Дифференциация нефтей многопластовых месторождений

Якубова, Светлана Габидуллиновна

Дифференциация нефтей многопластовых месторождений тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

Якубова, Светлана Габидуллиновна АВТОР

кандидата химических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Казань МЕСТО ЗАЩИТЫ

2006 ГОД ЗАЩИТЫ

02.00.13 КОД ВАК РФ

Диссертация по химии на тему «Дифференциация нефтей многопластовых месторождений»

Автореферат диссертации на тему "Дифференциация нефтей многопластовых месторождений"

На правах рукописи

ЯКУБОВА СВЕТЛАНА ГАБИДУЛЛИНОВНА

ДИФФЕРЕНЦИАЦИЯ НЕФТЕЙ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

02.00.13-Нефтехимия

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук

КАЗАНЬ-2006

аГ

Работа выполнена в Институте органической и физической химии им, А.Е.Арбузова Казанского научного центра РАН

Научный руководитель:

доктор химических наук Петрова Любовь Михайловна

Официальные оппоненты:

доктор химических наук, профессор Галимов Равкат Абдулахатовнч доктор химических наук, профессор Левин Яков Абрамович

Ведущая организация:

Казанский государственный университет

Защита состоится " 21 " декабря 2006 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.080.05 в Казанском государственном технологическом университете по адресу: 420015 Казань, ул. К. Маркса, 68, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке КГТУ.

Автореферат разослан ноября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат химических наук

М.В, Потапова

Актуальность проблемы. Степень выработанности извлекаемых запасов нефти основных продуктивных горизонтов девона Вол го-Уральской нефтегазоносной провинции в настоящее время составляет более 90%, в то время как запасы менее продуктивных горизонтов карбона, выработаны не более чем на 15%. Поэтому, все большее внимание уделяется рациональной разработке продуктивных горизонтов в отложениях карбона. Разработка залежей нефти карбона считается по экономическим соображениям более выгодной в случае совместной .эксплуатации продуктивных горизонтов. Одной из основных проблем при совместной разработке нескольких продуктивных горизонтов, содержащих нефть повышенной вязкости, является сложность, контроля за эксплуатацией отдельных горизонтов.

В связи с существованием фундаментальных проблем нефтехимии, касающихся изучения взаимосвязи компонентов нефтяной системы, а также решения практических задач, связанных с возможностью совместной эксплуатации продуктивных горизонтов многопластовых месторождений и учета темпа выработки из них запасов нефти, существует необходимость выявления взаимосвязи между характеристиками состава и свойств нефтей и их компонентов для достоверной дифференциации нефтей по принадлежности к определенным продуктивным горизонтам многопластовых месторождений на основе комплекса параметров, полученных с применением современных аналитических методов, что является актуальной задачей.

Работа выполнена в соответствии с планами научно-исследовательских работ ИОФХ КазНЦ; РАН по программам «Химия и геохимия нефтей и природных битумов, выявление природных и техногенных процессов, связанных с формированием и преобразованием нефтяных месторождений» (№ гос. per. 01.20.0310099) 2003-2005 гг. и «Исследование изменения состава и свойств нефти в связи с ее преобразованием в природных и техногенных условиях и создание веществ, регулирующих образование, разрушение и осаждения нефтяных дисперсных систем» (№ гос. per. 01.20.0604062) 2006-2008 гг. и с научно-исследовательской работой по молодежным грантам Академии наук РТ «Комплекс новых физико-химических параметров состава и свойств добываемых нефтей — основа альтернативного геохимического контроля за разработкой нефтяных месторождений» (№06-2/2005(Г» 2005г.

Цель работы. Выявление взаимосвязи между характеристиками состава и свойств нефтей и их компонентов много пластовых месторождений каменноугольных отложений для достоверной дифференциации тяжелых нефтей по принадлежности к определенным продуктивным горизонтам на основе совокупности параметров, полученных с применением современных аналитических методов.

В соответствии с целью работы поставлены следующие задачи:

- Анализ и обобщение имеющихся данных по исследованию состава и свойств нефтей и их компонентов многопластовых месторождений.

- Выявление закономерностей взаимосвязи компонентного, углеводородного, структурно-группового и микроэлементного состава, а также оптической

плотности и парамагнитных свойств нефтей различных продуктивных горизонтов карбона.

Установление закономерностей взаимосвязи состава и структурных свойств смолисто-асфальтеновых компонентов с изменением оптической плотности нефтей различных продуктивных горизонтов карбона и девона. Исследование закономерностей распределения ванадилпорфирннов между асфальтенамн и смолами в нефтях с различным содержанием ванадия. Изучение особенностей содержания ванадилпорфирннов в асфальтенах для идентификации нефтей с близкими физико-химическими характеристиками. Выявление комплекса взаимосвязанных параметров состава и свойств нефтей и нефтяных асфальтенов с целью экспрессной и достоверной дифференциации нефтей по продуктивным горизонтам при использовании системы совместной разработки на многопл астовых месторождениях. Научная новизна.

Выявлены наиболее информативные из существующих параметров состава и свойств нефтей и установлены закономерности взаимосвязи между ними для идентификации нефтей различных горизонтов карбона многопластового месторождения.

Установлено подобие изменения ряда параметров состава и свойств нефтей и асфальтенов н впервые показана возможность использования этих параметров и структурных свойств асфальтенов для идентификации нефтей различных горизонтов.

Установлен комплекс параметров состава и свойств нефтей и асфальтенов, математическая обработка которых позволяет проводить научно-обоснованную дифференциацию нефтей многопластового месторождения по принадлежности к определенным продуктивным горизонтам. Выявлены особенности изменения светопоглощающей способности нефтяных асфальтенов в зависимости от содержания в них пол иконденслрованных ароматических структур, гетероатомных групп и металлокомплексов. Установлено, что изменение светопоглощения деасфальтизатов нефтей обусловлено только смолами и связано с их содержанием независимо от принадлежности нефти к продуктивному горизонту.

Показано, что оптическая плотность нефтей обусловлена в основном асфальтенамн, а при низком их содержании - смолами.

Для экспрессного анализа нефтей предложена новая схема определения компонентного состава нефтей.

Впервые выявлена и обоснована эффективность выделения ванадилпорфирннов экстракцией из растворенных асфальтенов и смол нефтей, за счет дополнительного извлечения более ассоциированных со смолисто-асфальтеновыми веществами порфиринов дезоксифиллоэритроэтио-типа (ДФЭП).

Практическая значимость. На шести многопластовых месторождениях Татарстана с различным сочетанием продуктивных горизонтов на основе математической обработки

комплекса параметров состава и свойств нефтей и асфальтенов проведена дифференциация нефтей различных продуктивных горизонтов карбона при использовании системы совместной эксплуатации продуктивных горизонтов. - Обоснован метод определения содержания смол в нефтях на основе определения коэффициента светопоглощения деасфальтизнрованной нефти,

■ На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:

1. Методический подход для научно-обоснованной дифференциации нефтей многопластового месторождения по принадлежности к определенным продуктивным горизонтам.

2. Особенности изменения светопоглощающей способности асфальтенов в зависимости от вклада в состав поликондеисированных ароматических структур, гетероатомных групп и металлокомплексов.

3. Оценка содержания смол в нефтях на основе определения коэффициента светопоглощения деасфальтизнрованной нефти.

4. ЗаконоЦернЬсти распределения ванадилпорфиринов' между асфалътенами и смолами"в'нефтйх с различным содержанием ванадия.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на: VIH Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (г.Москва, 2005г.); V Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Наука. Инновации, Бизнес» (г.Казань, 2005г.); VIH Международной конференции «Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов» (г. Нижнекамск, 2005г.); II Всероссийской конференции «Актуальные проблемы нефтехимии» (г.1 Уфа, 2005г.); Всероссийской конференции «Техническая химия. Достижения и перспективы» (г. Пермь, 2006г.); VI Международной конференции «Химия нефти и газа» (г. Томск, 2006г.); 7 Молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (г. Бугульма, 2006г.).

Публикация работы. Опубликовано 8 научных трудов (3 статьи, 5 материалов докладов).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, списка использованной литературы из 122 наименований и приложения. Работа изложена на 153 страницах, содержит 33 рисунка и 28 таблиц.

Автор выражает особую благодарность за помощь в освоении методик комплексного анализа нефтей и в обсуждении результатов работы научному сотруднику лаборатории химии и геохимии нефти, к.х.н. Якубову М.Р., а также за поддержку и ценные замечания по оформлению диссертационной работы заведующему лабораторией химии и геохимии нефти, д.х.н., профессору Романову Г.В,

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрыта актуальность темы, определены цели и задачи исследования, сформулированы научная новизна и практическая значимость работы.

1. Современное состояние изученности особенностей свойств и химического составе нефтей разновозрастных отложений (литературный обзор)

В разделе приведен обзор научной литературы, содержащий анализ схем исследования нефтей для их идентификации и геохимической классификации. Обобщены данные об углеводородном составе, составе металлосодержапшх соединений и методы исследования углеводородной и смолисто-асфальтен овой части нефти. Обобщены современные представления о взаимосвязи светопо-глощения и состава нефтей, а также об особенностях состава и свойств нефтей разновозрастных отложений многопластовых месторождений Татарстана и их дифференциации для решения практических задач.

2< Объекты и методы исследования

В качестве объектов исследования использованы нефти разновозрастных отложений многопластовых месторождений Татарстана, отобранные из скважин, перфорированных на один продуктивный горизонт, или вместе на два-три горизонта. Для выделения и исследования углеводородных компонентов использовались колоночная элюентная хроматография и газожидкостная хроматография (ГЖХ). Дня выделения и исследования высокомолекулярных неуглеводородных компонентов использовались осаждение, экстракция, колоночная хроматография, фото кол оримегрия, ЭПР, ИК Фурье спектроскопия и атомно-абсорбционная спектрометрия (ЛАС). Описаны условия эксперимента.

