Классификация нафтидов по величине коксуемости

 

Нафтиды	Коксуемость, %	Соответствующие значения других параметров
Плотность при 20^0С ·10^-3 кг/см^3	содержание смолисто-асфальтеновых компонентов, %
Обычные нефти	<8	<0,91	10-20
Тяжелые нефти	8-12	0,91-0,98	21-35
Мальты	13-25	0,98-1,03	35-60
Природные битумы	>25	>1,03	60-98

 

В последнее время твердые, вязкие и жидко-вязкие битумы стали рассматриваться в качестве самостоятельного объекта изучения и промышленного освоения как новый, так называемый альтернативный, источник углеводородного сырья. Нефти же в семействе битумов образуют самостоятельный класс.

По И.С. Гольдбергу [4], промежуточное положение между “нормальными” нефтями и битумами занимают высокосернистые (сумма смол и асфальтенов более 25%), высоковязкие нефти, которые по возможным методам извлечения и характеру получаемых нефтепродуктов ближе стоят к вязким битумам – мальтам, неизвлекаемым в своем естественном состоянии по разработке обычными скважинными методами. Он считает, что граничащую с мальтами группу высокосмолистых нефтей правильнее будет отнести к категории битумов, тем более что во многих районах они пространственно совмещены с другими, более преобразованными разностями (мальтами, асфальтами) и образуют с ними генетически единые зоны битумонакопления.

В 1983 г. Б.А.Клубов (ВНИГРИ) опубликовал вещественную классификационную схему природных битумов [5], в которой учел известные ранее схемы. Он счел необходимым в самом начале разделить все эти вещества на две условные группы: обычные нефти и битумы, часто встречающиеся, и специфические битумы, встречающиеся относительно редко. К первой группе относится ряд из шести классов битумов: нефти, мальты, асфальты, асфальтиты, кериты и антраксолиты, ко второй группе относятся пять классов битумов: оксикериты и гуминокериты, а также – озокериты, элатериты и альгариты. Автор не рассматривает углеводородные газы в составе семейства битумов. В схеме учитываются только основные признаки: химические и физические. В дальнейшем В.А. Клубов развил свои взгляды на формирование и классификацию нефтей и битумов на основе новых геологических и химических данных и изложил в обобщающей работе [5].

Классы битумов вполне удовлетворительно разграничиваются по признакам их растворимости в хлороформе, удельному весу, твердости (по шкале Мооса), коксовому числу. Для растворимых в хлороформе битумов основополагающим остается предложенный В.А. Успенским с соавторами признак – содержание в битумах масляной фракции.

Успехи последних лет в области органической химии и геохимии нефти создали предпосылки для разработки новых схем классификации (химической типизации) нефтей, основанных на применении результатов анализа нефтей на молекулярном уровне и данных структурно-групповых методов анализа.

 

В заключение рассмотрим наиболее упрощенную классификацию тяжелых нефтей и природных битумов

В 1983 году ХI Мировой конгресс, по предложению геологической службы и Горного бюро США, а также и Информационного центра ООН по тяжелым нефтям и битумоносным песчаникам, принял следующую классификацию тяжелых нефтей и природных битумов [6]:

· Сверхтяжелые нефти – нефти плотностью от 935 до 1000 кг/м³

(20 – 10 ^о АРI) и вязкостью от 1 000 до 10 000 сП (в т.ч. ПБ);

· Тяжелые нефти – нефти плотностью от 900 до 935 кг/м³ (25 – 20 ^о АРI) и вязкостью от 50 сП до 1 000 сП (в т.ч. ПБ).

На 14 Мировом Нефтяном Конгрессе в Ставангере эта классификация была вновь подвержена незначительным изменениям. Согласно этому, мировые запасы тяжелых нефтей на открытых месторождениях оцениваются в 50 млрд. м³ или примерно 20 % общих мировых запасов нефтей (кроме сверхтяжелых нефтей и битумов).

 

1.2. Физико-химические характеристики и компонентный состав природных битумов [1]

 

Природные нефтяные битумы (полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой) генетически представляют собой естественные производные нефтей, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязкопластичном состоянии. Основные свойства классов природных битумов представлены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Основные свойства классов природных битумов

 

Класс	Консистенция	Плот-ность, ρ·10^-3 кг/м^3	Температура плавления, ^0С	Раствори-мость в хлороформе	Содержание масел
Мальты	от вязкой до твердой	0,965-1,0	35-40	полная	40-65
Асфальты	вязкая, полутвердая, твердая	1,0-1,1	От 20-30 до 80-100	-«-	25-40
Асфальтиты	твердая	1,3-2,0	180-300	-«-
Кериты	-«-	1,0-1,25	не плавится	частичная	-
Антраксо- литы	очень твердая	1,3-2,0	-«-	нераствори-мые	-
Озокериты	от вязкой до твердой	0,85-0,97	50-85	полная	20-85

Тяжелые нефти и мальты Татарии характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (до 50 %), серы (3,5 - 8 %), металлов (в частности, содержание ванадия может достигать 900 г/т), а также высоким содержанием ванадилпорфиринов (до 1,5 кг/т). Содержание легких фракций, выкипающих до 200 ⁰С, низкое. Чаще они полностью отсутствуют.

Закономерные различия между тяжелыми нефтями и мальтами более сильно проявляются во фракционном и групповом углеводородном составе, чем в свойствах отдельных углеводородных групп. Это говорит о потери части углеводородных компонентов при образовании мальт. Для тяжелых нефтей характерно более высокое содержание алифатических фрагментов. Различие между тяжелыми нефтями и мальтами наблюдается и в содержании в них серы, ванадилпорфиринов и других гетероциклических соединений. Ниже приводятся физико-химические характеристики высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) месторождений Татарстана.

Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти указаны в табл. 1.6.

Таблица 1.6