CC BY
6ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МАНАВСКОЙ НЕФТИ
1 Натела Хецуриани, doctor 2Есма Ушараули, PhD 3Мадлена Чхаидзе, MS 4Тамар Шатакишвили, MS 5Мака Копалеишвили, MS
Тбилиси, Грузия, ТГУ, Институт физической и органической химии им. Петре Меликишвили, Лаборатория химия нефти
1 Заведующий лаборатории, главный научный сотрудник;
2Старший научный сотрудник;
3научный сотрудник;
4научный сотрудник;
5научный сотрудник;
DOI: https://doi.org/ 10.31435/rsglobal_ws/31102018/6179
ABSTRACT
An investigation of oils from new wells of Manavi oil deposit was carried out. Physical and chemical and geochemical parameters, as well as functional groups were determined by IR spectrometry. Using simulative chromatographic distillation of oil from the #12 well naphtha 35-180 °C and diesel fractions were obtained. Individual paraffinic, naphthenic and aromatic hydrocarbons were identified in naphtha by gas chromatographic method and distribution of individual n-paraffinic hydrocarbons in urea concentrate was determined in diesel fraction. The results of the investigation show that due to low content of sulfur, tar-asphaltenic compounds and high yield of light fractions the Manavi oil can be recognized as a high quality paraffinic type of oil. Physical and chemical characteristics, chemical nature and high yield of light fractions outline a good perspective for usage of Manavi deposit oil as a raw material for production of commodity petroleum products like high quality organic solvents, aviation and diesel fuels and various petroleum oils.
Citation: Натела Хецуриани, Есма Ушараули, Мадлена Чхаидзе, Тамар Шатакишвили, Мака Копалеишвили (2018) Issledovanie Skvajin Novih Mestorojdenii Manavskoi Nefti. World Science. 10(38), Vol.1. doi: 10.31435/rsglobal_ws/31102018/6179
Copyright: © 2018 Натела Хецуриани, Есма Ушараули, Мадлена Чхаидзе, Тамар Шатакишвили, Мака Копалеишвили. This is an open-access article distributed under the terms of the Creative Commons Attribution License (CC BY). The use, distribution or reproduction in other forums is permitted, provided the original author(s) or licensor are credited and that the original publication in this journal is cited, in accordance with accepted academic practice. No use, distribution or reproduction is permitted which does not comply with these terms.
Введение. Основным энергоносителем в мировой экономике является нефть, продукция которой используется всеми другими отраслями промышленности, и которая обеспечивает 1/3 мирового спроса не энергоресурсы. Мировые запасы нефти по данным 2018 года составляют 7471,5млрд баррелей на суше и 160млрд баррелей на морском дне.
В 21-м веке одной из главнейших проблем среди стоящих перед человечеством вызовов является решение вопроса энергобезопасности. Страны, которые имеют достаточные ресурсы нефти и газа, могут обеспечить свою энергобезопасность, развитие экономики и упрочить свою независимость. Грузия по своему геологическому строению одновременно принадлежит к двум нефтегазосодержащим территориям: к черноморской области и к каспийской провинции. По расчетам иностранных и грузинских специалистов прогнозные ресурсы нефти в Грузии составляют
ARTICLE INFO
Received: 18 August 2018 Accepted: 10 October 2018 Published: 31 October 2018
KEYWORDS
crude oil, naphtha, diesel fraction, IR -spectrometry, gas-chromatography.
2млрд 350млн тонн, а газа - 180млрд м3. Даже в случае освоения 40-50% этого потенциального ресурса бюджет страны получит прибыль в несколько сотен миллиардов долларов.
Исследованиями установлено, что по физико-химическим показателям нефти Грузии принадлежат к уникальным, малосернистым, высококачественным, и с точки зрения переработки являются довольно интересным сырьем. Исследования этой нефти показали, что в Грузии встречаются нефти почти всех известных типов отличающиеся друг от друга по своей химической природе (парафиновые, нафтеновые, нафтеноароматические, ароматический и т. д.). Посредством изучения нефти и их физико-химических и геохимических показателей едиными комплексными методами можно планировать производство товарных нефтепродуктов энергетического назначения для местной промышленности и сельского хозяйства, чему придается огромное значение для установления энергетических ресурсов страны и рационального управления ими [1-5].
