Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Состав нефти: элементный, количественный, групповой, фракционный↑ Стр 1 из 5Следующая ⇒ Содержание книги
Похожие статьи вашей тематики
Поиск на нашем сайте
Состав нефти: элементный, количественный, групповой, фракционный Нефть – это сложная коллоидная гидрофобная система, состоящая из углеводородов различного строения и гетероатомных или неуглеводородных соединений (кислородных, сернистых, азотистых и высокомолекулярных металлорганических смолисто-асфальтеновых соединений), которая распространена в породах осадочного чехла и фундамента осадочных бассейнов. Среди углеводородных и неуглеводородных компонентов нефти содержатся так называемые реликтовые структуры или хемофоссилии, которые по своему составу близки к некоторым биологическим веществам или их фрагментам. Обычно нефть имеет черный или темно-коричневый цвет, иногда, при солнечном свете, зеленовато-желтый оттенок и реже она почти бесцветная. При химическом анализе нефти определяют её элементный, изотопный, компонентный и фракционный состав. В нефтях обнаружено свыше 70 элементов таблицы Д.И. Менделеева, которые разделяются на главные и основные элементы, а также на микроэлементы. Главными химическими элементами нефти являются углерод и водород. Содержание углерода составляет 82-87 %, а водорода 12-14 %. В сумме их содержание составляет 96-99 %. Основные элементы представлены кислородом, серой и азотом. Их общее содержание составляет от 0,5 до 2 %, но может достигать 8 % и более, главным образом, за счет серы. Микроэлементы содержатся в количестве от одной десятой до одной десятимиллионной доли процента. В сумме они составляют менее 1 %. Главное место среди микроэлементов занимают металлы - это: ванадий (V), никель (Ni), железо (Fe), цинк (Zn) и другие металлы. Содержатся также и неметаллы - галогены: хлор (Cl), бром (Br), йод (I) и другие элементы-неметаллы: фосфор (P), кремний (Si), мышьяк (Аs). Наибольшим содержанием выделяется: фосфор, до 0,1 %, ванадий (V) - 0,03-0,004 %, никель (Ni) - 0,03-0,05 %, железо (Fe) - 0,012-0,0003 % и цинк (Zn) - 0,0036-0,0004 %. При этом ванадий и никель концентрируются в золе некоторых нефтей в количествах, соизмеримых с их содержанием в промышленных рудах. В изотопном составе соединений нефтей преобладают легкие изотопы элементов. В нефтях определено около 1300 индивидуальных химических соединений, которые разделяются на две группы: углеводородную и неуглеводородную. Основными компонентами нефти являются углеводороды, которые представлены алкановыми, нафтеновыми, ароматическими и гибридными соединениями. В некоторых нефтях обнаружены этиленовые УВ или алкены. Фракционный состав нефти. Нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур – от 35 до 600 °С и поэтому по степени летучести разделяется на составные части или фракции. Фракционный состав является важным показателем качества нефти. При физической переработке происходит прямая перегонка нефти, которая заключается в термическом разделении нефти на фракции. Разделение основано на различии температур кипения (ТК) разных фракций с различной молекулярной массой. На первой стадии нефть перегоняют при атмосферном давлении и получают легкие светлые нефтепродукты или дистиллятные фракции, выкипающие до 350 °С: 1) бензин (УВ С5-С10) - ТК от 35 до 200 °С; 2) керосин (УВ С11-С13) – ТК от 200 до 250 °С; 3) газойль, дизельное топливо или легкие соляровые масла (УВ С14-С21) – ТК от 250 до 350 °С; 4)мазут. Мазут – остаток при переработке тяжелых нефтей, состоит из УВ масляной фракции, смол, асфальтенов и гетероатомных соединений, которые составляют тяжелые темные фракции нефти, выкипающие при температуре выше 350 °С. При переработке мазута получают следующие фракции нефти: 1) масла соляровые (УВ С22-С25); 2) масла смазочные (УВ С26-С35); 3) гудрон или нефтяной пек (смолы, асфальтены и УВ С36-С60 и более). Факторы, определяющие основные закономерности распределения нефти и газа
Известно два закона нефтегазонакопления. Согласно одному из них – нефтегазообразование и нефтегазонакопление связано с осадочными бассейнами (закон И.О. Брода), согласно другому – месторождения формируются в ОПБ до фундамента включительно (закон Н.А. Кудрявцева). Среди наиболее общих и формальных факторов выделяют общую площадь и объём осадочного чехла НГБ. Эти факторы, в отличие от средней и максимальной толщины осадочного чехла, сопоставимы. Диапазон их изменчивости в НГБ Земли лежит в пределах тысячи (103) раз, в то время как диапазон изменчивости толщины осадочного чехла не превышает 5-7 раз. Кроме того, интересен факт, что подавляющая часть как крупных, так и уникальных месторождений связана с НГБ, которые на планетарном профиле «континент-океан» лежат в его центральной части. При этом у большинства НГБ доля площади территорий превышает долю площади акваторий. Эта закономерность подтверждает справедливость определения В.