Детальное изучение ВМК привело к открытию нового вида углеводородного сырья, названного «матричной нефтью». Эта нефть на начальных этапах своего преобразования связана с наиболее плотными субкапиллярнопоровыми разностями карбонатного природного резервуара, а преобразуясь до более зрелого состояния, теряет существенную часть легких углеводородов, перешедших в газоконденсатную фазу, что делает ее высоковязкой и практически неподвижной. Эксплуатационные скважины, даже вскрывшие залежи этой нефти, не «замечали» ее. Являясь составной частью субкапиллярнопоровой матрицы и находясь в высоковязком состоянии в ее поровых объемах, матричная нефть может быть добыта с помощью специальных растворителей. Вот почему более 30 лет активной разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения не выявили залежей матричной нефти.
Неоднородное строение карбонатного резервуара обусловлено фациальными особенностями осадконакопления и связано с формированием пелитоморфного и кристаллического кальцита и (или) доломита. Наиболее плотные участки резервуара образуются в результате преимущественного накопления карбонатных илов с незначительной примесью глинистых минералов. Подобные особенности седиментогенеза предопределяют эволюцию карбонатного материала и погребенного вместе с ним органического вещества.
Уже на первых, самых ранних, стадиях диагенеза образуется коллоидная система, обеспечивающая формирование карбонатно-органических полимеров (КОП). При этом пелитоморфный и кристаллический карбонатный материал (кальцит и доломит) и органическое вещество в процессе постседиментационных преобразований формируют кристаллические полимеры, в то время как карбонатный ил и диспергированные остатки биогенного вещества образуют аморфные полимеры.
Основой кристаллических КОП являются надмолекулярные образования, которые имеют глобулярную структуру (рис. 1) и представляют собой структурное и химическое единство неорганической и органической составляющих. Несмотря на структурное и химическое единство, органическая и минеральная составляющие КОП имеют свои особенности преобразования при изменении РТ-условий.
Рис. 1. Глобулярная структура карбонатно-органических полимеров (увел. 10000 ÷ 100000). ОНГКМ. Скв. 311. Р1 art
По-иному складывается эволюция аморфных карбонатно-органических полимеров, которые уже в раннем диагенезе формируют зоны или очаги аморфных КОП. Аморфные карбонатно-органические системы характеризуются меньшей энергией межмолекулярных взаимодействий и менее плотной упаковкой макромолекул (рис. 2). Подобные параметры аморфных КОП исключают масштабные процессы кристаллизации.
Рис. 2. Коллоидная структура аморфных карбонатно-органических полимеров (увел. 10000 ÷ 60000). ОНГКМ. Р1 art: пористость – 16,9%, содержание высокомолекулярных компонентов – 3,8% (масс.), в т. ч. асфальтены – 80%, смолы – 15%, масла – 5%
Исследование свойств высокомолекулярных асфальтенов, смол, парафинов и масел позволило установить их уникальную способность сорбировать значительные количества низко- и среднемолекулярных углеводородов. В отличие от кристаллических КОП они не «сбрасываются», а остаются в очаге аморфных КОП. Так, поглощение асфальтенами метана составляет 130 м3/т, пропана – около 1000 м3/т, бутана – более 1500 м3/т [3,4]. Как видно из рис. 3, тонна спирто-бензольных смол может удерживать до 870 кг гептана. Чрезвычайно высокой сорбционной способностью по отношению к гептану обладают парафины и масла (до 2,5 тонны и до 1,8 тонны соответственно).
Рис. 3. Концентрации металлов в высокомолекулярных компонентах матричной нефти газоконденсатных месторождений
Все это свидетельствует о полигенности матричной нефти. Ее полигенность – и в структуре минерально-органического полимера, и в особенностях преобразования органической составляющей полимера, и в механизме пульсирующей генерации углеводородов, и в изначальной способности высокомолекулярных компонентов сорбировать углеводородные и неуглеводородные компоненты.
Матричная нефть является первичным продуктом эволюционных преобразований органической компоненты КОП на этапе протокатагенеза и начальных стадий мезокатагенеза, в то же время очаг аморфных КОП активно улавливает и удерживает продукты углеводородной дегазации Земли. Матричная нефть содержит аномально высокие концентрации биогенных и абиогенных металлов и микроэлементов (цинк – 20 г/т, стронций – 10 кг/т, тантал – 10 г/т, бор – 200 г/т и др.) (рис. 3), что объясняется как способностью живого вещества аккумулировать различные химические элементы из среды обитания, так и аномальными сорбционными особенностями высокомолекулярных компонентов КОП, что позволяет им удерживать диффундирующие из мантии микроэлементы и соединения.
