Геология нефти и газа Лекция 3 -4 Кафедра

Геология нефти и газа Лекция 3 -4 Кафедра динамической геологии

Нефть – физико-химическая система природного углеводородного раствора, многокомпонентного, разнообразного по составу и соотношению компонентов. Единственный неводный жидкий раствор на Земле. Растворитель – жидкие углеводороды Растворенное вещество – твердые : ( высокомолекулярные парафины, полициклические нафтены, некоторые арены и др. ), газы, неуглеводородные соединения (низкомолекулярные и высокомолекулярные – смолы, асфальтены). С одной стороны – это истинный раствор, с другой коллоидальный. Размер частиц колеблется от 0, 1 до 1 нм, коллоидного – от 1 до 100 нм. Свойства нефти и состав

Нефть – это сложная коллоидная гидрофобная система, состоящая из углеводородов различного строения и гетероатомных или неуглеводородных соединений (кислородных, сернистых, азотистых и высокомолекулярных металлорганических смолистоасфальтеновых соединений), которая распространена в породах осадочного чехла и фундамента осадочных бассейнов. Среди углеводородных и неуглеводородных компонентов нефти содержатся так называемые реликтовые структуры или хемофоссилии, которые по своему составу близки к некоторым биологическим веществам или их фрагментам.

Органолептические – свойства, воспринимаемые с помощью органов чувств. Цвет – зависит от группового и углеводородного состава нефти Обычно нефть имеет черный или темнокоричневый цвет, иногда, при солнечном свете, зеленовато-желтый оттенок и реже она почти бесцветная. Консистенция – агрегатное состояние, зависит от фракционного, группового и углеводородного состава Запах – определяется присутствием сернистых соединений Вкус Органолептические свойства

Плотность Показатель преломления Вязкость – 1. динамическая, или абсолютная ; 2. кинематическая; 3. условная Молекулярная масса Температура застывания Поверхностное натяжение Оптическая активность Парамагнетизм Физические свойства нефти

Физические свойства нефти косвенно отражают её химический состав и определяют товарные качества нефти. Они учитываются при составлении технологической схемы эксплуатации залежей, проектировании нефтепроводов. Диэлектрические свойства нефти и её способность люминесцировать используются при проведении поисковоразведочных работ. Плотность нефти определяется ее массой в единице объема. В нормальных условиях она лежит в пределах от 0, 73 до 1, 04 г/см 3. В условиях залежи нефть содержит растворенный газ и отличается более высокой температурой. Поэтому в недрах плотность нефти меньше, чем в стандартных условиях от 15 до 40 % и более и может составлять всего 0, 3 -0, 4 г/см 3. Физические свойства нефти

Плотность нефти в зависимости от химического состава и количества растворенного газа изменяется от 0, 7 до 1 г/см 3 и более. По плотности нефти разделяются на: легкие – до 0, 810 г/см 3; средние – 0, 822– 0, 870 г/см 3; тяжелые – 0, 870–, 90 г/см 3; очень тяжелые – более 0, 900 г/см 3. Она возрастает с увеличением содержания смолисто-асфальтеновых соединений. Плотность нефти и отдельных ее фракций зависит от их состава. Плотность углеводородов заметно изменяется с температурой. Коэффициент термического расширения (изменение плотности на 1º ) составляет для различных нефтей от 0, 0006 до 0, 0009 (для пластовых нефтей он равен 0, 0008). Коэффициент сжимаемости – изменение плотности нефтей в зависимости от давления (в среднем 0, 0009 на 1 атм) Плотность нефти

Вязкость нефти – способность оказывать сопротивление при перемещении одной части флюида относительно другой. Вязкость определяет масштабы миграции при формировании залежей и играет важную роль при добыче нефти. Единица вязкости – Стокс. Для практических целей принят санти Стокс (1 с. Ст – вязкость воды при 20 ºС). Вязкость нефти

Растворимость газов в жидких углеводородах и нефтях. Вязкость нефти и ее плотность в пластовых условиях зависят в первую очередь от количества растворенного в ней газа. Чем меньше плотность нефти, тем больше газа растворяется при одном и том же давлении, а, чем выше молекулярный вес газового углеводорода, тем лучше он растворим в жидких углеводородах и нефтях Растворимость газов

Нефть, за исключением высоковязких гипергенно измененных нефтей, всегда содержит в своем составе растворенные газы. Газонасыщенность или газовый фактор (ГФ) – это количество кубических метров природного газа, выделившегося в нормальных условиях при дегазации 1 м 3 или 1 т пластовой нефти. Газонасыщенность нефти растет с ростом давления и может достигать значений 600 -750 м 3/т и более. Давление насыщения пластовой нефти газом. Это давление, при котором нефть предельно насыщена газом, или давление, при снижении которого растворённый газ начинает выделяться из нефти. Газонасыщенность нефти.

Температура застывания и плавления. Эти параметры у различных нефтей зависят от их состава и лежат в широких пределах, от минус 35 до плюс 40 °С. Высокая температура застывания обусловливается высоким содержанием парафинов, а низкая температура – высоким содержанием смол. Температура застывания и плавления

Это важнейшее свойство нефти. От неё зависит способность нефти перемещаться в пористых водонасыщенных пластах. С увеличением поверхностного натяжения растёт капиллярное давление. У воды поверхностное натяжение почти в три раза больше, чем у нефти, поэтому вода быстрее движется по мелким капиллярам. Молекулярные силы сцепления между водой и породами также больше, чем между нефтью и породами, поэтому вода вытесняет нефть из мелких пустот пород в более крупные. Это обусловливает возможность самостоятельной струйной миграции нефти в водонасыщенных породах по системе сообщающихся крупных пор. Сила поверхностного натяжения

Поверхностное натяжение – сила, с которой нефть, сопротивляется изменению своей поверхности. Удельная поверхностная энергия рассчитывается на единицу площади поверхностного слоя. У метановых углеводородов поверхностное натяжение на границе с собственным паром зависит от их молекулярного веса. Чем выше температура кипения метанового углеводорода и его плотность, тем больше его поверхностное натяжение. При том же содержании атомов углерода в молекуле для ароматических углеводородов оно заметно больше, чем у метановых. Поверхностное натяжение

Оптические свойства. Нефть имеет цвет, обладает свойством вращать плоскость поляризации света, люминесцировать, преломлять проходящие световые лучи. УВ бесцветны, поэтому цвет нефти зависит от содержания в ней неуглеводородных компонентов - в основном смол и асфальтенов. Чем их больше, темнее цвет нефти. Оптические свойства

Оптические свойства. Нефть является оптически активной и способна вращать плоскость поляризованного луча света, люминесцировать, преломлять проходящие лучи. Образование оптически активных веществ характерно для живого ОВ, поэтому оптическая активность нефти часто приводится в качестве доказательства органического источника нефтяных углеводородов.