Е. Хаина, что континентальные окраины являются «родиной нефти». Крупные месторождения формируются в ОПБ, для которых характерно длительное и непрерывное прогибание, приводящее к накоплению огромных объёмов осадочных пород, как морского, так и континентального происхождения. Кроме того, важными геолого-генетическими условиями являются: - совмещение процессов генерации и аккумуляции УВ в пространстве и времени; - близкое расположение регионально распространенных нефтематеринских пород, с повышенным содержанием ОВ и крупных ловушек, размеры которых составляют от нескольких сотен до нескольких тысяч квадратных километров и часто объединённых в единую зону нефтегазонакопления с общим контуром нефтеносности и наличием великолепных емкостно-фильтрационных свойств; - присутствие в разрезе надёжных региональных флюидоупоров, представленных эвапоритами, глинами, иногда глинистыми известняками и мергелями с высокими экранирующими свойствами; - наличие участков с повышенной тепловой энергией, повторном опускании и прогреве нефтегазопроизводящих пород; - непродолжительность формирования месторождений - сравнительно позднее вступлением нефтегазоматеринских толщ в очаг генерации (24 % уникальных и крупных месторождений УВ открыто в палеогеново-неогеновых отложениях, 59 % - в мезозойских и 13 % в палеозойских отложениях, но в очаг генерации они попали, как правило, не ранее палеогена). - связь месторождений нефти и газа, в том числе уникальных и крупных, с активизированными глубинными разломами, узлами их пересечения и с областями активного сейсмопроявления и повышенной новейшей тектонической активности.
Особенности ГРР при поисках газовых и газоконденсатных месторождений
Экзаменационный билет №___2__ 1.Физические свойства нефти 2.Ловушки. Механизмы аккумуляции. 3.Классификация буровых скважин при ГРР на нефть и газ
Физические свойства нефти Физические свойства нефти косвенно отражают её химический состав и определяют товарные качества нефти. Они учитываются при составлении технологической схемы эксплуатации залежей, проектировании нефтепроводов. Диэлектрические свойства нефти и её способность люминесцировать используются при проведении поисково-разведочных работ. Плотность нефти определяется ее массой в единице объема. В нормальных условиях от 0,73 до 1,04 г/см3. В условиях залежи нефть содержит растворенный газ и отличается более высокой температурой. В недрах плотность нефти меньше, чем в стандартных условиях от 15 до 40 % и более (0,3-0,4 г/см3). Газонасыщенность нефти. Нефть, за исключением высоковязких гипергенно измененных нефтей, всегда содержит в своем составе растворенные газы. Газонасыщенность или газовый фактор (ГФ) – это количество кубических метров природного газа, выделившегося в нормальных условиях при дегазации 1 м3 или 1 т пластовой нефти. Газонасыщенность нефти растет с ростом давления и может достигать значений 600-750 м3/т и более. Обратная (ретроградная) растворимость нефти в газах. При повышенном давлении и большом объеме газа жидкие УВ переходят в парообразное состояние и растворяются в газах. Меньше всего нефть растворяется в метане. Растворимость компонентов нефти в газах падает с повышением молекулярной массы компонентов. Давление насыщения пластовой нефти газом. Это давление, при котором нефть предельно насыщена газом, или давление, при снижении которого растворённый газ начинает выделяться из нефти. Температура застывания и плавления. Эти параметры у различных нефтей зависят от их состава и лежат в широких пределах, от минус 35 до плюс 40 °С. Высокая температура застывания обусловливается высоким содержанием парафинов, а низкая температура – высоким содержанием смол. Сила поверхностного натяжения - важнейшее свойство нефти. Она определяет способность нефти перемещаться в пористых водонасыщенных пластах. С увеличением поверхностного натяжения растёт капиллярное давление. У воды поверхностное натяжение почти в три раза больше, чем у нефти, поэтому вода быстрее движется по мелким капиллярам. Молекулярные силы сцепления между водой и породами также больше, чем между нефтью и породами, поэтому вода вытесняет нефть из мелких пустот пород в более крупные. Это обусловливает возможность самостоятельной струйной миграции нефти в водонасыщенных породах по системе сообщающихся крупных пор. Оптические свойства. Нефть имеет цвет, обладает свойством вращать плоскость поляризации света, люминесцировать, преломлять проходящие световые лучи. Цвет нефти зависит от содержания в ней неуглеводородных компонентов - в основном смол и асфальтенов (чем их больше, тем темнее). Электрические свойства. Нефть является диэлектриком и при трении электризуется. Удельное электрическое сопротивление обезвоженной нефти равно 1010-1014 Ом·м. Сопротивление нефтегазонасыщенных пород зависит от соотношения в пласте нефти и воды. Так, глины имеют удельное сопротивление от 1 до 10 Ом·м, а нефтенасыщенный песчаник – от 10-15 до 1000 Ом·м. Предельные значения электропроводности пород и минералов могут различаться в 1010 раз, то есть в 10 млрд. раз.
