Исследование молекулярного состава палеозойских нефтей
|
ВВЕДЕНИЕ 11
1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ДАННЫХ 13
1.1. Факторы, контролирующие состав и свойства нефти 13
1.1.1. Тип органического вещества 13
1.1.2. Катагенез 16
1.1.3. Миграция и аккумуляция нефти 18
1.1.4. Превращение нефти в залежи 20
1.2. Биомаркеры 22
1.2.1. Характеристические фрагментные ионы биомаркеров 24
1.2.2. Биомаркерные параметры 27
2. ОБЪЕКТ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 36
2.1. Характеристика объектов исследования 36
2.2. Физико-химические методы исследования нефтей 39
2.2.1. Определение вязкости 39
2.2.2. Определение плотности 39
2.2.3. Определение общего содержания серы 40
2.3. Хроматомасс - спектрометрический анализ (ГХ/МС и ГХ/МС/МС) 40
2.4. Изотопный анализ углерода 46
3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 49
3.1. Физико-химические исследования нефтей 49
3.2. Хроматомасс-спектрометрические исследования нефтей 51
3.3. Изотопный состав углерода нефтей 62
4. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 65
4.1. Предпроектный анализ 65
4.1.1. Потенциальные потребители результатов исследования 65
4.1.2. Анализ конкурентных технических решений 66
4.1.3. SWOT-анализ 67
4.1.4. Оценка готовности проекта к коммерциализации 69
4.1.5. Методы коммерциализации результатов научно-технического
исследования 70
4.2. Инициация проекта 71
4.3. Планирование управления научно-техническим проектом 74
4.3.1. Иерархическая структура работ проекта 74
4.3.2. Контрольные события проекта 75
4.3.3. План проекта 75
4.3.4. Бюджет научного исследования 77
4.3.5. Организационная структура проекта 83
4.3.6. Матрица ответственности 83
4.3.7. План управления коммуникациями проекта 84
4.3.8. Реестр рисков проекта 84
4.4. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой,
бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования 85
4.4.1. Оценка сравнительной эффективности исследования 85
5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 88
5.1. Техногенная безопасность 89
5.1.1. Вредные вещества 89
5.1.2. Микроклимат помещений
5.1.3. Производственное освещение 91
5.1.4. Шумы и вибрация 92
5.2. Характеристика опасных факторов производственной среды 93
5.2.1. Механическое травмирование 93
5.2.2. Термическое травмирование 93
5.2.3. Электробезопасность 94
5.2.4. Пожаровзрывобезопасность 95
5.3. Региональная безопасность 96
5.4. Организационные мероприятия обеспечения безопасности 96
5.5. Особенности законодательного регулирования проектных решений ... 97
5.6. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 100
Список публикаций 102
Список использованных источников 103
Приложение А 111
Приложение Б 131
Приложение В 141
1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ДАННЫХ 13
1.1. Факторы, контролирующие состав и свойства нефти 13
1.1.1. Тип органического вещества 13
1.1.2. Катагенез 16
1.1.3. Миграция и аккумуляция нефти 18
1.1.4. Превращение нефти в залежи 20
1.2. Биомаркеры 22
1.2.1. Характеристические фрагментные ионы биомаркеров 24
1.2.2. Биомаркерные параметры 27
2. ОБЪЕКТ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 36
2.1. Характеристика объектов исследования 36
2.2. Физико-химические методы исследования нефтей 39
2.2.1. Определение вязкости 39
2.2.2. Определение плотности 39
2.2.3. Определение общего содержания серы 40
2.3. Хроматомасс - спектрометрический анализ (ГХ/МС и ГХ/МС/МС) 40
2.4. Изотопный анализ углерода 46
3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 49
3.1. Физико-химические исследования нефтей 49
3.2. Хроматомасс-спектрометрические исследования нефтей 51
3.3. Изотопный состав углерода нефтей 62
4. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 65
4.1. Предпроектный анализ 65
4.1.1. Потенциальные потребители результатов исследования 65
4.1.2. Анализ конкурентных технических решений 66
4.1.3. SWOT-анализ 67
4.1.4. Оценка готовности проекта к коммерциализации 69
4.1.5. Методы коммерциализации результатов научно-технического
исследования 70
4.2. Инициация проекта 71
4.3. Планирование управления научно-техническим проектом 74
