Вопрос. «Нефти являются смесями сложных органических соединений, в которых преобладают углеводороды»Нефть – единственный не водный жидкий раствор на Земле

« Нефти являются смесями сложных органических соединений, в которых преобладают углеводороды » Нефть – единственный не водный жидкий раствор на Земле.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

Наиболее полные классификации отражают как физико-химические свойства нефтей, так и их состав. К числу таких классификаций можно отнести классификацию Т. А. Ботнева (1987 г.). По соотношению метановых и нафтеновых углеводородов, содержащихся в бензиновой фракции (т. к. 200 ^о С) выделяют шесть типов нефтей.

Затем идет подразделение нефтей по категориям на основе содержания серы, парафинов, асфальтенов и смол. Используя классификационные индексы, тип нефти можно представить в виде формулы, например нефть метановая средняя малосмолистая малосернистая парафинистая имеет формулу I.2.См₁.Ср₁.Пр₂.

Углеводородную часть состава нефти образуют три основные класса углеводородных соединений.

1. Алкановые(парафиновые, метановые) – соединения с открытой цепью и простыми связями между атомами углерода. Являются насыщенными (предельными) углеводородами. Гомологический ряд имеет формулу С_nH_2n+2.

Алканы с неразветвленной цепью называются нормальными (n-алканы, n-парафины). Алканы, имеющие в строении разветвленную открытую цепь, называются изоалканами (i-алканы, i-парафины).

2. Циклановые(циклоалкановые, циклопарафиновые, нафтены) – соединения, имеющие в своей основе замкнутую цепь (кольцо) из метиленовых (СН₂) групп. Поэтому называются также полиметиленовыми углеводородами. Могут содержать один (моноциклические нафтены) или два и более (полициклические нафтены) кольца. Гомологический ряд моноциклических нафтенов – С_nH_2n, бициклических – С_nH_2n-2, трициклических – С_nH_2n-4. Являются, наряду с алканами, предельными углеводородами. В нефтях содержатся нафтены с пятью и с шестью атомами углерода в кольце (циклопентаны и циклогексаны). В некоторых нефтях обнаружены нафтены с семичленными циклами, но их количество крайне незначительно. Кольца с числом атомов углерода меньше 5 и больше 7 в нефти не обнаружены.

3. Арены(ароматические) – содержат в своей структуре бензольное кольцо. Делятся на моноарены (бензол и его гомологи – С_nH_2n-6), и полиарены (бициклические – С_nH_2n-12(14); трициклические – С_nH_2n-14(16)). Являются ненасыщенными (непредельными) углеводородами. Кроме трех основных классов углеводородов, в нефтях обнаружены также алкены(олефины) – соединения, в которых два или большее число атомов углерода имеют двойные связи (С_nH_2n-2). В нефтях встречаются в виде следов, так как обладают слабой устойчивостью и распадаются с образованием алканов. Так же, как и арены, являются ненасыщенными углеводородами.

Кроме углеводородных соединений в нефтях присутствует и достаточное количество соединений неуглеводородной природы, то есть содержащих в молекуле атомы азота, серы и кислорода (в основном это смолисто-асфальтеновые компоненты нефтей).

Элементный состав нефтей

Элементы	Нефть, % веса
Углерод	82 – 86
Водород	12 – 14
Кислород	0,5 – 2
Сера	0,05 – 6 (максимум 10)
Азот	0,05 – 1,5 (максимум 2)
Фосфор	0,5

5 вопрос. Биологические маркеры являются любые из набора сложных органических соединений, состоящей из углерода, водорода и других элементов, таких как кислород, азот и серу, которые находятся в сырых нефтей, битумов, нефтяной материнской породы и в конечном итоге показывают, упрощение в молекулярной структуре от родительских органических молекул присутствует во всех живых организмах. По существу, они представляют собой сложные молекулы на основе углерода, полученные из ранее живых организмов.Геологи и Геохимики использовать биомаркеры следы, найденные в сырой нефти и связанных с ними материнских пород разгадать стратиграфическую происхождение и путей миграции из ныне существующих нефтяных месторождений.

Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м²поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па с относится к числу высоковязких. В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПа с. Так, пресная вода при температуре 20 имеет вязкость 1 мПа с, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПа с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа с и несколько тысяч мПа с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2 4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти колеблются в пределах 0,4 14,0 ГПа^-1, коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Таблица 2.2 – Группы нефтей, выделяемые по плотности

Группа нефтей	Плотность, кг/м3	Индекс
Легкие	<850
Средние	851 – 870
Тяжелые	871 – 900
Очень тяжелые	>900

6 вопрос. К настоящему времени существует множество классификаций нефтей. Цели создания этих классификаций различны и зависят, в основном, от того, в какой области науки или производства используется тот или иной тип классификации. Соответственно различаются физико-химические параметры, на которых эти классификации основаны. Нефтепереработчиков больше всего интересует процентное содержание, химический состав и физические свойства (вязкость, температура застывания, содержание серы и т. д.) фракций при последовательной перегонке нефти (бензина, керосина и т. д.); геологам и геохимикам необходимо проводить идентификацию нефтей с целью сопоставления их с органическим веществом материнских пород, определения эволюции нефтей.

Очень часто в промысловых добывающих предприятиях используется классификацию И. С. Старобинца (1986 г.).