Классификации нефти Классификации нефтей используются для оценки состава, качества, технологических свойств, изучения истории образования и преобразования нефтей. Для этих целей составлены различныехимические, генетические и геохимические классификации,а такжетехнологическаяклассификация. В основе технологической классификации лежат признаки, которые определяют технологические свойства нефти - это содержание: серы; светлых фракций, выкипающих до 350 ºС; выход базовых масел; индекс вязкости масел; и содержание парафина. Каждому признаку присвоен свой индекс и подиндексы, которые определяют количественные параметры признаков. Технологическая классификация нефтей
Совокупность индексов образует шифр нефти, например: IТ2М3И1П3 означает, что нефть содержит менее 0,5 % серы, 30,0-44,9 % лёгких светлых фракций, способна дать 15-25 % базовых масел в расчёте на нефть и 30-45 % в расчёте на мазут с индексом вязкости выше 85 и содержит более 6 % парафина. Классификация дает представление о товарных свойствах любой нефти, возможной технологической схеме её переработки и выходе конкретных нефтепродуктов. В основе химических классификаций лежат данные о соотношении углеводородных компонентов в составе нефтей - алканов, нафтенов и аренов в целом или только в составе бензиновой фракции, а также - показатели содержания серы, САВ, твердых парафинов и плотности нефти. Генетические классификации основаны на учете признаков, которые характеризуют геолого-геохимические условия накопления ОВ и образования нефтей. Генетическую информацию несет состав и молекулярно-массовое распределение в нефтях хемофоссилий, а также фациально-генетический тип ОВ и степень его преобразования (окисленности или метаморфизма). Генетические классификации используются для установления генетической принадлежности или однородности нефтей как по разрезу, так и по площади нефтегазоносного региона, а также - для прогноза перспектив нефтегазоносности изучаемого региона. Геохимические классификации основаны на учёте признаков вторичного изменения состава нефтей в залежах, которые контролируются катагенетическими, гипергенными и миграционными факторами. Эти классификации также используются для прогноза нефтегазоносности, состава нефтей и направления их миграции.