3, Сравнительная характеристика нефтей многопластового месторождения на основе параметров состава и свойств (на примере Ееркет-Ключевского месторождения)

Создание эффективной системы контроля за выработкой запасов многопластовых месторождений посредством дифференциации нефтей по разным горизонтам сдерживается отсутствием универсальных информативных параметров на основе известных характеристик состава и свойств нефти. Для решения задачи по оценке информативности показателей физико-химических свойств и состава нефтей многопластового месторождения использован участок Беркет-Юночевского многопластового месторождения. С данного участка было изучено одиннадцать проб нефтей из скважин, эксплуатирующих отдельно бобриковский, кизеловский и упинский продуктивные горизонты нижнего карбона, и четыре пробы нефти из скважин с совместной эксплуатацией бобриков-ского и кизеловского, а также кизеловского и упинского горизонтов.

По общепринятой классификации на основе физико-химических свойств все нефти нижнего карбона месторождения относятся к тяжелым и высоковязким. Установлено, что для дифференциации нефтей по горизонтам из физико-химических свойств нефтей можно использовать вязкость, а из компонентного состава • соотношение содержания углеводородов (У В) и смолисто-асфальтеновых веществ (CAB) (рис, 1).

Структурно-групповой состав нефтей, оцененный по содержанию алифатических и ароматических структур методом ИК спектроскопии, не позволяет различать нефти бобриковского, кизеловского и упинского горизонтов для этого многопластового месторождения. Из десяти параметров углеводородного

состава, рассчитанных на основе молекулярно-массового распределения нераз-ветвленных алканов «(Си-Сзг) и изопренанов ¿(См-Сд), полученного с помощью метода ГЖХ, отличие значений для нефтей отдельных горизонтов наблю-даегся^тоЛько по показателю Кд=;'(С |9+С20)МС |7+С1в).

С1ф

С1ир

Рис. 1. Интервалы изменения значения показателей для нефтей бобриковского (С|ЬЬ), кнзеловского (Cikis) и упинского (CiUp) горизонтов

Рассмотрена пригодность характеристик, обусловленных наличием САВ, для идентификации тяжелых нефтей. Известно, что с САВ связаны такие показатели химического состава и свойств нефтей, как светопоглощающая способность (Ken 570 нм), содержание свободных стабильных радикалов (ССР), вана-диловых комплексов (ВК), содержание ванадия (V) и никеля (Ni). Достаточно информативными параметрами для идентификации нефтей являются содержание ВК, содержание ванадия и никеля и их соотношение, так как интервалы значений не перекрываются (рис. 2). Интервалы содержания ванаднлпорфири-нов, ССР в нефтях разных продуктивных горизонтов частично перекрываются, что ограничивает применимость данных показателей.

Рис. 2. Интервалы изменения значения показателей для нефтей бобриковского, кизеловского и упинского горизонтов

Для объективного анализа полученных данных использована их математическая обработка методом главных компонент с использованием программы Statistika. Из 33 полученных параметров нефтей в статистическую обработку были включены только наиболее информативные параметры, каждый из которых позволяет идентифицировать нефти различных продуктивных горизонтов. Статистическая обработка включает процедуру получения матрицы факторных нагрузок (ФН) на переменные (параметры) (табл. 1). Матрица ФН позволила выявить скрытые главные компоненты (ПС) и значимые параметры, стоящие за этими компонентами. Главная компонента ГК1 оказывает влияние на Ken нефти, V/Ni, содержание асфальтенов, ванадия, никеля, ванадиловых комплексов, ванадкллорфиринов, масел и смол, а ГК2 — на Ken асфальтенов и экстракта порфиринов, плотность, содержание фракции н.к.-200°С. По матрице ФН на наблюдения (скважины) установлены особенности состава и свойств каждой нефти на основе гаммы значимых параметров. На основе этих особенностей на графике (рис. 3) в плоскости двух ПС, полученных из матрицы ФН на наблюдения, нефти объединяются в группы по принадлежности к горизонтам.

Таблица 1 - Матрица факторных нагрузок

Параметры, использованные . в статистической обработке Главные компоненты

ГК1 ГК2

Ken нефти, см"' -0,89 -034

Содержание асфальтенов, мае. % -0,89 -0,11

Содержание V, мас,% -0,98 -0,08

Содержание N1, мас.% -0,98 -0,07

V/Ni -ОД» 0,05

Ken асфальтенов, см"' 0,04 -0,90

Вязкость при 20* С, сСТ 4),94 0,17

Содержание экстракта, мас.% -0,21 0,02

Содержание ВП, мг/100г -0,75 0,52

Ken экстракта, см"1 -0,06 0,89

Содержание ССР, cn/cMJ n*10li -0,65 0,05

Содержание ВК, сп/смэ п*10" -0,89 -0,20

CCF/BK (L) -0,05 0,39

Содержание фракции н.к>200"С, мас.% 0,41 -0,71

Содержание масел, мае. % 0,72 0,55

Содержание смол, мае. % -0,79 -0,43

Плотность при 20° С, г/см* -0,51 0,71

Общий вес компоненты, % 49,75 21,41

гк1: «,75% о »Скважины с совместной эксплуатацией .Хрнэонтоо 1444,1ва4(й«>+&"'•): 1445, 143» {с,"* с,«1)

Рис. 3. Проекция наблюдений в плоскости главных компонент для нефтей

Таким образом, математическая обработка гаммы параметров, отражающих состав и свойства нефтей, позволяет в лучшей степени дифференцировать нефти карбона Беркет-Юпочевского месторождения, чем отдельно взятые параметры. Математической обработкой параметров состава и свойств нефтей, выраженной в графическом виде, можно проводить дифференциацию нефтей по принадлежности к определенному продуктивному горизонту многопластового месторождения в случае их совместной эксплуатации горизонтов.

Например, нефть из скважины 1444, перфорированной на бобриковский и кизе-ловский горизонты, добывается из бобриковского горизонта. Нефть из скважины 1445, перфорированной на кизеловский и упинский горизонты, добывается из упинского горизонта. Нефть из скважины 1934 с совместной эксплуатацией бобриковского и кизеловского горизонтов по всем признакам идентифицируется как кизеловская,

4, Закономерности изменения состава и свойств смолисто-асфальтеиовых веществ тяжелых нефтей е повышенным содержанием ванадия

Для расширения имеющихся сведений в области фундаментальных исследований взаимосвязей состава и свойств нефтей разновозрастных отложений и их компонентов, а также для установления возможности использования соответствующих параметров самих компонентов для дифференциации нефтей по принадлежности к определенным горизонтам многопластового месторождения, проведено более глубокое исследование состава компонентов и изучено их влияние на светопоглощение нефти.

Влияние особенностей состава смолнсто-асфальтеновых веществ на светопоглощение нефтей

На большом количестве нефтей месторождений Татарстана показано, что светопоглощение нефти обусловлено в первую очередь наличием асфальтенов и достаточно хорошо коррелирует с их содержанием (рис. 4). При этом на фоне увеличения значений Ken с ростом содержания асфальтенов в нефтях можно отметить участки, в которых нефти при одинаковом содержании асфальтенов существенно различаются по значению Ken, Иначе говоря, наличие асфальтенов является хотя и существенным, но не единственным фактором в различии нефтей по светопоглощеито. Предстояло установить вклад в светопоглощение нефтей наряду с асфальтенами, также и смол.

На основе исследования оптической плотности нефтей Беркет-Кпючевского месторождения установлено, что она обусловлена в основном асфальтенами, а при низком их содержании достаточно весомый вклад в общий показатель светопо-глощения нефти вносят и смолы (рис. 5).

Для оценки вклада смол в общий Ken нефтей исследована возможность определения оптической плотности смол непосредственно по де-асфальтизату нефтей, так как светопоглощение деасфальтизатов нефтей обусловлено только смолами.

Содержание асфальтеиов, мвс.%

Рис. 4, Зависимость Ken от содержания асфальтенов

C1№ C1kis Clup

* нефть • AtadpankTwaaT о »сфалшны

Рис. 5. Оптическая плотность нефтей разновозрастных отложений и выделенных из них асфальтенов и деасфальтизатов

Установлено, что Ken деасфальтизатов связан с высоким коэффициентом корреляции с содержанием смол в нефтях при 570 нм для всех продуктивных горизонтов (рис. 6).

Содержание смел, иас.% Рис. б. Изменение Ken деасфальтизата в зависимости от содержания смол

Эта зависимость является альтернативой определению содержания смол злюентно-адсорбционной хроматографией в схеме анализа компонентного состава нефтей и нефтепродуктов (рис. 7).

