ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

Нефть и газ обнаруживаются на глубинах от десятков метров до 5-6 км, реже свыше 10 км (нефтяные месторождения в Мексиканском заливе). Однако на глубинах свыше 4, 5-5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1-3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и другие образования – например, битуминозные пески и битумы.

По химическому составу и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту. Эти ископаемые объединяют под общим названием петролитов. Петролиты относят к ещё более обширной группе, так называемых каустобиолитов – горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также ископаемые твёрдые топлива.

Каустобиолиты – горючие ископаемые, к которым относятся горные породы и минералы, богатые органическим веществом. Главным признаком, объединяющим все горючие ископаемые, является способность к горению (термин «каустобиолиты» переводится, как горючие камни биогенного происхождения).

В настоящее время к каустобиолитам отнесены вещества угольного и нефтяного ряда. Угольный ряд включает: торфы, ископаемые угли, горючие сланцы и минералы (янтарь). Эти породы залегают на месте их образования, отличаются высокой концентрацией органического вещества и относятся к сингенетичным каустобиолитам. Нефтяной ряд включает: нефть и ее производные (озокериты, асфальты и др.), газы, т.е. вещества образование и условия залегания которых связаны с миграционными процессами. Этот ряд относится к эпигенетичным каустобиолитам. Миграционные каустобиолиты представляют собой систему сложных природных растворов, состоящих из большого числа подвижных индивидуальных соединений. Эти растворы не смешиваются с природными водами и поэтому находятся в недрах в газообразном, жидком, полужидком и твердом состоянии.

Нефть

Физические свойства

 

Нефть – природная горючая жидкость темно-коричневого или черного цвета с широким диапазоном физических и технологических свойств и химического состава. Основными компонентами нефти являются углеводороды (УВ) и гетероатомные (серо-, кислород- и азотсодержащие) органические соединения. В физическом отношение нефть – коллоидно-дисперсная, сложно организованная система. В воде нефть практически не растворима, но может образовывать с водой стойкие эмульсии.

Нефть – важнейший источник жидкого топлива, смазочных масел и других нефтепродуктов, а также важнейшее сырье для производства искусственных и синтетических волокон, пластических масс, синтетических каучуков, спиртов, кислот и других продуктов нефтехимической промышленности.

Одним из важнейших свойств нефти является параметр плотности, который используется для оценки ресурсов, при подсчете запасов, проектировании разработки месторождений и т.д. Плотность нефти изменяется от 0, 73 до 1, 04 г/см³ (чаще - 0, 82-0, 95 г/см³), т.е. она, как правило, легче воды. Согласно «Методических рекомендаций по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (2005) по плотности нефти подразделяются на особо легкие (до 0, 830 г/см³), легкие (0, 830-0, 850 г/см³), средние (0, 850-0, 870 г/см³), тяжелые (0, 870-0, 895 г/см³) и битуминозные (более 0, 895 г/см³). В России плотность нефти измеряется при 20⁰С. Она зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций, поэтому плотность нефти дает приближенное представление о ее составе. В легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжелых – тяжелые компоненты (масла, смолы, асфальтены).

Вязкость нефти – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкость определяет подвижность нефти и значительно влияет на продуктивность работы скважины и эффективность выработки. Вязкость нефтей колеблется в широких пределах в зависимости от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. С увеличением температуры и количества растворенного газа вязкость уменьшается, причем количество растворенного газа оказывает более существенное влияние. Наиболее распространенные значения вязкости пластовой нефти 0, 8-50 мПа*с.

Рекомендуемые показатели по установлению вязкости нефти определяют четыре типа нефтей: с незначительной вязкостью (< =5 мПа*с), маловязкие (> 5< =10 мПа*с), с повышенной вязкостью (> 10< =30 мПа*с) и высоковязкие (> 30 мПа*с).

Нефть и нефтепродукты оптически активны. Нефть обладает свойством вращать плоскость поляризации света, люминесцировать, преломлять проходящие световые лучи.

Нефть и природный газ являются диэлектриками. Сопротивление нефти составляет 10¹⁰ – 10¹⁴ Ом*м.

Нефть диамагнетик, имеет отрицательную намагниченность.

По сравнению с другими источниками энергии теплота сгорания нефтей очень высока – 43-46 кДж/кг. Для сравнения, теплота сгорания каменного угля – 30-35 кДж/кг, природного газа – 37-40 кДж/м³.

Температура начала кипения нефтей выше 20⁰C;

Температура застывания нефтей изменяется от +23⁰C до – 60⁰C.

Нефть хорошо растворима в органических растворителях, в воде практически не растворима, но может образовывать с водой стойкие эмульсии.

 

Химический состав нефти

 

Основными химическими элементами, входящими в состав нефти являются углерод (82-87% вес.) и водород (11-14, 7% вес.). УВ нефти представлены алканами (0-93%), цикланами (1-80%) и аренами (3-35%). Соотношение между этими группами варьирует в широких пределах. В геохимическом отношении важное значение имеют присутствующие в нефти хемофоссилии – углеводороды и гетероатомные соединения, близкие по структуре углеродного скелета к биологическим веществам. Присутствие хемофоссилий рассматривается как одно из основных доказательств генетической связи нефти с живым веществом.

Алканы (метановые, парафиновые УВ) – углеводороды с общей формулой С_nH_2n+2. Углеродный скелет алканов представляет собой линейные или разветвленные цепи углеродных атомов, соединенных простыми связями. Алканы, имеющие линейную структуру, называются нормальными (н- алканами), а алканы с разветвленной углеродной цепью изоалканами.

