Сделай Сам Свою Работу на 5

ПОНЯТИЕ О КАУСТОБИОЛИТАХ. СОСТАВ

И СВОЙСТВА НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Каустобиолиты

 

Нефть и газ, угли и горючие сланцы, а также другие природные органические соединения составляют особую группу минеральных образований земной коры. Их называют горючими ископаемыми, или каустобиолитами (от греч. "каусто" - горючий, "биос" - жизнь, "литос" - камень). Возникли они в результате преобразований органического вещества, первоисточником которого являлись остатки живых организмов. Общая направленность этих преобразований, начинающихся на земной поверхности (или на дне водоемов) и продолжающихся по мере накопления отмерших организмов и их погружения в недра земной коры, состоит в постепенном обогащении органического вещества углеродом

 

Таблица 5

Вещество Элементный состав, % по массе C/H
  С H N S  
Живые организмы
Высшие растения Низшие организ­мы (планктон) 49,7 50,08 6,1 7,32 8,29 1,22 44,2 33,09 8,4 6,9
  Каустобиолиты угольного ряда
Торф Бурый уголь Каменный уголь Антрацит 57,48 71,64 83,71 94,37 6,14 5,33 5,12 2,19 1,55 1,57 1,68 0,6 0,2 0,38 0,52 0,25 34,63 21,67 8,97 2,59 9,4 13,4 16,3
  Каустобиолиты нефтяного ряда
Сапропель Нефть 59,07 85,4 7,84 12,81 3,61 0,22 2,63 1,16 26,85 0,41 7,5 6,6  
Примечание. Таблица составлена В.Н. Муратовым.

 

 

Все горючие полезные ископаемые подразделяются на два больших ряда: угольный и нефтяной.

Нефти характеризуются весьма незначительным колебанием содержаний углерода (83-87 %), водорода (12-14 %) и кислорода (от десятых долей процента "о 1,5%), в то время как в каустобиолитах угольного ряда диапазон их изменения значительно больше. Нефть и газ - подвижные вещества, тогда как угли образуют твердые тела (угольные пласты). Изучение геологии нефти и газа принято начинать с рассмотрения их химического состава и физических свойств.

 

 

Нефть

 

Нефть — это жидкое полезное ископаемое, состоящее в основном из углеводородных соединений. По внешнему виду это маслянистая, чаще всего черного цвета жидкость, флюоресцирующая на свету.



Химический состав. По химическому составу нефти из различных залежей отличаются друг от друга, поэтому практическое значение их неравнозначно. Изучение состава нефти очень важно также для решения вопросов ее геологической истории (происхождения, образования скоплений и т.д.).

Элементный состав нефтей характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов — углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком количественном преобладании первых двух свыше 90 % (табл. 5). Максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме достигать 5 -8 % (главным образом за счет серы), но обычно оно намного меньше.

Всего из нефтей выделено и идентифицировано более 500 индивидуальных химических соединений - углеводородных и гетероорганических. Углеводородные соединения подразделяются на парафиновые (метановые, или алканы), нафтеновые (полиметиленовые, или цикланы), ароматические (арены) и смешанные.

Парафиновые углеводороды СnН2n+2 делятся на нормальные и развет­вленные. К нафтенам относят углеводороды СnН2n (мононафтены), СnН2n-2 и СnН2 n-4 (полинафтены). Ароматические углеводороды также делятся на моноарены (бензол и его гомологи СnН2 n-6) и полиарены (СnН2n-1 2, СnН2n-1 8, СnH2 n-24). В молекулах смешанных углеводородов имеются различные структурные элементы: ароматические кольца, парафиновые цепи, пяти - и шестичленные нафтеновые циклы. Приблизительное количественное соотношение указанных видов углеводородов в разных фракциях нефти и в нефтях из пород различного возраста приведено в табл.

 

Таблица 6

Температура Распределение углеводородов, % по массе
выкипания фракций, °С Cn H2n+2 Cn H2n Cn H2n-2 Cn H2n-4 Cn H2n-6 Cn H2n-12 Cn H2n-18 Cn H2n-24
                 
< 100
100-200
200-300
300-400
400-500
> 500  
Примечание. Таблица составлена по данным А.Ф. Добрянского.
                   

