Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки : на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.36
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2014
  • Место защиты: Архангельск
  • Количество страниц: 157 с. : ил.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки : на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции
Оглавление Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки : на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции
Содержание Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки : на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции

Оглавление
Введение
1 АНАЛИЗ ФАКТОРОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ ПРИ ОСВОЕНИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СЕВЕРА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ
1.1 Основные сведения о геологическом строении территории
1.1.1 Краткое описание глубинного геологического строения региона
1.1.2 Ресурсный потенциал и нефтегазоносное районирование
1.1.3 Особенности строения верхней части геологической среды
прибрежной зоны
1.2 Анализ факторов воздействия на геологическую среду
1.2.1 Природные факторы, определяющие устойчивость
геологической среды
1.2.2 Факторы техногенного воздействия
1.3 Исследование закономерностей регионального изменения свойств
и состава нефти
1.4 Состав и свойства нефти месторождений прибрежной зоны
юго-восточной части Баренцева моря
2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЫ
2.1 Варандейское нефтяное месторождение
2.1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1.2 Анализ изменения состава и физико-химических свойств
глубинных и устьевых проб нефти
2.2 Торавейское нефтяное месторождение
2.2.1 Исходные данные о месторождении
2.2.2 Анализ изменения состава и свойств нефти

2.3 Особенности изменения свойств и состава нефти по продуктивным
пластам Т обойского месторождения
3 ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ КАК ИНДИКАТОР СТЕПЕНИ ВОЗМОЖНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ
ПРИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВАХ И МЕТОДЫ ЕГО ОЦЕНКИ
3.1 Состав и свойства нефти как главный фактор степени
негативного влияния на природные компоненты
3.1.1 Легкие фракции
3.1.2 Плотность нефти
3.1.3 Вязкость
3.1.4 Парафины
3.1.5 Сера и ее соединения
3.1.6 Смолы и асфальтены
3.1.7 Ванадий и никель
3.2 Характеристика метрических методов анализа состояния природной среды
3.2.1 Классификация объектов
3.2.2 Принятие управленческих решений
3.3 Экспертные методы оценки
3.3.1 Организация опросов экспертов
3.3.2 Оценка качества работы экспертов
4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕФТИ
НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ
4.1 Методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с учетом
ее компонентного состава
4.1.1 Предпосылки разработки методики
4.1.2 Влияющие факторы
4.1.3 Основа и структура методики
4.1.4 Определение весовых коэффициентов методом экспертных оценок

4.2 Принципы районирования территории по степени потенциального воздействия углеводородов на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря
4.3 Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных
месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида
Заключение
Библиографический список
Приложение

месторождениях вала Сорокина нефть, залегающая в песчаниках в подошве Харалейской свиты, имеет плотность 961-994 кг/м3, смолистость 14-21 %, сернистость 2,09-3,64 % и парафинистость 0,1-0,78 %. Нефть, залегающая в песчаниках ангуранской свиты на Торавейском, Южно-Торавейском и Лабоганском месторождениях, тяжелая (до 998 кг/м3), смолистая (до 20 %), высокосернистая (2,6-3,7 %) (Щербаков, 1990).
В карбонатной толще вала Сорокина плотность нефти колеблется от 875,2 до 881,4 кг/м3. Отличительной ее чертой является высокое содержание твердых парафинов, достигающее 15,49 %, и связанная с этим высокая вязкость, изменяющаяся от 45,38 мкм2/с до полной потери текучести при 20 °С. Количество бензиновых фракций (выкипающих до 200 °С) в этой нефти составляет 10-17 %, смол - 9,22-10,76 %, асфальтенов - 6,79-8,80 %. Различия в физико-химических параметрах нефти в карбонатной и терригенно-карбонатной толщах, при ее генетическом единстве, вызваны, по мнению исследователей, либо менее благоприятными условиями сохранности нижней залежи, либо взаимодействием первоначально сходной нефти с различными по литологии породами-коллекторами (Юрьева и др., 1990).
В восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины (месторождения

им. А. Титова и им. Р. Требса) нефть имеет плотность 816,9-841,0 кг/м , небольшую вязкость в нормальных условиях - 6,45-6,16 мм2/с, содержит от
18,5 до 28 % бензиновых фракций, небольшое количество смол (2,95-5,40 %) и парафинов (2,0-5,8 %). Подобными свойствами обладает нефть Наульского месторождения, расположенного в северной части вала Сорокина. Для нефти всех описанных месторождений характерна очень низкая концентрация серы, не превышающая 0,5 %, что свидетельствует о том, что она не подвергалась процессам гипергенеза, что также подтверждается результатами исследования ее индивидуального углеводородного состава.
Данные изучения индивидуального углеводородного состава бензинов и нефти месторождений восточного борта Хорейверской впадины и северной

Рекомендуемые диссертации данного раздела