Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Анализ компонентного состава нефти


Анализ - компонентный состав - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Анализ - компонентный состав

Cтраница 1

Анализ компонентного состава попутно добываемых вод, отобранных в процессе обводнения скважин Николо-Березовской площади, показывает, что по мере роста обводненности продукции скважин происходят опреснение попутных вод, снижение содержания ионов кальция и увеличение концентрации сульфат-иона. В такой воде, пересыщенной сульфатами, велика вероятность отложения гипса.  [2]

Определение точности анализа компонентного состава битумов / Необходимое число измерений для получения желаемо.  [3]

Газовая хроматография оказывается полезной для определения чистоты или анализа компонентного состава достаточно летучих органических веществ. Понятно, что изучаемые пробы должны быть достаточно термостойкими, чтобы выдерживать условия газохро-матографического анализа.  [4]

Метод этот позволяет сравнительно просто п надежно документировать результаты нолевых анализов компонентного состава битумов, получаемых г использованием явлении люминесцентного свечения.  [5]

Можно отметить также различные счетчики альфа -, бета - и гамма-излучения, предназначенные для измерения активности жидких препаратов и паров жидкостей, для анализа компонентного состава жидких смесей, для проведения специальных исследований. Модель Биогамма этой фирмы одновременно позволяет исследовать 200 образцов, а модель Гамма 310 рассчитана на 300 образцов. Они содержат в качестве измерительного преобразователя трехдюймовый кристалл с эффективной свинцовой защитой; для каждого канала обеспечена возможность вычитания фона, выбора энергетического окна, выбора времени счета, отбора образцов с низкой активностью. Прибор содержит универсальный блок для перемещения образцов.  [6]

Метод проверен на литиевых, алюминиевых, кальциевых, натриевых и свинцовых солях лауриновой, миристиновой, пальмитиновой, олеиновой и стеариновой кислот и дает практически одинаковые результаты анализа компонентного состава жирных кислот, превращенных в метиловые эфиры через стадии разложения мыл минеральной ( HG1) кислотой, экстракции жирных кислот с последующим отгоном растворителя и, минуя эти стадии, с непосредственной обработкой мыла раствором BF3 в метаноле.  [7]

За этой зоной на расстоянии 6 - 30 м от скважины образуется вал жидкости с насыщенностью жидкости, значительно превышающей ее средние по пласту значения. Анализ компонентного состава жидкой и газовой фаз в этой зоне позволяет установить следующий характер распределения в ней углеводородов. При нагнетании в скважину углеводородных растворителей вокруг скважины возникают два фронта вытеснения. На границе ретроградный конденсат - стабильный конденсат отмечается многоконтактное смешивающееся вытеснение газоконденсатной смеси стабильным конденсатом с конденсацией промежуточных углеводородов из пластового газа в жидкость.  [9]

За этой зоной на расстоянии 6 - 30 м от скважины образуется вал жидкости с насыщенностью жидкости, значительно превышающей ее средние по пласту значения. Анализ компонентного состава жидкой и газовой фаз в этой зоне позволяет установить следующий характер распределения в ней углеводородов. При нагнетании в скважину углеводородных растворителей вокруг скважины возникают два фронта вытеснения. На границе ретроградный конденсат - стабильный конденсат отмечается многоконтактное смешивающееся вытеснение газоконденсатной смеси стабильным конденсатом с конденсацией промежуточных углеводородов из пластового газа в жидкость. На границе стабильный конденсат - сухой газ вытеснение стабильного конденсата происходит в режиме многоконтактного смешивающегося вытеснения с испарением промежуточных компонентов в сухой газ. По сравнению с вариантом обработки скважины пропаном, условия смешения углеводородной жидкости и газа ухудшаются, а следовательно, более значительной по размерам оказывается зона с высоким насыщением коллектора жидкостью.  [10]

Компаунды, полученные при смешении гудрона с переокисленными битумами ( температура размягчения 84 - ЦЗ С), имели значение пенетрации на 29 - 30 единиц выше чем битумы с той же температурой размягчения, окисленные в заводских условиях. Анализ компонентного состава образцов показал, что компаунды содержат меньше асфальтенов и больше ароматических масел и толуольных смол, чем окисленные битумы. Необходимо отметить, что компаунды с одинаковыми товарными свойствами, полученные при смешивании гудронов с битумами различной степени окисленности, имели аналогичный компонентный состав, что позволяет моделировать их по компонентному составу.  [11]

Загрязняющие свойства бурового шлама обусловлены минералогическим составом выбуренной породы и остающимися в ней остатками бурового раствора. Анализ фазового, фракционного и компонентного состава шлама, а также его физико-химических свойств показывает, что за счет адсорбции на поверхности частиц шлама химреагентов, используемых для обработки буровых растворов, он проявляет ярко выраженные загрязняющие свойства.  [12]

Люминесцентный анализ, дополненный цветной фотографией, становится вполне надежным объективным методом качественной оценки химических изменений составных частей высокомолекулярной части нефти в процессах ее разделения, исследования и химико-технологической переработки. Метод этот позволяет сравнительно просто и надежно документировать результаты полезных анализов компонентного состава битумов.  [13]