 

Таблица 7

Возраст пород Содержание (по А.А. Карцеву) в дистилля­тах нефтей, % по массе
  алканов цикланов аренов
       
Кайнозойский 0-53 (26) 30-80 (52) 10-35 (22)
Мезозойский 11-76 (37) 12-78 (50) 7-20 (13)
Палеозойский 33-93 1-45 3-37
Примечание. В скобках — среднее.

 

 

Гетероорганические соединения могут составлять 10-20 % сырой нефти. В их состав кроме углерода и водорода входят главным образом кислород, сера и азот.

В золе нефтей обнаружены никель, ванадий, натрий, серебро, кальций, алюминий, медь и др. По-видимому, указанные элементы были в составе некоторых органических соединений. Количество золы, образующейся при сжигании нефтей, невелико - обычно сотые доли процента.

Физические свойства. Измерение физических параметров нефтей позволяет определить их товарные качества. Некоторые параметры (плотность, вязкость и др.) используются при расчете и проектировании разработки местоскоплений, нефтепроводов, транспортирования нефти и т.д. В геологии из физических параметров наибольшее значение имеют плотность, вязкость, оптическая активность, люминесценция и некоторые другие. Многие вопросы геологической истории решаются с привлечением данных об изменении физических параметров нефтей с глубиной по разрезу местоскоплений и по площади нефтегазоносных районов.

Плотность нефти определяется ее массой в единице объема. Единица плотности в СИ - кг/м3. На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 °С к плотности воды при 4 °С. Относительная плотность нефтей р204 чаще всего колеблется в пределах 0,82-0,92. Как исключение, встречаются нефти плотностью меньше 0,77 (дистилляты естественного фракционирования нефтей) и тяжелые, густые асфальтоподобные нефти, плотность которых превышает 1 (остат­ки естественного фракционирования). Различия плотности нефтей связаны с количественными соотношениями углеводородов отдельных классов. Нефти с преобладанием метановых углеводородов легче нефтей, обогащенных ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ нефти выше 1, поэтому, чем больше их в нефти, тем выше ее плотность.

Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжелых - тяжелые компоненты (масла, смолы), поэтому плотность нефти дает первое приближенное представление о ее составе.

В пластовых условиях плотность нефтей меньше, чем на земной поверхности, так как в пластовых условиях нефти содержат растворенные газы.

Температура кипения углеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и ароматических углеводородов, у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца), температура кипения выше, чем у метановых при одинаковом количестве атомов углерода. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур -от 30 до 600 °С. Из нефтей путем разгонки получают большое количество товарной продукции. На первой стадии перегонки (при атмосферном давлении) получают дистиллятные фракции, выкипающие при температуре до 350 °С (бензиновый дистиллят - до 180 °С, керосиновый - до 150-200 °С, дизельный до 250-350 °С), и остаток - мазут, выкипающий при температуре выше 350 °С.

Мазут поступает на вторую стадию перегонки (в вакууме), из него получают масляные дистилляты (соляровый, веретенный, машинный, цилиндровый).

Температура застывания и плавления различных нефтей неодинаковая. Обычно нефти в природе встречаются в жидком состоянии, однако, некоторые из них загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние - с повышением их содержания температура застывания понижается. Например, грозненская парафиновая нефть (р204 = 0,838) застывает при температуре -11 °С, а грозненская беспарафиновая (р204 = 0,863) - при температуре ниже -20 °С; охинская смолистая нефть (р204 = 0,925) остается текучей даже при очень сильных морозах.

Вязкость - свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкостью определяются масштабы перемещения нефти и газа в природных условиях, ее необходимо учитывать в расчетах, связанных с добычей этих полезных ископаемых. Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную.

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па×с взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м2, отстоящих друг от друга на расстоянии 1 м, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1 Н. По динамической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ - м/с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Относительную вязкость определяют с помощью вискозиметров. В основе методики лежит измерение времени истечения определенного объема испытуемой жидкости через калиброванный патрубок. По относительной вязкости вычисляют кинематическую. Из различных углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, наибольшей - нафтеновые. Вязкость углеводородов нормальных и изостроения существенно неодинакова.

Поверхностное натяжение определяется работой, которую нужно произвести, чтобы увеличить свободную поверхность жидкости на 1 см2, не меняя ее температуры. Выражается в СИ в Дж/м2.

Поверхностное натяжение является результатом действия молекулярных сил, которые у разных веществ неодинаковы. Силы сцепления молекул жидкости с молекулами твердого тела могут быть больше, чем силы сцепления между молекулами жидкости. Молекулярные силы сцепления между водой и породой больше, чем между нефтью и породой. Это может привести к вытеснению нефти водой из мелких пустот породы в более крупные, т.е. к миграции нефти в горных породах.

