высоковязких нефтей Евразии и Африки по бассейнам и месторождениям Нефтегазоносный Объем Количество Количество место- Среднебассейн выборки образцов ВВН рождений с высоко- бассейновая из БД в бассейне вязкими нефтями вязкость нефтей, мм2/с Адриатический 25 1 1 74,Амударьинский 631 7 5 11,Афгано-Таджикский 219 5 3 10,Венский 44 2 1 63,Волго-Уральский 2661 545 181 47,Джунгарский 20 3 3 14,Днепровско- 662 33 16 37,Припятский Енисейско-Анабарский 65 2 2 84,Западно-Сибирский 2645 95 27 23,Карпатский 377 2 2 10,Лено-Тунгусский 688 52 13 23,Охотский 301 16 8 25,Паннонский 86 2 2 19,Персидского залива 207 5 4 62,Преднаньшанский 4 1 1 42,Прикаспийский 460 101 33 109,Сахаро-Ливийский 174 1 1 253,Северо-Кавказский 1518 26 26 29,Северо-Крымский 73 1 1 176,Суэцкого залива 51 2 1 31,Таримский 6 2 2 30,Тибетский 1 1 1 247,Тимано-Печорский 342 13 8 122,Ферганский 211 9 8 22,Южно-Каспийский 410 60 30 49,Как видно из рис. 1 и табл. 1, почти во всех бассейнах России (кроме Балтийского, Лено-Вилюйского и Пенжинского) встречаются месторождения высо_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru ковязких нефтей, однако наиболее вязкие нефти России расположены в ТиманоПечорском и Прикаспийском бассейнах.

На рис. 2 представлено распределение ВВН по странам, расположенным в Африке и Евразии. Из рис. 2 видно, что на указанной территории более 90 % ВВН располагаются в России, Казахстане и Украине.

Рис. 2. Распределение высоковязких нефтей по странам мира На рис. 3 приведены графические зависимости вязкости нефтей Евразии и Африки от географических долготы и широты. Черными квадратами отмечены на графиках значения вязкости, усредненные в указанных интервалах значений долготы и широты. Как видно из рис. 3, наиболее вязкие африкано-евразийские нефти в основном сосредоточены в диапазонах 6 – 12° долготы и 28 – 72° широты.

Рассмотрим распределение ВВН в зависимости от долготы. Как видно из рис. 3а, наиболее высоковязкие нефти находятся в двух интервалах значений долготы: 6 - 12° (Адриатический и Сахаро-Ливийский нефтегазоносные бассейны) и Рис. 3. Меридиональная (а) и широтная (б) зависимости вязкости нефти _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru 54 - 60° (нефти Волго-Уральского, Персидского залива, Прикаспийского, ТиманоПечорского и Южно-Каспийского бассейнов).

Рассмотрим распределение ВВН в зависимости от географической широты их размещения. Как видно из рис. 3б, наиболее вязкие нефти располагаются в трех интервалах значений широты: 28 – 32° (нефти бассейна Персидского залива и Сахаро-Ливийского бассейна), 44 - 48° (нефти Адриатического и СевероКрымского бассейнов), 68 - 72° (нефти Енисейско-Анабарского и ТиманоПечорского бассейнов).

В табл. 2 приведена общая характеристика информации из базы данных о физико-химических, геохимических свойствах высоковязких нефтей и пластовых условиях их залегания представлена. Как видно из табл. 2, по данным из БД [8 - 13] высоковязкие нефти в среднем являются тяжелыми (0,880,92 г/см3), сернистыми (13 %), малопарафинистыми (< 5 %), высокосмолистыми (> 13 %), со средним содержанием асфальтенов (3 10 %) и с низким содержанием фракции н.к. 200 0С (< 20 %).