Как видно из рис. 20, фракция вторичных октилфенолов в описанных в разд. SE-30 может быть разделена на группы: моноалкилфенолы и октилфениловые эфиры, ди - и триоктилфенолы. Наличие более длинного алкильного радикала усложняет разделение и для широких фракций алкилфенолов, полученных, в частности, алкилированием фенола фракцией а-олефшгов С9 - С20, возможен газо-жидкостной хроматографическип анализ фракционного состава моноалкилфенолов в свободном виде ( см. разд. С: 1 - анализ компонентного состава в виде их менее полярных производных - простых эфиров ( см. разд.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Компонентный анализ - Справочник химика 21

    Пожалуй, ни в одной из областей органической химии газовая хроматография не добилась столь блестящих успехов, как в области анализа углеводородов, и особенно в анализе смесей углеводородов нефтяного происхождения. Действительно, сложные, многокомпонентные смеси, исследование которых еще 5—7 лет назад было тяжелым и трудоемким процессом, анализируются теперь с завидной легкостью. Так, если компонентный анализ фракции бензина с 150° С требовал ранее напряженной, квалифицированной годовой работы 4—5 человек, то теперь тот же анализ, и причем значительно более точный, легко выполняется химиком средней квалификации в течение одного-двух дней. [c.336]     Как уже отмечалось, в химическом анализе традиционно рассматривают два самостоятельных раздела качественный и количественный анализ. Иногда особо выделяют фазовый (вещественный) и компонентный анализ, сопоставляя его с так называемым элементным анализом. Рассмотрим более подробно эти разделы с тем, чтобы вскрыть единство всех видов химического анализа в рамках общего метрологического подхода. [c.16]

    Семантические модели ЕЯ. К ним относятся модели, основанные на методе компонентного анализа модели семантик предпочтения модели концептуальной зависимости. [c.79]

    Модель, основанная на методе компонентного анализа, исходит из предпосылки, что семантика ЕЯ может быть адекватно выражена в терминах конечного неструктурированного набора семантических множителей (т. е. атомов смысла). Предполагалось, что посредством конечного набора атомов смысла можно описать неограниченное число лексических единиц неограниченного числа языков. Метод состоит в рассмотрении слов и выделении некоторых признаков, разбивающих слова на разные семантические группы. Примерами таких признаков могут быть гомогенность , гетерогенность , растворимость , нерастворимость и более дифференцированные признаки соли , эфиры , кетоны и т. д. Значение каждого слова представляется как множество таких атомов смысла. Однако кажущаяся простота данного метода связана с существенными трудностями его реализации. Он становится очень громоздким в тех случаях, когда приходится иметь дело с явлением омонимии (многозначностью слов), которых очень много в ЕЯ. Еще ббльшие трудности возникают при попытке выразить с помощью метода компонентного анализа смысл целого предложения, а тем более текста. [c.79]

    Компонентный Анализ данных по технологии получения, компаундирования компонентов Б, Р,Д,К [c.22]

    Целью компонентного анализа является возможно более точное определение качественного и количественного состава исследуемого объекта или материала (например, рудных отвалов чугуна при выпуске из доменной печи содержимого нефтяных танкеров и т. д.). Естественно, невозможно обработать или исследовать весь исследуемый объект. Для анализа нужно отобрать пробу, которая бы достаточно полно воспроизводила или представляла состав анализируемого материала. Также очень важно, чтобы по возможности вся информация, содержащаяся в материале или в исследуемом объекте, была представлена в пробе. Чем больше объем пробы, тем лучше выполняется это требование идеальным случаем является идентичность объемов пробы и исследуемого объекта. Однако на практике в целях экономии затрат материала и времени отбирают возможно меньшие объемы проб. Поэтому особое внимание следует уделять тщательности обработки пробы и точному соответствию способа отбора пробы имеющимся методикам. Это особенно важно при отборе проб негомогенных материалов. [c.432]

    Для проверки предположения о техногенной природе увеличения концентрации 804 приведем рис. 5.6 (см. цвет, вкладку, с. 9), на котором показана динамика изменения средних концентраций ионов по данным 6-компонентного анализа за период с 1989 г. (шкала концентраций - логарифмическая). Из рисунка следует, что концентрация всех ионов, кроме сульфата, в течение рассматри- [c.132]

    Компонентный Анализ данных по технологии получения, [c.96]

    Кроме описанных выше двух видов люминесцентного анализа битумов, применяют еще один метод, основанный на более надежной фракционировке исходного материала. Этот метод лежит в основе так называемого люминесцентно-компонентного анализа . [c.485]

    Выделение и очистка твердых комнонентов с помощью кристаллизации — этого классического метода органической химии — занимало и, но-видимому, будет занимать особое место в схемах компонентного анализа нефтей. [c.229]

    Отбор проб на компонентный анализ. [c.60]

    КОМПОНЕНТНЫЙ АНАЛИЗ ТЯЖЕЛОЙ ЧАСТИ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ В МАЛЫХ НАВЕСКАХ [c.21]