Механизм миграции УВ В результате миграции часть нефти и газа аккумулируется в ловушках и образует скопления нефти и газа. Например, аллохтонные битумоиды, или микронефть, находятся в нефтегазопроизводящих породах в рассеянном состоянии в количестве, измеряемом сотнями граммов и реже несколькими килограммами в 1 м3. В залежах концентрация нефти достигает 250 кг на 1 м3 коллектора. Значительная часть нефти и газа рассеивается в горных породах на путях миграции или окисляется, достигая земной поверхности и атмосферы. Различают три этапа или вида миграции нефти и газа: первичную миграцию, вторичную миграцию и третичную миграцию. Первичная миграция протекает в нефтегазопроизводящих породах. Её часто называют эмиграцией. Первичная миграция УВ представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного ОВ и минеральной части нефтегазоматеринских или нефтегазопроизводящих пород и их перемещение в породы-коллекторы. Вторичная миграция, просто миграция, или собирательная миграция протекает в природных резервуарах до ловушек или выхода пласта-коллектора на земную поверхность и завершается образованием скоплений нефти и газа или природных битумов. Сущность процессов вторичной миграции заключается в передвижении нефти и газа в водонасыщенных природных резервуарах до ловушек и формировании залежей. Поэтому вторичную миграцию нефти и газа иногда называют собирательной миграцией. Миграция УВ происходит по зонам наименьшего фильтрационного сопротивления, имеет разные масштабы и направления как по отношению к толщам горных пород, так и по отношению к тектоническим элементам. Путями миграции являются локализованные «каналы» в природных резервуарах это: весь объём эффективных пор и трещин в кровельной части проницаемых пород; зоны повышенной трещиноватости пород, связанные с разломами и тектоническими разрывами; плоскости напластования и несогласного залегания пластов; контакты боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами; сутурные поверхности, литологические окна в толще флюидоупоров и другие проницаемые зоны. Третичная миграция возникает за счёт нарушения условий залегания залежей. При этом нефть и газ снова начинают мигрировать, но уже из залежей. Этот вид миграции иногда называют ремиграцией. Газовые гидраты При образовании ГГ полости кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи заполняются молекулами только одного определённого газа. При этом один объем воды связывает от 70 до 300 объемов газа, поэтому плотность газогидратов меняется в широком диапазоне, от 0,8 до 1,8 г/см3. В полостях решётки газ удерживается силами Ван-дер-Ваальса, которые имеют электрическую природу. Общая идеальная формула газовых гидратов М∙nН2О, где М – 1 моль конкретного газа. Значения n меняются от 5,75 до 17, в зависимости от состава газа и условий образования гидратов. В реальных условиях n может быть больше, вследствие неполного заполнения полости решетки гидрата молекулами газа – гидратообразователя. 1 м3 воды может удержать в гидратном состоянии 200 м3 метана, тогда как растворимость метана в воде в аналогичных условиях не превышает 2-3 м3. Условия образования газогидратов определяются составом газа, температурой, давлением и минерализацией воды. Обычно газогидраты образуются при температуре ниже 30 °С и повышенном давлении. Например, при 0 ºС гидрат метана образуется при давлении 3 МПа, а при температуре 25 ºС уже при давлении 40 МПа. Таким образом, чем выше температура, тем выше необходимо давление для образования ГГ. Непосредственно в воде ГГ не образуются потому, что там концентрация растворенного газа не достигает необходимых значений. Образуются они в водонасыщенных осадках и на разделах горная порода-вода, так как на поверхности минеральных частиц имеется слой адсорбированных молекул газа. Образуются ГГ и из свободного газа на разделе: газ-вода. Образование газогидратов может происходить в пласте в процессе разработки газовой залежи, в стволе скважины или в газопроводе, поэтому прежде чем газ подают потребителям, его осушают. Условиям образования ГГ в природе соответствуют зоны многолетнемерзлых пород, а также морские и озерные осадки, лежащие на достаточной глубине. Сезонные колебания температуры воды в Мировом океане захватывают только верхний слой толщиной около 100 м. Затем колебания сглаживаются и на глубинах ниже 1500-2000 м температура становится постоянной в пределах от 2 до 3 ºС и только в Арктике падает до минус 0,7 и даже до минус 1,4 ºС. Поэтому образование гидратов происходит в глубоких акваториях не зависимо от широты. Например, гидраты метана образуются на глубинах от 500 до 600 м, а в полярных широтах верхняя граница гидратообразования приближается к поверхности. В настоящее время установлено, что условиям гидратообразования соответствует до 23 % площади континентов, особенно Евразии и 90 % площади Мирового океана. Ресурсы гидратного в десятки тысяч раз превышают мировые запасы природного газа. Химический состав газов Состав газов газовых залежей. Свободные природные газы образуют скопления, состоящие из углеводородных и неуглеводородных компонентов. Главное значение имеют углеводородные компоненты: метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10, а также пары жидких УВ. Среди них преобладает метан. Среди неуглеводородных компонентов преобладают: азот, углекислый газ и сероводород. Иногда каждый из этих газов может превышать 50 % и даже достигать 100 % в составе газовых залежей. В меньших количествах в залежах присутствуют следующие газы: водород, гелий, аргон, ксенон, окись углерода, а также пары воды и ртути. Природный газ, в котором суммарное содержание углеводородных газовых компонентов превышает 50 %, называется углеводородным. Сухие газы состоят на 95-99 % из метана. Сухими они называются потому, что практически не образуют конденсат. Тощие газы состоят из метана на 90-95 % и содержат пары жидких углеводородов, которые при снижении давления образуют конденсат в количестве от 10 до 30 см3/м3. Жирные газы также состоят в основном из метана, но его содержание составляет менее 90 %. Содержат они и ТУВГ, а также - пары жидких высококипящих УВ, которые при снижении давления образуют конденсат в количестве боле 30 см3/м3. Имеются жирные газы с преобладанием неуглеводородных компонентов.
