Классификация нефтей по содержанию серы*

Содержание серы	Типы нефти
≤0,6 %	Малосернистая
>0,6≤1,8 %	Сернистая
>1,8≤3,5 %	Высокосернистая
>3,5 %	Особо высокосернистая

Нефти содержат до 6% серы в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ, меркаптанов и др. Меркаптаны и сероводород — наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

Общее содержание азота в нефтях колеблется от 0,02 до 0,6 мас.%. Кислородсодержащие соединения нефти содержат принципиально те же функциональные группы, какие обнаруживаются в углях. Общее содержание кислорода в нефтях составляет 1-2 мас.%. Основное количество кислорода содержится в высококипящих фракциях нефти.

Таблица 2.2.

Классификация нефтей по содержанию парафинов*

Содержание парафина	Типы нефти
≤1,5 %	Малопарафинистая
>1,5 ≤6 %	Парафинистая
>6 %	Высокопарафинистая

Нефть может содержать значительное количество твёрдых углеводородов, в основном нормального строения. К таким соединениям нефти следует отнести смолисто-асфальтеновые вещества. Твердая фаза в нефтях присутствует в виде двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, парафинов (C₁₇H₃₆ - С₃₅Н₇₂) и церезинов (С₃₆Н₇₄ - C₅₅H₁₁₂). Температура плавления первых 27–71°С, вторых 65–88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость.

Они содержат до 88 мас.%. углерода, 10 мас.% водорода и до 14 мас.% гетероатомов. Между смолами и асфальтенами нет четкой границы, как и между подвижной и неподвижной фазами угля. Считается, что наиболее существенным отличием между ними является растворимость смол в углеводородах нефти и нерастворимость в них асфальтенов. При переходе от смол к асфальтенам увеличивается средняя молекулярная масса их компонентов, возрастает доля ароматических, и снижается количество неароматических соединений. Смолисто-асфальтеновые вещества почти не отличаются от тяжелых остатков нефтепереработки. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1–40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

Таблица 2.3

Классификация нефтей по содержанию смол и асфальтенов*

Содержание смол и асфальтов	Типы нефти
≤5 %	Малосмолистые
>5 ≤15 %	Смолистые
>15 %	Высокосмолистые

Таблица 2.4

Классификация нефтей по плотности*

Плотность нефти при 15°С, г/см^3	Плотность нефти при 20°С, г/см^3	Типы нефти
≤834,5	≤0,830	Особо легкая
>834,5≤854,4	>0,830≤0,850	Легкая
>854,4≤874,4	>0,850≤0,870	Средняя
>874,4≤899,3	>0,870≤0,895	Тяжелая
>899,3	>0,895	Битуминозная

На долю нефтей с плотностью до 0,87 г/см³ в общемировой добыче приходится около 60%; на долю нефтей с плотностью 0,871—0,910 г/см³ приходится 31%; на долю нефтей с плотностью более 0,910 г/см³ приходится 10%.

Таблица 2.5

Классификация нефтей по вязкости

Вязкость нефти мПа·с	Типы нефти
≤5	С незначительной вязкостью
>5≤10	Маловязкая
>10≤30	С повышенной вязкостью
>30	Высоковязкая

Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ).

В 1957 г. из нефти была выделена группа твердых частиц по физико-механическим свойствам и структурной организации близких к алмазу и получивших название алмазоиды (адамантан С₁₀Н₁₆, диадамантан С₁₄Н₂₀, триадамантан С₁₈Н₂₄). Связь между атомами углерода, как и у алмаза, а свободные связи на поверхности частиц заняты ионами водорода. Наличие алмазоидов в нефтях не может быть объяснено с позиции традиционных представлений о генезисе алмазов.

Химические свойства и молекулярное строение высокомолекулярных компонентов нефти, близкие аналогичным свойствам макромолекул угля, приводят к формированию надмолекулярных структур, подобных имеющимся в веществе ТГИ. Плоские участки молекул, сформированные несколькими конденсированными ароматическими ядрами, собираются в пакеты из 2-4 слоев. В эти пакеты входят нерастворимые в углеводородах нефти асфальтены. Их окружают молекулы смол, образующие сольватную оболочку асфальтенов. Такие ассоциаты диспергированы в жидкой фазе в форме коллоидных частиц.

Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве нефтях не превышает десятых долей процента. В составе нефтяной золы найдены многие элементы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). Как попутный полезный компонент промышленный интерес пока представляет V, связанный главным образом со смолистыми веществами и асфальтенами. Его содержание в нефтях может достигать в нефтях 300 г/т, а в асфальтах и асфальтитах 1200 г/т. Среднее содержание V в осадочной толще 110-130 г/т. Крупнейшие скопления ванадиеносных битумов известны в Оринокском нефтяном поясе в Венесуэле. Повышенные концентрации V установлены в нефтях Волго-Уральского бассейна и Калифорнии.

Для подсчета запасов нефти, проектирования разработки, эксплуатации, первичной подготовки, транспортировки и переработки определяются следующие свойства нефтей:

• в стандартных условиях – плотность, молекулярная масса, вязкость, температуры застывания и кипения;

• в пластовых условиях – давление насыщения растворенным газом, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.

Основными характеристиками природного газа являются молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, способность к гидратообразованию, теплота сгорания.

Основными компонентами природного газа являются метан и его гомологи – этан, пропан, бутаны. Часто газы содержат сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы, иногда ртуть, которые при высоких концентрациях могут иметь промышленное значение.

Содержания этана в газе 3 % и более, гелия в газе свободном и растворенном в нефти при его концентрациях соответственно 0,050 и 0,035 % и сероводорода более 0,5 % (по объему) представляют промышленный интерес. При высоких содержаниях углекислого газа и азота (30 % и более) возможно их промышленное извлечение и, соответственно, необходим учет запасов.

Основными характеристиками пластового газа, содержащего конденсат, является потенциальное содержание углеводородов С_5+в, плотность конденсата в стандартных условиях, давление начала конденсации.

Попутные полезные ископаемые и компоненты УВ в зависимости от формы нахождения, связи с основными для данного месторождения полезными ископаемыми и с учетом требований, предъявляемых промышленностью к их разработке, разделяются на три группы.

I группа – попутные полезные ископаемые, образующие самостоятельные пласты и залежи в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Это воды продуктивных пластов или водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов (табл. 2.6), а также подземные воды, пригодные для бальнеологических, теплоэнергетических, технологических и иных целей.

II группа – компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах – это растворенный (попутный) газ, а в газоконденсатных – конденсат.

III группа – попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. На месторождениях нефти и битумов такими компонентами могут быть сера, ванадий, никель, титан и др. В свободных и растворенных газах – этан, пропан, бутан, сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать йод и бром, соединения различных металлов, также относимые к полезным компонентам III группы.

Продукты природного преобразования нефтей. Нефть и продукты ее природного преобразования относят к классу нафтидов. Выделяют гипергенную группу нафтидов, включающую продукты подземного выветривания нефтей (мальты, асфальты), продукты глубокого субаэрального выветривания (оксикериты, гуминокериты), продукты микробиального выветривания (альгариты, элатериты); группу нафтидов возникших при катагенезе (асфальтиты) и метаморфизме нафтидов (кериты, антраксолиты), а также фильтрационно-миграционную группу нафтидов, состоящую из продуктов физической дифференциации нефтей (озокериты).

Мальта (от греч. máltha — смесь воска и смолы), вязкий нафтид, содержащий не менее 35% асфальтово-смолистых компонентов. Плотность близка к 1,0. По наиболее распространённым представлениям, мальта — продукт осмоления и полимеризации нефти, образуется в результате испарения лёгких фракций и окисления в ходе гипергенеза. По мнению некоторых исследователей, мальта — промежуточное звено между исходным нефтематеринским органическим веществом и собственно нефтью.