Рис. 7. Схема определения компонентного состава нефтей

На основе оптических плотностей рассчитаны Ken нефтей, деасфальтизатов и асфальтенов. Значения Ken для деасфальтизатов разных нефтей близки, тогда как для асфальтенов они существенно различаются (табл. 2). Это может

быть связано с особенностями строения молекул асфальтенов и присутствием в их составе компонентов не асфальтеновой природы. . ■

Изучение особенностей светопогло-щения компонентов проведено на коллекции образцов нефтей карбона Беркет-Ключевского месторождения с высоким содержанием асфальтенов и нефтей верхнего (D3) и среднего (D2) девона многопластового Матросовского месторождения, для которых характерно низкое содержание асфальтенов (табл. 3). Для выявления влияния состава и свойств асфальтенов на их свето-поглощение использованы характеристики состава нефтей, связанные с содержанием асфальтенов и Ken нефти. Это содержание ванадия, никеля, ССР и ВК. Для выбранной

Таблица 3 - Характеристика состава и свойств нефтей

Ks скважины, горизонт Содержание, мас.% Содержание (п'Ю1*), сп/сма Ken (570нм), cm"'

асфальтены | ванадий | никель ССР | ВК

Беркет-Клгочевское месторождение

1949 С,00 3,9 0,017 0,0022. 1,6 17,2 353

1952 Ci"" 3,2 0,016 0,0020 3,0 19,1 438

1442 С,1"" 6,5 0,028 0,0029 1,7 21,0 576

1935 CitB 7,7 0,027 0,0028 2,8 20.4 524

1438 Ci™ 5,1 0,025 0,0026 3,3 19,5 439

1443 С|ки 4,4 0,026 0.0027 4,2 24,2 419

1988 С,"» 8,8 0.043 0,0042 5,9 46,6 881

1441 С,"" 7,7 0,035 0,0032 2,2 26,8 637

1984 С,ир 5,7 0,031 0,0029 3,1 24,7 6)3

431 С,1"' 6.1 0,031 0,0029 2,2 27,4 556

1986 С,' 5,5 0,029 0,0030 4.5 35,7 478

326 DZ" 3,3 0,012 0,0017 1,0 15,1 416

Матросовское месторождение

163 Ci™ 6,4 0,0293 0,0031 4,3 24,0 502

156 (V 3,8 0,0280 0,0030 3J 11,7 351

144 1.5 0,0077 0,0012 4,1 5,7 296

169 Из" U 0.0070 0,0017 4,3 4,7 305

185 Dj™ 2,5 0.0019 0,0009 2,9 0,9 190

186 Djvl! 0,6 0.00 И 0,0003 0,9 0,3 170

176 Div0 0,4 0.0014 0,0004 0,8 0,2 163

164 Di" 1,0 0,0015 0.0007 2,5 0,8 183

198 D3V,> 0,5 0,0015 0.0004 1,2 0,3 171

194 Dj"' 1.1 0,0017 0,0005 1,8 0,6 175

Таблица 2 - Коэффициент све-топоглошения (Ken) нефтей (Н), асфальтенов (А) и деас-

Кг скважины, горизокт Ken 570 HM, CM'1

1949 C,№ H P/A А -

1952 С,™ 391 282 6654

1442 Ci"' 488 292 6816

1935 С,"" 640 311 6263

1438 С,m S83 315 6804

1988 С,4* 488 328 7598

1441 Ci1* 979 359 8047

1986Ci* 708 349 8047

431 Ci* 640 338 7656

326 D3" 479 322 92)0

коллекции нефтей отмечается закономерное снижение значений Ken, содёржа-ния асфальтенов, ССР и ВК с увеличением возраста нефтевмещающих пород, из которых, судя по интервалам значений, наиболее информативными являются только Ken и ВК.

Несмотря на очевидность светопоглощения, как основного свойства асфальтенов и простоты определения данного показателя, в большинстве подобных работ, сведения по взаимосвязи оптической плотности (коэффициента светопоглощения) нефтяных асфальтенов с их составом и свойствами практически отсутствуют из-за трудности интерпретации. Основной причиной этого является не только сложное строение самих асфальтенов, но и присутствие в них других светопоглощающих компонентов.

Основными структурными фрагментами асфальтенов являются конденсированные лолиароматические блоки, включающие гетероатомы азота, кислорода, серы и металлоком плексы. Для выявления взаимосвязи светопоглощения нефтяных асфальтенов с их составом и свойствами в качестве структурного параметра асфальтенов использована концентрация ССР, которая свидетельствует о степени коцденсированности полиароматических структур асфальтенов. .Для характеристики металлокомплексов использовано содержание в асфальтенах ванадиловых комплексов порфириновой и непорфириновой природы. В качестве параметра, отражающего обогащенноеть асфальтенов гетероатомами, использовано содержание общей серы.

.В координатах зависимостей значений параметров асфальтенов: Ксп-ССР, Ken—ВК, Ксп-сера выделяются группы нефтей по принадлежности к стратиграфическим комплексам: карбон (СО, верхний (Dj) и средний (Dj) девон (рис. 8).

1» 1ЬС 20Q

Свдяржани* ССР (n1C"V. от* сп.у

Сцдотии* вк (Т1Э '*). ом.сг'г

Рис. 8. Зависимость значений Ксп от содержания ССР, ВК и серы в асфальтенах нефтей ^различных продуктивных горизонтов

1 2 S i i »

Оодеданч НРЫ, %

Содержание и типы ванадилпорфиринов в асфальтенах нефтей различных продуктивных комплексов

По результатам статистической обработки параметров нефтей Беркет-Юпочевского месторождения установлено, что наряду с такими традиционными характеристикам и состава и свойств нефтей,как Ken, содержание ССР, ВК, ванадия и никеля, использование содержания ВП в целях идентификации нефтей разновозрастных отложений является вполне приемлемым. Поэтому для выявления особенностей различий в содержании ванадилпорфиринов в нефтях проведено более глубокое сравнительное исследование компонентов, в которых они концентрируются, а именно смол и асфальтенов, применительно к нефтям с различным содержанием ванадия.

Спектрофотометрией установлено, что содержание ВП в асфальтенах нефтей Беркет-Ключевского месторождения варьирует в широком диапазоне значений и не является характеристичным параметром для нефтей различных продуктивных горизонтов (табл. 4) Установлено, что в асфальтенах нефтей присутствуют ВП разных типов.

Изучена возможность идентификации нефтей на основе закономерностей распределения металлопорфиринов между компонентами нефтей. Исследованы закономерности извлекаемости ВП из асфальтенов и смол нефтей. Для сравнительного исследования подобран ряд нефтей различного состава Сарапалинско-го, Дачного и Зюзеевского месторождений (табл. 5).

Таблица 4 - Характеристика ванадилпорфири- Для всех трех нефтей содержание ванадия в асфальтенах примерно в 7-8 раз, а в смолах в 2-3 раза выше, чем в нефтях (рис. 9). На основании данных по содержанию смол и асфальтенов в нефтях, а также содержания в них ванадия рассчитан вклад ванадия в нефть за счет смол и асфальтенов. Выявлено, что вклад в нефть доли ванадия, аккумулированного в смолах и в асфальтенах, примерно одинаковый (рис. 10). На основе анализа спектров поглощения ацетоновых экстрактов проведено определение качественного и количественного содержания ВП в нефтях, смолах и асфальтенах. Максимум поглощения ВП наблюдается в области 530 нм (ß-полоса) и 570 нм (а-полоса). Экстракция из асфальтенов позволяет получать экстракт с содержанием ВП в 15-27 раз более высоким, чем из нефти. При

№ скааживы, горизонт Содержание ВП, мгУЮОг Выход экстракта, мас,% a/ß

1949 С, ЬЪ 157,8 16,27 2,00

1442 Cjkis 109,5 17,21 2,33

193S Cikis 76,4 13,74 2,30

1438 Cikis 127,0 9,22 2,32

1988 Ciup 146,5 19,00 2,00

1441 C,up 77,1 8,84 2,00

431 Ciup 78,5 19,71 2,00

1986 Ciup 143,9 10,13 2,00

326 Dikn 54,9 10,34 1,82

Таблица 5 - Компонентный состав нефтей

Месторождение № скважины Содержание компонентов в нефти, мас.%

углеводороды СМОЛЬ] асфальте ны

Сарапалинское 2896 142 16,5 4,3

Дачное 3577 74,5 18,4 7,1

Зюэеепсхое 2512 60,3 32,0 7,7

экстракции ВП из смол их содержание также в 3,5-6 раз выше по сравнению с экстракцией ВГ1 из нефти (табл. 6).

_ЕШ

it в

I-5 „

а»

I нефть

асфмьтсны смс-лм

Рис. 9. Содержание ванадия Таблица б - Результаты ацетоновой экстракции

1 № Выход ацетонового Содержавие ВП в ацетоно-

скважин экстракта мас,% вом экстракте, MlVlOOr

нефтк смолы асфгльтсны нефть смоли всфяльтены

"2896 61,82 34,69 17,94 51,94 175,80 1078,04

3377 30,72 22,90 10.50 67,90 311,61 im.si

2512 47,37 36,50 !6,50 129.84 375,56 1917,70

4*1 (л

Этиопорфирин ДФЭП

Рис, 11. Структурные формулы ванадилпорфиринов

Рис. 10. Средневзвешенное содержание ванадия

Преобладающий тип ВП в экстрактах определен по соотношению интенсивности полос поглощения К = а/р (рис. 11). В нефти скважины 2896 с относительно низким содержанием ванадия преобладают порфирины этио-типа, а в нефти скважины 2512 с высоким содержанием ванадия присутствуют порфирины смешанного типа (рис. 12).

Зона1

Зона 2 Зона 3

М77

Ночер сквысины

Эои»1:К>2,15 -»то: Зо1»2;К-1.16-2,15 -этио+ДФЭП; Эок»3:К< 1,26 -ДФЭП

№9вефть асфыьтеяи смоли

Рис. 12. Показатель К, характеризующий тип ванадилпорфиринов в ацетоновых экстрактах нефтей, смол и асфальтенов

Раздельная экстракция ВП из асфальтенов и смол нефтей скважин 2896 и 3577 приводит к выделению ВП смешанного типа, что свидетельствует об увеличении в экстрактах доли ванадилпорфиринов ДФЭП-тила, по сравнению с нефтью. Иначе говоря, экстракция асфальтенов и смол в отличие от экстракции нефтей позволяет более полно извлекать более полярные ВП ДФЭП-типа, ассоциированные со смолами и асфальтенами.

На основе полученных предварительных результатов по экстракции ВП из нефтяных компонентов можно рекомендовать асфальтены, извлекаемые в процессах деасфальтизации нефтяного сырья, в качестве многотоннажного источника природных соединений порфиринового ряда. Для нефтей с повышенным содержанием ванадия даже однократная экстракция асфальтенов позволяет получать экстракт с почти 2 мас.% концентрацией ванадилпорфиринов.

