Общая характеристика нефти и газа

Химизм получения углеводородов  из окиси углерода и водорода известен благодаря исследованиям учёных: Е.И. Орлова, Н.Д. Зелинского и других.

Процесс первого синтеза  углеводородов из СО и Н₂ был осуществлён русским химиком Е.И. Орловым в г. Харькове (1908 г.), получившим из смеси СО и Н2 простейший олефиновый углеводород  - этилен, очевидно по схеме:

 

2СО + 4Н₂ → С₂Н₄ + 2Н₂О

 

Эта реакция была проведена при  температуре 100 ⁰С и при контакте с катализатором, состоящим из Ni + Pd, осаждённых на коксе.

Позднее было установлено, что в  результате получается не только этилен, но и ряд других, более сложных  алкенов.

Тяжёлые металлы подгруппы железа, особенно в присутствии окиси  алюминия и магния, как под давлением, так и без давления способствует образованию углеводородов сложного состава и разных рядов:

В зависимости от условий реакции  в качестве конечных продуктов могут  быть не только жидкие углеводороды и вода, но также и твёрдые парафины и церезины, газы – метан и его ближайшие гомологи и углекислота.

Однако следует сказать, что  неорганические гипотезы происхождения нефти находятся в противоречии и с геологическими данными и современными знаниями о составе нефтей.

Значительное большинство  геологов и химиков являются сторонниками органического происхождения нефти и газа. Сторонники органической гипотезы (М.В. Ломоносов, В.И. Вернадский, И.М. Губкин, А.Ф. Добрянский и др.) считают, что источниками происхождения нефти были остатки растений и животных, скопившихся в течение многих миллионов лет на дне водоемов в прошлые геологические эпохи в виде ила. Отмершие организмы перекрывались в дальнейшем слоями осадочных пород и под влиянием анаэробных бактерий подвергались биохимическим превращениям. При этом, в основном, происходили сложные процессы гидролиза и восстановление липидов (жироподобные вещества), углеводов, белков и лигнина, содержащихся в организмах. Часть органического вещества в верхних слоях осадочных отложений превращалась бактериями в газы (CO₂, N₂, NН₃, CН₄ и др.) – стадия диагенеза. В нижних же слоях отложений на глубине 1-3 км в условиях высокого давления (10-30 Мпа) и повышенной температуры (120-150⁰) при каталитическом влиянии горных пород начиналась решающая фаза генезиса нефти: образование углеводородов из органического вещества и их превращения - стадия катагенеза.

Продукты превращения - нефть и газ первоначально  рассеяны в нефтематеринской, чаще всего глинистой породе. В результате давления породы, диффузии, фильтрации по порам и трещинам под действием капиллярных сил нефть и газ способны перемещаться (мигрировать) в толще пород. В результате миграции нефть и газ скапливались в так называемых ловушках, т.е. в малопроницаемых горных породах. Такие скопления нефти называют нефтяными залежами. Если количество нефти и газа в залежи велико, или в данной структуре пластов горных пород имеется несколько залежей, то говорят о нефтяном, нефтегазовом или газовом месторождении.

Большая часть геологических и геохимических наблюдений и фактов лучше подтверждает гипотезу органического происхождения нефти. Особенно убедительно выглядит хорошо доказуемая связь между составом нефти, живого вещества и органического вещества древних осадочных пород и современных осадков.

1.3. Основные физико-химические  свойства нефтей

 

Физико-химические свойства нефтей и их фракций являются функцией их химического состава и структуры отдельных компонентов, а также их сложного внутреннего строения, обусловленного силами межмолекулярного взаимодействия.

Поскольку нефть и  её фракции состоят из большого числа  разнообразных по химической природе веществ, различающихся количественно и качественно, свойства нефтепродуктов представляют собой усреднённые характеристики, и показатели их непостоянны как для различных нефтей и фракций, так и для одинаковых фракций из разных нефтей.

 

1.3.1. Физические  свойства нефтей и нефтепродуктов

 

Из физических параметров нефтей наибольшее значение имеют относительная плотность, вязкость, молекулярная масса, температуры кипения, застывания, теплота сгорания, оптические свойства, позволяющие судить в первом приближении о её составе.

Плотность нефти - характеризует состав и качество нефти и легкость отстаивания её от воды.