Показатель преломления нефти зависит от относительного содержания углерода и водорода в гомологических рядах и растет с увеличением числа атомов углерода. У метановых углеводородов показатель преломления варьирует от 1, 3575 до 1, 4119. Ароматические углеводороды имеют немного более высокие показатели преломления (у бензола n = 1, 5011). Показатель преломления

Способность нефтей к люминесценции обусловлена, главным образом, наличием в нефти смол, асфальтенов и других люминофоров. При облучении ультрафиолетовыми лучами нефти люминесцируют по-разному в зависимости от химического состава. Легкие нефти имеют голубой и синий цвета люминесценции, а тяжелые — желтый и желто-бурый. люминесценция

Температура кипения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекул углеводородных соединений нефти, тем выше их температура кипения Углеводородов, кипящих приблизительно до 0ºС, всего 4 - это газы. От состава нефти зависит теплота сгорания (количество теплоты, выделяемое при сгорании 1 кг топлива). Температура плавления углеводородов и нефтей. У метановых углеводородов нормального строения с повышением количества атомов углерода в молекуле, заметно возрастает температура плавления. Так, температура плавления С 5 Н 12 – -130ºС, С 10 Н 22 – -30ºС, С 20 Н 42 – + 37ºС, С 30 Н 62 – + 65ºС. Температура кипения

Электрические свойства. Нефть является диэлектриком и при трении электризуется. Удельное электрическое сопротивление обезвоженной нефти равно 1010 -1014 Ом·м. Сопротивление нефтегазонасыщенных пород зависит от соотношения в пласте нефти и воды. глины имеют удельное сопротивление от 1 до 10 Ом·м, а нефтенасыщенный песчаник – от 10 -15 до 1000 Ом·м. Предельные значения электропроводности пород и минералов могут различаться в 1010 раз, то есть в 10 млрд. раз. Электрические свойства

Элементный состав Главные элементы: Основные гетероэлементы: Микрогетероэлементы: С – 82 -87 %, Н – 12 -14 % S – до 6 -8 %, О – до 3, 6 %, N - до 1, 7 % S+О+N – от 0, 5 -2 до 8 и более % Металлы: V, Ni, Fe, Zn, Mо, Co, W, Hg, U, и др. Галогены: Cl, Br, I Неметаллы: Р, Si, Аs Всего более 70 элементов, с содержанием от 10 -1 до 10 -7 % Состав нефти (В. В. Доценко; 2007)

Компонентный (групповой) состав (около 1300 химических соединений) Углеводородные (УВ) Неуглеводородные компоненты (около 370 химических (более 900 химических соединений): сернистые соединения (более алканы – от 10 до 70 %, 250), цикланы – от 25 до 80 %, кислородные соединения (более арены – от 10 до 25 %, иногда 70), до 50 %, азотистые соединения (более гибридные УВ – от 20 до 50 %, 50), алкены (олефины) – иногда до 8 смолы, -10 % асфальтены

Реликтовые соединения (хемофоссилии) Углеводородные структуры: нормальные и изопреноидные алканы; полициклические изопреноидные УВ (стераны, терпаны, гопаны) Неуглеводородные структуры: металлопорфирины

Фракционный состав Легкие светлые фракции УВ (температура кипения (т. к. ) 35 -350 °С): бензин – УВ С 5 -С 10 (т. к. 35 -200 °С), керосин – УВ С 11 -С 13 (т. к. 200 -250 °С), газойль – УВ С 14 -С 21 (т. к. 250 -350 °С) Тяжелые темные Остаток после фракции термической или мазут обработки гудрона: (температура технический битум, кипения (т. к. ) 350 -600 кокс °С): масла соляровые - УВ С 22 -С 25, масла смазочные - УВ С 26 -С 35, гудрон или нефтяной пек - смолы, асфальтены и УВ С 36 -С 60 и более

Элементы нефть уголь Углерод 82 -86 65 -98 Водород 12 -14 2 -6 (гумиты) 8 -12 (сапропелиты) Кислород 0, п – 2 (мак 10) п-35 Сера 0, 0 п -6 (мак 10) 0, п - п Азот 0, 05 – 1, 5 1 -2, 5 фосфор Около 0, п п Элементный состав. Молекулы состоят из углерода, водорода, кислорода, серы, азота, фосфора

Определяется при ее разделении по температурам кипения входящих соединений Метановая – 60 С Бензольная – 60 -95 Толуольная – 95 -122 Ксилольная – 122 -150 Цимольная – 150 -200 В геохимии нефти До 200 С – бензиновые 200 -300 С- керосиновые Все остальные - масляные От 200 до 350 С – керосино-газойлевые Выше 300 С – мазут Все остальное (до 550 С – гудрон) Отличаются по фракционному составу даже в пределах одной залежи Ф. С зависит от степени катагенетического преобразования нефти, условий аккумуляции и консервации нефти в залежи, связан с вторичными процессами изменения Фракционный состав нефти

Официальная технологическая классификация нефти по их производственно-товарным признакам. По технологической классификации нефти разделяются на три класса по содержанию серы: I – малосернистые (не более 0, 5 %); II – сернистые (0, 51– 2 %); III – высокосернистые (более 2 %). По содержанию фракций, перегоняющихся до 350 ºС нефти разделяются на три типа: Т 1 – не менее 45 %; Т 2 – 30– 44, 9 %; Т 3 – менее 30 %. Классификация промышленных нефтей

По потенциальному содержанию масел выделяются четыре группы: М 1 – не менее 25 % в расчете на нефть; М 2 – 15– 25 % в расчете на нефть и не менее 45 % в расчете на мазут; М 3 – 15– 25 % в расчете на нефть и 30– 45 % в расчете на мазут; М 4 – менее 15 % в расчете на нефть. по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости (относительная величина вязкости испытуемого масла к эталонному) на две группы: И 1 – более 86; И 2 – 40 -85. Классификация промышленных нефтей

По содержанию парафина нефти делятся на: П 1 – малопарафиновые (не более 1, 5 %); П 2 – парафиновые (1, 51– 6 %); П 3 – высокопарафиновые (более 6 %). Таким образом, для любой промышленной нефти можно составить свой шифр. Например, для нефти п-ова Мангышлак) индекс нефти следующий: IТ 2 М 3 И 1 П 3. схема классификации – технологическая, определяющая пути переработки. Классификация промышленных нефтей

Г. С. определяется классами, входящих в нефть углеводородов нефти в основном состоят из смеси углеводородных соединений трех групп: метановых, или парафиновых, УВ (алканы); нафтеновых УВ (цикланы) и ароматических, или бензольных, УВ (арены). В зависимости от преобладания той или иной группы УВ в составе нефтей последние делятся на метановые, нафтеновые и ароматические. Кроме того, выделяются промежуточные типы нефтей метано-нафтеновые, нафтенометано-ароматические, нафтено-ароматические и др. Асфальтены - 0 -20% (чаще 0, п – 2): Асфальтены и асфальтогеновые кислоты Смолы – 0, п – 30% (чаще 5 -20): (Часть мальтенов ) подразделяются на нейтральные, и кислые Твердые парафины – 0, 0 п – 30 (чаще 0, п -10) Групповой углеводородный состав нефти

На основе распределения в нефтях реликтовых углеводородов – алканов нормального и изопреноидного строения. Выделено четыре типа нефтей: А 1, А 2, Б 1. Нефти типа А 1 относятся к метановым, А 2 – к метано-нафтеновым, Б 1 и Б 2 – к нафтеновым. Нефти типа А содержат нормальные алканы, в нефтях типа Б они отсутствуют. Нефти типов А 2 и Б 2 обладают относительно высокой концентрацией изопреноидных алканов. Наиболее важным свойством нефти типа А является ярко выраженная гомологичность углеводородного состава. Экспериментально доказано постадийное изменение нефтей (биодеградация) по следующей схеме: А 1 - А 2 - Б 1. Химическая классификация нефтей