5. Особенности дифференциации нефтей различных продуктивных горизонтов многопластовых месторождений на основе комплексного исследования характеристик состава н свойств

На основе полученных результатов по исследованию взаимосвязанных характеристик состава и свойств выявлен комплекс наиболее информативных параметров нефтей и асфальтенов. В него включены такие параметры нефтей, как вязкость, содержание асфальтенов, ванадия, никеля, ВП, Ken, а также Ken асфальтенов.

Этот комплекс параметров использован для дифференциации нефтей по принадлежности к отдельным продуктивным горизонтам карбона на шести разрабатываемых многопластовых месторождениях. Месторождения отличаются территориальным расположением. Для создания полноценной теоретической базы дифференциации нефтей, залегающих в отложениях карбона, использован широкий стратиграфический диапазон, включающий верейский и башкирский продуктивные горизонты среднего карбона и тульский, бобрнковский, кизелов-ский и у пинский горизонты нижнего карбона. На каждом месторождении исследованы нефти из скважин с привязкой к конкретным продуктивным горизонтом и из скважин с использованием системы совместной эксплуатации двух горизонтов.

На участке .Дачного месторождения, расположенного в южной части Татарстана на границе Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины, изучено пятнадцать проб нефтей из скважин, эксплуатирующих верейский, башкирский и тульский продуктивные горизонты среднего и нижнего карбона.

После проведения статистической обработки программой Statistika параметров, отражающих состав и свойства нефтей, получена матрица факторных нагрузок на параметры (табл. 7). Наибольший вклад в первую ГК высокие значения нагрузок (>0,7) дали такие взаимосвязанные параметры, как Ken нефти, содержание асфальтенов и ванадия. Во второй ПС высокие значения нагрузок установлены для Ken асфальтенов и содержания ВП. В третьей ГК высокие значения нагрузок показали параметры содержания никеля и отношение ванадия к никелю.

В плоскости двух главных компонент нефти из скважин, перфорированных на один горизонт, группируются в соответствии с возрастом

нефтевмещающихотложений. На основании этого проведена дифференциация нефтей по принадлежности к продуктивным горизонтам в случае-совместной эксплуатации {рис. 13). Установлено, что среди скважин 3546,- 3563, 3575 и 3576 с совместной эксплуатацией верейскогб и -башкирского горизонтов в скважины 3575 и 3576 поступление нефти происходит только из башкирского горизонта, а в скважинах 3546 и 3563 вклад нефтей из обоих-горизонтов примерно одинаковый. В случае скважины 3570, совместно'эксплуатирующей тульский и башкирский горизонты, добываемая нефть по всем признакам идентифицируется как нефть из башкирского горизонта. Для скважины 430 с совместной эксплуатацией Верейского, башкирского и тульского горизонтов добываемая нефть определяется как нефть из башкирского горизонта.

Таблица 7 - Матрица факторных нагрузок на параметры состава и свойств неф-

Параметры, использованные в статистической обработке Главны^ компоненты.

ГК1 ГК2 гкз

Ken нефти, см'1 0,92 -0,04 0,17

Содержание асфальтенов, масЛ& 0,88 0,22 0,19

Содержание V, мас.% 0,76 -0,43 _-Oj40_

Содержание Ni, мас.% 0,38 -0,49

V/Ni 0.62 -0,16 •0,75

Ken асфальтенов, см"1 -0,0й -0,91 0,05

Содержание ВП, мг/!00г -0,31 •032 0,10

Вязкость, мм'/с 0.60 0,40

Выход экстраета, м ас.% -0,44 -0,12 0,19

Ken экстракта, см'1 0,47 -0,51 0.10

/ 3563 „Ч

♦Ci„ 3570° у 3575

■« -(-< -4 -1 -1 « 1 3 1

ГК1

о -Снылииы е ео»м*стной »«сплушцтй гориюнто»:

Рис. 13. Проекция наблюдений в плоскости двух первых главных компонент в нефтях Дачного месторождения

Таким образом, показана эффективность статистической обработки комплекса параметров состава и свойств нефтей многопластовых месторождений, эксплуатирующих продуктивные горизонты каменноугольных отложений, для дифференциации нефтей по конкретным продуктивным горизонтам.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ:

1. Впервые выявлены основные закономерности взаимосвязи ряда характеристик состава и свойств нефтей и их компонентов, позволяющие осуществлять идентификацию нефтей многопластовых месторождений по принадлежности к разновозрастным отложениям. Показано, что идентификацию тяжелых нефтей можно проводить на основе комплекса параметров, которая проводится на первом этапе по параметрам нефтей: вязкости, содержания асфальтенов, ванадия, никеля, ванадилпорфиринов, коэффициента светопоглощения, а на втором — параметров состава и свойств нефтяных асфальтенов: коэффициента светопоглощения, содержания свободных стабильных радикалов, ванадило-вых комплексов, ванадилпорфиринов и серы. Установлено, что вследствие близости свойств и состава нефтей продуктивных горизонтов среднего и нижнего карбона многопластового месторождения необходимым элементом дифференциации нефтей по принадлежности к конкретному объекту разработки является статистическая обработка комплекса параметров.

2. Выявлены основные закономерности влияния структурных различий нефтяных асфальтенов на их светопоглощение. Основными светопоглощающими компонентами асфальтенов являются поликонденснрованные ароматические блоки. Увеличение содержания гетероатомных компонентов и металлоком-плексов снижает относительную долю поликонденсированных ароматических структур в асфальтенах, что приводит и к снижению их светопоглощения.

3. Выявлена причина более высокого выхода ванадилпорфиринов экстракцией из асфальтенов и смол по сравнению с экстракционным выделением их из нефтей. Она заключается в извлечении из асфальтенов более полярных дезок-сифнллоэритроэтиопорфиринов ванадила в большей степени, чем из нефтей, так как они ассоциированы со смо листо-асфальтеновыми веществами. Показана перспективность включения в существующие технологические схемы де-асфальтизацни тяжелых нефтяных остатков процесса экстракционного выделения концентратов порфиринов из асфальтенового концентрата.

4. Предложен новый способ определения содержания смол в нефтях на основе прямопропорциональной зависимости удельного коэффициента поглощения деасфальтизата от содержания в нем смол. Способ является альтернативой определению содержания смол элюентно-адсорбционной хроматографией в схеме анализа компонентного состава нефтей и нефтепродуктов.

5. На шести многопластовых месторождениях разного территориального расположения показана применимость комплекса параметров состава и свойств нефтей и асфальтенов на основе их математической обработки для дифференциации нефтей по принадлежности к разновозрастным отложениям при использовании системы совместной эксплуатации продуктивных горизонтов независимо от сочетания в них продуктивных горизонтов и информативности отдельных параметров.

Слисок работ, опубликованных по теме диссертации

1. Тагирзянов МИ. Способ унификации относительных единиц измерения кой-цёнтрации V(IV) и свободных радикалов в нёфтях и асфальтенах / М.И. Тагирзянов, М.Р. Якубов, В.И. Морозов, GX. Якубова // Журнал прикладной химии, 2005. - Т 78. - Вып.7. - С. 1215-1217.

2. Якубов М.Р. Особенности подготовки высокоэмульсионной нефти / М.Р. Якубов, И.П. Новиков, Т.Р. Халиков, С-Г. Якубова // Нефтяное хозяйство, 2006.-Jfe4.-C. 124-125.

3. Якубов М.Р. Определение водопритока в скважину из неперфорированного интервала на основе комплексного анализа состава и свойств добываемой продукции /М.Р. Якубов, С.Г. Якубова, М.И. Тагирзянов, Т.Р. Халиков, М.М. Тазиев, В.Н. Чукашев 7/ Отраслевой научно-технический журнал Интервал (передовые нефтегазовые технологии), 2005. -№11-12,-С. 61-63.

4.-Якубов М.Р. «Идентификация нефтей различных продуктивных пластов на основе характеристик состава и свойств нефтяных асфальтенов» / М.Р. Якубов, С.Г. Якубова, М.И. Тагирзянов, JI.M, Петрова // Материалы, VIII Межд. ■конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» Москва: ГЕОС, 2005. -С. 503-504.

5. Якубов М.Р., Использование характеристик состава и свойств добываемой нефти с целью контроля за выработкой запасов на многопластовых месторождениях / М.Р. Якубов, С.Г. Якубова // Материалы VI Международной конференции «Химия нефти и газа». Т.1. Томск: Издательство Института

• оптики атмосферы СО РАН, 2006. - С. 206-210.

6. Якубова С.Г. Особенности экстракционного извлечения ванадилпорфиринов из высокомолекулярных нефтяных компонентов /С.Г. Якубова, М.Р. Якубов, Г.Ш. Усманова, JI.M. Петрова // Материалы II Всероссийской конференции «Техническая химия. Достижения и перспективы» Пермь: ООО «ПС Гармония», 2006. -Т.2. - С. 340-344.

7. Якубова С.Г. Комплексный методический подход к решению проблемы выявления источника обводнения скважины / С.Г. Якубова, М.Р. Якубов, М.И.

1 Тагирзянов, Т.Р. Халиков, JI.M. Петрова // Материалы V науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов «Наука. Инновации. Бизнес» Казань: Эко-центр,2005. -С. 41-42.

8. Тагирзянов М.И. Влияние содержания парамагнитного ванадия на динамику поведения дисперсной фазы нефтяных систем» / М.И. Тагирзянов, М.Р. Якубов, Д.В. Сараев, С.Г. Якубова //Материалы II Росс. конф. «Актуальные проблемы нефтехимии» Уфа: «Реактив», 2005. - С. 148.

