Исследования состава и свойств нефти Припятского прогиба

0
58
Исследования состава и свойств нефти Припятского прогиба

Основной нефтегазоносной территорией Беларуси является Припятский прогиб — составная часть единого Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена.

Поиски и разведка залежей углеводородов в Припятском нефтегазоносном бассейне осуществлялась с 1952 г., разработка — с 1965 г. [1].

В настоящее время в пределах Припятского прогиба открыто 85 месторождений нефти, газа и газоконденсата.

Особенностью размещения нефтяных месторождений является их приуроченность к системам приразломных блоков и надразломных поднятий, контролируемых региональными разломами субширотного простирания [1].

Нефти большинства месторождений, выявленных в пределах северного нефтегазоносного района (северо-восточная часть Припятского прогиба), преимущественно парафинистые, смолистые, мало- и среднесернистые, сравнительно легкие (удельный вес их 0,825 — 0,890 г/см3). Для южного и преобладающей части центрального нефтегазоносного района характерны непарафинистые, высокосмолистые и высокосернистые тяжелые нефти [1].

Качество сырой нефти и получаемых нефтепродуктов зависит от ее состава. По содержанию общей серы, нефть делится на четыре класса:

— малосернистая (не более 0,60 %) (класс 1);

— сернистая — (от 0,61 процента до 1,80 %) (класс 2);

— высокосернистая (от 1,81 до 3,50 %) (класс 3);

— особо высокосернистая (более 3,50 %) (класс 4).

По плотности при температуре 20 градусов, классы нефти делятся на:

— тип 0 — особо легкая нефть (плотность не более 830,0 килограмм на кубометр);

— тип 1 — легкая нефть (плотность от 830,1 до 850,0 килограмм на кубометр);

— тип 2 — средняя (от 850,1 до 870,0);

— тип 3 — тяжелая (от 870,1 до 895,0);

— тип 4 — битумозная (более 895-ти кг/куб.м.).

По содержанию парафиновых углеводородов:

— малопарафинистые (содержание парафиновых углеводородов не более 1,5 %);

— парафинистые (1,5 — 6 %);

— высокопарафинистые (более 6 %).

По содержанию смол:

— малосмолистые (содержание смол менее 17 %);

— смолистые (18 — 35 %);

— высокосмолистые (более 35 %) [2].

Проведем анализ состава и свойств нефти на примере двух месторождений: Золотухинское и Осташковское.

Золотухинское месторождение приурочено к основному гребню Малодушинского разлома Червонослободско-Малодушинской ступени Северной структурно­тектонической зоны Припятского прогиба.

Физико-химические свойства нефти Золотухинского месторождения представлены исследованиями проб межсолевой и подсолевых залежей.

В межсолевой залежи, нефть является малосернистой (0,47 % массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является тяжелой (879,8 кг/м3) и относится к 3-му типу. Содержание парафина составляет 4,75 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300 оС — 31,5 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 18,87 % массовых, т.е. нефть является высокосмолистой.

Нефть малосернистая, высокосмолистая, тяжелая, парафиновая [3].

В подсолевых отложениях, нефть является малосернистой (0,28 % массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является средней (850,5 кг/м3) и относится ко 2-му типу. Содержание парафина составляет 5,12 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300 оС — 50,0 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,61 % массовых, т.е. нефть является смолистой.

Нефть малосернистая, средней плотности, смолистая, парафиновая [3].

Осташковичское месторождение приурочено к одноименной стуктуре Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

Физико-химические свойства нефти Осташковичского месторождения представлены исследованиями проб из петрико-задонской, воронежской и семилуко-саргаевской залежей.

Физико-химические свойства нефти петрико-задонской залежи определены по 29 скважинам. Нефть является сернистой (содержание серы — 0,81 % массовых) и относится ко 2-му классу, по плотности нефть является тяжелой (876,4 кг/м3) и относится к 3-му типу. Содержание парафина составляет 4,69 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300 оС — 35,0 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 16,34 % массовых, т.е. нефть является высокосмолистой.

Нефть сернистая, тяжелая, высокосмолистая, парафиновая [3].

Физико-химические свойства воронежской залежи нефти определены по 14 скважинам. Нефть является малосернистой (содержание серы — 0,22 % массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является особо легкой (829,2 кг/м ) и относится к 0-му типу. Содержание парафина составляет 5,82 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300оС — 51,0 %объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,54 % массовых, т.е. нефть является смолистой.

Нефть малосернистая, особо легкая, парафиновая, смолистая [3].

Физико-химические свойства семилуко-саргаевской залежи нефти определены по 9 скважинам. Нефть является сернистой (содержание серы — 0,23 % массовых) и

относится к 1-му классу, по плотности нефть является особо легкой (827,0 кг/м3) и относится к 0-му типу. Содержание парафина составляет 6,53 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300 оС — 51,0 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,10 % массовых, т.е. нефть является смолистой.

Нефть сернистая, особо легкая, парафиновая, смолистая [3].

В результате данной работы были исследованы состав и свойства нефти на Золотухинском и Осташковском месторождении. Нефть в продуктивных отложениях разного состава, нефть преимущественно парафиновая, смолистая либо высокосмолистая, малосернистая и сернистая, особо легкая либо тяжелая.

Данный результаты соответствуют нефти большинства месторождений, выявленных в пределах северного нефтегазоносного района (северо-восточная часть Припятского прогиба). По качеству нефти разные, но на данный момент качество хуже, чем у тех стран, где технологии выше.

Список литературы

  1. Бескопыльный, В.Н. Атлас природных резервуаров и углеводородов нефтяных месторождений Беларуси / Бескопыльный В.Н. [и др.]. Гомель: Сож, 2009. — 216 с.
  2. Соколов В.А. Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. — М.: Недра, 1972. — 276 с.
  3. ТКП 17.04-29-2011 (02120) Правила применения классификации запасов, перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов. Введ. с 08.06.2011., Минск, Минприроды, 2011.

Автор: А.А. Лопушко
Источник: Актуальные вопросы наук о земле в концепции устойчивого развития Беларуси и сопредельных государств. IV Международная научно-практическая конференция молодых ученых (Гомель, 29-30 ноября 2018 года) Сборник материалов в 2 частях. Часть 1. С. 193-195.