Состав нефти: элементный, количественный, групповой, фракционный Нефть – это сложная коллоидная гидрофобная система, состоящая из углеводородов различного строения и гетероатомных или неуглеводородных соединений (кислородных, сернистых, азотистых и высокомолекулярных металлорганических смолисто-асфальтеновых соединений), которая распространена в породах осадочного чехла и фундамента осадочных бассейнов. Среди углеводородных и неуглеводородных компонентов нефти содержатся так называемые реликтовые структуры или хемофоссилии, которые по своему составу близки к некоторым биологическим веществам или их фрагментам. Обычно нефть имеет черный или темно-коричневый цвет, иногда, при солнечном свете, зеленовато-желтый оттенок и реже она почти бесцветная. При химическом анализе нефти определяют её элементный, изотопный, компонентный и фракционный состав. В нефтях обнаружено свыше 70 элементов таблицы Д.И. Менделеева, которые разделяются на главные и основные элементы, а также на микроэлементы. Главными химическими элементами нефти являются углерод и водород. Содержание углерода составляет 82-87 %, а водорода 12-14 %. В сумме их содержание составляет 96-99 %. Основные элементы представлены кислородом, серой и азотом. Их общее содержание составляет от 0,5 до 2 %, но может достигать 8 % и более, главным образом, за счет серы. Микроэлементы содержатся в количестве от одной десятой до одной десятимиллионной доли процента. В сумме они составляют менее 1 %. Главное место среди микроэлементов занимают металлы - это: ванадий (V), никель (Ni), железо (Fe), цинк (Zn) и другие металлы. Содержатся также и неметаллы - галогены: хлор (Cl), бром (Br), йод (I) и другие элементы-неметаллы: фосфор (P), кремний (Si), мышьяк (Аs). Наибольшим содержанием выделяется: фосфор, до 0,1 %, ванадий (V) - 0,03-0,004 %, никель (Ni) - 0,03-0,05 %, железо (Fe) - 0,012-0,0003 % и цинк (Zn) - 0,0036-0,0004 %. При этом ванадий и никель концентрируются в золе некоторых нефтей в количествах, соизмеримых с их содержанием в промышленных рудах. В изотопном составе соединений нефтей преобладают легкие изотопы элементов. В нефтях определено около 1300 индивидуальных химических соединений, которые разделяются на две группы: углеводородную и неуглеводородную. Основными компонентами нефти являются углеводороды, которые представлены алкановыми, нафтеновыми, ароматическими и гибридными соединениями. В некоторых нефтях обнаружены этиленовые УВ или алкены. Фракционный состав нефти. Нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур – от 35 до 600 °С и поэтому по степени летучести разделяется на составные части или фракции. Фракционный состав является важным показателем качества нефти. При физической переработке происходит прямая перегонка нефти, которая заключается в термическом разделении нефти на фракции. Разделение основано на различии температур кипения (ТК) разных фракций с различной молекулярной массой. На первой стадии нефть перегоняют при атмосферном давлении и получают легкие светлые нефтепродукты или дистиллятные фракции, выкипающие до 350 °С: 1) бензин (УВ С5-С10) - ТК от 35 до 200 °С; 2) керосин (УВ С11-С13) – ТК от 200 до 250 °С; 3) газойль, дизельное топливо или легкие соляровые масла (УВ С14-С21) – ТК от 250 до 350 °С; 4)мазут. Мазут – остаток при переработке тяжелых нефтей, состоит из УВ масляной фракции, смол, асфальтенов и гетероатомных соединений, которые составляют тяжелые темные фракции нефти, выкипающие при температуре выше 350 °С. При переработке мазута получают следующие фракции нефти: 1) масла соляровые (УВ С22-С25); 2) масла смазочные (УВ С26-С35); 3) гудрон или нефтяной пек (смолы, асфальтены и УВ С36-С60 и более).
|
||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-06; просмотров: 2451; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.144.8.68 (0.015 с.) |