Нефть и ее состав

1.

Нефть и ее состав
Нефть представляет собой природную, сложную, смесь
жидких, газообразных и твердых
углеводородных веществ.
Элементный состав нефти: углерод (83-87 %) и водород (11,5-14,5 %), а также кислород (до 4
%), азот (до 2%), сера (до 7 %), фосфор (до 0,1 %) и микроэлементы (менее 0,01%).
Вещественный состав нефти. В химическом отношении нефть –
сложная смесь
алифатических (от 0 до 93 %), нафтеновых (от 1 до 80 %) и ароматических (от 3 до 35 %)
углеводородов (УВ), а также гетероатомных (серо-, кислород- и азотсодержащих) органических
соединений.
Всю углеводородную часть в нефтях составляют в основном
углеводородов: алифатические, нафтеновые и ароматические.
три основные группы
• Алифатические
или
-метановые,
парафиновые
алканы
, с
общей формулой СnН2n+2;
•Нафтеновые -цикланы, циклоалканы, полиметиленовые УВ, циклопарафины, с общей формулой
(СnН2n);
• Ароматические – арены с общей формулой (СnН2n-p) (р = 6, 12, 14, 16, 18, 20, 24, 28, 30, 36)

2.

В зависимости от присутствия
различных
типов
УВ
выделяют
классы
и
промежуточные типы нефтей:
метановые,
метановонафтеновые,
нафтеновые,
нафтеново-ароматические и
ароматические.
Наиболее распространены
метаново-нафтеновые нефти
(легкие).
Рис. 1. Соединения входящие в состав нефти

3.

Фракционный состав нефти
Фракционный
состав нефти определяется
в процессе
ее
перегонки: при постепенно
повышающейся температуре отгоняются
фракции, отличающиеся пределами выкипания.
Выкипающие до 350˚ С фракции называют светлые дистилляты:
до 140˚ С – бензиновая фракция;
140-180˚ С – лигроиновая (тяжелая нафта);
140-220˚ С – керосиновая фракция;
180-350 (220-350)˚ С – дизельная фракция (легкий
газойль, соляровый дистиллят).
.
Фракции, выкипающие до:
200˚ С называют легкими;
200-300˚ С – средними или керосиновыми;
выше 300˚ С – тяжелыми или масляными.
Все фракции, выкипающие до 300˚ С называют светлыми, выше 350˚ С –
мазутом. В дальнейшем при разгонке мазута под вакуумом получают
вакуумный газойль, вакуумный остаток (гудрон)

4.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:
По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:
По содержанию серы нефти подразделяются на:
Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает
осложнения в добыче нефти.
малосмолистые - содержание смол не более 18%
смолистые - содержание смол от 18 до 35%
смол более 35%
беспарафинистые
высокосмолистые - содержание
- содержание парафина до 1%
слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%
парафинистые
- содержание парафина более 2%
Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений
делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых
мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.
малосернистые - содержание серы до 0.5%
сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%
высокосернистые - содержание серы более 2.0%

5.

Физические свойства нефти
Из физических параметров наибольшее значение
имеют плотность, вязкость, оптическая активность,
люминесценция, поверхностное натяжение, температуры
кипения, застывания, растворимость нефти в воде
О
качестве
нефти
в
промысловой
ориентировочно судят по ее плотности.
практике
Плотность характеризуется массой, приходящейся на
единицу объема.
В зависимости от плотности выделяют классы нефтей:
1) очень легкие (до 0,80 г/см3)
2) легкие (0,80-0,84 г/см3)
3) средние (0,84-0,88 г/см3)
4) тяжелые (0,88-0,92 г/см3)
5) очень тяжелые (более 0,92 г/см3)

6.

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.
Таблица - Классификация нефти по вязкости
незначительная вязкость
μ < 5 мПа *с
маловязкие
5,1 мПа *с < μ < 10 мПа *с
с повышенной вязкостью
10,1 мПа*с <μ < 30 мПа* с
высоковязкие
30,1 мПа*с< μ < 200
сверхвязкие
μ > 200 мПа*c

7.

Природный газ, его состав и свойства
Природные углеводородные газы представляют
собой смесь предельных УВ.
Основным компонентом является метан СН4. Наряду с
метаном в состав природных газов входят более тяжелые
УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N2,
углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.
В природных условиях находится в газообразной фазе в виде
отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде
состоянии, а в стандартных условиях – только в газообразной фазе.
Попутный нефтяной газ — смесь различных газообразных
УВ, растворенных в нефти и выделяющихся в процессе добычи
и подготовки нефти

8.