Отпечатано * ООО «Печатный (¡вор», г. Казань, >м, Журналистов, 1/16, оф.2<17

Тел:272-74-59, S4i-76-4lyS4l.76.fi. Лицензия ПДМ 7-ОШ от 01. 11.2001 л Выдано Поволжским межрегиональным территориальным управлением МПТР РФ. Подписано в печать 17.11.2006 г. Усл. «.,1 1,13. ЗтаиМ К-56П. Тираж 100 )кз. формат 60x44 ¡/16. Вумшп офсетная. Печать - рнмгрнфия.

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата химических наук, Якубова, Светлана Габидуллиновна

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ОСОБЕННОСТЕЙ СВОЙСТВ И ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА НЕФТЕЙ РАЗНОВОЗРАСТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ литературный обзор).

1.1 Схемы анализа состава и свойств нефтей для их идентификации и геохимической классификации.

1.2 Идентификация нефтей на основе углеводородного состава.

1.3 Особенности микроэлементного состава нефтей.

1.4 Металлокомплексы ванадила и никеля в нефтях.

1.5 Парамагнитные компоненты нефти.

1.6 Взаимосвязь светопоглощения и состава нефтей.

1.7 Особенности состава и свойств нефтей разновозрастных отложений Татарстана.

1.8 Дифференциация нефтей многопластовых месторождений в решении задач по контролю за выработкой запасов.

2 ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1 Объекты исследования и реактивы.

2.2 Методики анализа и аппаратура.

2.2.1 Определение плотности нефти.

2.2.2 Определение кинематической вязкости.

2.2.3 Определение компонентного состава.

2.2.4 Определение углеводородного состава.

2.2.5 Определение структурно-группового состава нефтей методом ИК - Фурье спектроскопии.

2.2.6 Определение коэффициента светопоглощения нефти и нефтяных асфальтенов спектрофотометрическим методом.

2.2.7 Определение содержания ванадия и никеля в нефтях.

2.2.8 Методика определения содержания свободных стабильных радикалов и ванадиловых комплексов в нефтях и асфальтенах методом ЭПР.

2.2.9 Определение концентрации ванадилпорфириновых комплексов.

2.2.10 Определение содержания серы в нефтяных асфальтенах.

2.2.11 Статистическая обработка данных.

3 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ (на примере Беркет-Ключевского месторождения).

3.1 Сравнительная характеристика нефтей на основе компонентного, углеводородного и структурно-группового состава.

3.2 Сравнительная характеристика нефтей многопластового месторождения на основе параметров светопоглощения и парамагнетизма.

3.3 Сравнительная характеристика нефтей на основе параметров микроэлементного состава.

4 ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И СВОЙСТВ СМОЛИСТО-АСФАЛЬТЕНОВЫХ ВЕЩЕСТВ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ ВАНАДИЯ.

4.1 Влияние особенностей состава смолисто-асфальтеновых веществ на светопоглощение нефтей.

4.2 Особенности светопоглощения нефтяных асфальтенов в зависимости от их состава и структурных свойств.

4.3 Содержание и типы ванадилпорфиринов в асфальтенах нефтей различных продуктивных комплексов.

5 ОСОБЕННОСТИ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ НЕФТЕЙ РАЗЛИЧНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК СОСТАВА И СВОЙСТВ. 111 5.1 Характеристика нефтей верейского, башкирского и тульского продуктивных горизонтов Дачного месторождения.

5.2 Характеристика нефтей бобриковского и кизеловского продуктивных горизонтов Сарапалинского месторождения.

5.3 Характеристика нефтей верейского, башкирского, бобриковского и кизеловского продуктивных горизонтов Зюзеевского месторождения.

5.4 Характеристика нефтей кизеловского и упинского продуктивных горизонтов Онбийского месторождения.

5.5 Характеристика нефтей бобриковского и евлано-ливенского продуктивных горизонтов Муслюмовского месторождения.

Введение диссертация по химии, на тему "Дифференциация нефтей многопластовых месторождений"

Актуальность проблемы

Для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции степень выработан-ности извлекаемых запасов нефти основных продуктивных горизонтов девона в настоящее время составляет более 90%, в то время как запасы менее продуктивных горизонтов карбона, выработаны не более чем на 15%. Поэтому, все большее внимание уделяется рациональной разработке продуктивных горизонтов в отложениях карбона, зачастую содержащих нефть повышенной вязкости. Разработка подобных залежей считается по экономическим соображениям более выгодной в случае совместной эксплуатации продуктивных горизонтов. Одной из основных проблем при совместной разработке нескольких продуктивных горизонтов, содержащих нефть повышенной вязкости, является сложность контроля за эксплуатацией отдельных горизонтов.

Различными исследователями обоснована применимость ряда характеристик химического состава для идентификации нефтей многопластовых месторождений. Это в первую очередь содержание и распределение по фракциям различных углеводородов, содержание микроэлементов и их металлоком-плексов, в основном ванадия и никеля. В качестве параметров, отражающих различия физических свойств нефтей, преимущественно используются оптическая плотность в спектре поглощения и парамагнетизм, определяемые соответственно, как удельный коэффициент поглощения (коэффициент светопо-глощения), а также содержание свободных радикалов и ванадиловых комплексов.

Для получения параметров используют такие методы, как фотоколориметрия, электронная феноменологическая спектроскопия, электронный парамагнитный резонанс, атомно-абсорбционная спектроскопия, хромато-масс спектроскопия, хроматография углеводородных фракций, ИК и УФ спектроскопия, в каждом из которых определяется один или несколько соответствующих параметров. Однако зачастую применимость некоторых методов по отдельности для дифференциации нефтей, отобранных из скважин, эксплуатирующих единым фильтром несколько объектов разработки в близлежащих пластах, является ограниченной, так как чувствительность методов находится за пределами различий физико-химических свойств при переходе от одного продуктивного горизонта к другому в пределах одного месторождения.

Современные инструментальные методы в исследовании нефтей дают возможность получать количественные показатели, характеризующие свойства нефти в целом, ее отдельных фракций, содержание индивидуальных соединений или их групп, причем число этих показателей растет. В этих условиях основная проблема заключатся не только в получении новых параметров, но и выборе из их числа наиболее информативных и избирательных.

В настоящее время идентификация тяжелых нефтей с близкими свойствами по принадлежности к определенному продуктивному горизонту многопластового месторождения осложнена вследствие слабой изученности взаимосвязи характеристичных физико-химических параметров нефтей.

В связи с существованием фундаментальной проблемы нефтехимии, касающейся изучения взаимосвязи состава и свойств нефтей разновозрастных отложений, а также для решения практических задач, связанных с совместной эксплуатацией продуктивных горизонтов многопластовых месторождений и учетом темпа выработки из них запасов нефти, выявление взаимосвязи между характеристиками состава и свойств нефтей и их компонентов для достоверной идентификации нефтей по принадлежности к определенным продуктивным горизонтам многопластовых месторождений каменноугольных отложений на основе комплекса параметров, полученных с применением современных аналитических методов, является актуальной задачей.

Данная работа выполнена в соответствии с планами научно-исследовательских работ ИОФХ КазНЦ РАН по программам «Химия и геохимия нефтей и природных битумов, выявление природных и техногенных процессов, связанных с формированием и преобразованием нефтяных месторождений» (№ гос. per. 01.20.0310099) в 2003-2005гг. и «Исследование изменения состава и свойств нефти в связи с ее преобразованием в природных и техногенных условиях и создание веществ, регулирующих образование, разрушение и осаждение нефтяных дисперсных систем» (№ гос. per. 01.20.0604062) в 2006-2008 гг. и с научно исследовательской работой по молодежным грантам Академии наук РТ «Комплекс новых физико-химических параметров состава и свойств добываемых нефтей - основа альтернативного геохимического контроля за разработкой нефтяных месторождений» (№06-2/2005(Г)).

Основная цель работы

Выявление взаимосвязи между характеристиками состава и свойств нефтей и их компонентов многопластовых месторождений каменноугольных отложений для достоверной дифференциации тяжелых нефтей по принадлежности к определенным продуктивным горизонтам на основе совокупности параметров, полученных с применением современных аналитических методов.

В процессе работы решались следующие задачи:

- Выявление закономерностей взаимосвязи компонентного, углеводородного, структурно-группового и микроэлементного состава, а также оптической плотности и парамагнитных свойств нефтей различных продуктивных горизонтов карбона.

- Установление закономерностей взаимосвязи состава и структурных свойств смолисто-асфальтеновых компонентов с изменением оптической плотности нефтей различных продуктивных горизонтов карбона и девона.

- Исследование закономерностей распределения ванадилпорфиринов между асфальтенами и смолами в нефтях с различным содержанием ванадия. Изучение особенностей содержания ванадилпорфиринов в асфальтенах для идентификации нефтей с близкими физико-химическими характеристиками.

- Выявление комплекса взаимосвязанных параметров состава и свойств нефтей и нефтяных асфальтенов с целью экспрессной и достоверной дифференциации нефтей по продуктивным горизонтам при использовании системы совместной разработки на многопластовых месторождениях.

Научная новизна

- Выявлены наиболее информативные из существующих параметров состава и свойств нефтей и установлены закономерности взаимосвязи между ними для идентификации нефтей различных горизонтов карбона многопластового месторождения.

- Установлено подобие изменения ряда параметров состава и свойств нефтей и асфальтенов и впервые показана возможность использования этих параметров и структурных свойств асфальтенов для идентификации нефтей различных горизонтов.

- Установлен комплекс параметров состава и свойств нефтей и асфальтенов, математическая обработка которых позволяет проводить научно-обоснованную дифференциацию нефтей многопластового месторождения по принадлежности к определенным продуктивным горизонтам.