МОЛЕКУЛЫ ациклических углеводородов содержат незамкнутые (открытые) цепи углеродных атомов, их называют также алифатическими или относящимися к жирному ряду; циклических углеводородов содержат замкнутые в цикл цепи углеродных атомов; карбоциклических углеводородов в замкнутых циклах содержат только атомы углерода; ароматических углеводородов содержат одно или несколько бензольных колец; алициклических углеводородов не содержат бензольные кольца; гетероциклических углеводородов в замкнутых циклах, помимо атомов углерода, содержат атомы других элементов (кислород, азот, сера) Классификация, номенклатура, изомерия и свойства углеводородов

УГЛЕВОДОРОДЫ предельные (насыщенные): атомы углерода связаны только простыми связями; непредельные (ненасыщенные): атомы углерода, помимо простых связей, образуют одну или несколько кратных (двойных или тройных) связей. В составе нефтей наибольшее значение имеют следующие группы углеводородов: парафины или алканы - соединения с открытой цепью и с одинарными связями между атомами углерода - ациклические (алифатические); олефины или алкены с одной или двумя двойными связями между атомами углерода - ациклические (алифатические), нафтены или циклопарафины (циклоалканы) - алициклические; ароматические углеводороды или арены с одним или несколькими бензольными кольцами. УГЛЕВОДОРОДЫ

Из ациклических углеводородов в состав нафтидов входят алканы и алкены. Парафины (алканы) Сn. Н 2 n+2 - углеводороды, в молекулах которых атомы углерода соединены в прямые или разветвленные цепи одинарными связями. В нефтях содержится около 60 парафиновых структур с прямой цепью, а теоретически возможно более миллиона разветвленных парафиновых структур. Алканы с числом атомов углерода от 1 до 4 - газы от 5 до 16 - жидкости свыше 16 - твердые вещества Парафины (алканы)

Гомологический ряд Корень Суффикс СН 4 мет = МЕТАН СН 3 - СН 3 эт = ЭТАН СН 3 - СН 2 - СН 3 проп +АН = ПРОПАН СН 3 - СН 2 - СН 3 бут = БУТАН. . Изомерия (примеры структурных изомеров) СН 3 - СН 2 - СН 3 н-пентан СН 3 | СН 3 - СН 2 - СН 3 2 -метилбутан, изопентан СН 3 | СН 3 - СН 3 2, 2 -диметилпропан, неопентан СН 3 Номенклатура

Алкановые УВ, они же метановые, парафиновые, алифатические УВ или алканы (Al) соответствуют общей формуле Cn. H 2 n+2, где n – количество атомов углерода, которое может изменяться от одного до нескольких десятков. Их содержание в нефтях составляет от 10 до 70 %. Химическое строение простейших алканов – метана, этана и пропана – показывают их структурные формулы, из которых видно, что в алканах имеются два типа химических связей: С–С и С–Н. Образование ковалентных связей в алканах за счет общих электронных пар атомов углерода и водорода можно показать с помощью электронных формул: Номенклатура

Насыщенный атом углерода в алканах связан с четырьмя другими атомами. Каждая из четырех sp 3 -гибридных углерода образует s-связи С-Н или С-С.

молекула простейшего представителя алканов – метана СН 4 – имеет форму тетраэдра, в центре которого находится атом углерода, а в вершинах – атомы водорода:

Пространственное строение метана

В молекуле следующего гомолога – этана С 2 Н 6 – два тетраэдрических sp 3 -атома углерода образуют более сложную пространственную конструкцию

, оптические изомеры

Парафины с неразветвленной цепью называются нормальными парафинами, или н-парафинами (налканами), парафины с разветвленной цепью - изопарафинами или изоалканами. Число возможных изомеров (соединений с одинаковым числом атомов углерода в цепи, но обладающих боковыми цепями у различных атомов углерода) резко возрастает с увеличением числа атомов углерода. Так, для С 11 число изомеров 159, для С 13 - 802, а для С 25 - уже 36 797 588. В гомологическим ряду алканов с повышением числа атомов углерода температуры плавления и кипения возрастают. Разность в температурах кипения между алканами с n = 1 и n = 2 равна 73 С, а между алканами с n = 9 и n = 10 – 25 С, поэтому высшие алканы разделить перегонкой труднее, чем низшие. Точка кипения нормального парафина всегда несколько выше, чем любого изопарафина с тем же молекулярным весом. Алканы легче воды и не растворяются в ней, но растворяются в органических растворителях (этиловый спирт, диэтиловый эфир). Номенклатура

Олефины (алкены) Сn. H 2 n - углеводороды, молекулы которых содержат в незамкнутой углерод-углеродной цепи одну двойную связь. Алкены в небольших количествах встречаются в нефти некоторых месторождений. Многие углеводороды, которые образуются в растениях и животных, относятся к олефинам. Алкены с числом атомов углерода от 2 до 4 - газы от 5 до 15 - жидкости свыше 15 - твердые вещества Номенклатура Гомологический ряд Корень Суффикс СН 2 = СН 2 эт =ЭТЕН ЭТИЛЕН СН 3 - СН = СН 2 проп + ЕН =ПРОПЕН ПРОПИЛЕН СН 3 - СН 2 - СН = СН 2 бут =БУТЕН БУТИЛЕН

СН 3 - СН 2 - СН = Н 2 бутен-1, бутилен СН 3 - С = СН 2 2 -метилпропен, изобутилен СН 3 - СН = СН - СН 3 бутен-2, ? -бутилен Алкены имеют несколько более низкие температуры плавления и кипения, чем соответствующие им алканы. Алкены обладают намного большей реакционной способностью, чем алканы. Это во многом объясняет то, что в нефти олефины встречаются лишь в виде следов. Они быстро восстанавливаются или полимеризуются с образованием парафинов. Изомерия (примеры структурных изомеров)

Алициклические Ароматические Циклоалканы Циклоалкены Из карбоциклических углеводородов в составе нафтидов распространены циклоалканы - алициклические углеводороды и ароматические углеводороды. Нафтены (циклоалканы или циклопарафины) Cn. H 2 n (моноциклические), Cn. H 2 n-2 (бициклические), Cn. H 2 n-4 (трициклические) - углеводороды, молекулы которых содержат один или несколько циклов (нафтеновых колец), состоящих из атомов углерода. Карбоциклические углеводороды

Нафтеновые УВ, циклановые, циклоалкановые, циклопарафиновые, полиметиленовые УВ или нафтены (Nf) состоят из замкнутых в цикл метиленовых групп СН 2. Атомы углерода в циклоалканах, как и в алканах, находятся в sp 3– гибридизованном состоянии и все их валентности полностью насыщены. Нафтеновые УВ

Нафтены (циклоалканы или циклопарафины) наиболее распространены в нефтях. В среднем в составе нефти на долю нафтенов приходится до 50%. Нафтены состоят из нескольких групп -СН 2 -, соединенных в замкнутую систему. Для нефти характерны нафтены с кольцами, содержащими 5 или 6 атомов углерода. В кольце с 5 атомами все атомы С лежат в одной плоскости. Кольца с 6 углеродными атомами имеют конфигурацию складки. Как и парафины, нафтены являются насыщенными углеводородами (в них все углеродные связи насыщены водородом). Наиболее распространенные нафтены - циклопентан и циклогексан, которые обычно составляют в нефти более 2 %. Нафтены (циклоалканы циклопарафины) или

