vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Средняя(25-30)

4.Крупная(40-100)

5.Оч.крупная(>100).

Таким образом, имеется очень широкий спектр неоднородности пласта, который формулирует широкий спектр физических полей.

9 Пласт – как многофазная система. Нефтегазовый пласт – это сложная многопараметрическая система, насыщенная различными фазами и имеющая свойства, способные изменяться во времени.

Фаза – гомогенная часть гетерогенной системы, между поверхностями которых существует граница раздела, при переходе через которую хотя бы одно из физических свойств меняется скачкообразно.

Выделяют следующие фазы:

a.Скелет.

b.Нефть.

c.Вода.

d.Газ.

e.Конденсат.

Впроцессе разработки фазовая гетерогенность меняется.

10 Компоненты – индивидуальные вещества, состоящие из одинаковых молекул, и наименьшее число этих молекул достаточно для образования любой из фаз.

При изменении термодинамических условий из гомогенной фазы могут выделятся отдельные компоненты и образовывать новые фазы, что приводит к большим сложностям.

Например, газ состоит из CH4 и H2S.

Компоненты пластовых смесей – это индивидуальные углеводороды

11.Земная кора преимущественно состоит из трех типов горных пород:

1.осадочного:

обломочные(песчаники, сланцы)

карбонатные(некоторые известняки)

хемагенные

органогенные

доломиты

2.вулканического

3.метеморфичского

12.Природные и технологические условия сущ-ия пласта.

Нефтяной пласт – это пласт, сложенный породами с хорошей проницаемостью и заполненный нефтью. Флюид находится в пласте под большим давлением. Породы, лежащие выше продуктивного горизонта, своей массой давят на пласт. До вскрытия продуктивного горизонта давление в нем по всей площади однообразно, в момент его вскрытия это равновесие нарушается.

13 Понятие текстурно-структурной неоднородности Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так

же по взаимному расположению пор относительно друг друга. Определяет возможность движения флюида в пласте и характеризуется однородностью.

Структурно-текстурной неоднородностью характеризуется неоднородность скелета породы.

Взависимости от структуры пласта можно различить:

псафитовую(>2 мм)

псаммитовую(0,1-2 мм)

алевритовую(0,01-0,1 мм)

пелитовую( менее 0,01 мм)

Текстура указывает на слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное расположение цемента

14 Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

15 Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

16 Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи.

17 Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи, бывает:

Первичная (гранулярная)

Вторичная (трещиноватая)

Типы пор:

Хорошо отсортированный песчаник

Плохо отсортированный песчаник

Глины, содержащие замкнутые поры

Трещинный тип

Кавернозный тип

20 первичная и вторичная пористость. Породы, обладающие этой пористостью Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации:

Ромбоидальные ( в основном высокопористые, открытопористые хорошо окатанные песчаники)

Тетраидальные (спрессованные песчаники)

Трещиноватые (глина, слюда)

Вторичная – связана с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами:

Щелевидная

Каверновая

21 По какому физическому принципу классифицируются поры по размерам?

Также поры классифицируются по размеру. Размеры пор определяются по площади контакта поры с породой: 1. Сверхкапиллярные поры с dэф 10 4 м . Через такие поры хорошо фильтруются нефть, газ, вода;

для них нехарактерны эффекты на границе фаз.

взаимодействия, фильтрация в них затруднена.

3.Субкапиллярные поры с d эф 10 9 10 7 м . Взаимодействие между твёрдой фазой и флюидом распространяется на всю пору. Для таких пор характерно явление начального градиента давления.

4.Микропоры с dэф 10 9 м . Через такие поры флюид практически не фильтруется.

22 Понятие пористости как физического свойства пласта, характеризующего его емкость. Виды пористости Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи.

Пористость характеризуется коэффициентами пористости.

Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей пористости

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент открытой пористости – доля сообщающихся пор в единице объема Коэффициент эффективной пористости – доля пор, содержащих нефть и газ

К эф п Vп Vсвяз.воды

Vобр

Коэффициент динамической пористости – мера, характеризующая полезную емкость пласта

К динамич. Vпор Vсв.воды Vостат.нефти

п Vобразца

23 Дайте понятие коэффициента пористости, виды коэффициентов пористости См. выше

24 Взаимосвязь и отличие коэффициентов общей, эффективной и динамической пористости, области их применения.