Добавляя в жидкость поверхностно-активные вещества, можно изменять ее поверхностное натяжение. Свойства поверхностно-активных веществ используются во многих отраслях народного хозяйства, в том числе в нефтедобывающей промышленности.

Оптические свойства нефтей также неодинаковы. Одной из качественных характеристик нефти является цвет. В зависимости от ее состава он меняется от черного, темно-коричневого до красноватого, желтого и светло-желтого. Углеводороды нефти бесцветны, цвет же ее обусловлен в основном содержанием в ней смолисто-асфальтеновых соединений - чем их больше, тем темнее нефть.

Некоторые нефти при освещении не только отражают часть падающего на них света, но и сами начинают светиться. Такое явление носит название люминесценции. Так, бакинские нефти, рассматриваемые при дневном свете, характеризуются синеватым свечением, а грозненские - зеленоватым. Применяя источники света, содержащие значительное количество ультрафиолетовых лучей, можно обнаружить ничтожные следы (тысячные доли процента) нефти в горных породах или в каком-либо растворе. Люминесцентный анализ широко применяется при поисках и разведке нефти.

Нефти содержат оптически активные вещества. При прохождении через них поляризованного луча плоскость поляризации смещается (почти всегда вправо по ходу луча). Носителями оптической активности нефтей служат преимущественно полициклические нафтены. Установлено, что нефти из более древних отложений менее оптически активны по сравнению с нефтями из молодых отложений.

Электрические свойства играют особую роль. Нефти не проводят электрический ток, поэтому для обнаружения в разрезах скважин нефтеносных пластов используют электрические методы.

Теплота сгорания нефтей исключительно высокая. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа, Дж/кг: каменный уголь 33 600; нефть 43 250-45 500; природный газ (сухой) 37 700-56 600.

Классификация. Существуют различные классификации нефтей: химическая, геохимическая, товарная и технологическая.

Химическая классификация предусматривает выделение классов нефтей по преобладанию в них той или иной группы углеводородов. Согласно этой классификации выделяют метановые, нафтеновые и ароматические нефти, а также переходные (метано-нафтеновые, нафтено-метановые и др.).

Геохимическая классификация учитывает не только химический состав нефтей, но и геологический возраст отложений, из которых получена нефть, глубину залегания этих отложений и другие признаки.

Товарная и технологическая классификации, близкие между собой, строятся по таким показателям, как содержание фракций, выкипающих при температуре до 350 °С, а также парафина, масел и др.

Согласно действующей в СССР в настоящее время технологической классификации все нефти по содержанию серы делятся на три класса: I - малосернистые (не более 0,5 %); II - сернистые (0,512%); III- высокосернистые (более 2 %).

По содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С, нефти делятся на три типа: Т1 - не менее 45 %; Т2 - 30-44,9 %; Т3 - менее 30 %.

По потенциальному содержанию масел различают четыре группы нефтей: М1 - не менее 25 % в расчете на нефть; М2 - 15-25 % в расчете на нефть и не менее 45 % в расчете на мазут; М3 - 15-25 % в расчете на нефть и 30-45 % в расчете на мазут; М4 - менее 15 % в расчете на нефть.

Все нефти делятся по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости на две подгруппы: И1 - индекс вязкости выше 85, И2 индекс вязкости 40-85, а по содержанию парафина - на три вида: П1 - малопарафиновые (не более 1,5 %), П2 -парафиновые (1,51 6 %), П3 - высокопарафиновые (более 6 %).

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. Так, нефть Жетыбайского месторождения с п-ова Мангышлак получает шифр IТ2 М3 И1 П3. По шифру нефти легко составить представление о наиболее рациональных путях ее переработки и о возможности замены ею ранее применявшейся в данном технологическом процессе нефти.

 

Газ

 

Углеводородные газы, генерируемые в осадочной оболочке земной коры, могут находиться в различных состояниях: свободном, растворенном и твердом. В свободном состоянии они образуют газовые скопления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединение с водой или переходят в твердое состояние (газогидраты).

Химический состав. Газы газовых скоплений представлены в основном метаном (до 98,8 %) с примесью его гомологов, а также неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота и сероводорода (табл. 8). Ввиду резкого преобладания метана и небольшого (до 0,2 %) количества жидких его гомологов эти газы относят к так называемым сухим газам.