    При упрощенном компонентом анализе нефти и битумы разделяют на группы соединений, более или менее резко различающихся по молекулярным массам а) масла, б) смолы бензольные, в) смолы спирто-бензольные, г) асфальтены . Такой упрощенный компонентный анализ по широко распространенной технике его проведения [1—3] требует не менее 1,0—0,5 г вещества. [c.21]

    СХЕМА КОМПОНЕНТНОГО АНАЛИЗА ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ И БИТУМОВ [c.21]

    Компонентный анализ предусматривает выделение масел, смол бензольных, смол спирто-бензольных и фракции асфальтенов , включающих, кроме собственно асфальтенов, также асфальтогеновые кислоты и их ангидриды (см. схему). [c.21]

    СХЕМА КОМПОНЕНТНОГО АНАЛИЗА [c.22]

    Разработан метод определения и простейшая аппаратура для компонентного анализа тяжелой части нефти, тяжелых нефтепродуктов и битумов в навесках от 50 до 150 мг, включающий а) выделение и весовое определение асфальтенов б) выделение и весовое определение масляной, бензольной и спирто-бензольной фракций. [c.27]

    Компонентный анализ — установление качественного и количественного состава пробы (компоненты — химические элементы или соединения) [5]. [c.6]

    Для некоторых экспериментов недостаточно знать общее давление в вакуумной системе, а требуются данные о составе газа, т. е. о том, какие именно молекулы образуют остаточное давление и каково их соотношение. В принципе компонентный анализ газа можно произвести статическим масс-спектрометром, наподобие применяемого в гелиевом течеискателе. Однако проще [c.121]

    Поскольку газовая хроматография является методом определения индивидуальных соединений, то наибольший успех она получила в тех областях, где такие методы анализа являются возможными. Одним из первых ее успехов была разработка методов компонентного анализа бензиновых погонов нефтей, начиная с работы Мартина и Уинтерса [43], количественно опре- [c.336]

    Коагуляционные методы. Эти методы основаны на избирательном осаждении компонентов при использовании соответствующих растворителей. Разделение нефтяных остатков (компонентный анализ) на три фракции можно проводить бутанолом и ацетоном. В данном методе предусматривается детальное разделение масляной фракции на циклические.(растворимые в бутаноле и нерастворимые в ацетоне) и алкановые (нерастворимые в обоих используемых агентах) углеводороды. На первом этапе фракционирова-1 ния асфальтены и смолы осаждаются бутанолом совместно, и их дальнейшего разделения не проводится. [c.104]

    Для расчетов по данной методике было разработано приложение для ПЭВМ, позволяющее автоматически выдавать заключение о возможности гипсообразования по данным 6-компонентного анализа. При ф>1 выдается сообщение Выпадение гипса при [c.131]

    Результаты мониторинга данных 6-компонентного анализа добываемой воды по добывающим скважинам Восточно-Сулеевской площади приведены в табл. 5.3 и на рис.5.1-5.5 (см. цвет, вкл., с. 4-8). [c.131]

    В связи с усилившимся с 1998 г. гипсообразованием рекомендуется проводить на загипсованных скважинах соответствующие ГТМ, например, закачку композиции НС1+ ингибитор солеотложения. Также рекомендуется регулярно проводить мониторинг работающего фонда добывающих скважин на предмет гипсообразования при этом желательно иметь результаты 6-компонентного анализа не только попутно добываемой воды, но и глубинных проб пластовой воды. [c.134]

    В растворах 25—34 N Н2304, содержащих одновременно молибден и рений, в присутствии избытка восстановителя Ге304 образуется смесь соединений рения(У) и молибдена(У) (рис. 34, кривая 7). Различие оптических характеристик соединений ре-ния(У) и молибдена(У) указывает на возможность одновременного определения рения и молибдена в смеси на основе принципа двух-компонентного анализа. [c.90]

    Наиболее информативны и удобны в применении к малым количествам нефтей люминесцентный и люминесцентно-компонентный анализы. Методика люминесцентного анализа нефтей и интерпретация результатов подробно изложены в соответствующем руководстве [44]. Применение капиллярного и люминесцентно-компонентного анализов позволяет составить картотеку люминесцентной характеристики исследуемых нефтей, а в дальнейшем легко и быстро сравнивать с ними люминесцентную характеристику нефтей, отобранных в виде пленок из вод или глинистых растворов. Для повышения достоЕ рности результатов люминесцентного апа- [c.16]

    На этом заканчивался первый этап работы по исследованию тяжелой части, названный компонентным анализом, в результате которого определялось содержание асфальтенов, бензольных и спирто-бензольных смол (суммарно), углеводородов, выкипающих выше 200°С, и петролейноэфирных смол (суммарно). В1орой этап исследования состоял в определении группового химического состава этих углеводородов и содержания петролейноэфирных смол. [c.155]

    Для предварительного разделения тяжелых частей нефти и битумов вместо применяемых до недавнего времени громоздких вариантов компонентного анализа по Маркусону и Васильеву предложена изящная методика микроанализа. [c.4]

