Главная -> Словарь

Углеводородных соединений

Все три классификации логически связаны между собой. В любом регионе нефти в первую очередь классифицируют по составу на химические типы, затем после детальных геохимических исследований определяют генетические типы нефтей, т. е. классифицируют их генетически. Для каждого генетического типа выделяют нефти разной геохимической истории и проводят геохимическую классификацию, которая основывается на изменениях свойств нефтей и основных показателей каждого генотипа с учетом воздействия на нефти процессов миграции, катагенеза или гипергенеза. Все эти сведения необходимы для прогнозирования типа и фазового состава углеводородных скоплений.

тилциклические/нтептан, циклогексан/метилциклопентан, он выделяет следующие типы залежей: нефтяные, газоконденсатнонефтяные с нафтеновым составом флюидов, нефтяные и газоконденсатные , нефтяные и газоконденсатные метанового состава, газоконденсатные . Г.А. Амосов и др. раздельный прогноз нефте- и газоносности дают с позиций термобарических условий недр и уровня преобразованное™ 0В и считают, что при температуре до 100 °С встречаются все типы углеводородных скоплений, при 100—150 °С — лишь легкие нефти и конденсаты, свыше 150 °С — только газ.

При прогнозировании состава углеводородных скоплений в Западной Сибири И.И. Нестеров и А.В. Рыльков моделировали условия формирования залежей нефти и газа. При этом определяющими являлись тип ОВ и степень его метаморфизма. При моделировании процесса формирова ния залежей авторы исходили из предположения о близости залежей к источникам генерации УВ. Теоретическая модель выражалась формулой QH + _ = f , где QH + r — количество мигрировавших нефтяных и газовых УВ, М - степень метаморфизма рассеянного ОВ, рр — газонасыщенность вод конкретного горизонта, X — абсолютная отметка свода структуры.

Прогнозирование типа углеводородных скоплений и их состава с учетом трех основных факторов влечет за собой комплексный анализ геологических и геохимических факторов — тектонического строения, литологии, фациально-генетического типа ОВ, размещение зон генерации УВ, направления региональной миграции, палеотемпературного режима недр. Учет лишь одного какого-либо фактора не позволяет правильно прогнозировать состав углеводородных флюидов, так как упрощает проблему сложного взаимовлияния УВ с окружающей средой. В то же время привлечение комплекса необходимой информации без учета специфики нефтегазообразования в каждой конкретной толще также может привести к ошибкам при прогнозировании.

Прогнозируемые типы углеводородных скоплений в мезозойско-кайнозойских отложениях Предкавказья

Все указанные выше особенности состава нефтей в совокупности находят отражение в корреляционных связях между составом нефти и современными условиями ее залегания. Выявление таких связей особенно важно для прогнозирования типа скоплений УВ и их состава, так как позволяет по заданным геологическим параметрам прогнозировать в новых районах изученного региона или в новом регионе, близком по геологическому строению, тип углеводородных скоплений и состав УВ.

В качестве примеров приводятся данные по трем регионам, где нами были проведены детальные геохимические исследования нефтей, выделены их генетические типы, изучены циклы нефтегазообразования и дан прогноз типа углеводородных скоплений и состава нефтей.

Рассмотрение карты прогноза фазового состояния и состава углеводородных флюидов в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины показывает, что в палеозойских отложениях до глубины 7 км большая часть углеводородных скоплений будет представлена газокон-денсатными и газоконденсатнонефтяными залежами. Зона газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей имеет региональное распространение, эти залежи будут встречены во всех частях впадины. Нефтяные залежи будут встречаться значительно реже, чем газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные. Среди нефтяных залежей наибольшее распро-

Задачей геохимических исследований является разработка таких методов, которые позволили бы прогнозировать тип углеводородных скоплений, фазовое состояние УВ в залежах и их состав на разных этапах геологоразведочных работ на поисковом этапе до начала бурения, в процессе бурения скважин на начальном и конечном этапах разведочных работ, в старых хорошо разбуренных регионах на неизученных площадях.

Наряду с основными, "органогенными" элементами в количествах порядка п-Ю~Э - n-ICT* кас.% в нофтях обнаружены более СО микроэлементов, мноте из которых, безусловно, принимают участие в процессах формирования состава углеводородных скоплений в недрах, особенно в процессах образования и макроетрукту-рной организации молекул и полимолекулярных ассоциатов нефтяных высокомолекулярных соединений , и играют немаловажную, часто негативную роль в технологических процессах нефтепереработки и в практике применения товарных нефтепродуктов. Текущие итоги непрерывно продолжающихся и расширяющихся исследований микроэлементного состава нефтей и нефтяных компонентов неоднократно обобщались в публикациях монографического и обзорного характера .

В соответствии с полученными данными средние молекулы азотистых соединений нефти пласта K'l имеют более нафтеновый характер, чем подобные соединения менее глубоко залегающей нефти пласта BBg, что противоположно углеводородному составу этих нефтей. Подобного вида аномалия отмечалась ранее для средних молекул смол из этих же нефтей и объяснялась особенностями геологических характеристик вмещающих пород и предысторией развития углеводородных скоплений.

Нефть представляет собой сложную жидкую смесь близкокипя-щих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений с гетероатомами кислорода, серы, азота и некоторых металлов. В нефти содержатся также в небольших концентрациях неуглеводородные соединения, органические кислоты и некоторые другие вещества.

Массовая теплота сгорания углеводородов, входящих в состав керосиновых фракций, зависит От соотношения углерод : водород и типа углеводородных соединений, уменьшаясь в ряду парафиновые — нафтеновые — ароматические углеводороды.