Плотность – величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объёму.

Для нефти и нефтепродуктов обычно пользуются относительной плотностью, определяемой как отношение плотности  нефти при 20⁰С к плотности воды при 4⁰С (d₄²⁰).

Относительная плотность  газов показывает, во сколько раз плотность его выше плотности сухого воздуха.

Относительная плотность  нефтей в основном изменяется в пределах 0,750-1,0 г/см³. Но встречаются нефти с плотностью ниже 0,750 и густые асфальтообразные, плотность которых превышает 1,0. Различие в плотности нефтей связано с различием в количественном соотношении углеводородов отдельных классов: так нефти с преобладанием алканов легче нефтей, богатых ароматическими углеводородами. Нефти, содержащие значительный процент смолистых соединений, характеризуется плотностью выше 1,0. Плотность определяют ареометрами, гидростатическими весами.

Вязкость нефти - это свойство оказывать при движении сопротивление перемещению частиц относительно друг друга. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Единица динамической вязкости в международной системе единиц СИ - Паскаль в секунду (Па●с). Это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении со скоростью 1 м/с относительно друг друга двух её слоев площадью 1 м² каждый, находящихся на расстоянии 1 м, под действием приложенной силы в 1 Н.

Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью.

Кинематическая  вязкость представляет собой отношение динамической вязкости жидкости к её плотности при температуре определения. В системе СИ единица кинематической вязкости имеет размерность м²/с. Распространенными единицами кинематической вязкости (в системе СГС) являются Стокс (Ст) и сантистокс (сСт); 1 Ст= 1·10^-4 м²/с.

На практике часто  пользуются величиной так называемой условной вязкости, измеряемой в градусах (⁰ВУ), т.е. в безразмерных числах отношения времени истечения данной жидкости к истечению дистиллированной воды в одном и том же стандартном приборе при температуре 20⁰С.

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений  колеблется от 2 до 300 мм²/с (сСт) при 20⁰С и для большинства нефтей обычно не превышает 40-60 мм²/с. Вязкость нефтей зависит от их углеводородного состава, температуры и давления.

Наибольшей вязкостью  обладают нафтеновые углеводороды. При  повышении температуры вязкость резко уменьшается, с повышением давления увеличивается.

Вязкость имеет большое  значение, т.к. она определяет масштабы миграции при формировании залежей нефти, играет важную роль при добыче нефти (вязкую нефть труднее извлечь из недр), определяет расход энергии на перекачку нефти по трубопроводам. Определяют вязкость при помощи приборов, называемых вискозиметрами.

Средняя молекулярная масса большинства нефтей равна 250-300.

Нефти характеризуются температурой начала и конца кипения, диапазон которых в среднем составляет 450-500 ⁰С.

Большое значение для  нефти имеет температура застывания, зависящая от её состава. Встречаются нефти с плюсовой температурой застывания, для которых характерно значительное содержание твёрдых парафинов. Беспарафинистые нефти, как правило, имеют отрицательные температуры застывания.

Поскольку нефти используют для производства различных видов  топлив, их характеризуют теплотой сгорания, которая составляет 10400-11000 ккал/кг (43250-45500 Дж/кг). Теплоту сгорания определяют сжиганием топлива в специальных аппаратах – калориметрических бомбах.

Одной из качественных характеристик  нефти является цвет, который может меняться от чёрного, тёмно-коричневого до красноватого, жёлтого и светло-жёлтого в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ.

Нефти обладают заметной флюоресценцией - радужной окраской поверхности в отражённом свете, что вызвано наличием конденсированных многоядерных ароматических соединений.

При облучении нефти  ультрафиолетовыми лучами нефть  светится - люминесцирует, что обусловлено, главным образом, наличием в ней смол, асфальтенов, порфиринов. Это свойство используется при анализе нефти. Люминесценция и флюоресценция имеют большое практическое (поисковое и разведочное) значение, позволяя обнаружить весьма незначительные количества её (следы) в кернах и породах из отложений.

Одной из важных оптических характеристик нефти и нефтепродуктов является показатель преломления (коэффициент рефракции). При преломлении света на границе раздела двух сред отношение синуса угла падения к синусу угла преломления остаётся постоянной величиной. Это отношение носит название показателя преломления второй среды по отношению к первой.