Простейший циклоалкан – циклопpопан С 3 Н 6 – представляет собой плоский трехчленный карбоцикл

Атом водорода в структуре может быть замещен на какой-либо углеводородный радикал - метил (СН 3), этил (С 2 Н 5) и др. В этом случае получаются производные циклопентана и циклогексана (метилциклопентан, этилциклопентан и др. ). Цикланы с числом атомов углерода от 3 до 4 - газы от 5 до 7 - жидкости свыше 8 - твердые вещества Номенклатура Гомологический ряд Префикс Корень Суффикс С 3 Н 6 проп =ЦИКЛОПРОПАН С 4 Н 8 ЦИКЛО бут + АН =ЦИКЛОБУТАН С 5 Н 10 пент =ЦИКЛОПЕНТАН. . . . Циклоалканы имеют более высокие температуры кипения и плавления, чем нециклические алканы с тем же числом атомов углерода. Они не растворяются в воде, но растворяются в неполярных органических растворителях. Цикланы

Одноядерные Многоядерные (моноциклические) (полициклические) Ароматические углеводороды (арены) Cn. H 2 n-6 (моноциклические), Cn. H 2 n-12, Cn. Н 2 n-14 (бициклические), Cn. H 2 n-16, Cn. H 2 n-18 (трициклические) - углеводороды, молекулы которых содержат одно или несколько бензольных колец. Это плоское кольцо с 6 атомами углеводорода, в котором 4 -я связь каждого атома делится на все кольцо. Ароматические углеводороды - ненасыщенные. К ароматическим относятся и гибридные углеводороды, содержащие как ароматические ядра, так и циклы. Название «ароматические» - историческое, ибо именно из природных ароматических масел впервые были выделены эти приятно пахнущие соединения, например цимол. Ароматические углеводороды

Содержание ароматических углеводородов в «средней» нефти составляет примерно 15 %. Они концентрируются преимущественно в тяжелых фракциях нефти, где их часто более 50 %. Наиболее распространенные ароматические углеводороды в нефти - толуол и метаксилен. Ароматические углеводороды имеют высокие октановые числа, поэтому они являются ценными компонентами для бензинов. Ароматические углеводороды

одноядерные арены

Многоядерные арены

Модели молекулы бензола

Гомологический Число атомов Число идент. углерода в индив. Углеводороды ряд молекуле углеводородов Метановые н-Алканы Сn. H 2 n+2 1 -45 45 Изоалканы Cn. H 2 n+2 4 -7 15 Cn. H 2 n+2 8 -9 47 Сn. H 2 n+2 10 -11 10 Изопреноиды Cn. H 2 n+2 12 -25 16 Главные гомологические ряды и количество индивидуальных углеводородов, идентифицированных в нефтях

Углеводороды Гомологическ Число атомов Число идент. ий ряд углерода в индив. молекуле углеводородов Нафтеновые Моноциклические Cn. H 2 n 5 -7 10 Cn. H 2 n 8 -9 53 Cn. H 2 n 10 -12 23 Бициклические Cn. H 2 n-2 8 5 Cn. H 2 n-2 9 -12 20 Трициклические Cn. H 2 n-4 10 -13 Тетра- и пента- Cn. H 2 n-6 5 циклические Cn. H 2 n-4 14 -30 4

глеводороды Гомологический Число атомов Число идент. ряд углерода в индив. молекуле углеводородов роматические Моноциклическ Cn. H 2 n-6 е 6 -12 57 Cn. H 2 n-12 10 -16 42 Cn. H 2 n-14 12 -15 15 рициклические Cn. H 2 n-16 15 -16 7 етра- и Cn. H 2 n-24 ентациклическ е 16 -18 10 афтенороматические 9 и более 34 ициклические -

Группа соединений, имеющая неуглеводородную природу. Количество неуглеводородных соединений, как правило, возрастает от легких нефтей к тяжелым. сложные высокомолекулярные соединения, содержащие кроме углерода и водорода такие элементы, как кислород, сера, азот и некоторые металлы. Относятся к разряду так называемых смолисто-асфальтовых компонентов нефти. конденсированные циклические структуры, в состав которых входят ароматические и нафтеновые кольца с боковыми цепями и гетероатомами (кислородом, азотом, серой и др. ). Отдельные конденсированные кольца соединяются между собой простыми цепочками или гетероатомами. К гетеросоединениям относятся порфирины - тетрациклические азотистые соединения. Генетически они связаны с пигментами живого вещества, в рассеянном органическом веществе (РОВ ) осадочных пород присутствуют в форме металлокомплексов ванадия и никеля. Азот, серо- и кислородо- содержащие соединения (гетеросоединения)

Неуглеводородные компоненты нефти производные углеводородов и разделяются на две группы. В первую группу входят гетероорганические соединения, которые описываются точной химической формулой. Называются по содержащемуся или преобладающему гетероатому представлены сернистыми, кислородными и азотистыми соединениями. Неуглеводородные компоненты

Во вторую группу веществ входят высокомолекулярные соединения, со сложной структурой представлена смолами и асфальтенами или смолистоасфальтеновыми веществами (САВ). Смолы и асфальтены - это высокомолекулярные конденсированные циклические структуры, которые содержат гетероатомы и боковые алкильные цепи, состоящие из одновалентных радикалов: метила (СН 3), этила (С 2 Н 5), пропила (С 3 Н 7) и других. Смолы имеют молекулярную массу от 500 до 2000 единиц и обладают хорошей растворимостью в органических растворителях и УВ. Асфальтены –продукты конденсации нескольких молекул смол, поэтому они являются твердыми веществами с кристаллоподобной структурой и не растворяются в алканах. Их молекулярная масса лежит в пределах от 1000 -5000 до 10000 единиц (до сотен тысяч и даже миллионов единиц).

Сернистые соединения. более 250 индивидуальных органических и неорганических соединений, содержащих серу. Неорганические соединения представлены элементной серой – S и сероводородом - H 2 S. Основное количество серы, от 70 до 90 %, связано со смолами и асфальтенами. Пределы изменения концентраций серы в элементном составе нефтей очень широки: от сотых долей процента до 6 -8 %, и более. Сернистые компоненты нефтей разделяются на агрессивные и неагрессивные соединения. Присутствие агрессивных соединений весьма нежелательно, так как они активно корродируют металлы, являются сильнейшими каталитическими ядами, экологически опасны и придают нефти неприятный запах. Агрессивная сера представлена органическими и неорганическими соединениями, которые обладают кислотными свойствами. К ним относятся: элементная сера - S, сероводород - H 2 S, и меркаптаны - тиолы и тиофенолы. К неагрессивным сернистым соединениям относятся сульфиды, дисульфиды, тиофан, тиофен и тиопиран – С 5 Н 10 S. Сернистые соединения.