В условиях эксплуатации, при высокой температуре и под воздействием кислорода воздуха, происходит интенсивное окисление углеводородных соединений масла, в результате которого ухудшаются его смазывающие и другие функциональные свойства. Ресурс присадок расходуется и масло подлежит замене. Антиокислительпые присадки продлевают срок службы масла.

Исследования подтвердили правильность исходного предположения Мабери; таким же путем может быть объяснено соотношение в содержании неуглеводородных элементов. Сера, азот, кислород, реже фосфор, а также малые количества ванадия и никеля всегда присутствуют в виде углеводородных соединений, однако сами неуглеводородные элементы содержатся в едва заметных количествах. Если предположить далее , что инородные элементы распределены приблизительно так, что один атом приходится на одну молекулу углеводорода, то следует прийти к выводу, что, несмотря на незначительное содержание самого элемента, содержание его углеводородного соединения может быть более или менее значительным. Так, например, если масляная фракция со средним молекулярным весом 300 содержит 1 % серы, то эта же фракция может содержать приблизительно 10% сернистых углеводородных соединений. Естественно, что возможно частичное перекрывание элементов; известно, что ванадий и никель обычно присутствуют в виде компонентов асфальтовых комплексов, которые в настоящее время принято рассматривать как серу- или кислородсодержащие соединения.

которые ввели понятие процента общего углерода, распределенного между различными углеводородными структурами — парафинами, нафтенами и ароматическими углеводородами в некрекированных продуктах . Так, приемы сначала включали определения анилиновой точки образца до и после гидрирования ароматических соединений в нафтены; это давало сразу величину для ароматического компонента. Нафтеновые кольца были подсчитаны из значений удельной рефракции для гидрированного образца, причем молекулярный вес был известен. Поправка для ароматических углеводородов, прогидрированных в нафтены, дала значения содержания нафтенов. Парафины были получены по разности. Усовершенствования в простоте, которые дали методу широкое применение, сгруппировались вокруг удаления трудной стадии гидрирования . Так называемый метод n-d-M требует лишь значения индекса рефракции, плотности и молекулярного веса. Он основан на линейных соотношениях между составом углеводородных фракций и вышеизложенных свойств до и после предлагаемого гидрирования. Соотношения, выраженные уравнением

Ad и Are — разница в плотности и индекс рефракции между значениями, измеренными для образца и значениями для теоретического парафинового углеводорода неопределенного молекулярного, веса. Константы были оценены для фракций известного состава, и были сделаны номограммы, которые позволяли использовать уравнение для нефтепродуктов в предписанных условиях. Метод применим к некрекированным, свободным от олефинов дистиллятам, кипящим выше бензинов. Важно, чтобы испытываемые материалы были такого типа, для которого были выведены соотношения. Полученные значения должны быть откорректированы для любого содержания углеводородных соединений, содержащих серу, азот и кислород.

Развитие нефтяной промышленности на второе пятилетие определяется, во-первых, мощным, еще невиданным в истории человечества развитием промышленности, выражающимся в строительстве заводов-гигантов, электрификации и проч., во-вторых, в социалистической реконструкции сельского хозяйства; в-третьих, широчайшим развитием всех видов транспорта: рельсового и безрельсового , морского и речного; в-четвертых, химизацией страны, широкое развитие которой базируется, между прочим, на использовании нефти, как сложного комплекса всевозможных углеводородных соединений для получения ряда разнообразных продуктов: искусственный каучук, взрывчатые вещества, краски, лаки и другие высокоценные продукты, что повышает коэффициент полезного использования нефти по сравнению с использованием ее в качестве энергетического ресурса; в-пятых, исключительно важной ролью, которую имеют нефтепродукты в деле обороны страны. Эти основные факторы развития нефтяной промышленности заставят ее

Окисление органического вещества в торфе может идти лишь за счет кислорода, заключенного в самом органическом веществе. Простой расчет показывает, что этот кислород не в состоянии окислить весь углерод клетчатки, в силу чего процесс сводится к образованию газообразных углеводородных соединений и твердых соединений углерода. При этом чем больше глубина залегания отложившегося вещества, тем богаче оно углеродом. Так, отмечено, что в верхних слоях торфяниковая масса бедйа свободным углеродом, обнаруживает явно растительное сложение и обладает бурым цветом. Ниже количество углерода возрастает, торф приобретает землистый характер и темный цвет, переходя постепенно в бурый уголь или лигнит. Последний в процессе диагенетиче-ского изменения и в зависимости от^ тектоники переходит в каменный уголь и далее в антрацит*. Установлено, что антрацит воз-

Рис. 2. 6. Влияние неуглеводородных соединений топлив на их термическую стабильность :

чем больше углеводородных соединений в боковых цепях и чем меньше кислородсодержащих соединений. Сапропелевые угли и споровые вещества каменных углей обладают высокой спекающей способностью, при термической деструкции до 550 °С они дают большой выход летучих продуктов, в которых преобладают соединения углеводородного характера.

Битумы представляют собой сложную смесь высокомолекулярных углеводородных соединений нефти и их кислород-, серо-, азот- и металлсодержащих производных. Элементный состав битумов колеблется в следующих пределах : углерода 80—85, водорода 2—8, кислорода 0,5—5, азота до 1, серы до 7%. Он зависит от природы нефти, состава исходного сырья — нефтяных остатков и от технологии его производства. Ниже приведена применяемая в СССР и распространенная в зарубежных странах методика определения группового химического состава битумов.*