Таблица 2 – Физико-химические свойства высоковязких нефтей Евразии и Африки Показатели нефти Объем Среднее Интервал Доверительный выборки значение изменений интервал Плотность, г/см3 1023 0,90 0,69-1,00 0,Содержание серы, % 883 1,91 0,00-7,50 0,Содержание парафинов, % 821 3,61 0,00-29,00 0,Содержание смол, % 693 16,00 1,28-60,00 0,Содержание асфальтенов, % 731 4,12 0,00-25,50 0,Фракция н.к. 200 0С, м. % 292 12,63 0,50-31,20 0,Фракция н.к. 300 0С, м. % 266 29,50 0,00-49,00 1,Фракция н.к. 350 0С, м. % 235 38,50 17,10-59,30 0,Содержание вольфрама, м. % 55 0,02 0,00-0,12 0,Содержание никеля, м. % 41 0,01 0,00-0,05 0,Отношение «пристан/фитан» 42 0,99 0,59-4,35 0,Температура пласта, 0С 405 39,38 2,00-109,00 2,Пластовое давление, мПа 395 16,34 0,60-221,20 1,_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Рассмотрим далее распределение нефтегазоносных бассейнов России по вязкости нефти. Результаты геозонирования нефтегазоносных бассейнов России по среднебассейновому значению вязкости нефти приведены на рис. 4, из которого видно, что бассейны с высоковязкой нефтью распространены в основном на европейской территории России: Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Прикаспийский и Тимано-Печорский. Исключение составляет Енисейско-Анабарский бассейн с высоковязкими нефтями, который находится в Восточной Сибири. В табл. 3 дана общая информация по нефтяным бассейнам России с указанием объема выборки информации по бассейну, количества ВВН, количества месторождений с высоковязкой нефтью в каждом бассейне и средней вязкостью нефтей по бассейну. Из табл. 3 видно, что в среднем самыми вязкими в России являются нефти Тимано-Печорского бассейна. В табл. 3 выделено более темным цветом бассейнов из 12, на территории которых средне-бассейновая вязкость нефтей превышает уровень 35 мм2/с. Как видно из рис. 4 и табл. 3, почти во всех бассейнах России (кроме Балтийского, Лено-Вилюйского и Пенжинского) встречаются месторождения с ВВН.

Рис. 4. Распределение нефтегазоносных бассейнов по величине вязкости _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Таблица 3 – Распределение высоковязких нефтей России по бассейнам и месторождениям Нефтегазоносный Объем Количество Количество место- Среднебассейн выборки из образцов рождений с высоко- бассейновая БД ВВН в вязкими нефтями вязкость нефтей, бассейне мм2/с Балтийский 28 - - 7,Волго-Уральский 2661 545 181 47,Днепровско- 662 33 16 37,Припятский Енисейско-Анабарский 65 2 2 84,Западно-Сибирский 2645 27 27 23,Ленно-Вилюйский 155 - - 11,Лено-Тунгусский 688 52 13 23,Охотский 301 16 8 25,Пенжинский 7 - - 2,Прикаспийский 460 101 33 109,Северо-Кавказский 1518 63 26 29,Тимано-Печорский 342 13 8 1221,На рис. 5 представлено распределение высоковязких нефтей по регионам (областям, краям и республикам) Российской Федерации. Как видно из рис. 5, наибольшее количество ВВН (более 70 %) находится на территориях 5 регионов:

в Пермской области (более 31 %), Татарстане (12,8 %), в Самарской области (9,%), в Башкортостане (8,6 %) и Тюменской области (8,3 %).

Рис. 5. Распределение высоковязких нефтей по регионам России _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru На рис. 6 приведены графические зависимости вязкости нефтей России от географических долготы и широты. Черными квадратами отмечены на графиках значения вязкости, усредненные в указанном интервале значений долготы и широты. Как видно из рис. 6а, наиболее вязкие нефти находятся в интервале значений долготы от 54 до 600 – это высоковязкие нефти Волго-Уральского, Прикаспийского и Тимано-Печорского бассейнов. На рис. 6б видно, что в широтном интервале от 68 до 720 находятся самые вязкие нефти России – это нефти ЕнисейскоАнабарского и Тимано-Печорского бассейнов.

Рис. 6. Меридиональная (а) и широтная (б) зависимости вязкости нефти России Подробная информация из базы данных о физико-химических, геохимических свойствах высоковязких нефтей России и пластовых условиях их залегания представлена в табл. 4, из которой видно, что высоковязкие нефти России в среднем являются тяжелыми и сернистыми, высокосмолистыми и высокоасфальтеновыми, но малопарафинистыми и с низким содержанием фракции н.к. 200 0С.