Целью работы являлось исследование новых скважин Манавской нефти для их паспортизации. Указанные месторождения находятся южнее Кахетинского хребта на расстоянии 60 км от Тбилиси. Они расположены к севера- югу от купола Ниноцминдского нефтеносного антиклина с соответствующими осадочным структурами, состоящих из нефтесодержащих верхнемеловых палеогенных осадков. Добычу нефти на скважинах №11 и №12 осуществляет компания „Canargo Energy Corporation". Запасы скважины составляют 130млн баррелей нефти и 59млрд футов газа 2С (NSA). Интервал перфорации 4680-4953м. Физико-химические характеристики сырой нефти месторождения Манави приведены в таблице 1.
Таблица 1. Физико-химические характеристики нефти Манави
Показатели Скважина манавской нефти Метод исследования
№ ii № i2
Плотность 200С, кг/м3 82б,0 822,5 ASTM D052
Плотность 150С, кг/м3 829,б 82б,5 ASTM D4052
0API 39.б 40,0 ASTM D1298-12b
Температура застывания, 0С 3 0 ASTM D 5853
Кинематическая вязкость, ССт 3,4 3,i5 ASTM D 445
Содержание серы, % 0,i8 0,i7 ASTM D 4294
Смолы, % 7,07 8,i2 ASTM D 2007
Асфальтены, % 2,7 ASTM D 3279
Содержание парафинов, % б,5 б,2 ASTM UOP46
Содержание механических примесей,% 0,02 0,0i ASTM D 473
Температура вспышки, 0С
В открытом тигеле -3 -2 ASTM D 92
В закрытом тигеле -б -8 ASTM D 93
Выход светлых фракций 3 600С,% б5,0 б7,4 ASTM D 2892
Исследуемая нефть характеризуется средней плотностью, высоким выходом легких фракций (68%) и низким содержанием серы и смолисто-асфальтеновых соединений (8,92%), содержание парафинов - 6,1%. Имитационная полная перегонка нефти выполнена на хроматографе Sim Dis, Auto System XL, фирма Perkin Elmer соотвествено ASTM D 2887стандартом [6]. Исследуемая нефть характеризуется высоким содержанием легкой фракции, остаток свыше 500°С составляет 12,5%. На рисунке 1 приведена кривая перегонки Манавской нефти.
Рис. 1. Кривые разгонки Манавской нефти скв. №11 и скв.№12
ИК-спектрометрический анализ нефти новых скважин, проведенный на спектрометре Perkin Elmer Spectrum, модель 10.4.2., показал, что ИК-спектры скважин практически идентичны. Интенсивность полос поглощения 721,4 см-1 и 1377 см-1 характеризует содержание метильных и метиленовых групп парафиновых углеводородах, 2924 см-1 и 2852 см-1(метильная) и 2854 см-1 и 2924 см-1(метиленовая). Наличие в спектре полосы 1600 см-1 характеризует содержание ароматических углеводородов в нефти. Такой результат, вместе с физико-химическими показателями исследуемой нефти, говорит о том, что нефти новых скважин Манавского месторождения имеют одинаковый химический состав. Данная нефть относится к парафинистому типу.
PmnCnwt й*как«У1гаи( 1041 МОеМШ ЯП Ч 1«
Analyst Ai>nrMSJl mot
Ома 24 October. 2018 16 19
4000 3500 3000 2500 2000 1 500*"" 1000 450
cm-1
menev« 11 8атр1е012ву ActmifiieMlor (>Ие FnOey. SepttrnMl 2t 2011 hwm 13 1 Sample 009 By Admin«ltatt» Dane Wednesday. October 24 2018
Рис. 2. ИК-спектры Манавской нефти
Из результатов исследования выясняется, что благодаря низкому содержанию серы, смолисто-асфальтеновых соединений и высокому выходу легких фракций Манавская нефть представляет собой высококачественную нефть парафинового типа.
Выделенная из Манавской нефти фракция нефти (35-180°С) была изучена газохроматографическим методом - "PON A"[7]. Было определены элементный и групповой углеводородный состав, молекулярная масса, относительная плотность, давление насыщенных паров и октановое число (таблица 2).