Газы, растворенные в нефтях, называются попутными нефтяными газами. Нефтяные попутные газы резко отличаются от сухих значительным содержанием этана, пропана, бутана и высших углеводородов (в сумме до 50%), поэтому они получили название жирных или богатых газов.

В составе газов, растворенных в подземных водах, основное место занимают метан, азот и углекислый газ. Концентрация метана в растворенном газе может достигать 80-95 % и составлять тысячи кубических сантиметров на литр. Эта форма концентрации углеводородов имеет иногда промышленное значение.

Данные по химическому составу газа используются не только при проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического состава газов, в том числе растворенных в подземных водах, проводится также с целью решения некоторых геологических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности.

Физические свойства. Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давление и температура, диффузия, растворимость и др.

 

Таблица 9

  Газ   Критические Плотность 0,1 МПа и Относи­тельная Молеку­лярная Вязкость, ìÏà - с Теплота сгорания
  темпе­ратура, °С давле­ние, МПа 0 °Ñ, кг/м (плот­ность) по воз­духу масса   (высшая). кДж/м
Метан -82,1 4,49 0,7166 0,554 16,043 0,0109
Этан 32,2 4,72 1,3561 1,038 30,070 0,0092
Пропан 4,12 2,0193 1,523 44,097 0,80
Бутан 3,68 2,6720 2,007 58,124 0,073
ПеНтан 197,2 3,24 3,2159 2,491 72,147 0,0062
Воздух -140 3,65 1,2928 1,000 28,896 0,0181 -

 

Плотность газа - масса 1 м3 газа при температуре 0 °С и давлении 0,1 МПа. Единица плотности в СИ- кг/м3. На практике часто пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху).

Вязкость газов очень мала и не превышает 1-10-5 Па×с. С повышением давления она увеличивается.

Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической. Для метана критическая температура равна -82,1 °С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0 °С, поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан) в условиях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т.е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

Диффузия - явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии зависят от состава диффундирующего газа, от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэффициенты диффузии увеличиваются с ростом температуры). Можно предполагать, что порядок величин коэффициентов диффузии п × 10-6 отвечает породам с сообщающимися порами или трещинами, заполненными водой.

Явление диффузии газов играет существенную роль в процесах формирования и разрушения залежей газа.

Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах - примерно до 90 °С обратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерализации воды растворимость газа падает (табл.).

 

Таблица 10

Минерали­зация, г/п Темпе-ра­тура, °С Давле­ние, МПа Раствори­мость ме-тана, см /л Минера-пизация, г/л Темпера­тура, °Ñ Давление, МПа Раство­римость метана, см /л
               
Примечание: Таблица составлена по данным Г. Лонга, Г. Чиеричи.

 

Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.

При добыче нефти из скважин вместе с нефтью поступает попутный газ - до 500 м33 . Содержание растворенного газа в воде значительно меньше. Максимальный газовый фактор пластовых вод редко превышает 10 м33. Считается рентабельной добыча газа из пластовых вод при газовом факторе 5 м33. Запасы растворенного газа, как и запасы его в твердом состоянии, рассматриваются в качестве нетрадиционного источника газа для использования его в народном хозяйстве.

При уменьшении давления и повышении температуры из газонефтяного раствора выделяется газ: сначала наиболее трудно растворимые углеводороды (СН4), а по мере уменьшения давления - последовательно более тяжелые углеводороды (С2Н6, С3Н8 и т.д.). Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.

Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20-25 МПа и температуре 90-95 °С наступает обратная растворимость - жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явление называется ретроградным, или обратным, испарением. При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов (С5Н12 + высш.). Это явление называется ретроградной конденсацией.

Конденсат - жидкая часть газоконденсатных скоплений. Конденсаты называют светлыми нефтями. Плотность их 698-840 кг/м3. Они практически полностью выкипают до 300 °С и не содержат смолистоасфальтовых веществ. Основные компоненты - конденсатов выкипают до 150-200 °С. В составе конденсатов преобладают метановые углеводороды.

Физические свойства природных газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формирования залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, миграция нефти через плохопроницаемые породы практически невозможна, в то время как нефть, растворенная в газе, может мигрировать через такие породы. Эти свойства имеют большое значение и должны учитываться также при разработке нефтяных и газовых местоскоплений.

 



©2015- 2019 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.