    Качественная фракционная идентификация моно-, би-, три-, полициклических аренов, цикланов, азот-, кислород- и серосодержащих гетерокомпонентов нефтей и битумов производится по данным ИК-спектроскопии [2, 5] и спектроскопии ядерно-магн итного резонанса на протонах [6, 7]. Вариации относительных концентраций указанных групп органических соединений рассчитываются с помощью специально подобранных спектральных коэффициентов. Иногда применяется компонентный анализ циклановых, ароматических и пекоторых серосодержащих (тиофены) биореликтовых структур как наиболее устойчивых к воздействию катагенетических и гипер-генных факторов. С этой целью в комплексе с ИКС и ЯМР используются тонкослойная хроматография и полярография. [c.145]

    В настоящее время методы аЬ 1п.ъИо повволяпт воспроизвести барьер и зависимость торсионного потенциала от угла внутреннего вращения для целого ряда органических молекул, в том числе и для весьма сложных, которые рассчитываит по фрагментам [38, 39]. Однако такой расчет сам по себе мало дает для понимания сущности явления. Чтобы огределить, какие силы ответственны за барьер, был введен метод компонентного анализа, в котором потенциальную функцию представляют в следующем виде  [c.10]

    В заключение можно сказать, что решение задачи определения индивидуальных органических соединений по существу сводится к разработке некоторого общего метода систематического анализа природных вод для определения органических компонентов [27]. Этот метод может иметь несколько вариантов, применяемых в зависимости от состава анализируемой воды и от допустимых потерь тех или иных веществ. При изучении состава органических веществ параллельно с компонентным анализом необходимо пметь данные о содержании неорганических микро- и макрокомионентов и органического углерода, о цветности воды, что позволит дать оценку методам выделения и онределения отдельных групп органических соединений [28]. [c.202]

    И портативнее динамические масс-спектрометры, в ко-торых применяется ВЧ-поле, специально предназначенные для компонентного анализа остаточного газа и для измерения парциальных давлений. Обычно результат измерений представляет собой спектрограмму, по горизонтальной оси которой отложены массовые числа М в единицах 1/16 массы атома изотопа кнслорода-16. Расположение пиков ионного тока у определенных значений М свидетельствует о присутствии этих молекул в устаточном газе, а относительная высота пиков служит [c.121]

    Ответ докладчика. По вопросам, заданным Э. Джил-Авом, следует указать, что в данной узкой области озонолиза ароматических соединений необходимо четко различать два метода инфракрасного анализа. Можно найти характеристические литши для некоторых групп атомов в молекуле. Напрпмер, если нас интересует число групп СН2, то можно натттп характеристические по.тосы для этих групп и измерить интенсивность этих полос. Затем проводят анализ, точность результатов которого полностью удовлетворяет задачам, преследуемым методом озонолиза. Подобный метод инфракрасного анализа дает представление о числе различных атомных групп, содержащихся в молекуле, но он недостаточно точен, особенно в присутствии циклических углеводородных групп. Присутствие циклических групп, как было показано в основном докладе, неизбежно приводит к расхождению результатов, получаемых при помощи обоих методов. Существует, однако, другой метод инфракрасного анализа, называемый компонентным анализом , который позволяет определить содержание ряда специфических молекул, например кумола, в некоторых фракциях. Правда, для этого требуются весьма узкие фракции (пятиградусные или уже), с тем чтобы в каждой моглс содерн аться лишь 5—6 компонентой. В противном случае возникает необходимость определять оптическое поглощение при большом числе различных длин волн, приходится прибегать к решению весьма сложных математических уравнений и резко усиливается возможность взаимной интерференции полос поглощения. Поэтому я считаю, что для группового анализа высоко-м /лекулярных фракций метод озонолиза заслуживает предпочтения перед инфракрасным спектральным анализом. [c.290]

chem21.info

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ Б.А. Григорьев, А.Е. Рыжов, Н.М. Парфенова, Л.С. Косякова, Е.О. Семенов, М.М. Орман (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Матричная нефть новый источник нетрадиционных углеводородных ресурсов, к которым относятся высоковязкие нефти, битумы, газогидраты, сланцевый газ. Открытие матричной нефти произошло в процессе изучения химического состава остатков из сепарационного оборудования и образцов керна Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) в конце 1980-х годов. Исследование этих продуктов, состоящих из озокерито- и церезиноподобных образований, твердых парафинов и углеводородов нефтяного ряда, позволило выделить высокомолекулярные компоненты, которые и были названы «матричной нефтью» [1 3]. Изучению процесса формирования, преобразования, компонентного состава и перспектив освоения месторождений матричной нефти посвящено большое количество публикаций А.Н. Дмитриевского и Н.А. Скибицкой [1 6]. Почему матричная нефть не была обнаружена в пределах карбонатных залежей нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождений? Авторы исследования матричной нефти дают ответ на этот совершенно резонный вопрос. Эта нефть на начальных этапах своего преобразования связана с наиболее плотными субкапиллярнопоровыми разностями карбонатного природного резервуара. В процессе преобразования до более зрелого состояния она теряет существенную часть легких углеводородов, перешедших в газоконденсатную фазу, что делает ее высоковязкой и практически неподвижной. Эксплуатационные скважины, даже вскрывшие коллекторы, содержащие матричную нефть, не давали ее притока. Поэтому в процессе более чем тридцатилетней разработки Оренбургского НГКМ скопления матричной нефти не были выявлены. По оценкам специалистов, ресурсы матричной нефти Оренбургского НГКМ составляют 2,56 млрд т нефтяного эквивалента [2, 4 6]. Матричная нефть относится к трудноизвлекаемым ресурсам, вследствие чего оценить экономическую целесообразность ее разработки возможно только после опытно-