Данные свойства ВВН России в среднем совпадают со свойствами высоковязких нефтей Евразии и Африки. Однако, по сравнению с последними высоковязкие российские нефти оказываются более сернистыми, более смолистыми и более асфальтеновыми, но менее парафинистыми. Содержание фракций н.к. 200 и 300 0С для российских вязких нефтей является повышенным по сравнению с евразийскими и африканскими высоковязкими нефтями.

_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Таблица 4 – Физико-химические свойства высоковязких нефтей России Показатели нефти Объем Среднее Интервал Доверительный выборки значение изменений интервал Плотность, г/см3 770 0,91 0,80-1,00 0,Содержание серы, % 669 2,29 0,00-5,42 0,Содержание парафинов, % 615 3,58 0,00-21,80 0,Содержание смол, % 531 17,26 1,40-60,00 0,Содержание асфальтенов, % 564 4,56 0,00-23,40 0,Фракция н.к. 200 0С, м. % 155 13,87 1,20-24,20 0,Фракция н.к. 300 0С, м. % 135 30,37 14,00-49,00 1,Фракция н.к. 350 0С, м. % 121 38,27 17,10-58,30 0,Содержание вольфрама, м. % 40 0,03 0,00-0,12 0,Содержание никеля, м. % 31 0,01 0,00-0,05 0,Отношение «пристан/фитан» 40 0,99 0,59-4,35 0,Температура пласта, 0С 312 36,82 7,00-109,00 2,Пластовое давление, мПа 299 16,83 1,32-221,20 1,2. Зависимость вязкости нефти от глубины залегания Рассмотрим подробно зависимость вязкости нефти от глубины залегания. На рис. 7 представлено распределение информации из БД о высоковязких нефтях основных нефтегазоносных территорий Евразии, Африки (рис. 7а) и, в частности, России (рис. 7б). Как видно из рис. 7а, африкано-евразийские ВВН в основном (более 58 %) залегают на глубине 1000 – 2000 м, в меньшей степени - около 20 % нефтей – на глубине до 1000 м. Следовательно, более 2/3 всех высоковязких нефтей находится на глубинах до 2000 м. Оставшаяся 1/3 ВВН распределилась по а б Рис. 7. Распределение высоковязких нефтей в БД Евразии и Африки (а) и России (б) по глубине залегания _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru глубинам следующим образом: на глубинах от 2000 до 3000 м – всего 16,7 % вязких нефтей, 3000 - 4000м – около 3,4 %, в интервале глубин 4000 – 5000 м вязких нефтей не более 1,2 % и на самых больших глубинах (5000 – 6000 м) залегает всего 0,3 % ВВН.

Для российских высоковязких нефтей (рис. 7б) больше всего нефтей (более 68 %) залегает на глубине от 1000 до 2000 м, как и в случае с ВВН двух континентов (рис. 7а). Как видно из рис. 7б, абсолютное большинство высоковязких нефтей России (более 82 %) находится на глубинах до 2000 м и около 18 % - в интервале глубин от 2000 до 4000 м. Таким образом, начиная с глубины 1000 – 2000 м наблюдается тенденция уменьшения в среднем количества вязких нефтей с ростом глубины залегания как для африкано-евразийских вязких нефтей, так и для российских нефтей (рис. 7).

Рассмотрим далее зависимость вязкости нефти от глубины залегания ВВН.

На рис. 8 приведены графические зависимости средней вязкости высоковязких нефтей Евразии и Африки (рис. 8а) и России (рис. 8б) от глубины залегания. Черными квадратами показаны на графиках значения вязкости, усредненные в указанном интервале значений глубины залегания.

Как видно из рис. 8, наиболее высоковязкие нефти на территории Евразии (в том числе, и России) и на территории Африки находятся в среднем на глубине от 1000 до 2000 м. И далее, начиная с глубин 1000 – 2000 м, наблюдается тенденция уменьшения в среднем вязкости нефтей с ростом глубины залегания. Средняя вязкость африкано-евразийских ВВН с ростом глубины залегания уменьшается приблизительно в 10 раз на глубинах 5000 – 6000 м (рис. 8а). Следует заметить, Рис. 8. Зависимость вязкости высоковязких нефтей Евразии и Африки (а) и России (б) от глубины залегания _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru что значения вязкости российских ВВН в среднем меньше значений вязкости ВВН Евразии и Африки на соответствующих глубиннах.

Pages:     || 2 |



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

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.