Кислородные компоненты нефтей представлены 70 индивидуальными соединениями кислого и нейтрального характера, которые содержат кислород в виде различных функциональных групп: гидроксила (-ОН), карбоксила (СООН), карбонила (>СО), метоксила (ОСН 3), оксигрупы (=О), пероксигруппы (-О-О-) и других. Кислород содержится в нефти в элементном составе в количестве от 0, 05 до 3, 6 %, что соответствует примерно от 0, 5 до 36 % кислородных соединений. Соединения кислого характера представлены кислотами и фенолами. Кислоты имеют различное строение: алифатическое (Аl-СООН), нафтеновое (Nf. СООН или Nf-(СН 2)n-СООН), в том числе и стероидное строение, а также ароматическое и гибридное строение. Кроме фенола С 6 Н 5 ОН в нефтях присутствуют его гомологи, содержащие до шести конденсированных колец. Кислородные соединения нейтрального характера представлены спиртами, алифатическими и циклическими кетонами и пероксидами. Кислородные компоненты нефтей

Азотистые компоненты нефтей составляют более 50 индивидуальных соединений, которые разделяются на три группы. Первая группа - азотистые основания, которые реагируют с кислотами, образуя органические соли, поэтому сравнительно легко выделяются из нефти. Представлены они ароматическими гетероциклами: пиридином (С 5 Н 5 N), анилином (С 6 Н 5 NН 2), хинолином (С 9 Н 7 N), акридиномом (С 13 Н 9 N) и их гомологами. Вторая группа - нейтральные соединения, которые представлены ароматическими гетероциклами: пирролом (С 4 Н 4 NН), индолом (С 8 Н 6 NН), карбазолом (С 12 Н 8 NН) бензокарбазолом (С 16 Н 10 NН), а также их гомологами и производными. Третья группа - порфирины, которые представляют собой сложные циклические металлоорганические азотсодержащие соединения. Содержание азотистых соединений обычно не превышает нескольких процентов , а концентрация азота в элементном составе нефти находится в пределах от 0, 01 до 1, 7 %. Азотистые компоненты нефтей

Реликтовые соединения или хемофоссилии. особая группа веществ, которые одновременно присутствуют в углеводородном и в неуглеводородном составе нефтей, а также в ОВ осадочных пород. Реликтовые химические соединения по своей структуре близки к некоторым биологическим веществам или их фрагментам: стероидам, терпенам и терпеноидам, порфиринам (хлорофилл, гемоглобин крови), аминокислотам и другим. Хемофоссилии

Хемофоссилии устойчивые соединения почти в неизменном виде поступают в осадки из химических остатков организмов, сохраняются при литогенезе и переходят в состав нефтей. В ходе литогенеза в строении происходит небольшая перестройка углеродной структуры молекул и потеря функциональных групп. хемофоссилии несут информацию об условиях образования и преобразования нефтематеринского ОВ и заключающих их осадков и горных пород. Из УВ к хемофоссилиям относятся высокомолекулярные нормальные и изопреноидные алканы, а также полициклические нафтены, а из неуглеводородных компонентов нефти - порфирины, амиды кислот. Хемофоссилии

Н. Б. Вассоевич и В. Н. Муратов исходя из представления о ведущей роли углерода в составе горючих ископаемых предложили новую классификацию каустобиолитов и назвали их карботенами. В этом случае генетический принцип (их происхождение) игнорируется, так к карботенам относятся органические соединения как органического, так и неорганического происхождения; они могут быть горючими и негорючими и т. д. Для природных ископаемых угольного и нефтяного рядов соответственно предложены термины карбониты и нафтониты. Нафтиды объединяют все разновидности нефтей и продукты их преобразования в природных условиях; нафтоиды представляют собой нефтеподобные вещества, не связанные генетически с нефтью и образующиеся в результате термической деструкции 0 В под влиянием высокой температуры магмы. Нафтиды включают магманафтоиды - углеводороды, которые встречаются в магме.

КЛАССИФИКАЦИЯ КАРБОТЕНОВ

Природные газы – это смеси веществ, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии и газы, выделяющиеся из состава природных систем иного агрегатного состояния, например: пластовых вод и нефтей, газовых гидратов, которые находятся в твёрдом состоянии. Среди природных газов выделяются горючие газы - это газы, способные гореть в смеси с воздухом в нормальных условиях. Горючими газами являются углеводородные газы: метан, этан, пропан, бутан, а также сероводород, окись углерода и их смеси, при суммарном содержании азота и углекислого газа менее 80 %. Кроме газообразной формы и фазового состояния природные газы, в том числе и горючие, широко распространены в земной коре в водорастворённом состоянии. В огромных объёмах они растворены в нефти и образуют твёрдые растворы с водой, так называемые газовые гидраты. Газы являются продуктом биохимических и термокаталитических преобразований ОВ, а также продуктом глубинных процессов. Часто природные газы сопровождают скопления нефти, образуя двухфазные нефтегазовые и газонефтяные залежи

Генетические классификации природных газов. Газы образуют различные смеси, в которых определить генезис отдельных компонентов не всегда возможно. Существует много генетических классификаций газов, в которых выделяется различное количество генетических классов и типов газов. Так в наиболее краткой из них является классификация газов В. И. Ермакова и др. (1990), в которой все природные газы разделены на три большие группы: биогенную, литогенную и органолитогенную. Генетические классификации природных газов.

1. Биогенные газы образуются в результате жизнедеятельности различных организмов, а также разложения и преобразования органических и минеральных веществ в биосфере. 2. Органолитогенные газы образуются при термической деструкции (углефикации) ОВ в зоне катагенеза и метагенеза, вплоть до исчерпания его продуктивности и превращения в графит. 3. Литогенные газы образуются в результате физико-химических и радиоактивные процессов в минеральном скелете водонасыщенных осадочных пород в зоне катагенеза, метагенеза и метаморфизма, а также в магматических породах земной коры и мантии. Генетические классификации природных газов

Классификации природных газов по химическому составу. По химическому составу классифицируются газы конкретных форм или условий нахождения в природе. Существует большое количество различных химических классификаций. Отличаются они широтой охвата форм газов и соответственно количеством выделенных классов газов по химическим компонентам и их количественным содержанием. Широко известна комплексная классификация природных газов, составленная в 1966 году В. А. Соколовым. В ней, по условиям нахождения газов в природе, выделено восемь типов, указан их химический состав и происхождение Классификации природных газов по химическому составу

Тип газа по условиям нахождения в природе I. Газы атмосферы II. Газы земной поверхности: 1) почвенные и подпочвенные Химический состав Основные компоненты N 2, O 2 CO 2, N 2, O 2 Важнейшие примеси Происхождение газа Смесь газов химического, Ar, CO 2, Ne, He, Kr, Xe, биохимического и H 2, O 3 радиогенного происхождения (He, Ar) Ar, CH 4, N 2 O, H 2, благородные газы (из атмосферы) CO 2, CH 4, N 2 O, H 2 преимущественно биохимического происхождения, эти газы примешаны к атмосферному воздуху Ar, H 2, CO, NH 3, N 2 O, CH 4, CO 2, H 2, NH 3, N 2 O, H 2 S 2) болотные и CH 4, CO 2, N 2 H 2 S, благородные газы преимущественно торфяные (из атмосферы) биохимического происхождения Все газы, кроме благородных, 3) морских Классификация природных газов по условиям нахождения, CO 2, CH 4, N 2 H 2, NH 3, H 2 S, Ar преимущественно субаквальных химическому составу и генезису (по В. А. Соколову, 1966) биохимического осадков происхождения