- Выявлены особенности изменения светопоглощающей способности нефтяных асфальтенов в зависимости от содержания в них поликонденсированных ароматических структур, гетероатомных групп и металлокомплексов.

- Установлено, что изменение светопоглощения деасфальтизатов нефтей обусловлено только смолами и связано с их содержанием независимо от принадлежности нефти к продуктивному горизонту.

- Показано, что оптическая плотность нефтей обусловлена в основном асфаль-тенами, а при низком их содержании - смолами.

- Для экспрессного анализа нефтей предложена новая схема определения компонентного состава нефтей.

- Впервые выявлена и обоснована эффективность выделения ванадилпорфи-ринов экстракцией из растворенных асфальтенов и смол нефтей, за счет дополнительного извлечения более ассоциированных со смолисто-асфальтеновыми веществами порфиринов дезоксифиллоэритроэтио-типа (ДФЭП).

Практическая значимость

- На шести многопластовых месторождениях Татарстана с различным сочетанием продуктивных горизонтов на основе математической обработки комплекса параметров состава и свойств нефтей и асфальтенов проведена дифференциация нефтей различных продуктивных горизонтов карбона при использовании системы совместной эксплуатации продуктивных горизонтов.

- Обоснован метод определения содержания смол в нефтях на основе определения коэффициента светопоглощения деасфальтизированной нефти.

На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:

2. Особенности изменения светопоглощающей способности асфальтенов в зависимости от вклада в состав поликонденсированных ароматических структур, гетероатомных групп и металлокомплексов.

3. Оценка содержания смол в нефтях на основе определения коэффициента светопоглощения деасфальтизированной нефти. и

4. Закономерности распределения ванадилпорфиринов между асфальтенами и смолами в нефтях с различным содержанием ванадия.

Апробация работы

Материалы диссертации докладывались и обсуждались на: VIII Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (г. Москва, 2005г.); V Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Наука. Инновации. Бизнес» (г. Казань, 2005г.); VIII Международной конференции «Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов» (г. Нижнекамск, 2005г.); II Всероссийской конференции «Актуальные проблемы нефтехимии» (г. Уфа, 2005г.); Всероссийской конференции «Техническая химия. Достижения и перспективы» (г. Пермь, 2006г.); VI Международной конференции «Химия нефти и газа» (г. Томск, 2006г.); 7 Молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (г. Бугульма, 2006г.).

Публикации Опубликовано 8 научных трудов (3 статьи, 5 материалы докладов).

Заключение диссертации по теме "Нефтехимия"

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

На основе исследования взаимосвязи между характеристиками состава и свойств нефтей и их компонентов с целью достоверной идентификации тяжелых нефтей по принадлежности к основным продуктивным горизонтам каменноугольных отложений многопластовых месторождений сделаны следующие выводы:

1. Впервые выявлены основные закономерности взаимосвязи ряда характеристик состава и свойств нефтей и их компонентов, позволяющие осуществлять идентификацию нефтей многопластовых месторождений по принадлежности к разновозрастным отложениям. Показано, что идентификацию тяжелых нефтей можно проводить на основе комплекса параметров, которая проводится на первом этапе по параметрам нефтей: вязкости, содержания асфальтенов, ванадия, никеля, ванадилпорфиринов, коэффициента светопоглощения, а на втором - параметров состава и свойств нефтяных асфальтенов: коэффициента светопоглощения, содержания свободных стабильных радикалов, ванадиловых комплексов, ванадилпорфиринов и серы. Установлено, что вследствие близости свойств и состава нефтей продуктивных горизонтов среднего и нижнего карбона многопластового месторождения необходимым элементом дифференциации нефтей по принадлежности к конкретному объекту разработки является статистическая обработка комплекса параметров.

2. Выявлены основные закономерности влияния структурных различий нефтяных асфальтенов на их светопоглощение. Основными светопоглощающими компонентами асфальтенов являются поликонденсированные ароматические блоки. Увеличение содержания гетероатомных компонентов и металлокомплексов снижает относительную долю поликонденсированных ароматических структур в асфальтенах, что приводит и к снижению их светопоглощения.

3. Выявлена причина более высокого выхода ванадилпорфиринов экстракцией из асфальтенов и смол по сравнению с экстракционным выделением их из нефтей. Она заключается в извлечении из асфальтенов более полярных дезоксифиллоэритроэтиопорфиринов ванадила в большей степени, чем из нефтей, так как они ассоциированы со смолисто-асфальтеновыми веществами. Показана перспективность включения в существующие технологические схемы деасфальтизации тяжелых нефтяных остатков процесса экстракционного выделения концентратов порфиринов из асфальтенового концентрата.

Список источников диссертации и автореферата по химии, кандидата химических наук, Якубова, Светлана Габидуллиновна, Казань

1. Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии / Г.П. Курбский. М.: Наука, 1987.- 168 с.

2. Современные методы исследования: справ.-метод. пособие / под ред. А.И. Богомолова, М.Б.Темянко, Л.И. Хотынцева. JI.: Недра, 1984. - 429 с.

3. Петров Ал.А. Углеводороды нефтей / Ал.А. Петров. М.: Наука, 1984. -264 с.

4. Ильинская В.В. О влиянии геолого-химических факторов на состав реликтовых углеводородов нефтей и органического вещества пород / В.В. Ильинская // Геология нефти и газа. 1980. - № 2. - С. 39-47.

5. Петров Ал.А. Химия алканов / Ал.А. Петров. М.: Наука, 1974. - 243 с.

6. Ауезов А.Б. Исследование молекулярно-массового распределения парафинов нефти хроматографическим методом / А.Б. Ауезов, A.B. Габдракипов, Б.А. Карабаева и др. // Нефть и газ. 2004. - N 4. - С. 60-63.

7. Головко А.К. Насыщенные углеводороды в мезозойских нефтях Монголии / А.К. Головко, Г.С. Певнева, В.Ф. Камьянов и др. // Нефтехимия. 2004. - Т.44. - N 6. - С. 428-435.

8. Тиссо Б. Образование и распространение нефти. / Б.Тиссо, Д. Вельте М.: Мир,1981. - 501 с.

9. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа / A.A. Карцев. 2-е изд., перераб. - М.: Недра, 1978. - 279 с.

10. Забродина М.Н. Химические типы нефтей и превращение нефтей в природе / М.Н. Забродина, O.A. Арефьев, В.М. Макушина и др. // Нефтехимия. 1978. - Т. 18. - №12- С. 280-289.

11. Каюкова Г.П. Химия и геохимия пермских битумов Татарстана / Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Р.Х. Муслимов и др.. М.: Наука, 1999. - 304 с.

12. Аспекты генетических связей / под ред. H.A. Еременко, С.П. Максимова. -М.:Наука, 1986.-136 с.

13. Матвеева И.А. Геохимическое значение стеранов состава С21, С22 / И.А. Матвеева, Г.Н. Гордадзе // Матер. 3 Междунар. конф. по химии нефти, Томск, 2-5 дек., 1997. 1997. - Т. 1.-С. 197-198.

14. Воронецкая Н.Г. Углеводородный состав нефтей миоценовых отложений: Паннонский бассейн, депрессия ДРМНО / Н.Г. Воронецкая, К. Стоянович, Г.С. Певнева и др. // Химия нефти и газа: мат. 5 Межд. конф. Томск, 26 -26 сентября, 2003. -С.139-142

15. Белицкая Е.А. Полиарены в рассеянном органическом веществе и нефти юга Западной Сибири / Е.А. Белицкая, О.В.Серебренникова, Ю.П.Туров Химия нефти и газа: мат. 5 Межд. конф. Томск, 26 26 сентября, 2003. -С. 100-104.

16. Надиров Н.К. Новые нефти Казахстана и их использование: Металлы в нефтях / Н.К. Надиров, A.B. Котова, В.Ф. Камьянов и др. Алма-Ата: Наука, 1984.-448 с.

17. Гузей JI.C. Обзор исследований в области металлохимии нефти / JI.C. Гузей, Г.П. Жмурко, Н.Ю. Соболева // Российский химический журнал. Журнал Российского химического общества им. Менделеева. 1995. -Т.39. -№5.-С. 64-74.

18. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции / С.А. Пунанова. М.: Недра, 1974.-216 с.

19. Filby R.H. The nature of metals in petroleum / R.H. Filby // The role of metals in petroleum. Ann-Arbor. 1975. - P. 31-58.

20. Герасимова H.H. Состав и особенности распределения гетероатомов и микроэлементов в нефти и нефтяных остатках / H.H. Герасимова, В.И. Нестеренко, Т.А. Сагаченко и др. // Нефтехимия. -1979,- Т.19. № 5. - С. 768-773.

21. Антипенко В.Р. Микроэлементы и формы их существования в нефтях / В.Р. Антипенко, В.Н. Мелков, В.И Титов. // Нефтехимия. -1979. Т.19. -№ 5. -С. 723-737.

22. Пунанова С.А. Изменение соотношения ванадия и никеля в нефтях фанерозоя в связи с эволюцией органического мира / С.А. Пунанова, С.М. Катченков // Сб.: "Эволюция нефтеобразования в истории земли". Тез. докл. М.: МГУ, 1984.-С. 34.

23. Lopez L. V/Ni ratio in maltene and asfhaltene fractions of crude oils from the west Venezuelan basin: correlation studies / L. Lopez, Lo Monaco S., F. Galarraga et al. // Chemical Geology. 1995. -V.l 19. - № 1-4. - P. 255.

24. Lewan M.D. Factors controlling the proportionality of vanadium to nickel in crude oils / M.D. Lewan // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1984. - V.48. -P.2231.

25. Дияшев P.H. Перспективы получения ванадиевых концентратов из высокосернистыхнефтей Татарии / Р.Н. Дияшев, Р.Х Муслимов, Д.М. Соскинд// Нефтяное хозяйство. -1991. -№12. С. 13-16.