См. выше

25 Понятие структуры порового пространства Коллекторы, которые могут содержать нефть и газ, по структуре пол бывают следующих видов:

1.Коллекторы с гранулярным типом пор, могут быть сложены следующими песчано-алевролитовыми и карбонатными породами.

2.Коллекторы с трещинным типом пор, могут быть сложены любым типом пород.

3.Коллекторы со смешанным типом пор:

a.Коллекторы с трещинно-каверновым типом пор.

b.Коллекторы с трещинно-пористым типом пор.

c.Коллекторы с трещинно-порово-каверновым типом пор.

26 Водо-, нефте- и газонасыщенность пород. Коэффициенты, характеризующие эти свойства Нефтенасыщение – параметр, характеризующий содержание нефти в объеме образца.

kH VH Vпор

аналогично

27 Емкостные свойства нефтегазовых пластов, характеристика, взаимосвязь и область применения Пористость бывает вторичная, первичная. Этого мало, чтобы сказать, какого типа коллектор. В разных пластах с разным типом трещин поры различны.

Под структурой порового пространства понимается характер распределения пор по размерам, конфигурация и взаимное расположение пор.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С точки зрения «вида» конфигурации пор:

Поры делятся на категории:

1)сверхкапиллярные поры, >10-4м;

2)капиллярные поры, :10-7 – 10-4м;

3)субкапиллярные поры, :10-9 – 10-7м;

4)микропоры, <10-9м.

1)Сверхкапиллярные поры: характерны для слабосцементированного галечника, гравия, среднезернистых песков, зон выщелачивания, карст.

Поверхность взаимодействия на ед. объема – мала.

2)Капиллярные:Существенное взаимодействие, поверхностное натяжение препятствует движению флюидов. В таких объектах делают ПХГ. Характерны сцементированным породам, доломитам.

3)Субкапиллярные:_Поры могут быть заполнены прочносвязывающей жидкостью, нефтью.

Глины, мелкокристаллические известняки, доломиты и т.д. 4) Микропоры: Нефть в таких порах неподвижна. Глины.

28 Понятие проницаемости (характеристика и физический принцип измерения)

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по

жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из

формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

v k P

L

Закон Дарси используется для определении как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

29Физический смысл абсолютной проницаемости и принципы ее определения См. выше

30Фазовая проницаемость, ее физический смысл и взаимосвязь с абсолютной проницаемостью См. выше

31Относительные фазовые проницаемости пластов, совместное движение несмешивающихся флюидов в пористой среде и области их использования

Рис. Графики зависимости относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности.

На рис. приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (kв) и нефти (kн) от водонасыщенности пористого пространства. Как видно из рисунка, при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и получаем еще безводную нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов. При достижении водонасыщенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя еще в пласте имеется нефть. Поэтому нельзя допускать преждевременного обводнения скважин, необходимо предупреждать попадание воды в призабойную зону при вскрытии пласта, при проведении ремонтных работ.

32 Обычные и нормированные фазовые проницаемости, понятие нормированной насыщенности, ее физический смысл

?

33Относительная фазовая проницаемость при трехфазной фильтрации и ее сопоставление с двухфазной фильтрацией

В заштрихованной области могут двигаться все три фазы. Трёхфазное насыщение представляет неблагоприятную обстановку для разработки месторождения. Если в процессе фильтрации выделяется третья фаза, то она мешает первым двум фазам двигаться по поровому пространству, вследствие чего ухудшается фазовая проницаемость. Поэтому не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений достигать давлений, при которых из нефти начинает выделяться газ, а при разработке газовых месторождений достигать давлений, при которых из газа начинает выделяться газоконденсат.

34 Диаграммы относительной фазовой проницаемости для трехфазной и двухфазной фильтрации. Сходство и различие.

См. выше

35Понятие удельной поверхности, разновидности удельной поверхности, их связь для различных горных пород

Удельной поверхностью породы называется величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м3 однородного песка, составляет около 20276 м2.

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнивым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих пород с достаточной точностью можно подсчитать по приближенной формуле:

где Sуд – удельная поверхность породы, м2/м3; m – пористость, доли единицы; k – проницаемость, м2. Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, колеблется в широких пределах – от 40000 до 230000 м2/м3. Породы, имеющие удельную поверхность более 230000 м2/м3, проницаемы или слабопроницаемы. Они представлены глинами, глинистыми песками, глинистыми сланцами и т.п.

