Состав нефтей и их классификация

Нефть - это химически сложная, комплексная смесь углеводородов и неуглеродных соединений, состоящая в основном из метановых (CnH2n+2), нафтеновых (CnH2n) и ароматических (CnH2n-2)углеводородов, содержащих 5-17 атомов углерода. Основными компонентами всех нефтей являются углерод (83,5-87 %) и водород (11,5-14 %). Другими компонентами являются сера (1-6 %), азот (0,001-0,3 %), кислород (0,1-1,0 %) и, в нефтях с высоким содержанием солей, кислород (2-3 %). Металлы (в основном ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций, натрий, фосфор и кремний) присутствуют в очень небольших количествах. Нефть может содержать большое количество углеводородных и неорганических газов, таких как сероводород (H2S), диоксид углерода (CO2), азот (N2) и гелий (He), растворенные в нефти.

В зависимости от типа углеводородов в нефти, нефть может называться парафиновой, парафино-нафтеновой, нафтеновой, нафтено-ароматической или ароматической. Физические свойства и качество нефти зависят от преобладания в ней отдельных углеводородов или групп углеводородов.

Физические свойства нефти в геологических формациях значительно отличаются от нефти, которая была выпущена из скважины. Это связано с высоким давлением, высокой температурой и содержанием растворенных газов до 400 нм3 на м3 нефти. Растворенные газы влияют на плотность и вязкость нефти, увеличивают ее сжимаемость и влияют на ее объем при низких давлениях. Физические свойства нефти в пластовых условиях необходимо знать при составлении планов разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов, выборе технологии и оборудования для добычи нефти из нефтяных месторождений и объектов добычи нефти на нефтяных месторождениях.

При разработке нефтяных и газовых месторождений из ствола скважины вытекает многофазная система, содержащая нефть, газ, воду и механические примеси (взвешенные частицы, например, песок). Соотношение фаз может меняться в процессе разработки конкретного нефтяного месторождения или пласта. На ранних стадиях содержание воды может быть незначительным или вообще отсутствовать, тогда как в конце фазы разработки содержание воды в нефти может достигать 70-80%. Геологическая вода и механические примеси являются невыгодным балластом для транспортировки по магистральным трубопроводам. Содержание воды в нефти, транспортируемой железнодорожными цистернами и танкерами для магистральных трубопроводов, ограничивается нефтяной группой до 0,5-1,0%. Когда нефть поступает в ствол скважины, она смешивается с водой и механическими примесями, образуя различные эмульсии и суспензии. Водную эмульсию в нефти невозможно отделить визуальным осмотром на наличие осадка или воды.

В геологической воде растворен широкий спектр солей (хлорид, натрий, бикарбонаты кальция и магния и, в меньшей степени, карбонаты и сульфаты). Количество минералов в геологической воде варьируется. Минеральные соли также попадают в нефть вместе с водой. Хлориды, растворенные в геологической воде, гидролизуются при высоких температурах с выделением соляной кислоты, но разбавленная кислота легко реагирует с железом. Коррозия особенно опасна при переработке сернистой нефти, так как сероводород и соляная кислота совместно воздействуют на металлы. Поэтому на нефтяных месторождениях необходимо проводить опреснение, чтобы уменьшить коррозию на нефтеперерабатывающих заводах и трубопроводах.

Нефть, предназначенная для нефтеперерабатывающих заводов и на экспорт, должна соответствовать определенным показателям, и для этого на нефтеперерабатывающих заводах проводится подготовка нефти, включающая газоотделение, обезвоживание и очистку от механических примесей, разрушение устойчивых эмульсий - деэмульсацию, обессоливание и стабилизацию и т.д. ГОСТ 9965-76 определяет сырую нефть, поступающую на НПЗ, в зависимости от степени ее подготовки. Определяются группы I, II и III (смотри таблицу ниже).

Показатель Норма для группы Метод испытания
I II III
Массовая доля воды, %, не более 0,5 1,0 1,0 ГОСТ 2477-65
Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 ГОСТ 6370-83
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900 ГОСТ 21534-76
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более 66,7(5000) ГОСТ 1756 - 62

В зависимости от содержания серы сырая нефть делится на три категории:

  • категория I - малосернистая нефть с содержанием серы до 0,6 %;
  • категория II - нефть с содержанием серы 0,61-1,80 %;
  • категория III - высокосернистая нефть с содержанием серы более 1,8 %.

Основной характеристикой нефти на месторождениях является ее плотность, в соответствии с плотностью нефти при 20°C нефть можно разделить на три типа:

  • тип 1 - легкая нефть с плотностью 850 кг/м3 или менее;
  • тип 2 - средняя нефть с плотностью 851-885 кг/м3;
  • тип 3 - тяжелая нефть с плотностью 885 кг/м3 или более.

Наиболее ценным типом являются легкие нефти, которое содержит высокую долю бензина и масляных фракций.

При добыче нефти ее цена определяется ее физико-химическими свойствами, которые могут давать различные продукты, результаты которых зависят от состава фракционных дистиллятов, содержания серы и твердых парафинов. Нефть также является сырьем для производства тяжелых металлов, таких как ванадий, который используется в качестве легирующей добавки в сталелитейной и чугунной промышленности.

Фракционный состав нефти показывает содержание различных фракций, выкипающих в определенном диапазоне температур. Он определяется стандартным методом по ГОСТ 2177-82, основанным на том, что каждый из углеводородов имеет свою температуру кипения, и на результатах лабораторных исследований методом дистилляции. Легкие углеводороды кипят при низких температурах, тяжелые - при высоких, выше 300 °С. Например, нормальный пентан C5H12 при атмосферном давлении имеет температуру кипения минус 36,2 °С, а нормальный декан C10H22 - минус 174,1 °С.

Нефти, поставляемые на экспорт по ТУ 39-1623-93, по физико-химическим свойствам делятся на четыре типа (смотри таблицу ниже) и по степени подготовки должны соответствовать стандартам (смотри таблицу выше) с учетом более жестких требований по содержанию воды и хлоридов. Нефть типов 1 и 2 должна иметь массовую долю воды не более 1,0 % и концентрацию хлоридов не более 100 мг/дм3 . Если смешиваются более высокие и более низкие типы нефти, они должны классифицироваться, как более низкие типы нефти.

Показатель Норма для типа Метод испытания
I II III IV
Плотность при 20 °C, кг/м3, не более 850 870 890 895 ГОСТ 3900 - 85
Выход фракций, % по объему, не менее, при температуре, °C: ГОСТ 2177-82
до 200 25 21 21 19
до 300 45 43 41 35
до 350 55 53 50 48
Массовая доля серы, %, не более 0,6 1,8 2,5 3,5 ГОСТ 1437-75
Массовая доля парафина, %, не более 6 6 6 не нормируется ГОСТ 6370 - 83
Концентрация тяжелых металлов (ванадия, никеля и др.), мг/л, не более Определение производится по требованию потребителя ГОСТ 10364 - 90

Обозначение условной нефти по ГОСТ 9965-76 состоит из трехзначного числа, соответствующего категории, типу и группе.

Например, нефть месторождения Самотрол с содержанием серы 0,96% (категория 2), плотностью 842,6 кг/м3 (тип 1), концентрацией хлоридов 72 мг/л и массовой долей воды 0,3 % (группа I) относится к категории 2.1.1.

Для некоторых масел с уникальным физико-химическим составом разрабатываются дополнительные технические условия. К таким нефтям относятся: тенгизская, содержащая сероводород и меркаптаны; нефть для дорожных работ и др.


Не нашли нужную информацию? Воспользуйтесь поиском по сайту