26. Пунанова С.А. Микроэлементы в нафтидах и их использование при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений / С.А. Пунанова // Нефтехимия. 2001.- Т.41. - №3. - С. 185-193.

27. Lewan M.D. Factors controlling enrichmnt of vanadium and nickel in bitumen of organic sedimental rocks / M.D. Lewan, J.B. Maynard // Geochim. et Cosmochim. Acta. -1982. V.46. - P. 2547.

28. Насиров P.H. Парамагнетизм нефтей и пород Прикаспия / Р.Н. Насиров. -М.: Недра, 1993.- 123 с.

29. El-Gayar М. Sh. Utilization of trace metals and sulfur contents in correlating crude oils and petroleum heavy ends Petrol. Sci. and Technol. -2003.- V.21. -№ 5-6.-C. 719-726.

30. Гончаров И.В. Некоторые закономерности в составе асфальтенов и смол нефтей Западной Сибири / И.В. Гончаров, Т.А. Бабичева, А.Н. Бодак и др. // Нефтехимия. 1985. - Т.25. - №3. - С. 333-342.

31. Pearcon C.D. Comparison of processing characteristics of Magan and Wilmington heavy residues. Characterization of vanadium and nikel complexesin acid-base-neutral fractions / C.D Pearcon., J.B. Green // Fuel. -1989. -Vol. 68. № 4. -P. 465-468.

32. Кулагин A.P. Зависимость содержания металлов в нефтях от их состава / А.Р. Кулагин, В.И. Фаловский, И.К. Гаркушин // Международная конференция "Физико-химический анализ жидкофазных систем ", Саратов, 30 июня-4 июля, 2003. Тезисы докладов.- С. 95.

33. Бакирова С.Ф. Парагенезис металлов и серы в нефтях Западного Казахстана / С.Ф. Бакирова, Н.С. Буянова, С.М. Ягьяева и др. // Матер. 3 Междунар. конф. по химии нефти, Томск, 2-5 дек., 1997. 1997. - Т. 1. - С. 179-181.

34. Камьянов В.Ф. Гетероатомные соединения нефтей / В.Ф. Камьянов, В.С Аксенов., В.И.Титов // Новосибирск, 1983. 240 с.

35. Филимонова Т.А. Состав и строение высокомолекулярных компонентов нефти / Т.А.Филимонова, Ю.Г. Кряжев, В.Ф. Камьянов // Нефтехимия. -1979.- Т. 19. -№5. С. 696-713.

36. Пунанова С.А. Особенности парагенезиса ванадия и серы в нефтях / С.А. Пунанова, И.Ф. Лосицкая // Распространение и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей. М.: Наука, 1985. - С. 56-64.

37. Алешин Г.Н. Металлы в нефтях Западной Сибири / Г.Н. Алешин, В.Ф. Камьянов, Т.А. Филимонова и др. // Препринт № 32. ТФ СО НИ СССР. -Томск 1986.-60 с.

38. Серебренникова О.В. Особенности состава нефтяных порфиринов / О.В. Серебренникова, Н.И. Шилоносова, В.Н. Буркова и др. // Геология нефти и газа. -1989. № 5. -С.46-51.

39. Серебренникова О.В. Эволюция тетрапиррольных пигментов в осадочных отложениях / О.В. Серебренникова. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ие, 1988.-141с.

40. Органическая геохимия / под редакцией Дж. Эглингтона, М.Т.Дж. Мэрфи. Л.: Недра, 1974. - 488с.

41. Соболева Е.Ф. Влияние термокатагенеза на металлопорфирины в нефтях северного Сахалина / Е.Ф. Соболева // Химия нефти и газа мат. 4 Межд. конф. Томск, 2-6 октября 2000 г. Томск: «8ТТ», 2000. - Т.1 - С.292-294.

42. Багир-Заде Ф.М. Изопреноидные углеводороды и порфирины нефтей морских месторождений Азербайджана / Ф.М. Багир-Заде, Ф.Р. Бабаев, З.Г. Амзаян // Геология нефти и газа. 1989. - № 5. - С. 43-45.

43. Винниковский С.А. Нефти, газы и битумоиды пермского Прикамья и сопредельных районов / С.А. Винниковский, А.З. Коблова Пермь, 1977. -568 с.

44. Колганова М.М. Ванадий, никель и их порфирины в Западно Сибирских нефтях / М.М. Колганова // Тр. СНИИГГ и МС. - 1984. - Вып. 176. - С. 146-153.

45. Серебренникова О.В. Геохимия порфиринов / О.В. Серебренникова, Т.В. Белоконь. Новосибирск: Наука, 1984. - 88 с.

46. Фазлиев Д.Ф. Спектроскопическое определение содержания ванадилпорфиринов в нефтях из битуминозных пород / Д.Ф. Фазлиев, А.Н. Садыков, Г.Х. Сафиуллина // Химия и технология топлив и масел. -1987. -№ 9. С. 14.

47. Патент РФ №2054670 МКИ5 С I G 01 №30/06. Способ экспрессного определения концентрации петропорфиринов в нефтяном сырье. БИ 1996. №5 / Р.А. Галимов, Л.Б. Кривоножкина, Г.В. Романов

48. Антипенко В.Р. Проблемы определения содержания металлопорфиринов в нефтях / В.Р. Антипенко, Г.С. Певнева // Разделение и анализ нефтяных систем. Новосибирск: Наука. 1989. - С. 56-67.

49. Costantinides G. Research on metal complexes in petroleum residues / G. Costantinides, G. Arich // 6-th World Petrol. Congr. Frarkfurt/Main, 1963. -Paper V. 11.-P. 65.

50. Соболева Е.Ф. Влияние термокатагенеза на металлопорфирины в нефтях северного Сахалина / Е.Ф. Соболева // Химия нефти и газа: мат. 4 Межд. конф. Томск, 2-6 октября 2000 г. Томск: «STT», 2000. - Т. 1 - С. 292-294.

51. Гулая Е.В. Металлопорфирины, перилены и алифатические углеводороды в нефтях и рассеянном органическом веществе пород средней юры Западной Сибири: автореф. дис. на соиск. уч. степ. канд. хим. наук / Е.В. Гулая. Томск, 2002. - 24 с.

52. Буркова В.Н. Состав геопорфиринов как показатель преобразованное™ органического вещества / В.Н. Буркова, Л.В. Рядовая, О.В. Серебренникова и др. //Геохимия. 1980. -№9. - С. 1417-1421.

53. Ратовская A.A. Физико-химическая характеристика асфальтенов арланской нефти / A.A. Ратовская // Химия и технология топлив и масел.-1973.-№2.-С. 15-18.

54. Галимов P.A. Экстракционное извлечение ванадилпорфиринов из асфальтенов / P.A. Галимов, Л.Б Кривоножкина, В.В. Абушаева и др. // Нефтехимия.-1993. Т.ЗЗ.- №6. - С. 552-556.

55. Измайлова Д.З. Особенности молекулярного состава металлопорфиринов нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Д.З. Измайлова, В.М. Серебренников, Т.К. Мозжелина и др. // Нефтехимия.-1996. Т.36.-№2.-С. 116-121.

56. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены / С.Р. Сергиенко, Б.А. Таимова, Е.И. Талалаев -М.: Наука, 1979.-269 с.

57. Унгер Ф.Г. Парамагнетизм нефтяных дисперсных систем и природа асфальтенов / Ф.Г. Унгер, JI.H. Андреева // Препр. АН СССР Сиб. отд-ние / Ин-т химии нефти. Томск, 1986. - №38. - 29 с.

58. Yen T.F. Investigation of the nature of free radicals in petroleum asphaltenes and related substances by electron spin resonance / T.F. Yen, J.G. Erdman, A.J. Saraceno //Analyt. Chem. 1962. - V. 34. - №6. - P. 1335-1339.

59. Унгер Ф.Г. Фундаментальные аспекты химии нефти природа смол и асфальтенов / Ф.Г Унгер, J1.H. Андреева. Новосибирск: Наука, 1995. -192 с.

60. Цыро J1.B. Классификация нефтей по спиновым свойствам / J1.B. Цыро, J1.H. Андреева, Ф.Г. Унгер // Химия нефти и газа мат. 4 Межд. конф. Томск, 2-6 октября 2000 г. Томск: «STT», 2000. - Т.1 - С.271-273.

61. Унгер Ф.Г. О зависимости парамагнетизма нефти от возраста коллектора / Ф.Г. Унгер, К.С. Яруллин // Геохимия. 1976. - №9. - С. 1424 - 1428.

62. Арбузов В.М. Применение элементного анализа и ЭПР спектроскопии добываемых нефтей для контроля за разработкой месторождений / В.М. Арбузов, И.Г. Жувагин // Нефтяное хозяйство. -1985. №5. - С. 56 - 59.

63. Юркевич И.А. Сравнительное изучение высокомолекулярной части нефтей и битумов (в аспекте проблемы нефтеобразования) / И.А. Юркевич, Е.Р. Разумова. М.: Наука, 1981. - 160 с.

64. Мукаева Г.Р. Спектроскопический контроль свойств органических веществ и материалов по корреляциям свойство коэффициент поглощения / Г.Р. Мукаева, М.Ю. Доломатов // Журн. Прикл. Спектроскопии. - 1998. - Т.65. - №3. - С. 438 - 440.

65. Доломатов М.Ю. Применение феноменологической электронной спектроскопии для исследования физико-химических свойств молекулярных систем / М.Ю. Доломатов, Г.Р. Мукаева // Нефтепереработка и нефтехимия. 1995. - №5. - С. 22 - 26.