Газообразные н -алканы СH₄ – С₄H₁₀ – единственный углеводородный компонент горючих газов. Среди жидких н -алканов известны н -пентан – С₅H₁₂, н -гексан – С₆H₁₄, н -гептан – С₇H₁₆ и др., среди твердых н -алканов - н -октадекан – С₁₈H₃₈.

Цикланы (циклоалканы, циклопарафины, нафтеновые, полиметиленовые УВ) – класс насыщенных циклических УВ. Циклы УВ этого класса построены из трех и более метиленовых (–СН₂–) групп. Наиболее устойчивы циклы, содержащие пять и шесть метиленовых групп - циклопентаны С₅H₁₀ и циклогексаны С₆H₁₂. Среди цикланов встречаются аналоги природных циклических стеринов, относящихся к группе так называемых хемофоссилий, явно биологического происхождения (терпаны, гопаны, стераны и др.).

Арены (ароматические УВ) – класс углеводородов общей формулы С_nH_2n-р (р = 6, 12, 14, 18, 20, 24, 28, 30, 36). В нефтях и битумоидах пород моноциклические арены представлены бензолом (С₆H₆) и его гомологами (толуол С₇H₈ и т.д.). Арены отличаются от алканов и цикланов более высокой плотностью, температурой кипения и кристаллизации. Они хорошо растворяются в воде и легко вступают в химические реакции, не приводящие к изменению ароматического ядра. Как правило, содержание аренов в нефтях ниже содержания алканов и цикланов.

 

Элементный, фракционный и компонентный составы нефти

 

Элементныйсостав нефти – содержание в нефти элементов, образующих молекулы углеводородов и гетеросоединений. Нефть состоит из пяти химических элементов – углерода, водорода, кислорода, серы и азота. Неуглеводородные или гетероатомные компоненты нефти включают сернистые, азотистые, кислородные, металлоорганические комплексы, смолы, асфальтены.

Содержание серы в нефтях колеблется в пределах 0, 02-7%, реже больше. Сера присутствует в виде ароматических и циклических меркаптанов, тиофенов и различных циклических структур. Основная масса сернистых соединений в нефтях находится во фракциях с температурой кипения более 370⁰С, в легких фракциях встречаются только меркаптаны. В нефтях выявлена также элементарная сера (0, 008-0, 48%). В конденсатах содержание сернистых соединений не превышает 0, 09%, обычно – 0, 03%. По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0, 5%), сернистые (0, 5-2%) и высокосернистые (более 2%).

Содержание азота в нефти не превышает 1, 7%, азотистых соединений до 10%. Большая часть последних находится в высококипящих фракциях и в составе асфальтеново-смолистых веществ.

К азотистым соединениям относятся порфирины и металлопорфирины (соединения с металлами – ванадием и никелем).

Содержание в нефтях кислородных соединений не превышает 2, 5%, причем большая часть их находится во фракциях, начиная с тяжелого керосина. В нефтях выделены нефтяные кислоты, которые составляют основную массу кислородных соединений, максимальное содержание которых установлено в газойлевой фракции.

К асфальтено-смолистым соединениям относится большая группа веществ с высокой молекулярной массой. Смолы и асфальтены представляют собой сложные полициклические системы. Содержание кислорода в смолах составляет 2-8%, серы – 0, 5-5%, азота – 2%. Асфальтены выделяют из нефти путем растворения последней в петролейном эфире или пентане, смолы – путем адсорбирования их из раствора силикагелем.

Плотность асфальтенов около 1, 14 г/см³. В нефтях асфальтены находятся в коллоидном растворе. При длительном нахождении нефти на воздухе ее смолы способны уплотняться и переходить в асфальтены.

Принято различать нефти малосмолистые (до 5%), среднесмолистые (5-15%) и высокосмолистые (более 15%). По содержанию асфальтенов нефти подразделяются на малоасфальтенистые (до 1%), среднеасфальтенистые (1-5%) и высокоасфальтенистые (более 5%).

Фракционныйсостав нефти – выход фракций, отбираемых по температурам начала кипения в процессе нагревания нефти. Каждая фракция имеет собственное название:

До 60⁰С – петролейный эфир;

60-200⁰С – бензин;

200-300⁰С – керосин;

300-400⁰С – газойль;

400-500⁰С – смазочные масла;

Более 500⁰С – гудрон (неперегоняемый остаток).

Светлые фракции – бензин, керосин – получают на первой стадии перегонки (при атмосферном давлении), остальную часть – темные фракции (газойль, смазочные масла, гудрон) или мазут получают (фракционируют) в условиях вакуума, т.е. без доступа воздуха.

Компонентныйсостав нефти (или групповой состав нефти по терминологии ВНИГРИ) – содержание в нефти компонентов, выделяемых по агрегатному состоянию, в процессе хроматографического разделения и растворимости в органических растворителях. Основные компоненты нефти и газа: газы, бензины, масла (25-75%), смолы (1-30%) и асфальтены (0-20%, в легких нефтях – отсутствуют). Дополнительно выделяют твердые парафины в составе масел (0-20%). По содержанию парафинов нефти подразделяются на малопарафинистые (до 1, 5%), среднепарафинистые (1, 5-6%) и высокопарафинистые (более 6%).