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ 47 промышленных исследований технологий ее добычи и глубокой переработки с извлечением редких и рассеянных элементов. При анализе данных по количественному содержанию и компонентному составу матричной нефти в образцах керна западной части ОНГКМ обнаружились существенные различия в составе высокомолекулярных компонентов (ВМК) этой нефти. В работах [7, 8] показано, что основную долю матричной нефти, выделенной из керна скв. 1-ВМС, составляют масла, содержание которых превышает 50 %. Количество твердых парафинов в среднем менее 5 %. Доля смол находится в пределах от 12 до 37 %. Содержание асфальтенов варьирует в широких пределах от 1 до 60 %, в среднем составляя 20 %. Установлено, что матричная нефть уникальна по содержанию редких элементов таблицы Менделеева, причем концентрация в ней гелия, целого ряда драгоценных, редких и редкоземельных металлов характеризуется аномально высокими значениями. Открытие матричной нефти это новая ступень в развитии существующих представлений и концепций в вопросах нефтегазогенерации. Поэтому всестороннее изучение этого нового вида углеводородного сырья представляет собой не только практический, но и важнейший научный интерес. Как видно из краткого обзора литературы, содержание масел, смол и асфальтенов в матричной нефти кернов варьирует в довольно широком интервале концентраций, что может свидетельствовать о неоднородности химического состава органического вещества керна, отобранного из разных участков карбонатного массива месторождения. В настоящей работе проведен химический анализ матричной нефти, выделенной из образцов керна западной части ОНГКМ. Керном являлся образец породы, выделенной из скв. 15072 с горизонтальным стволом эксплуатационного RI-2 объекта (нижняя пермь, сакмарский ярус). Интервал перфорации 2127,5 2130,0 м. Порода представляла собой известняк, массивный, однородный, органогенный, без ясно выраженной слоистости с содержанием 84,89 % кальцита, 13,1 % доломита и 2,71 % нерастворимого осадка, объемной и минералогической плотностями 2,37 и 2,71 г/см 3, соответственно. Открытая пористость по гелию 9,8 %.

48 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Были изучены два образца керна. Первый представлял собой исходный керн, не подвергавшийся обработке газами и растворителями. Второй образец керна (отработанный) был извлечен из установки физического моделирования после завершения эксперимента по моделированию пластового процесса вытеснения матричной нефти при циклической закачке толуола и азота 1. Выделение матричной нефти из кернового материала до и после проведения эксперимента по физическому моделированию и разделение ее на компоненты проводилось в соответствии с методиками, изложенными в ОСТ 153-39.2048-2003 (Нефть.Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей). Образец исходного керна, предварительно размолотый до 0,1 мм, взвешивался и помещался в бумажном патроне в аппарат Сокслета, где подвергался горячей экстракции спирто-бензольной смесью (1:1), затем хлороформом. Экстракция спирто-бензольной смесью проводилась до обесцвечивания растворителя в спусковой трубке аппарата Сокслета (обычно в течение 48 ч). Экстракция хлороформом завершала процесс извлечения всех компонентов матричной нефти из исходного керна (16 18 ч). Из спирто-бензольного и хлороформенного экстрактов отгонялись растворители, экстракт (матричная нефть) доводился до постоянного веса. Затем из полученной навески матричной нефти выделялись асфальтены осаждением их 40-кратным объемом нормального гексана в течение 24 ч. Осажденные асфальтены фильтровались, промывались н-гексаном, затем отмывались от соосажденных углеводородов в аппарате Сокслета горячим н-гексаном. Растворение отмытых асфальтенов проводилось бензолом, который затем отгонялся, а асфальтены доводились до постоянного веса. Раствор н-гексана после осаждения асфальтенов упаривался, после чего помещался в аппарат Сокслета, заполненный силикагелем марки АСКГ, для разделения на смолы и масла (углеводородную часть). 1 Эксперимент по физическому моделированию пластового процесса вытеснения матричной нефти при циклической закачке толуола и азота выполнен в лаборатории физического моделирования многофазных процессов ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ 49 Образцы отработанного керна, извлеченные из установки физического моделирования, после завершения эксперимента перед измельчением и извлечением матричной нефти отмывались спирто-бензольной смесью (1:1) с целью получения керна с постоянной массой и анализа продуктов с поверхности. Выделение матричной нефти и разделение ее на компоненты проводилось по схеме, описанной выше для исходного керна. Общие сведения об образцах керна и выходах компонентов матричной нефти приведены в табл. 1. Из данных таблицы следует, что содержание матричной нефти в исходном керне составляет 0,36 % масс., в отработанном 0,31 % масс. Химический состав матричной нефти из исходного керна следующий: смолы общие (спирто-бензольные) составляют 22,45 % масс., асфальтены 40,64 % масс., масла 36,91 % масс., в том числе 14,72 % твердых парафинов. Матричная нефть из отработанного, отмытого после эксперимента спирто-бензолом и хлороформом керна содержит: 11,34 % масс. смол, 23,91 % асфальтенов, 64,75 % масел, в том числе 18,88 % твердых парафинов. Определение содержания твердых парафинов рассчитывалось по данным компонентного анализа масел, при этом за фракцию твердых парафинов принимались парафины с числом углеродных атомов выше 20. Компонентный состав масел определялся методом газожидкостной хроматографии на хроматографе «Varian CP 3800», снабженном 50-метровой капиллярной колонкой, пламенно-ионизационным детектором и автодозатором, в режиме программирования температуры. На рис. 1 приведены хроматограммы масел, выделенных из исследованных образцов кернов, а также из нефти Оренбургского НГКМ, которая использовалась в эксперименте по физическому моделированию. Отчетливо видно отличие компонентного состава нефти Оренбургского НГКМ и матричной нефти из обоих образцов керна, выраженное в различном характере распределения компонентов масел. Хроматограмма масел оренбургской нефти является типичной для флюидов (нефтей и конденсатов) с монотонным убыванием содержания н-алканов по мере повышения температуры кипения флюида. Хроматограммы масел, выделенных из матричной нефти исходного и отработанного кернов, по характеру распределения углеводородов практически идентичны.