66. Доломатов М.Ю. Прогноз физико-химических свойств углеводородных систем на основе оптических характеристик растворов / М.Ю. Доломатов,

67. B.В. Карташева // Хим. технол. 2004. - N 2. - С. 11-13.

68. Мукаева Г.Р. Физико-химические свойства нефтяных систем в рамках корреляционных сфер информационного банка данных / Г.Р. Мукаева,

69. C.B. Балакирева // Башк. хим. ж. 2004. - Т.11. - № 1. - С. 86-87.

70. Доломатов М.Ю. Исследование свойств углеводородных систем по корреляциям свойство оптические характеристики растворов / М.Ю.

71. Доломатов, В.В. Карташева // Нефтепереработка и нефтехимия. 2003. -С. 275-278.

72. Доломатов М.Ю. Определение парамагнетизма многокомпонентных органических смесей по спектрам поглощения / М.Ю. Доломатов, М.Ю. Будрина, Л.Г. Бушмакин // Нефтепереработка и нефтехимия- с отечественными технологиями в XXI век, 2000. С. 49-50.

73. Будрина Н.Г. Определение концентрации парамагнитных центров в органических средах по электронным спектрам поглощения / Н.Г. Будрина, М.Ю. Доломатов // Сб. науч. тр., 2001. № 33. - С. 128-132.

74. Хашпер Л.М. Можно ли определить вязкость многокомпонентных углеводородных жидкостей по электронным спектрам / Л.М. Хашпер, М.Ю. Доломатов, Ф.Г. Унгер // Цвет в науке, искусстве и технологии. -1999.-С. 72-73.

75. Лоскутова Ю.В. Реологические свойства высоковязких нефтей / Ю.В. Лоскутова, С.И. Писарева, Н.В. Юдина // Теор. и практ. основы физ.-хим. регулир. свойств нефт. дисперс. систем. 1997. - С. 3-6.

76. Лукьянов В.И. Аномалии спектральных свойств нефтей и нефтяных фракций в видимой области / В.И. Лукьянов, В.Р. Антипенко // Химия нефти и газа Материалы 5 Международной конференции, Томск, 22-26 сент., 2003 .— С. 65-67.

77. Девликамов В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений/ В.В. Девликамов, И.Л. Мархасин, Г.А. Бабалян. М.: Недра, 1970. 160 с.

78. Ратов А.Н. Спектральные характеристики нефтей Ульяновской области / А.Н. Ратов // Химия и технол. топлив и масел. 1996. - №6. - С. 37-40.

79. Муслимов Р.Х. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтегазоносности / Р.Х. Муслимов, Н.Е. Галдин, С.М. Гвоздь и др.. -Казань: Дента, 1996. 487 с.

80. Халимов Э.М. Комплексное изучение геологического строения многопластовых нефтяных месторождений / Э.М. Халимов, Т.М. Столбова, Р.Т. Валиуллин и др.. М.: Недра, 1975.

81. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов / Р.Н. Дияшев Казань: Изд-во Казан, ун-та, 2004. - 192 с.

82. Бейко O.A. Химический состав нефтей Западной Сибири / O.A. Бейко и др.. Новосибирск: Наука Сиб. отделения, 1988.- 288 с.

83. Унгер Ф.Г. Метод идентификации состава углеводородных нефтяных фракций и нефтяных остатков / Ф.Г. Унгер, И.Р. Хайрутдинов, М.Ю. Доломатов и др.. Томск: ТНЦ СО АН СССР, 1989. - 47 с.

84. Эйгенсон A.C. Закономерности компонентно-фракционного состава и химических характеристик пластовых и резервуарных нефтей / A.C. Эйгенсон, Д.М. Шейх-Али. Томск: ИХН СО АН СССР, 1986. - 66 с.

85. Гильманшин А.Ф. Временная инструкция по применению добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач / А.Ф. Гильманшин, И.Ф. Глумов. Бугульма. ТатНИИ, 1965, - 38 с.

86. Доломатов М.Ю. Метод определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов / М.Ю. Доломатов, А.Г. Телин, Н.И. Хисамутдинов и др. // Нефтяное хозяйство. -1994. -№2. С. 28-31.

87. Гаджи-Касумов A.C. Нефтегазопромысловая геохимия : учеб. пособие для вузов. М./ A.C. Гаджи-Касумов, A.A. Карцев. -: Недра, 1984. 150 с.

88. Курбский Г.П. О закономерностях состава и свойств средних фракций нефти / Г.П. Курбский, Г.П. Каюкова, ЮЛ. Ефремов // Нефтехимия. -1977.-№6. -С. 897-903.

89. Иванов В.Т. Способ приготовления стандартного раствора для атомно-абсорбционного определения ванадия в нефтях и нефтепродуктах / В.Т. Иванов, И.Ф. Абдуллин, Г.К. Будников и др. // A.c. №1749793 БИ 1992. -№27.-С. 164.

90. Насиров Р.Н. Определение ванадийпорфириновых комплексов в нефтях методом ЭПР/ Р.Н. Насиров, П.С. Солодовников, Б.У. Уразгалиев // Химия и технология топлив и масел. 1978. №1. - С. 56-58.

91. Ситникова Г.Ю. Определение валентного состояния ванадия в тяжелых нефтяных остатках методом ЭПР / Г.Ю. Ситникова, Г.А. Евтикова, СЛ. Давыдова и др. // Нефтехимия. 1992. - Т. 32. - № 3. - С. 263-265

92. Айвазян С.А. Классификация многомерных наблюдений / С.А. Айвазян, З.И. Бежаева, О.В. Староверов. М.: Статистика, 1974. - 238 с.

93. Андрукович И.Ф. Заметки о факторном анализе. Многомерный статистический анализ и вероятностное моделирование реальных процессов: Ученые записки по статистике / И.Ф. Андрукович. Сб. научн. статей. - Т. 54. - М.: Наука, 1990. - 296 с.

94. Инструментальные методы исследования нефти / Под ред. Г.В. Иванова. Новосибирск: Наука, 1987. - 135 с.

95. Боровиков В.П. Statistica. Искусство анализа данных на компьютере: Для профессионалов. / В.П. Боровиков. -2-е изд., перераб. и доп. СПб.: Питер, 2003. - 688 с.

96. Боровиков В.П. Популярное введение в программу Statistica / В.П. Боровиков. М.: Компьютер-пресс, 1998. - 267 с.

97. Успенский В.А. Основы генетической классификации битумов / В.А. Успенский, O.A. Радченко, Е.А. Глебовская и др.. JI. Недра, 1964. -266с.

98. Ратов А.Н. Аномалии реологических свойств высокопарафинистой нефти Харьягинского месторождения / А.Н. Ратов, Г.Б. Немировская, К. Д. Ашмян и др. //Нефтехимия. 1998. Т.38. - №2. - С. 102-106.

99. Поконова Ю.В. Использование нефтяных остатков. / Ю.В. Поконова, Дж.Г. Спейт. СПБ.: ИК СИНТЕЗ, 1992. - 292 с.

100. Eduardo Buenrostro-Gonzalez, Henning Groenzin, Carlos Lira-Galeana, Oliver C. Mullins. The Overriding Chemical Principles that Define Asphaltenes. // Energy and Fuels. 2001. V. 15. - P. 972-978.

101. Juan Murgich, Jose' A. Abanero, Otto P. Strausz. Molecular Recognition in Aggregates Formed by Asphaltene and Resin Molecules from the Athabasca Oil Sand. // Energy and Fuels. 1999. V. 13. - P. 278-286.

102. Nguyen X. Thanha, M. Hsieh, R.P. Philp. Waxes and asphaltenes in crude oils. // Organic Geochemistry. 1999. V. 30. - P. 119-132.

103. B.J. Fuhr, L.R. Holloway, A. Hammami. Analytical Considerations Related to Asphaltenes and Waxes in the Same Crudes. // Energy and Fuels. 1999. V. 13. - P. 336-339.

104. Atul Sharma, Henning Groenzin, Akira Tomita, Oliver C. Mullins. Probing Order in Asphaltenes and Aromatic Ring Systems by HRTEM. // Energy and Fuels.-2002. V. 16.-P. 490-496.

105. Надиров P.A. Получение ванадилпорфиринов из асфальтита Садкинского месторождения / Надиров Р.А., Котова А.В., Ергалиева А.К. и др. // Химия и технология топлив и масел. 1987. - №4. - С.9-10.

106. Алешин Г.Н. Исследование распределения ванадия в фракциях ИТК нефтей Западной Сибири / Г.Н. Алешин, Г.Г. Глухов, J1.M. Рыжова и др.. // Изв. ТПИ им. С.М. Кирова, 1977. Т.300. - С.93-96.

107. Абызгильдин Ю.М. Порфирины и металлопорфириновые комплексы нефтей / Ю.М. Абызгильдин, Ю.М. Михалюк, К.С. Яруллин и др.. М.: Наука, 1977.-88 с.

108. Комплексное исследование нефтей Зюзеевского (ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть») месторождения»

109. В Институте органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН проведено комплексное исследование добываемых нефтей 39 ешжин Зюзеевского месторождения с использованием различных спектральных методов исследования.

110. С использованием нового методического подхода проведена дифференциация нефтей по основным продуктивным горизонтам Северного, Летнего, Красно-Октябрьского и Дачного месторождений, что позволило осуществить контроль за выработкой запасов нефти.

111. СОГЛАСОВАНО Главный геолог1. УТВЕРЖДАЮ

112. Директор-координатор Департамента по разработкеместорождений

113. Ф.М. Хайретдинов 032006 г.1. СПРАВКАоб использовании результатов работы Якубовой С.Г

114. Идентификация различных продуктивных пластов месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть» на основе новых характеристик состава и свойств нефти»

115. В Институте органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН проведено комплексное исследование добываемых йефтей 33 скмжин Киязлинского месторождения с использованием различных спектральных методов исследования.