Таблица 2. Характеристика фракции нефти
Характеристики Величина Групповой состав
Плотность, кг/м3 736,0 Виды групп Выход, массовые % Выход, объемные %
Молекулярная масса 101,998 Парафин 24,027 25,972
Давление насыщенного пара, psi 1,7 н-Парафин 27,531 29,344
Октановое число 73,51 Олефины - -
Перегонка н.к. 10% 50% 90% к.к. Нафтены 32,231 30,932
310С 700С 1100С 1560С 2000С Ароматика 15,753 13,362
Содержание C 86,1] 8 Неизвестно 0,459 0,399
Содержание H 13,882 Сумма 100,0 100,0
Октановое число нафты-75,5, является высоким показателем для исходной фракции, что вызвано оптимальным соотношением парафиновых, изопарафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов. Идентифицированы также индивидуальные парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды и их производные (таблица 3).
Таблица 3. Идентифицированные соединения
RT,min Index Component Mass.% Vol% Mol%
1 2 3 4 5 6
8.221 359.7 n-butane 0.689 0.880 1.215
9.547 407.7 i-pentane 1.531 1.826 2.174
10.267 427.5 n-pentane 2.472 2.917 2.174
11.624 456.4 2,2-dimethylbutane 0.159 0.182 0.190
13.136 480.0 2,3-dimethylbutane 0.946 1.057 1.125
14.229 484.0 2-metylpentane 2.090 2.365 2.485
15.331 494.0 3-metylpentane 1.440 1.602 1.712
17.173 511,7 n-hexane 4.201 4.707 4.995
17.401 539.5 2,2-dimetylpentane 0.255 0.279 0.260
17.696 543.8 methylcyclopentane 3.133 3.093 3.815
20.072 546.6 2,4-dimethylpentane 0.245 0.289 0.250
20.709 574.9 Benzene 2.391 2.010 3.137
21.539 581.6 cyclohexane 4.085 3.877 4.973
21.763 590.0 2-methylhexane 1.632 1.778 1.669
22.600 592.1 2,3-dimethylpentane 0.554 0.589 0.567
23.475 596.0 3-methylhexane 0.523 0.512 0.546
23.848 600.0 1c,3-dimethylcyclopentane 1.852 1.991 1.893
24.216 609.8 1t,3 -dimethylcyclopentane 0.810 0.804 0.846
25.981 613.8 3-ethylpentane 0.949 0.937 0.991
29.381 617.6 n-heptane's 1.355 1.434 1.385
29.744 635.2 Methylcyclohexane 5.096 5.507 5.211
31.317 664.4 2,2-dimethylhexane 8.754 8.408 9.136
31.712 667.7 ethylcyclopentane 0.565 0.601 0.507
31.712 682.7 2,4-dimethylhexane 0.721 0.695 0.752
32.895 690.0 1c, 2t,4-trimethylcyclopentane 0.320 0.338 0.287
34.187 700.0 1t,2c,3-trimethylcyclopentane 0.553 0.536 0.505
36.344 712.6 Toluene 0.555 0.532 0.506
Продолжение таблицы 3
1 2 3 4 5 6
36.819 715.3 2,3-dimethylhexane 4.711 4.015 5.239
37.032 716.5 2-methyl-3 -ethylpentane 0.240 0.249 0.215
38.061 722.0 2-methylheptane 0.324 0.336 0.291
38.331 723.5 4-methylheptane 2.160 2.287 1.937
39.539 729.8 heptane's 0.560 0.558 0.503
39.901 731.5 1c,2t,,3-trimethylcyclopentane 1.387 1.452 1.244
40.253 733.4 3-methylhepane 2.393 2.295 2.185
41.347 738.7 3-ethylhexane 0.952 0.986 0.854
42.035 742.0 2,2,5-trimethylhexane 0,395 0.375 0.361
42.477 744.1 3c-ethylmethylcyclopentane 0.181 0.189 0.145
42.747 745.4 3t-ethylmethylcyclopentane 0.387 0.375 0.355
43.765 750.0 2t-ethylmethylcyclopentane 1.216 1.166 1.110
45.077 755.9 n-octane 5.058 5.320 4.537
45.339 757.0 1c,4-dimethylcyclohexane 0.667 0.630 0.609
50.256 777.1 2,2,3-trimethylhexane 0.223 0.207 0.204