50 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Они имеют четко выраженный максимум в области С 18-19, меньшее количество изомерных углеводородов, «горб» неразделенных углеводородов в области С 17 С 21, более заметный для масел из матричной нефти отработанного керна. Рис. 1. Хроматограммы масел, выделенных: 1 из Оренбургской нефти; 2 матричной нефти исходного керна; 3 матричной нефти отработанного керна

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ 51 скважины образца керна 15072 37/7 (исходный) 15072 37/6, 37/8 (отработанный, после эксперимента) Выход компонентов матричной нефти из образцов керна западной части ОНГКМ Таблица 1 Пласт, глубина отбора, м RI-2 2188 RI-2 2188 Масса керна, г Выход матричной нефти (спиртобензольный и хлороформенный экстракты из измельченных образцов керна) Выход компонентов матричной нефти (на образец керна) Смолы общие (спирто-бензольные) Асфальтены Масла г % масс. г % масс. г % масс. г % масс. 68,5495 0,2436 0,36 0,0547 22,45 0,0990 40,64 0,0899 36,91 в т.ч. парафинов 14,72 92,55 0,2823 0,31 0,0320 11,34 0,0675 23,91 0,1823 64,75 18,88

52 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Компонентный состав (по н-алканам) масел, выделенных из исследованных образцов кернов, приведен в табл. 2. Видно, что для масел нефти ОНГКМ характерно наличие широкого максимума из четырех углеводородов: н-с 8 (2,97 % масс.), н-с 9 (3,28 % масс.), н-с 10 (3,17 % масс.) и н-с 11 (3,02 % масс.). Для масел матричной нефти из кернов в этой области наблюдается низкое содержание углеводородов С 8 С 11 : в исходном керне 0,17 0,49 % масс., в отработанном керне 0,03 0,04 % масс., а максимум приходится на углеводороды С 18 С 19. Более низкое содержание углеводородов до С 19 в матричной нефти отработанного керна может являться свидетельством перехода части жидких углеводородов в процессе эксперимента по физическому моделированию в продукцию ловушек. Углеводороды (нормальные алканы) Компонентный состав (по н-алканам) масел, % масс. Масла оренбургской нефти Масла из исходного керна Таблица 2 Масла из отработанного керна 1 2 3 4 C 7 Н 16 1,72 0 0 C 8 Н 18 2,97 0,10 0,03 C 9 Н 20 3,28 0,17 0,04 C 10 Н 22 3,17 0,38 0,04 C 11 Н 24 3,02 0,49 0,04 C 12 Н 26 2,62 0,39 0,08 C 13 Н 28 2,41 0,18 0,07 C 14 Н 30 2,05 0,21 0,17 C 15 Н 32 1,99 0,50 0,51 C 16 Н 34 1,67 1,08 1,21 C 17 Н 36 1,44 2,80 1,58 C 18 Н 38 1,40 6,11 3,81 C 19 Н 40 1,40 5,79 4,67 C 20 Н 42 1,09 2,98 2,55 C 21 Н 44 0,95 2,07 1,90 C 22 Н 46 0,81 1,43 1,37 C 23 Н 48 0,68 1,08 1,36 C 24 Н 50 0,58 0,92 1,19 C 25 Н 52 0,56 1,03 2,19 C 26 Н 54 0,49 0,81 1,12