Тип газа по условиям нахождения в природе Химический состав Основные компоненты III. Газы осадочных пород: 1) нефтяных месторождений 2) газовых месторождений CH 4, ТУВГ, N 2 CH 4, C 2 H 6, N 2, CO 2 Важнейшие примеси Происхождение газа Все газы, кроме благородных, главным образом химического происхождения. Имеется примесь газов биохимического и иного происхождения (частично H 2 S и др. ). На значительных CO 2, H 2 S, He, Ar, H 2 глубинах, где вследствие ТУВГ, H 2 S, He, Ar, H 2, повышения температуры нормальная деятельность микроорганизмов прекращается, CO 2, N 2, H 2, ТУВГ, H 2 S, NH 3, He, биохимические газы отсутствуют Ar 3) угольных месторождений CH 4 4) соленосных отложений CH 4, N 2, H 2, CO 2, H 2 S, ТУВГ, N 2, H 2 CH 4, CO 2, Н 2, N 2, O 2 ТУВГ, H 2 S, H 2, Ar 5) пластовых вод Классификация природных газов по условиям нахождения, химическому составу и генезису (по В. А. Соколову, 1966)

Тип газа по условиям нахождения в природе Химический состав Основные компоненты Важнейшие примеси IV. Газы океанов и морей CO 2, N 2 NH 3, H 2 S, O 2, Ar V. Газы метаморфических пород CO 2, N 2, H 2 CH 4, H 2 S, ТУВГ, He, Ar CO 2, H 2 Происхождение газа NH 3, H 2 S, O 2 и частично СО 2 биохимического происхождения, часть СО 2 и N 2 образуется химическим путем, а Аr имеет радиогенное происхождение. В верхние слои океанов и морей СО 2, N 2 и О 2 попадают из атмосферы N 2, H 2 S, He, Ar. На больших глубинах SO 2, HCI, HF VI. Газы магматических пород Газы, кроме благородных, химического происхождения Классификация природных газов по условиям нахождения, химическому составу и генезису (по В. А. Соколову, 1966)

Тип газа по условиям нахождения в природе VII. Газы вулканические: 1) высокотемператур ные (из лавовых озер и др. ) Химический состав Основные компоненты Важнейшие примеси СО 2, Н 2, SO 2, HCl, HF N 2, CO, NH 3, He, Ar 2) фумарольные (100 -300 ºС) СО 2, Н 2, H 2 S, SO 2 СО 2, SO 2 Все газы, кроме благородных, химического происхождения. Они представляют собой в той или иной степени изменённые газы, поступающие из верхней мантии с примесью газов из вышерасположенных оболочек CO, HCl, HF, N 2, NH 3, He, Ar 3) термальных источников Происхождение газа N 2, CO, NH 3, He, Ar VIII. Газы космоса H 2, H, He CO, радикалы CH, CH 2, OH и другие, ионизированные атомы элементов Ne, N, Ar Все газы являются результатом ядерных, радиационнохимических и химических реакций Классификация природных газов по условиям нахождения, химическому составу и генезису (по В. А. Соколову, 1966)

Температура кипения углеводородных газов приблизительно до 0 ºС. Таких углеводородов всего 4. Вязкость газов возрастает с повышением температуры. Связано это с тем, что вязкость газа увеличивается при ускорении движения молекул, вызванном ростом температуры. В отличие от жидкостей более высокомолекулярные углеводороды в газовом состоянии имеют меньшую вязкость. Плотность газов зависит от входящих в него компонентов: плотность метана по воздуху – 0, 554, этана – 1, 038, пропана – 1, 522, бутанов – 2, 006. Поэтому плотность попутного газа обычно значительно больше, чем у газа газовых месторождений. Растворимость газов при небольших давлениях (до 5 МПа) подчиняется закону Генри: количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости Растворимость газов зависит от температуры воды (до 100 ºС – обратная, после 100 ºС – прямая), химического состава газов (например, при 20 ºС СО 2 растворяется в 27 раз лучше, чем СН 4, и в 58 раз лучше, чем азот). Растворимость метана в природных водах и рассолах колеблется в зависимости от минерализации, в целом снижаясь с увеличением минерализации. Чем выше молекулярный вес газового углеводорода, тем лучше он растворим в жидких углеводородах и нефти. Содержание растворенного в нефти газа оценивается величиной газового фактора (ГФ) – количеством газа, выделившегося из 1 т нефти при атмосферных условиях. ГФ колеблется для разных районов и глубин от 508 до 1000– 1200 м 3/т. При ГФ = 550– 600 м 3/т пласт содержит нефть, при ГФ = 1000– 1200 м 3/т – газоконденсат. Физико-химические свойства газов

Сорбция газов происходит в атмосфере (аэрозолями), гидросфере (органическими и минеральными взвесями, живым веществом) и литосфере (минеральным и ОВ). Диффузия газа возможна практически в любой среде. Происходит диффузия одного газа в другом (атмосфера, газовая залежь), диффузия газа в твердом веществе. Именно явлением диффузии объясняется многообразие форм существования газов в оболочках Земли. Коэффициенты диффузии индивидуальных газов зависят от свойств диффундируемого газа, свойств среды, через которую происходит диффузия и термодинамических условий. С увеличением молекулярной массы газов коэффициенты диффузии снижаются, с ростом температуры – повышаются. Коэффициенты диффузии в воде для газов меняются от 1, 3 до 2, 2 см 2/с. Наибольшим коэффициентом диффузии характеризуется метан. В породах эти коэффициенты еще меньше, так как процесс диффузии осложняется сорбцией газов. Зная коэффициенты диффузии и сорбции, можно рассчитать величину диффузионного потока, идущего от скопления газа через вмещающие породы. Расчеты В. А. Соколова (1956) показали, что потребуются миллионы лет, чтобы установить стационарный диффузионный поток через 1 км толщи осадочных пород. Фильтрация газов, т. е. движение газов через пористую среду под влиянием перепада давления, имеет место только в литосфере. В естественных условиях фильтрация очень сложна, так как приходится иметь дело с двух- и многофазными жидкостями. Часто наблюдаются ретроградные явления: сжатые газы несут в себе жидкие углеводороды, которые выделяются при снижении давления в конденсаты. Физико-химические свойства газов

По форме нахождения можно разделить на свободные и попутные (растворенные). природный газ является свободным, если при дебите более 10 000 м 3/сут соотношение объемов газа и жидкости более 1000. Попутный (растворенный) газ характеризуется отношением объемов газовой фазы и жидкости менее 1000. Свободные УВ газы могут находиться: 1) в чисто газовых залежах, причем в одних случаях газовые залежи перемежаются с нефтяными и газонефтяными в пределах одной нефтегазоносной зоны, в других – концентрируются в отдельные газоносные зоны; 2) в свободном состоянии в газовых шапках над нефтяными залежами. Растворенные газы могут находиться в нефтях и подземных водах. Содержание тяжелых углеводородов в попутных газах 20– 40%, иногда до 80 %. Среди гомологов метана преобладает этан (6– 20 %). В отличие от свободных в растворенных газах больше гомологов метана и меньше азота. горючие газы месторождений

Рассеянные формы Растворенные в пластовых водах Растворенные (протонефти) в микронефти Содержащиеся в открытых и закрытых порах горных пород в свободном состоянии Сорбированные минеральной частью горных пород Сорбированные рассеянным органическим веществом осадочных пород Поглощенные (окклюдированные) микроскопическими полостями минералов Концентрированные формы Залежи свободных газов; например, Уренгойское газовое месторождение содержит 10 трлн. м 3 газа Растворенные в залежах нефти; например, нефтяные месторождения Большой Бурган и Гавар содержат по 1 трлн. м 3 газа, растворенного в нефти Водорастворенные газы пластовых вод, при их высоком газосодержании, порядка 5 - на или на 1 т. воды Сорбированные торфами, углями и горючими сланцами Залежи газовых гидратов Газовые струи (проявления) из магматических очагов, грязевых вулканов, разрушающихся газовых залежей