Асфальт (греч. asphaltos — горная смола) – твердый легкоплавкий нафтид, с плотностью 1-1,1, содержащий не менее 60% асфальтово-смолистых компонентов. Большинство исследователей рассматривают природный асфальт как продукт гипергенеза мальты. Природный асфальт с глубокой древности использовался как гидроизоляция, связующее вещество (Великая китайская стена, крепости в Мидии, асфальтированные дороги обнаружены в Перу в 1532 г.). Мощение Парижа 1832 г., в России Одесса в 1839 г., Санкт-Петербурга 1865 г. Старейший асфальтовый завод в России - в г. Сызрани действует с 1874 г. Асфальт широко распространён в районах неглубокого залегания или выхода на поверхность Земли нефтеносных пород. Обычно асфальт заполняет трещины и каверны в известняках, доломитах и других породах. Содержание его в породах (по массе) от 2 до 20%. Иногда асфальт образует покрышку на поверхности больших «нефтяных озёр» (например, асфальтовые озера на о. Тринидад, Гуанако в Венесуэле, на северном Сахалине, Азербайджане). Крупные месторождения асфальта в России расположены в Саратовской и Оренбургской областях, республике Коми; за рубежом — в нефтеносных районах Венесуэлы, Франции, Иордании, Канады, Израиля.

Особую группу составляют продукты выветривания легких парафинистых нефтей – киры. Киры относятся к классу асфальтов, отличаются от типичных асфальтов повышенным содержанием кислорода и пониженным азота, незначительным содержанием ароматических углеводородов. Встречаются редко в виде натёков в местах выхода нефтеносных пластов на поверхность, служат одним из признаков при поисках нефтяных месторождений.

Изменение асфальта при катагенезе приводит к образованию асфальтита. Некоторые исследователи считают асфальтит продуктом фазово-миграционных процессов. Асфальтит имеет плотность 1-1,2, плавится при температуре выше 100°C, содержит не менее 75% асфальтово-смолистых компонентов, целиком растворяются в сероуглероде и хлороформе. Асфальтит накапливается в виде пластовых залежей у выходов нефти.

Сильно окисленные нафтиды (оксикериты и гуминокериты) имеют бурый цвет, землистые, порошкообразные, иногда напоминают землистые бурые угли. В результате глубокого окисления нафтиды гумифицируются и переходят в продукты растворимые в воде.

Продукты микробиального выветривания. Альгариты – продукты бактериальной переработки парафинов, имеют вид желтых, коричневато-бурых корочек, иногда роговидных. Они набухают в воде и частично растворяются. Встречены в аридных областях Калифорнии, Апшероне, Закаспии, Минусинской котловине. Элатериты – светло-серые, буроватые пластичные шаровидные образования встречаются в месторождениях озокерита и гидротермальных жилах.

Термально-метаморфические преобразования нафтидов в ходе регионального, контактного и динамометаморфизма приводит к образованию керитов и антраксолитов. Кериты – углеподобные, твердые, черные, блестящие образования, плотностью 1,-1,25. Антраксолиты – антрацитоподобные образования, встречаются в виде гнезд и жил среди метаморфизованных пород вместе с кварцем и кальцитом, что свидетельствует об их гидротермальном происхождении. В результате контактного воздействия интрузий на залежь нафтидов может образоваться особая разновидность антраксолита нефтяной кокс. Часть исследователей к антраксолитам относит шунгиты. Плотность антраксолитов 1,3-2, минералогическая твердость 2-4.

Глубоко залегающие, крупные палеозалежи газоконденсатов, пораженные разрывными нарушениями рассматриваются как источники фильтрационно-миграционной группы нафтидов, наиболее распространенным из которых является озокерит. Озокериты – твердые и воскообразные нафтиды от светло-желтого до черного цвета, плотностью 0,85-0,97, с температурой плавления 40-100ºС.

Гипергенные нафтиды слагают залежи трех типов: пластовые, трещинные и покровные. Пластовые залежи образуются на месте выветрелых месторождений нефти. Крупнейшие пластовые залежи нафтидов приурочены к склонам щитов и антиклиз (Атабаска, Оленекское, Анабарское, Урало-Поволжье). Залежи трещинного типа возникли в местонахождениях и на путях миграции первичной нефти. Залежи типа покровных излияний образуются в результате преобразования нефти, излившейся на поверхность.

Вопросы

1. Химический состав нефтей.

2. Фракционный состав нефтей.

3. Классификация нефтей по содержанию серы

4. Классификация нефтей по содержанию парафинов

5. Классификация нефтей по содержанию смол и асфальтенов

6. Классификация нефтей по плотности

7. Классификация нефтей по вязкости

8. Зола нефтей

9. Попутные полезные ископаемые УВ

10. Попутные полезные компоненты нефтей

11. Продукты природного преобразования нефтей