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ 53 Окончание табл. 2 1 2 3 4 C 27 Н 56 0,39 0,68 1,00 C 28 Н 58 0,35 0,70 0,95 C 29 Н 60 0,30 0,60 0,94 C 30 Н 62 0,22 0,50 0,69 C 31 Н 64 0,19 0,59 0,68 C 32 Н 66 0,18 0,30 0,53 C 33 Н 68 0,15 0,53 1,17 C 34 Н 70 0,16 0,31 0,86 C 35 Н 72 0,10 0,18 0,38 C 36 Н 74 0,09 0,01 C 37 Н 76 0,09 C 38 Н 78 0,06 C 39 Н 80 0,06 C 40 Н 82 0,05 C 41 Н 84 0,04 C 42 Н 86 0,03 C 43 Н 88 0,03 Сумма н-алканов 36,79 32,92 31,13 Сумма твердых парафинов (С 20+ ) 7,65 14,72 18,88 Общее содержание н-алканов в маслах матричной нефти, выделенных из исходного (32,92 % масс.) и отработанного (31,13 % масс.) кернов, не сильно отличается от такового в маслах нефти Оренбургского НГКМ (36,79 % масс.). Однако в связи с различным химическим составом масел нефти ОНГКМ и матричной нефти из кернов имеет место перераспределение концентраций н-алканов, в связи с чем, начиная с углеводорода С 17, содержание н-алканов в матричной нефти становится выше, чем в нефти ОНГКМ. Вследствие этого содержание твердых парафинов (С 20+ ) в маслах матричной нефти (14,72 % масс. в исходном керне и 18,88 % масс. в отработанном керне) в заметной степени превышает содержание их в маслах оренбургской нефти (7,65 % масс.). На рис. 2 представлены кривые молекулярно-массового распределения н-алканов в маслах, выделенных из матричной нефти кернов, а также из нефти Оренбургского месторождения.

54 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Рис. 2, так же, как и рис. 1, наглядно демонстрирует отличие компонентного состава нефти Оренбургского НГКМ и матричной нефти из обоих образцов керна. Кривые молекулярно-массового распределения н-алканов матричной нефти из кернов практически вписываются одна под другой, несмотря на некоторое различие в количественном отношении отдельных компонентов. Рис. 2. Молекулярно-массовое распределение н-алканов во фракциях масел оренбургской нефти и матричной нефти из кернов На рис. 2 обращают на себя внимание максимумы пиков С 25 и С 33, характерные только для масел из матричной нефти кернов, более отчетливые в случае отработанного керна (в табл. 2 эти углеводороды выделены голубым цветом). Можно предположить, что наблюдаемое повышение концентрации отдельных н-алканов, являющихся реликтовыми углеводородами материнского вещества, связано с химической природой матричной нефти и требует дальнейшего более тщательного изучения.

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ 55 Таким образом, в результате изучения химического состава матричной нефти, выделенной из карбонатных отложений западной части ОНГКМ, можно сделать вывод, что по химическому и компонентному составу она отличается от нефти, добываемой на ОНГКМ. Определение содержание микроэлементов Определение микроэлементов было проведено с использованием метода оптической эмиссионной спектрометрии с индуктивно-связанной плазмой (ИСП-ОЭС) на приборе Varian 725-ES. Калибровка определяемых элементов осуществлялась по стандартам фирмы Environmental Express: ICQ 100-21 100 ppm и ICQ 100-7 100 ppm. Содержание элементов в рабочем стандарте порядка 10 ppm. В исследуемых компонентах матричной нефти было определено около 20 элементов Периодической системы Д.И. Менделеева. 2 Однако в связи с тем, что масса образцов для анализа была различной, содержание некоторых элементов находилось за пределами обнаружения. По этой причине были выбраны несколько элементов, общих для компонентов матричной нефти (смол и асфальтенов). Результаты определения микроэлементов в смолах и асфальтенах, выделенных из матричной нефти исходного и отработанного кернов, приведены в табл. 3, 4. Из данных табл. 3 и 4 следует, что содержание никеля и ванадия в асфальтенах матричной нефти исходного и отработанного кернов более высокое, чем в смолах. Такая же закономерность наблюдается и для нефтей. В асфальтенах наблюдается также более высокое содержание меди, цинка, хрома, чем в смолах. 2 Определение содержания микроэлементов было выполнено в лаборатории масел и смазочных материалов ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

56 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Элемент ppm, мкг/г Содержание микроэлементов в компонентах матричной нефти исходного керна 37/7 Смолы Асфальтены % (на смолы) 10 4 % г/т (на мат. нефть) 10 4 (на керн) ppm, мкг/г Таблица 3 % (асф) 10 4 % г/т (на мат. нефть) 10 4 (на керн) B 0,14 33,78 7,58 2,70 0,28 37,33 15,17 5,39 Cu 0,106 25,58 5,74 2,04 1,16 154,67 62,86 22,34 V 0,46 111,01 24,92 8,86 5,95 793,33 322,41 114,57 Zn 0,08 19,31 4,33 1,54 4,32 576,00 234,09 83,19 Ni 0,042 10,14 2,28 0,81 1,873 249,73 101,49 36,07 Cr 0,036 8,69 1,95 0,69 0,019 2,53 1,03 0,37 Fe 0,03 7,24 1,63 0,58 0,34 45,33 18,42 6,55 Mn 0,0035 0,84 0,19 0,07 0,009 1,20 0,49 0,17 Mo 0,05 6,67 2,71 0,96 Ti 0,004 0,53 0,22 0,08