4.3.1. Иерархическая структура работ проекта 74
4.3.2. Контрольные события проекта 75
4.3.3. План проекта 75
4.3.4. Бюджет научного исследования 77
4.3.5. Организационная структура проекта 83
4.3.6. Матрица ответственности 83
4.3.7. План управления коммуникациями проекта 84
4.3.8. Реестр рисков проекта 84
4.4. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой,
бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования 85
4.4.1. Оценка сравнительной эффективности исследования 85
5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 88
5.1. Техногенная безопасность 89
5.1.1. Вредные вещества 89
5.1.2. Микроклимат помещений
5.1.3. Производственное освещение 91
5.1.4. Шумы и вибрация 92
5.2. Характеристика опасных факторов производственной среды 93
5.2.1. Механическое травмирование 93
5.2.2. Термическое травмирование 93
5.2.3. Электробезопасность 94
5.2.4. Пожаровзрывобезопасность 95
5.3. Региональная безопасность 96
5.4. Организационные мероприятия обеспечения безопасности 96
5.5. Особенности законодательного регулирования проектных решений ... 97
5.6. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 100
Список публикаций 102
Список использованных источников 103
Приложение А 111
Приложение Б 131
Приложение В 141
Знание особенностей физико-химических свойств и состава нефти чрезвычайно важно с позиций организации добычи, промысловой подготовки нефти и выбора направления ее дальнейшей переработки. Для того чтобы избежать потерь на производстве при переходе на другое сырье необходимо заранее оценить ресурсный потенциал данных нефтей, а также их физикохимические характеристики и, соответственно, спланировать наиболее эффективную переработку углеводородов и набор возможных продуктов, а также оценить их качество.
Различия в физико-химических свойствах являются следствием разного молекулярного состава нефтей. В настоящее время новейшие аналитические методы органической химии создали возможности для изучения состава нефтей на молекулярном и атомном уровне и выяснения на этой основе их биохимической природы (исследования углеводородов-биомаркеров).
Первостепенную роль на физико-химический и молекулярный состав нефти оказывает природа органического вещества (ОВ), из которого образовалась нефть (терригенная, морская или смешанная), исходя из состава живых организмов, которые образовали ОВ. Поэтому для оценки нефтегазоностности палеозойских отложений Западной Сибири необходимо на современном уровне проводить исследования углеводородов-биомаркеров в нефтях палеозоя, по содержанию и составу которых можно судить о типе органического вещества, условиях осадконакопления и уровне катагенеза. Особенности молекулярного состава нефти, а также закономерности их изменения в пределах изучаемой территории, дают важную информацию относительно генезиса нефтей, что позволяет провести их генетическую типизацию, а также оценить ресурсный потенциал нефтей палеозойского типа.
В рамках магистерской диссертации запланированы исследования палеозойских нефтей Томской области с целью определения их молекулярных особенностей. Однако, во избежание ошибок интерпретации, на практике принято использование данных, полученных хроматомасс-спектрометрическим методом, совместно с результатами анализа изотопного состава углерода нефтей и их физико-химическими параметрами. Кроме того, такой выполненный комплекс исследований дает более наглядное представление о составе и свойствах нефтей.
В качестве объекта исследования выбраны палеозойские нефти Арчинского, Урманского, Солоновского, Кулгинского, Герасимовского, Южно- Табаганского и других месторождений.
Результаты, полученные в магистерской диссертации, могут быть использованы непосредственно для определения пути подготовки и переработки нефти, добытой на территории Томской области, а также выявление конструктивных особенностей аппаратов при переходе на переработку другого вида нефтяного сырья. Кроме того, полученные результаты совместно с результатами исследования кернового материала необходимы для геологоразведочных работ района.