Присутствие в Оренбургском НГКМ мантийного гелия также можно объяснить уникальной сорбционной способностью высокомолекулярных компонентов. По-видимому, наличие гелия в газоконденсатных месторождениях Восточной Сибири (Ковыктинское, Чаяндинское и др.) может свидетельствовать о формировании очагов аморфных КОП и скоплений матричной нефти. Таким образом, матричная нефть – это минерально-биогенная углеводородная система, генетически и структурно связанная с матрицей резервуара, формирование и эволюция которой проходила в пределах единого очага (in situ). Она состоит из углеводородных и неуглеводородных соединений, содержит значительное количество сингенетичных высокомолекулярных компонентов (асфальтенов, смол, парафинов, масел), аномально высокие концентрации уникального комплекса микроэлементов и металлов и включает гигантские количества сорбированных метана, этана, пропана и конденсата.
Матричная нефть имеет большой запас свободной энергии и высокий генерационный потенциал. Следует особо подчеркнуть, что матричная нефть является новой разновидностью углеводородного сырья, установленного в пределах карбонатных резервуаров газоконденсатных месторождений. Ресурсы матричной нефти выявлены впервые и поэтому не учитывались при традиционном подсчете запасов. Подсчитанные ресурсы матричной нефти Оренбургского газоконденсатного месторождения составляют 2,59 млрд тонн нефтяного эквивалента. Они соизмеримы и даже несколько превышают суммарные значения весовых запасов газа и конденсата ОНГКМ.
Открытие матричной нефти – это новый пласт знаний о, казалось бы, известных процессах и существенный вклад в концепцию полигенеза. Особенности ее формирования подтверждают основные положения гипотезы биогенного образования углеводородов [1, 2].
Присутствие в очагах матричной нефти продуктов глубинной дегазации приводит к сонахождению в пределах одного месторождения органических и неорганических компонентов. Переработка матричной нефти с высоким содержанием в ее составе высокомолекулярных компонентов с аномально высокой средней молекулярной массой литоасфальтенов и литосмол (6000 а.е. – для асфальтенов и 3200 а.е. – для смол) на нефтеперерабатывающих заводах представляет большую проблему. Одним из путей решения данной проблемы является их переработка путем каталитической гидрогенизации.
Разработан оптимальный вариант технологического процесса глубокой переработки в низкокипящие фракции матричной нефти способом прямой каталитической гидрогенизации без предварительной подготовки сырья на формирующихся в самом реакторе сферически доступных псевдогомогенных нанокатализаторах с попутным выделением имеющихся в сырье ценных металлов. Этот процесс не требует дополнительной подготовки сырья и может осуществляться при относительно низких давлениях (5 – 7 МПа, против существующих 200 – 250 атм.), что делает его менее энергоемким и металлоемким, чем известные процессы. Вследствие особенностей свойств этого катализатора он не отравляется в ходе процесса, легко рециркулирует и регенерируется, что позволяет сократить введение свежего катализатора до весьма низких величин (< 20 г на 1 т перерабатываемого сырья). Технологические стадии процесса защищены патентами РФ [5, 6, 7, 8, 9].
Катализатор не отравляется соединениями металлов, присутствующими в сырье (ванадия, никеля и др.), поскольку постоянно выводится из цикла гидрогенизации и регенерируется. Соединения серы, присутствующие в сырье, и сероводород резко увеличивают активность катализатора и выход дистиллятных фракций. Поэтому с ростом содержания серы в сырье показатели процесса гидрогенизации возрастают.
MoS2 практически количественно переходит во фракции гидрогенизата с температурой кипения > 360°C. MoS2 сохраняет высокую каталитическую активность и может быть вместе с рисайклом возвращен на стадию гидрогенизации. Доля возвращаемого MoS2 соответствует доле рисайкла. Остальное количество MoS2 поступает на сжигание вместе с выводимой на сжигание высококипящей фракцией. Из получаемой в результате сжигания золы осуществляется извлечение молибдена и ценных металлов, содержащихся в сырье.
Процесс осуществляется при 410 – 450°C и давлении 5 – 6 МПа. Состав гидрогенизата, полученного из тяжелого нефтяного сырья (тяжелых фракций матричной нефти, мазута, гудрона), выглядит следующим образом: светлые фракции «н.к. – 180°C « – 18 – 26%, «180 – 360°C» – 45 – 52%, вакуумный газойль «360 – 520°C» – 20 – 25%, остаток дистилляции с температурой кипения выше 520°C – 5 – 10% (масс). Выход газа – 4 – 5% (рис. 4).
Рис. 4. Сравнительные показатели фракционного состава исходного сырья и продуктов его переработки способом прямой каталитической гидрогенизации
Разработка проекта «Матричная нефть газоконденсатных месторождений» на ОНГКМ находится в стадии опытного и начала опытно-промышленного внедрения уже созданных и разработки новых инновационных технологий. Проект «Матричная нефть газоконденсатных месторождений» относится к числу инновационных проектов, которые могут быть включены в программу инновационного развития отрасли.