Величина показателя преломления (n) зависит от длины волны падающего света и температуры. Определяют его обычно на специальных приборах – рефрактометрах – при температуре 20 ⁰С для монохроматического света (жёлтой линии D натрия). Отсюда символ показателя преломления (n_D²⁰). Показатель преломления является надёжной характеристикой чистоты лишь индивидуального соединения, и его применение к такой сложной смеси, как нефть, ограничено, но он сохраняет своё значение для изучения её отдельных компонентов и фракций.

Физические свойства пластовых нефтей сильно отличаются от свойств поверхностных, дегазированных нефтей, что обуславливается влиянием температур, давления и растворённого газа. Изменение физических свойств пластовых нефтей, связанных с условием нахождения их в пласте, учитывают при подсчёте запасов нефти и газа, при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

 

1.3.2. Элементный  и изотопный состав нефтей  и природных газов

 

Несмотря на то, что  нефть залегает в различных геологических  условиях, элементный состав её колеблется в узких пределах. Он характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов - углерода, водорода, серы, кислорода и азота при резком количественном преобладании первых двух. Содержание углерода в нефтях колеблется в пределах 83-87%, в природных газах 42-78%. Водорода в нефтях 11-14%, в газах 14-24%. Из других элементов в нефтях чаще всего встречается сера. Её содержание в отдельных нефтях достигает 6-8%. В природных газах сера обычно содержится в виде сероводорода, количество которого иногда достигает 23% (Астраханское месторождение) и даже более 40% (Техас).

Содержание кислорода  в нефтях иногда достигает 1-2%. В природных газах кислород присутствует преимущественно в виде СО₂, количество которого изменяется от концентраций, близких к нулю, до почти чистых углекислых газов (80% СО₂ - Семидовское месторождение в Западной Сибири, 99% СО₂ - Нью-Мехико).

Содержание азота в  нефтях не превышает 1%, а в природных  газах может достигать десятков процентов. Некоторые природные  газы почти полностью состоят  из азота (85-95 % N₂, месторождение Вест-Брук в Техасе).

В природных газах присутствуют гелий, аргон и другие инертные газы. Содержание гелия в газах обычно менее 1-2%, хотя в некоторых случаях оно достигает 10%. Концентрация аргона в газах, как правило, не превышает 1 %, и лишь в некоторых случаях достигает 2 %.

В составе нефти в очень малых количествах присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: алюминий, железо, кальций, магний, ванадий, никель, хром, кобальт, германий, титан, натрий, калий и др. Обнаружены также фосфор и кремний. Содержание этих элементов не

превышает нескольких долей  процента, определяется геологическими условиями залегания нефти. Так, основным элементами мезозойских и третичных нефтей является железо. В палеозойских нефтях Волго-Уральской области повышенное содержание ванадия и никеля. Считается, что часть микроэлементов находится в нефти с момента её образования в осадочных породах, а другая часть накапливается в последующий период существования нефтей.

Элементный состав некоторых  нефтей приведен в табл. 1.

 

Таблица 1

Элементарный состав некоторых нефтей (% масс.)

Месторождение	C	H	O	S	N
Охинское (Сахалин)	87,15	11, 85	0,27	0,30	0,43
Грозненское	85,90	13,10	0,80	0,13	0,07
Тюменское (Западная Сибирь)	85,92	12,88	0,36	0,66	0,18
Сураханское (Азербайджан)	85,30	14,10	0,54	0,03	0,03
Ромашкинское (Татарстан)	83,34	12,65	0,21	1,62	0,18
Коробковскае (Волгоградская  обл.)	85,10	13,72	0,02	1,07	0,09
Могутовское (Оренбургская обл.)	83,85	12,02	0,85	3,00	0,28
Радаевское (Куйбышевская обл.)	82,78	11,72	2,14	3,05	0,31
Полуостров Мангышлак	85,73	13,00	0,4	0,69	0,18
Арланское (Башкортостан)	84,42	12,15	0,06	3,04	0,33
Ухтинское (Коми)	85,47	12,19	1,93	0,09	0,20
Самотлорское (Западная Сибирь)	86,23	12,70	0,25	0,63	0,10