Для достижения поставленной цели сформулированы основные задачи исследования:
• определение физико-химических свойств нефтей (плотность, вязкость, содержание серы);
• выполнение хроматомасс-спектрометрического (ГХ-МС и
ГХ/МС/МС) анализа;
• проведение изотопного исследования углерода нефтей;
• анализ полученных результатов по биомаркерным параметрам;
• разделение нефтей на группы по выявленным свойствам и отличиям;
• обобщение полученных результатов.
Различия в физико-химических свойствах являются следствием разного молекулярного состава нефтей. В настоящее время новейшие аналитические методы органической химии создали возможности для изучения состава нефтей на молекулярном и атомном уровне и выяснения на этой основе их биохимической природы (исследования углеводородов-биомаркеров).
Первостепенную роль на физико-химический и молекулярный состав нефти оказывает природа органического вещества (ОВ), из которого образовалась нефть (терригенная, морская или смешанная), исходя из состава живых организмов, которые образовали ОВ. Поэтому для оценки нефтегазоностности палеозойских отложений Западной Сибири необходимо на современном уровне проводить исследования углеводородов-биомаркеров в нефтях палеозоя, по содержанию и составу которых можно судить о типе органического вещества, условиях осадконакопления и уровне катагенеза. Особенности молекулярного состава нефти, а также закономерности их изменения в пределах изучаемой территории, дают важную информацию относительно генезиса нефтей, что позволяет провести их генетическую типизацию, а также оценить ресурсный потенциал нефтей палеозойского типа.
В рамках магистерской диссертации запланированы исследования палеозойских нефтей Томской области с целью определения их молекулярных особенностей. Однако, во избежание ошибок интерпретации, на практике принято использование данных, полученных хроматомасс-спектрометрическим методом, совместно с результатами анализа изотопного состава углерода нефтей и их физико-химическими параметрами. Кроме того, такой выполненный комплекс исследований дает более наглядное представление о составе и свойствах нефтей.
В качестве объекта исследования выбраны палеозойские нефти Арчинского, Урманского, Солоновского, Кулгинского, Герасимовского, Южно- Табаганского и других месторождений.
Результаты, полученные в магистерской диссертации, могут быть использованы непосредственно для определения пути подготовки и переработки нефти, добытой на территории Томской области, а также выявление конструктивных особенностей аппаратов при переходе на переработку другого вида нефтяного сырья. Кроме того, полученные результаты совместно с результатами исследования кернового материала необходимы для геологоразведочных работ района.
Для достижения поставленной цели сформулированы основные задачи исследования:
• определение физико-химических свойств нефтей (плотность, вязкость, содержание серы);
• выполнение хроматомасс-спектрометрического (ГХ-МС и
ГХ/МС/МС) анализа;
• проведение изотопного исследования углерода нефтей;
• анализ полученных результатов по биомаркерным параметрам;
• разделение нефтей на группы по выявленным свойствам и отличиям;
• обобщение полученных результатов.
Определение особенностей нефтей является неотъемлемой частью среди задач, которые должны быть решены в ходе процессов подготовки и переработки нефти. Ни один из методов в отдельности не может дать всю необходимую информацию, поэтому проводилось комплексное исследование свойств флюидов. Сочетание хроматомасс-спектрометрического анализа с изотопными исследованиями углерода нефтей, а также с методами исследования физико-химических свойств нефтей позволяют получить полную характеристику изучаемых объектов.
На исследуемой территории Парабельского района Томской области основная часть залежей генетически связана с нефтематеринскими породами палеозоя. В ходе исследования палеозойских нефтей было выяснено, что помимо возраста, общим для них является определенный набор молекулярных параметров, который указывает на преобладание в материнском органическом веществе морских биопродуцентов, резко восстановительные условия осадконакопления и высокую степень катагенеза. Однако, изучаемые нефти между собой имеют ряд существенных отличий в молекулярных показателях, что также отражается на физико-химических свойствах и изотопном составе и подтверждается различием в значениях этих показателей.
