CC BY
148
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА
2010 г. Выпуск 4 (19). С. 81-83
УДК 665.61
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
А. А. Новиков, И. М. Федяева
Западная Сибирь представляет собой богатейший нефтеносный и нефтедобывающий район России, на ее долю приходится более половины всей нефти в стране. Важнейшая особенность сырьевой базы данного района заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Основными центрами по добыче нефти в Западной Сибири являются Ханты-Мансийский автономный округ и, в меньшей степени, Томская область. Месторождения, находящиеся на их территории, относятся к одной нефтяной провинции.
Для качественной оценки физико-химических характеристик нефтей Западной Сибири и выбора наиболее рациональных способов ее переработки необходима систематизация данных, полученных в процессе многочисленных исследований [1-5].
Кривые истинных температур кипения (ИТК), построенные по данным [2, 4], приведены на рис. 1.
В целом нефти Томской области и нефти ХМАО по общим пределам содержания фракций принципиально не отличаются. Кривые ИТК исследованных нефтей Томской области расположены в верхней части семейства кривых, что в целом характеризует их, как более легкие. Кривые ИТК, представленные в таком виде, дают общие представления о температурных пределах кипения и потенциальном содержании продуктов прямой перегонки в исследуемых нефтях.
Температура кипения, °С ----нефти ХМАО ----нефти Томской области
Рис. 1. Кривые ИТК нефтей ХМАО и Томской области
Важными в практическом отношении характеристиками нефти являются плотность, молекулярная масса и показатель преломления узких фракций, которые определяются после разгонки нефти в лабораторной ректификационной колонне (кривые ИТК). Эти данные позволяют рассчитывать характеристики укрупненных фракций и, косвенным образом, судить об их групповом составе.
Кривые плотности, молекулярной массы и показателя преломления от температуры кипения узких фракций нефтей Западной Сибири приведены на рис. 2-4. Плотность и показатель преломления нефтей Томской области выше, а молекулярная масса ниже, чем у нефтей ХМАО. Судя по этим данным и в сопоставлении с подобными кривыми для индивидуальных углеводородов, нефти ХМАО в целом богаче алифатическими соединениями, а нефти Томской области - ароматическими, что, в свою очередь, и отражается на их физических свойствах.
Температура кипения, °С
----Нефти ХМАО
----Нефти Томской области
Рис. 2. Зависимости плотностей фракций нефти от температуры кипения
Температура кипения, °С
----Нефти ХМАО
----Нефти Томской области
Рис. 3. Зависимости молекулярных масс фракций нефти от температуры кипения
Температура кипения, °С
----Нефти ХМАО ---------Нефти Томской области
Рис. 4. Зависимости показателя преломления фракций нефти от температуры кипения
Для более подробного исследования группового углеводородного состава узких фракций нефтей Западной Сибири по данным о групповом составе широких фракций было рассчитано содержание в них основных групп углеводородов. Результаты представлены в виде графических зависимостей (рис. 5, 6). Во всех нефтях Западной Сибири содержание парафинов с увеличением температуры кипения уменьшается, а ароматических - возрастает. Это находится в полном соответствии с представлениями об изменении группового состава узких фракций нефтей с ростом средней температуры кипения. В ходе расчетов подтвердилось предположение, что нефти Томской области более ароматичны, нежели нефти ХМАО. На графиках они выделены жирными линиями.
Показатель преломления Полуденного месторождения —О— локосовской нефти (БІх валанжин)
—•— тевлинской нефти (БхуІ, валанжин)
~~ - Лугинецкого месторождения (скв.155)
—О—северо-варьеганской нефти (Бх, валанжин)
—й— минчимкинской нефти (БІІ, валанжин-готерив)
Рис. 5. Связь содержания парафиновых углеводородов нефтей с показателем преломления
Температура кипения, °С ^“Полуденного месторождения О— локосовской нефти (БІх, валанжин)
•— тевлинской нефти (БхуІ, валанжин)
■ _ Лугинецкого месторождения (скв .155)
О—северо-варьеганской нефти (Бх, валанжин)
&—минчимкинской нефти (БІІ, валанжин-готерив)
Рис. 6. Содержание ароматических углеводородов во фракциях нефтей Западной Сибири
Проведенные исследования представляются важными для оценки товарных качеств нефти. Знание физико-химических свойств и группового состава нефти необходимо при определении условий ее добычи, транспортировки и дальнейшей переработки.
Имея представление о таких важных характеристиках нефти, как групповой углеводородный и фракционный состав, можно достаточно точно прогнозировать эффективность термических и термокаталитических процессов химической переработки нефтяных фракций.
ЛИТЕРАТУРА
1. Павлова, С. Н. Новые нефти восточных районов СССР : справочник [Текст] / под ред. С. Н. Павловой, З. В. Дриацкой. - М. : Химия, 1967. - С. 663.
2. Дриацкая, З. В. Нефти СССР : справочник : в 4-х т. [Текст] / З. В. Дриацкая // Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. - Т. 4. - М. : Химия, 1974. - 788 с.
3. Нестеров, И. И. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири [Текст] / И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов, К. А. Шпильман. - М. : Недра, 1971. - 462 с. : ил.
4. Смольянинова, Н. М. Нефти, газы и газовые конденсаты Томской области [Текст] / Н. М. Смольянинова [и др.]. - Томск : Изд-во ТГУ, 1976. - 234 с. + 8 вкл.
5. Максимов, С. П. Нефтяные и газовые месторождения СССР : справочник : в 2-х кн. [Текст] / под ред. С. П. Максимова // Азиатская часть СССР. - Кн. 2. - М. : Недра, 1987. -303 с. : ил.