50.512 778.1 2,4-dimethylheptane 0.360 0.368 0.288
51.835 783.1 4,4- dimethylheptane 2.817 2.696 2.287
53.051 787.5 1,1,3- dimethylcyclohexane 0.738 0.763 0.590
53.608 789.5 ethylbenzene 0.601 0.621 0.480
56.629 800.0 4,4-dimethylheptane 0.216 0.223 0.173
57.120 801.8 1,3 -dimethylbenzene 0.490 0.460 0.398
57.611 803.5 1,3 -dimethylbenzene 0.800 0.682 0.772
59.413 809.8 #12Benzene 0.720 0.682 0.584
60.245 812.6 1,3 -dimethylbenzene 2.922 2.499 2.820
60.485 813.4 1,4-dimethylbenzene 0.757 0.649 0.730
60.691 814.1 1c, 2t,4t-trimethylcyclohexane 0.288 0.273 0.234
61.688 817.3 4-methyloctane 0.547 0.561 0.437
61.976 818.3 2-methyloctane 0.748 0.774 0.597
63.371 822.8 3-ethylheptane 0.255 0.259 0.204
63.672 823.7 3-methyloctane 0.883 0.906 0.705
65.965 830.8 1,2- dimethylbenzene 1.254 1.053 1.211
70.197 843.2 n-nonane 3.753 3.864 2.998
70.715 844.7 1,1- methylethylcyclohexane 0.457 0.419 0.371
73.789 853.1 i-propylcyclohexane 0.166 0.153 0.135
75.195 856.8 2,4-dimethyloctane 0.871 0.886 0.627
75.947 858.8 2,6- dimethyloctane 0.290 0.295 0.209
76.693 860.8 2,5- dimethyloctane 0.640 0.648 0.461
77.901 863.8 3,3- dimethyloctane 0.304 0.304 0.219
79.565 868.0 1,3 -methylethylbenzene 0.462 0.395 0.394
79.864 868.7 1,4-methylethylbenzene 0.300 0.257 0.256
80.816 871.0 1,3,5-trimethyllbenzene 0.243 0.208 0.207
81.232 872.1 2,3-dimethyloctane 0.322 0.322 0.232
82.328 874.7 1,2- methylethylbenzene 0.197 0.165 0.168
82.616 875.4 2-methylnonane 0.388 0.395 0.280
84.088 878.8 3-methylnonane 0.180 0.181 0.130
84.579 880.0 1,2,4-tr methylethylbenzene 0.925 0.780 0.789
84.579 880.0 1,2,4-trimethyllbenzene 1.872 1.895 1.348
86.739 884.9 n-decane 0.247 0.204 0.211
88.440 888.7 1,2,3-trimethylbenzene 0.367 0.317 0.281
89.861 891.8 1,4-methyl-i-propylbenzene 0.218 0.188 0.166
98.643 923.3 n-undecane 0.886 0.880 0.581
116.779 1000.0 2-methylnaphtalyne 0.175 0.127 0.125
В таблице 4 представлены физико-химические показатели дизельных фракций с разной температурой кипения.
Таблица 4. Физико-химические показатели дизельных фракций
Фракция Выход, % п 20 nD Плотность 200С, кг/м3 Кинематическая вязкость, сСт Дизельный индекс Цетановое число
Манавская нефть, скважина № 11
140-3200С 42.1 1.4528 814.2 2.61 64.4 57,0
140-3 5 00С 47.0 1.4560 820.8 3.2 63.3 55,0
180-3200С 33.0 1.4542 816.7 3.0 63.6 56.0
180-3 5 00С 37.0 1.4650 834.3 4.5 64.7 50,6
Манавская нефть, скважина № 12
140-3200С 42.0 1.4580 819.2 2.8 64.7 58.0
140-3 5 00С 49.0 1.4640 822.3 3.3 63.5 55.60
180-3200С 34.1 1.4633 817.0 3.2 63.8 56.4
180-3 5 00С 40.0 1.4682 835.0 4.6 61.6 51.8
Исследование показало, что с повышением температуры кипения дизельной фракции повышается показатель преломления, плотность и кинематическая вязкость. Фракции характеризуются высоким дизельным индексом и цетановым числом. Карбамидных концентратах дизельных фракции газожидкостным хроматографическим методом изучено распределение н-парафиновых углеводородов во фракции 180-320°С (таблица 5).