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ 57 Элемент ppm, мкг/г Содержание микроэлементов в компонентах матричной нефти отработанного керна (37/6 и 37/8) Смолы Асфальтены % (на смолы) 10 4 % г/т (на мат. нефть) 10 4 (на керн) ppm, мкг/г Таблица 4 % (асф) 10 4 % г/т (на мат. нефть) 10 4 (на керн) B 0,15 61,88 7,02 2,14 0,05 9,78 2,34 0,71 Cu 0,074 30,53 3,46 1,06 0,424 82,92 19,83 6,05 V 0,37 152,63 17,31 5,28 5,12 1001,24 239,40 73,02 Zn 0,09 37,13 4,21 1,28 0,50 97,78 23,38 7,13 Ni 0,104 42,90 4,86 1,48 1,588 310,54 74,25 22,65 Cr 0,15 61,88 7,02 2,14 0,038 7,43 1,78 0,54 Fe 0,12 49,50 5,61 1,71 0,42 82,13 19,64 5,99 Mn 0,003 1,24 0,14 0,04 0,0045 0,88 0,21 0,06 Mo 0,07 13,69 3,27 1,00 Ti 0,012 2,35 0,56 0,17

58 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Результаты определения содержания некоторых микроэлементов в нефти Оренбургского НГКМ приведены в табл. 5. Элемент Содержание микроэлементов в нефти Оренбургского НГКМ ppm, мкг/г Смолы % масс. в смолах 10 4 Таблица 5 Асфальтены % ppm, мкг/г масс. в асф. 10-4 Ag 0,07 12,94 B 0,15 0,22 0,09 16,64 Cr 0,139 0,21 0,03 5,55 Cu 0,086 0,13 0,15 27,73 Fe 0,054 0,08 0,79 146,05 Ni 0,105 0,16 1,16 214,45 V 0,55 0,82 5 924,37 Zn 0,07 0,10 0,27 49,92 В нефти Оренбургского НГКМ содержание ванадия, никеля, меди, железа в асфальтенах выше, чем в смолах. Содержание никеля и ванадия в асфальтенах матричной нефти из исходного и отработанного кернов выше, чем в асфальтенах Оренбургской нефти (см. табл. 3 и 4).

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ 59 Выводы 1. Выполнены выделение и химический анализ матричной нефти из исходного и отработанного керна (после завершения эксперимента по физическому моделированию). Содержание матричной нефти в исходном керне составляет 0,36 % масс., в отработанном 0,31 % масс. 2. Показано, что по компонентному составу масла (углеводородная часть нефтей), выделенные из матричной нефти кернов, похожи между собой, но отличаются от масел оренбургской нефти. 3. Определено содержание некоторых микроэлементов (Ag, Cr, Cu, Ni, V, Ti, Zn) в смолах и асфальтенах нефти Оренбургского НГКМ, матричной нефти, смолах из продукции ловушек эксперимента 3. Показано, что содержание ванадия и никеля в асфальтенах матричной нефти несколько выше, чем в нефти Оренбургского НГКМ. Список литературы 1. Дмитриевский А.Н. Битумоиды Оренбургского месторождения нетрадиционный источник углеводородного сырья / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2005. 6. С. 33 36. 2. Дмитриевский А.Н. Увеличение ресурсного потенциала газоконденсатных месторождений за счет высокомолекулярного сырья («матричной нефти») / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая, О.П. Яковлева и др. // Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России. М.: ГЕОС, 2007. С. 360 377. 3. Дмитриевский А.Н. Матричная нефть дополнительный сырьевой ресурс нефтегазоконденсатных месторождений / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая, О.П. Яковлева // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и прикладные аспекты: тез. докл. Всероссийской конференции. М.: ГЕОС, 2007. С. 80 82. 4. Дмитриевский А.Н. Матричная нефть новый вид углеводородного сырья / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2011. 5. С. 15 17.

60 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ 5. Дмитриевский А.Н. Матричная нефть: перспективы освоения нового пласта знаний / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая // Oil&Gas J. Russia. 2011. 9. С. 70 74. 6. Скибицкая Н.А. Перспективы освоения ресурсов матричной нефти / Н.А. Скибицкая, О.П. Яковлева // Бурение и нефть. 2011. 6. С. 11 13. 7. Бурханова И.О. Разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов (ВМК) залежей углеводородов по комплексу геолого-геофических данных: автореф. дисс. канд. г.-м. наук / И.О. Бурханова. М., 2012. 21 с. 8. Скибицкая Н.А. Изучение компонентного состава битумоидов по комплексу петрофизических, геофизических и геохимических данных в карбонатном разрезе / Н.А. Скибицкая, И.О. Бурханова, Б.А. Никулин и др. // НТВ «Каротажник». Тверь, 2011. 7(205). С. 73 83.

docplayer.ru