Природные горючие газы - многокомпонентные системы состоят из предельных углеводородов – метана (CH 4), этана (C 2 H 6), пропана (C 3 H 8), бутанa (C 4 H 10), и более тяжелых гомологов метана – пентан (С 5 Н 12) и гексан (С 6 Н 14). В горючих газах месторождений могут присутствовать пары жидких углеводородов, более тяжелые, чем С 6 Н 14. Также содержатся: CO 2, N 2, H 2 S, инертные (редкие) газы, ртуть. Тяжелые гомологи метана, начиная с С 2 Н 6. Содержание тяжелых углеводородов в газах зависит от состава исходного ОВ и степени его катагенеза, условий миграции. Химический состав газов.

Тип газа по условиям нахождения Основные компоненты Важнейшие примеси Газы осадочных пород месторождений: Нефтяных CH 4, тяжелые УВ (TY), N 2 H 2 S, He, Ar, H 2, TY Газовых CH 4, TY Каменноугольных CO 2, CH 4, TY рассеянных Происхожден ие газа Все газы, кроме благородных, главным образом химического происхождения. Имеется примесь H 2 S, He, Ar, CO 2, N газов биохимического CO 2, N 2, H 2, TY, Ar, происхождения (частично H 2 Sи др. ). H 2 S На значительных глубинах при повышенной температуре нормальная деятельность микроорганизмов прекращается, и биохимические газы отсутствуют

Состав газовых залежей. Свободные природные газы образуют скопления, состоящие из углеводородных и неуглеводородных компонентов. Главное значение имеют углеводородные компоненты: метан СН 4, этан С 2 Н 6, пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Н 10, а также пары жидких УВ. Среди них преобладает метан. Среди неуглеводородных компонентов преобладают: азот, углекислый газ и сероводород. Иногда каждый из этих газов может превышать 50 % и даже достигать 100 % в составе газовых залежей. В меньших количествах в залежах присутствуют следующие газы: водород, гелий, аргон, ксенон, окись углерода, а также пары воды и ртути. Природный газ, в котором суммарное содержание углеводородных газовых компонентов превышает 50 %, называется углеводородным. Природный газ, способный гореть в смеси с воздухом при нормальных условиях называется горючим. Горючими являются газовые смеси, содержащие УВ, сероводород, водород и окись углерода. Состав газовых залежей

Качество газа, как энергоносителя, зависит от содержания метана. При содержании в газовой смеси этана и других углеводородных газов более 23 % они становятся ценным химическим сырьём, которое используется в производстве синтетического каучука, полиэтилена, пластмасс и других веществ. В зависимости от количественного соотношения метана и его гомологов углеводородные газы разделяются на сухие, тощие (полужирные) и жирные. Сухие газы состоят на 95 -99 % из метана. Сухими они называются потому, что практически не образуют конденсат. Тощие газы состоят из метана на 90 -95 % и содержат пары жидких углеводородов, которые при снижении давления образуют конденсат в количестве от 10 до 30 см 3/м 3. Жирные газы также состоят в основном из метана, но его содержание составляет менее 90 %. Содержат они и ТУВГ, а также - пары жидких высококипящих УВ, которые при снижении давления образуют конденсат в количестве боле 30 см 3/м 3. Имеются жирные газы с преобладанием неуглеводородных компонентов. Состав газовых залежей

К чисто газовым залежам относятся скопления газа, в которых при стандартных условиях отсутствует жидкая фаза или конденсат, то есть сухие газы или же скопления тощих газов, в которых содержание конденсата не достигает промышленных концентраций (25 -30 см 3/м 3). Газы с содержанием конденсата выше 25 -30 см 3/м 3 относятся к конденсатным газам или газоконденсатам. В геохимии широко используется такай показатель, как «коэффициент сухости» - это - отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов: СН 4 /С 2 Н 6 + высшие, или применяется его обратная величина – коэффициент жирности. Состав газовых залежей

По углеводородному составу газы : «сухие» (С 2 + тяжелые гомологи 3– 15 %) «жирные» (С 2 + тяжелые гомологи 20– 60 %). Для характеристики состава газов применяется «коэффициент сухости» , т. е. отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов (СН 4/(С 2 Н 6+высшие)), - показатель направления миграции газов. Метан обладает наибольшей подвижностью среди газообразных углеводородов, с ростом молекулярной массы скорость миграции уменьшается. Газы, прошедшие большое расстояние от источника миграции, должны быть относительно обогащены низкомолекулярными компонентами. Метан обладает низкой сорбционной способностью и наименьшей растворимостью в воде среди газообразных углеводородов. Углеводородный состав газов :

Содержание углекислого газа варьирует от 0, 4 до 4 %, иногда до 50 % СО 2. Наибольшим количеством СО 2 характеризуются газы, растворенные в молодых нефтях. Среднее содержание азота – 0, 4– 12, 5 %. Растет от молодых месторождений к древним (в возрастном отношении). H 2 S-содержащие газы – важнейший источник получения элементарной серы. H 2 S образуется в глубокозалегающих карбонатно-эвапоритовых отложениях в присутствии углеводородов. Содержание H 2 S достигает 42, 4 %. В России сера извлекается из газов Оренбургского и Астраханского месторождений. Из инертных газов самое высокое содержание характерно для гелия. Почти 80 % газовых залежей содержат 0, 01– 0, 2 % гелия. Его максимальные концентрации (до 10 %) и фоновые значения (0, 06– 0, 15 %) фиксируются на древних платформах. Содержание аргона меняется от 0, 001 до 1 % при фоновом 0, 01– 0, 03 %. Наибольшее его содержание его – в газах протерозойских платформ. Максимальная концентрация Ar и He, как правило, характерна для одних и тех же месторождениях. Ртуть. На газовом месторождение Слохтерен (Нидерланды) содержание ртути составляет 1, 8. 10 -4 г/м 3, а ее запасы оцениваются в 340 т. Установлено кондиционное содержание ртути и на других месторождениях в Нидерландах и ФРГ. Примеси в горючих газах

При низких температурах и повышенных давлениях – газы и вода образуют газогидраты - твердые скопления (клатраты), в которых молекулы газа заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Их общая формула М·H 2 O, где М – молекула газа-гидратообразователя. Сама по себе кристаллическая решетка этого типа, если она не заполнена определенным минимальным количеством газа, термодинамически метастабильна, т. е. в чистом виде (без газа) существовать не может. Этим она принципиально отличается от кристаллической решетки льда. По внешнему виду газогидраты напоминают снег или рыхлый лед. Природные газы обычно образуют смешанные гидраты, в которых большие полости заняты пропаном и бутаном, а малые – метаном, этаном, углекислотой и другими газами. Большинство компонентов природного газа способно образовывать гидраты. Наиболее легко переходят в гидрат сероводород и пропан, наиболее трудно – азот, аргон. Водород, гелий, бутан и более тяжелые гомологи метана не образуют гидраты и могут только захватываться гидратной решеткой как примеси. Таким образом, при процессах гидратообразования происходит фракционирование состава природного газа: гомологи метана и сероводород накапливаются в гидрате, а оставшаяся газовая фаза обогащается азотом, аргоном и гелием. При образовании гидратов один объем воды может связывать от 70 до 300 объемов газа. Соответственно и плотность газогидратов меняется в широком диапазоне – от 0, 8 до 1, 8 г/см 3. Газогидраты