На основе выполненного исследования нефтей Томской области была выделена группа, отличающаяся по своим свойствам от остальных изучаемых палеозойских нефтей. В нее были отнесены нефти Кулгинского, Южно- Тамбаевского и Солоновского месторождений, которые характеризуются отличным от остальных палеозойских нефтей морским источником образования ОВ, накопление которого происходило также в восстановительном режиме. Эти нефти образовались из ОВ, которое сформировалось в несколько другой фациальной обстановке, что возможно из-за длительного периода накопления палеозойских отложений (более 300 млн. лет). Поэтому правильнее говорить не о палеозойской нефти, а о семействе палеозойских нефтей.
Детальные исследования Арчинских нефтей показали, что они разделяются на две группы: одна группа представлена образцами из скважин северной части месторождения, другая - скважинами южного блока. Различия наблюдаются как по биомаркерным параметрам, так и в физико-химических свойствах нефтей: нефти с более высокими значениями П/Ф характеризуются меньшим содержанием серы. Изотопный состав Арчинских нефтей подтвердил их дифференциацию. Нефти южной части блока более изотопно тяжелые (выше катагенез), чем нефти северной части месторождения.
Кроме того, отмечается близость свойств палеозойских нефтей северной части Арчинского месторождения и нефтей Урманского месторождения, что подтверждается и молекулярным и изотопным составом нефтей.
С использованием молекулярных и изотопных параметров показано, что различия в составе изученных нефтей обусловлены типом и условиями накопления исходного ОВ, а также степенью их катагенетической преобразованности. Таким образом, методы определения физико-химических свойств нефтей, хроматомасс-спектрометрический и изотопный анализ являются независимыми друг от друга инструментами, которые позволяют определить состав и генезис нефтей и используются для их дифференциации. Различия в значениях исследуемых особенностей нефтей обуславливают их разный состав и, соответственно, разные пути добычи, сбора, промысловой подготовки и переработки нефти.
На исследуемой территории Парабельского района Томской области основная часть залежей генетически связана с нефтематеринскими породами палеозоя. В ходе исследования палеозойских нефтей было выяснено, что помимо возраста, общим для них является определенный набор молекулярных параметров, который указывает на преобладание в материнском органическом веществе морских биопродуцентов, резко восстановительные условия осадконакопления и высокую степень катагенеза. Однако, изучаемые нефти между собой имеют ряд существенных отличий в молекулярных показателях, что также отражается на физико-химических свойствах и изотопном составе и подтверждается различием в значениях этих показателей.
На основе выполненного исследования нефтей Томской области была выделена группа, отличающаяся по своим свойствам от остальных изучаемых палеозойских нефтей. В нее были отнесены нефти Кулгинского, Южно- Тамбаевского и Солоновского месторождений, которые характеризуются отличным от остальных палеозойских нефтей морским источником образования ОВ, накопление которого происходило также в восстановительном режиме. Эти нефти образовались из ОВ, которое сформировалось в несколько другой фациальной обстановке, что возможно из-за длительного периода накопления палеозойских отложений (более 300 млн. лет). Поэтому правильнее говорить не о палеозойской нефти, а о семействе палеозойских нефтей.
Детальные исследования Арчинских нефтей показали, что они разделяются на две группы: одна группа представлена образцами из скважин северной части месторождения, другая - скважинами южного блока. Различия наблюдаются как по биомаркерным параметрам, так и в физико-химических свойствах нефтей: нефти с более высокими значениями П/Ф характеризуются меньшим содержанием серы. Изотопный состав Арчинских нефтей подтвердил их дифференциацию. Нефти южной части блока более изотопно тяжелые (выше катагенез), чем нефти северной части месторождения.
Кроме того, отмечается близость свойств палеозойских нефтей северной части Арчинского месторождения и нефтей Урманского месторождения, что подтверждается и молекулярным и изотопным составом нефтей.
С использованием молекулярных и изотопных параметров показано, что различия в составе изученных нефтей обусловлены типом и условиями накопления исходного ОВ, а также степенью их катагенетической преобразованности. Таким образом, методы определения физико-химических свойств нефтей, хроматомасс-спектрометрический и изотопный анализ являются независимыми друг от друга инструментами, которые позволяют определить состав и генезис нефтей и используются для их дифференциации. Различия в значениях исследуемых особенностей нефтей обуславливают их разный состав и, соответственно, разные пути добычи, сбора, промысловой подготовки и переработки нефти.