1. По групповому углеводородному составу бензиновых и структурно-групповому составу фракций, выкипающих до 500 ^оС (С_а, С_н и С_п – молярное содержание углерода в ароматических циклах, нафтеновых и метановых УВ по данным кольцевого анализа) нефти делятся на:

- метановые (М), М>60 %, С_п>60 %; - нафтеновые (Н), Н>60 %, С_н>50–60 %;

- метано-нафтеновые (МН), М+Н>60 % (М>Н>А), С_п+С_н>60 (С_п>С_н>С_а);

- нафтено-метановые (НМ), М+Н>60 % (Н>М>А), С_п+С_н>60 % (С_н>С_а);

- метано-ароматические (МА), М+А>60 % (М>А>Н), С_п+С_а>60 % (С_м>С_а>С_н);

- нафтено-ароматические (НА), Н+А>60 % (Н>А>М), С_н+С_а>60 % (С_н>С_а).

2. По содержанию смолистых веществ (сумма асфальтенов и смол):

- малосмолистые (СМ₁) – менее 5 %; - смолистые (СМ₂) – 6–15 %; - высокосмолистые (СМ₃) – более 15 %.

3. По содержанию серы: - малосернистые (S₁) – менее 0,5 %; - среднесернистые (S₂) – 0,6–1 %;

- сернистые (S₃) – 1–2 %; - высокосернистые (S₄) – более 2 %.

4. По содержанию твердых парафинов:

- практически беспарафинистые (П₁) – менее 0,5 %; - малопарафинистые (П₂) – 1–3 %;

- парафинистые (П₃) – 3–8 %; - высокопарафинистые (П₄) – более 8 %.

5. По выходу бензиновых фракций (н.к. – 200 ^оС): - низкобензиновые (Б₁) – 0–5 %; - среднебензиновые (Б₂) – 5–15 %; - бензиновые (Б₃) – 15–30 %; - высокобензиновые (Б₄) – более 30 %.

7вопрос. Разными исследователями были рекомендованы те или иные классификации газов (В. А. Соколов, А. А. Карцев, И. С. Старобинец и др.). Химическая классификация природных газов, охватывающая наиболее часто встречающиеся в природе газы, разработана Н. А. Еременко и С. П. Максимовым (1953 г.). Согласно классификации выделяются десять классов газов:

I – углеводородные газы,

II – углеводородно-углекисло-азотные газы,

III – углеводородно-азотные газы,

IV – углеводородно-углекислые газы,

V – азотные газы,

VI – азотно-углеводородно-углекислые газы,

VII – азотно-углекислые газы,

VIII – углекислые газы,

IX – углекисло-углеводородно-азотные газы,

X – равносмешанные углеводородно-углекисло-азотные газы.

Для отнесения газа к тому или иному классу используют треугольную диаграмму (рис. 2.4).

Для классификации углеводородных газов более всего подходит типизация газов по содержанию отдельных компонентов (И. С. Старобинец, 1986 г.; табл. 2.3). При этом использован коэффициент жирности углеводородных газов, который определяется по формуле:

,

(2.1)

где а – коэффициент жирности,

с(С_2+высшН) – содержание в газе углеводородных соединений от этана и более высших, %;

с(СН₄) – содержание в газе метана, %.

Классификация углеводородных газов И. С. Старобинца.

Тип газов	Показатель	Индекс
Коэффициент жирности газов
Сухие	0,3 – 8	а1
Полужирные	8 – 20	а2
Жирные	20 – 30	а3
Высокожирные	>30	а4
Содержание азота, %
Низкоазотные	<5	[N2]1
Азотные	5 – 15	[N2]2
Высокоазотные	15 – 30	[N2]3
Аномально азотные	>30	[N2]4
Содержание сероводорода, %
Низкосернистые	<0,5	[H2S]1
Сернистые	0,5 – 2	[H2S]2
Высокосернистые	2 – 6	[H2S]3
Аномально сернистые	>6	[H2S]4
Содержание углекислого газа, %
Низкоуглекислые	<2	[СО2]1
Углекислые	2 – 10	[СО2]2
Высокоуглекислые	10 – 20	[СО2]3
Аномально углекислые	>20	[СО2]4
Содержание гелия, %
Низкогелиеносные	<0,1	[He]1
Гелиеносные	0,1 – 1	[He]2
Высокогелиеносные	>1	[He]3
Содержание газового конденсата, г/м3 (для газоконденсатных залежей)
Низкоконденсатные	<50	КГ1
Конденсатные	50 – 200	КГ2
Высококонденсатные	>200	КГ3
Содержание газового бензина, г/м3 (для попутного газа нефтяных залежей)
Низкобензиновые	<50	БГ1
Бензиновые	50 – 200	БГ1
Высокобензиновые	>200	БГ1

8 ВОПРОС. -Метан(это наиболее подвижный газ имеет глубинное строение, благодаря тому что метан плохо сорбируется породами и плохо растворяется по сравнению с гомологами, то при миграции он опережает основной газовый поток.

-тяжёлые углеводороды(нефтяные)

-сероводород

-углекислый газ(иногда возможны возникновения газоконденсатных скоплений при наличии большого кол-ва СО₂

-азот; -гелий; -аргон; -водород.

9вопрос. Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда С_nН_2n+2, т. е. из метана СН₄ и его гомологов – этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀ и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98 99 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м³(в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 ) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6 1,1.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.