Таблица 5. Парафиновые углеводороды
Наименования углеводорода Молекулярная масса , г/моль Относительная концентрация
Манави №11 Манави №12
Nonane C9H20 164.40 0.14 1.33
Decane C10H22 142.29 2.34 3.80
Undecane C11H24 156.31 5.86 7.60
Dodecane C12H26 170.34 8.61 8.33
Tridecane C13H28 18.40 1.,87 9.00
Tetradecane C14H30 19.,39 1.40 10.77
Pentadecane C15H32 21.42 10.37 9.88
Hexadecane C16H34 22.41 8.77 7.26
Heptadecane C17H36 240.48 7.80 7.05
Octadecane C18H38 254.5 6.61 6.73
Nonadecane C19H40 268.52 5.70 4.87
Eicosane C20H42 282.55 4.78 4.24
Heneicosane C21H44 296.58 4.21 4.76
Docosane C22H46 310.60 3.98 4.33
Tricosane C23H48 324.38 3.88 3.70
Tetracosane C24H50 338.65 2.65 2.73
Pentacosane C25H52 352.69 1.20 1.70
Hexacosane C26H54 366.72 0.79 1.36
В таблице представлены С9-С26 н-парафиновые углеводороды, в которой относительно высокой концентрацией отличаются алканы С11-С17 (7,8-10,8%), в максимальном количестве содержится тетрадекан (С14Н30).
Изучено также распределение микроэлементов V, Fe, №, Со, Мо, Си, РЬ, Sn, 2п, Sr, Ва, Ть Микроэлементы выделены разработанным в лаборатории химии нефти методом "Фотохимическим способом выделения концентрата зольных элементов из нефтей и нефтепродуктов", который нашел широкое применение и в других научно-исследовательских организациях. Сравнение физико-химических характеристик и выходов легких фракций нефти новых скважин показывает, что они практически идентичны. Распределение микроэлементов и полученное соотношение ^№<1 показывают, что эти нефти относятся к третичным типам нефти, что объясняется условиями накопления исходного органического вещества и соответствующим геохимическим происхождением[8].
Результаты исследования. Исследовались нефти новых скважин манавского месторождения. Были определены физико-химические и геохимические показатели, а также функциональные группы ИК-спектрометрическим методом. Имитационной хроматографической разгонкой нефти скважины 12 выделены нефть 35-180°С и дизельные фракции. Газохроматографическим методом в нефти идентифицированы индивидуальные углеводороды парафинового, нафтенового и проматического рядов и установлено распределение индивидуальных н-парафиновых углеводородов в карбамидном концентрате дизельной фракции. Результаты исследования показывают, что благодаря низкому содержанию серы, смолисто-асфальтеновых соединений и высокому выходу легких фракций манавская нефть представляет собой высококачественную нефть парафинового типа. Физико-химические характеристики, химическая природа и высокий выход светлых фракций намечает хорошую перспективу использования нефти Манавского месторождения как сырья для получения товарных нефтепродуктов энергетического назначения - бензины, качественные органические растворители, авиационные и дизельные топлива и различные нефтяные масло для местной промышленности и сельского хозяйства.
ЛИТЕРАТУРА
1. Химия нефти и газа. А. И.Богомолов, А. А.Гайле и др., Издание: Химия, 1995, 448с. ISBN: 5-72451023-5.
2. Современные методы исследование нефтей, Ленинград «Недра», 1984, 430с.
3. N. Khetsuriani, E. Usharauli, E. Topuria, I. MchedliShvili. Use of mass-spectrometry for investigation of aromatic structure of high-boiling compounds of oil. IX International massspectrometry conferece in Petrochemistry, ecology and food Chemistry "Petromass2011". Moscow, 2011, pp.128-131.
4. James G. Speight. Handbook of Petroleum Analysis. First published: February 2015, 368 pages. ISBN 978-1118369265. DOI: 10.1002/9781118986370.
5. V.G.Tsitsishvili, N.T.Khetsuriani. Georgian Crude Oil and Bitumen Deposits. Proceedings of the International Mass Spectrometry Conference on Petrochemistry and Environmental "PETROMASS2014", 2014, 1-4 September, Tbilisi, Georgia, pp.13-14.
6. ASTM D2887.Standard Test for Boiling Range Distribution of Petroleum Fraction by Gas-Chromatography.
7. ASTM D 3710 Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Gasoline and Gasoline Fractions by Gas-Chromatography.
8. N.Khetsuriani, E.Usharauli, K.Goderdzishvili, E.Topuria, M.Chchaidze, V.Tsitsishvili. Investigation of new Wells of SatskhenisiGrude Oil. Proceedings of the Georgian Natinal Academy of Sciences, 2016, #4, v.42, pp.501-503.