Физические
свойства
Основными
физическими свойства газов, являются:
плотность, вязкость, критические давление и
• температура, диффузия, растворимость и др.
• Основнымифизическими свойства газов, являются:
• - плотность газа : ρ = m / v (кг/м3, г/см3)
• или отношение молекулярной массы газа (М) к объёму 1
моля (Vm): ρ = М/Vm = М/22,4.
• Может использоваться относительная плотность
• Молекулярная масса природного газа равна: М = ∑MiXi,
• Плотность смеси газов (ρс) определяется по плотности
компонентов смеси, взятых при одинаковых условиях: ρс=
• ∑ρini.

9.

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СИСТЕМЫ (ГКС) –
это углеводородные системы, которые в условиях
недр находятся в газообразном состоянии, но при
снижении давления начинают переходить в жидкую
фазу.
Ретроградное испарение и конденсация – явление
наблюдается в многокомпонентных смесях, когда при
росте давления испарение увеличивается и жидкость
переходит в газообразное состояние, а при падении
давления газ конденсируется.
Газоконденсатные системы находятся
основном на глубинах от 1300 до 6000 м.
Пластовое давление от 10 до 60 МПа
Пластовая температура – от 60 до 1400С
в

10.

ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ
Твердые растворы, которые образуют большинство газов с
водой, при определенном давлении и температуре
называются
газовыми
гидратами
или
кристаллогидратами.
Условия
образования
газогидратов
определяются
составом газа, температурой и давлением.
Обычно газогидраты образуются при температуре ниже
00С и повышенном давлении. Плотность газогидратов
лежит в пределах от 0,9 до 1,1 г/см3 .
Общая формула газовых гидратов М∙nН2О, где М –
молекула газа, значения n от 5,75 до 17.
Природные битумы
Природные битумы - это органические соединения с
углеводородной основой, имеющие твердую, вязкую
или вязко-жидкую консистенцию.
Природные битумы содержат: С - 70-98 %, Н - 1-14%, О 0,3-10%, S - 0,2-10%, N - 0,1-3%.

11.

Воды нефтяных и газовых
месторождений
Подземные воды (ПВ)- воды, залегающие ниже
поверхности земли. ПВ классифицируют по условиям
залегания.
Рис. 2. ПВ по условиям залегания в Земной коре.

12.

Воды нефтяных и газовых месторождений делятся на
собственные, чуждые и техногенные (искусственно
введенные в пласт).
Собственные-остаточные и пластовые напорные
воды, залегающие в нефтегазоносном пласте, это один из
основных природных видов вод месторождений УВ. Они
подразделяются на контурные (краевые), подошвенные
и промежуточные.
К чужим (посторонним) относятся воды верхние и
нижние, грунтовые, тектонические.
Техногенными, называют воды, закачанные в пласт
для поддержания пластового давления, а также
попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной
жидкости) или при ремонтных работах.

13.

СХЕМА ЗАЛЕГАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рис.3. подземных
Схема
залегания
вод нефтегазового
месторождения:
а - непроницаемые породы,
б - нефть,
в - газ,
г – вода минерализованная,
виды вод: 1 - грунтовые,
2 - верхние пластовые,
3 - краевые или контурные,
4 - промежуточные,
5 - подошвенные,
6 - нижние пластовые,
7 - тектонические

14.

Свойства подземных вод
• Физические
• Органолептические
Химический состав подземных вод
Формулы солевого
состава:

15.

Результаты химического анализа пластовых вод нефтяного
мсторождения
№
Интервал
опробования
Плотность
Темпер
воды г/см3
Na+
в стандартных атура
пластов рН +K
условиях
ая, оС
Содержание ионов: мг/дм3
Са2+
Mg2+
Сl-
SO42-
HCO3
-
+
1
2
3
4
5
6
35-45
74-84
99-107
350
10631074
10181034
0,9990
1,0025
1,0034
1,0154
1,144
17
19
24
33
53
1,139
48
5,7
6
5
5,1
82,2 54,7
39,5
5,3 470,9
430,9 170,2 1630,4 217,2 161
474,9 202,9 2959,5 502 95,2
925,8 454,8 12269,2 882,3 258,6
5,3
10200 4130 126210 1390 120
5,5
8600
3460 121980 1280
80

16.

Классификация подземных вод
1. По обшей минерализации, г/л: сверхпресные < 0,2;
пресные 0,2...1; слабосолоноватые 1...3;
сильносолоноватые 3...10; соленые 10...35; рассольные
> 35.
2. По температуре, °С: переохлажденные < 0; холодные
0...20; теплые 20…37; горячие 37...50; весьма горячие
50...100; перегретые > 100.
3. По степени жесткости, мг-экв/л: очень мягкие < 1,5;
мягкие 1,5...3,0; умеренно жесткие 3,0...6,0; жесткие
6,0...9,0; очень жесткие > 9,0.
4. По величине рН: очень кислые рН < 5; кислые 5 ≤ рН <
7; нейтральные рН=7; щелочные 7 < рН ≤ 9;
высокощелочные рН > 9