Газоконденсаты – природная система взаиморастворенных газообразных и легкокипящих жидких нефтяных углеводородов, находящихся в термодинамических условиях земных недр в газообразном или парообразном фазовом состоянии. Охлаждение и снижение давления до атмосферного приводит к выпадению из этой системы жидкой фазы – конденсата. Газовая часть газоконденсата всегда относится к категории жирных газов. Газоконденсаты занимают значительное место в природной системе ОВ – нефть – газ и выделяются в самостоятельную группу нафтидов. Газоконденсатными называются залежи, при эксплуатации которых добывается газ и конденсат. Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях (см 3/м 3, г/м 3). Газоконденсатный фактор (м 3/г, м 3/м 3) – величина, обратная конденсатности. Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат представляет собой углеводороды, находящиеся при стандартных условиях в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (CH 4, C 2 Н 6, C 3 H 8, бутаны). Конденсат, состоящий только из жидких углеводородов (от пентана и выше) при стандартных условиях – стабильный. Стабильный конденсат получают из сырого путем его дегазации. Газоконденсаты

В стандартных условиях газоконденсаты - жидкости, обычно прозрачные, бесцветные или слабоокрашенные в коричневатый, иногда зеленоватый цвет. плотность конденсатов варьирует от 0, 677 до 0, 827 г/см 3, коэффициент преломления – 1, 3905– 1, 4600, молекулярная масса – 92– 158, содержание серы – 0– 1, 2%. Газоконденсаты характеризуются низкой температурой начала кипения (24– 92°С). В среднем они на 60– 80 % выкипают до 200ºС, но есть конденсаты (или нефтеконденсатные смеси), конец кипения которых лежит в пределах 350– 500ºС, содержащие не только парафины и силикагелевые смолы, но и асфальтены. Наличие высококипящих углеводородов в конденсате отличает их от выделяемых из попутных газовых бензинов, имеющих конец кипения не более 130 – 160ºС. Газоконденсаты более чем на 90 % состоят из углеводородов, нередко в них содержатся силикагелевые смолы – до 3– 7%, иногда присутствуют асфальтены в количестве 0, 02– 0, 06%, очень редко – до 0, 3%. В бензиновых фракциях конденсатов обычно преобладают метановые, реже метановые и нафтеновые углеводороды, которые содержатся примерно в равных количествах. Встречаются конденсаты, в которых преобладают ароматические и нафтеновые углеводороды. Газоконденсаты

С увеличением температуры и давления растворимость жидких углеводородов в газе растет, причем давление оказывает большее влияние, чем температура. При одинаковых давлениях и температурах среди углеводородов с равным числом атомов углерода в молекуле лучшей растворимостью обладают нормальные парафины, а наименьшей – ароматические. Цикланы занимают промежуточное положение. С повышением температуры и давления в недрах разница в растворимости углеводородов различных групп нивелируется. Количество и состав смол в газоконденсатах зависит прежде всего от генетического типа конденсата и наличия в газоконденсатных залежах нефтяной оторочки. Смолистые компоненты нефтей растворяются в сухих природных газах лишь при высоком давлении. Газоконденсаты

По соотношению отдельных индивидуальных компонентов конденсаты несколько отличаются от нефтей. Конденсаты состоят из более простых нефтяных компонентов, что обусловлено растворяющей способностью газов. В нефтях преобладают циклопентановые компоненты, в конденсатах – циклогексановые. Ароматические углеводороды в нефтях обычно сосредоточены в высококипящих фракциях, в конденсатах – в низкокипящих. Конденсаты, образовавшиеся за счет преобразования РОВ, наряду с нефтями и газами, можно считать первичными; конденсаты, являющиеся продуктами термобарических превращений, – вторичными

Характерные особенности газоконденсатных залежей – нахождение газа и конденсата в пластовых условиях в однофазовом газообразном состоянии и подчинение их законам ретроградной конденсации. Газоконденсатные залежи отличаются от нефтяных однофазным парообразным состоянием флюида, а от чисто газовых – наличием обратного испарения жидкой фазы (конденсата), выделяющейся в результате снижения давления в системе. Газоконденсаты

«битум» 1) понятие генетическое, включающее каустобиолиты нефтяного ряда. Обязательной чертой является эпигенетичность по отношению к вмещающей породе (миграционная природа скопления); 2) понятие аналитическое (битумоиды), охватывающее природные ОВ, извлекаемые из пород или осадков органическими растворителями. Обязательным признаком является растворимость; 3) понятие техническое, включающее природные асфальты, продукты переработки нефти и т. д. Определяющими являются технические свойства. В. А. Успенским предложено в качестве общего для всех категорий битумов наименование «битуминозные вещества» . природные битумы в генетическом аспекте - большая группа природных органических веществ, образующих с нефтью непрерывные ряды, в которых наблюдаются переходы от жидких и вязких веществ к твердым. Природные битумы

Природные битумы классифицируются по содержанию масел и некоторым физическим свойствам Выделяются следующие классы: мальты, асфальты, асфальтиты, кериты, антраксолиты, озокериты. Выделяются еще так называемые оксикериты, представляющие собой продукт выветривания асфальтовых битумов на выходах пластов или жил асфальтов, асфальтитов и керитов, а также гуминокериты – продукт выветривания оксикеритов, элатериты – продукт особого рода превращения алифатического углеводородного материала и альгариты – продукт современной бактериальной переработки парафиновых углеводородов. Природные битумы

Класс Консистенция Плотность, г/см 3 Т плавления, Растворимост Содержани ºС ь в е масел, % хлороформе Мальты От вязкой до 0, 965– 1, 03 твердой 35– 40 Полная 40– 65 Асфальты Вязкая, полутвердая 1, 0– 1, 1 От 20– 30 до 80– Полная 100 25– 40 До 25 и Асфальтиты Твердая 1, 05– 1, 2 100– 300 Полная Кериты Твердая 1, 0– 1, 25 Не плавятся без Частичная разложения до нерастворимого – Антраксолиты Очень твердая 1, 3– 2, 0 Не плавятся Не растворяются – Озокериты От мягкой, 0, 85– 0, 97 пластичной до (чаще 0, 91– 50– 80 твердой 0, 95) Полная 20– 85 Классификация природных битумов по физикохимическим свойствам

«Киры» – продукты субаэрального изменения излившейся нефти. В зависимости от степени выветрелости они обладают различной консистенцией – от вязкой до твердой и относятся к классам битумов: мальты – асфальты - асфальтиты – оксикериты – гуминокериты. «Закирование» – процесс образования киров. Битумы являются природными дериватами нефти, их происхождение связано с определенными процессами изменения физико-химических свойств нефти. По запасу ресурсов природные битумы сопоставимы с нефтью. Почти в каждом нефтеносном регионе помимо основных нефтесодержащих имеются битумсодержащие горизонты. Следы ее естественных выходов служат поисковыми признаками при разведке нефти Природные битумы