Чем больше удельная поверхность, тем сильнее твердая фаза влияет на движение жидкости и газа. Сужается диапазон фазовой проницаемости.

36Удельная поверхность фильтрации, ее связь с пористостью и проницаемостью См.выше

37Удельная поверхность пород, ее виды и области использования

Объемная

Массовая

38Перечислите основные фильтрационные и емкостные свойства нефтегазовых пластов, дайте понятие анизотропии нефтегазового пласта

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При реализации эксперимента модель даёт нам одноосное напряжение, тогда как в пласте объёмное напряжённое состояние.

В зависимости от того, как действуют напряжения, оно подразделяется на:x, y, z – нормальное напряжение,

ij – касательное напряжение.

S ij – тензор напряжений.

где σ – главное (нормальное) напряжение, P ik– совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i≠k.

Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации. 44. Виды деформаций, тензор деформаций.

Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений. Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:

линейные деформации;

сдвиговые деформации;

объёмные деформации.

Суммарная деформация ху, уz, хz – величина, на которую уменьшается прямой угол между соответствующими гранями выбранного нами из массива пласта куба в результате сдвига.

Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и написать тензор деформаций:

напряжения. По этой зависимости выделяют следующие типы поведения пласта:

Пласт, имеющий упругую деформацию. Такой вид деформации описывается законом Гука. Наклон графика

характеризуется модулем Юнга.

Пласт упругопластического типа. Переход от упругого состояния в пластическое характеризуется пределом

упругости .

Пласт пластического типа.

Пластическая деформация характерна упругопластистическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

V/V=(3 (1 - 2 )/Е )р, р=( х+ у+ z)/3. Упругость пласта – это способность пласта сопротивляться изменению размеров тела и его формы

46. Деформационные и прочностные свойства нефтегазовых пластов.

При отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряжённого состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений подчиняется закону Гука.

По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация.

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется так:х=1/Е ( х - ( у+ z))

у=1/Е ( у - ( z+ х))z=1/Е ( z - ( у+ х))

где х, у, z – главные нормальные напряжения;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где v – скорость распространения упругих колебаний U – упругое смещение.

По частоте упругие колебания подразделяются на: инфразвуковые до 20 Гц; гиперзвуковые > 1010 Гц; звуковые от 20 до 20000 Гц; ультразвуковые >20000 Гц.

Эти колебания используются в нефтегазовом деле.

51. Типы волн в нефтегазовых пластах

Деформации продольные, поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим волны делятся на:

продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)

поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фаза, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).

Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и называются объёмными.

Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – поверхностные волны. В них движение частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.

52. Явление поглощения упругих волн и коэффициенты, характеризующие поглощение.

Затухание волн обусловлено:

1)Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;

2)Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.

Амплитуда волны падает по мере прохождения волны по следующему закону: U=U0*e-θx

где U0 - амплитуда упругих колебаний; U - амплитуда на расстоянии х;

θ- коэффициент поглощения |1/м|.

Коэффициент поглощения показывает потерю энергии по мере прохождения вглубь пласта.

Этот коэффициент зависит от свойств породы, таких как: тепловые свойства, коэффициент внутреннего трения, структура, а также частота колебания.

Для однородных тел зависимость θ(ω) (от частоты) записывается по закону СтоксаКирхгофа. Для однородных сред: θ'=2/3(ω2*η/(v3 *ρ)).

где ω - циклическая частота; η - коэффициент вязкости; ρ – плотность среды.

53. Явления отражения волн и их преломления. Коэффициенты, характеризующие эти явления.

Часто в расчётах используется удельное волновое сопротивление пласта: Z=v*ρ

Этот коэффициент характеризует способность пласта отражать и преломлять упругие волны. Коэффициент отражения — это отношение энергии отражённой волны к энергии падающей волны: k0=A0/A=(z1-z2)/( z1+z2)

где z - удельное волновое сопротивление

Чем больше разница волновых сопротивлений, тем больше энергии отражается. Также больше энергии отражается, с ростом контрастности сред.

При переходе из воздуха в воду отражается более 99,8% их энергии, а из воды в породу - до 85%. Т.о. от коэффициента отражения зависит эффективность передачи волновой энергии в пласт.

Согласно закону Снеллиуса, угол падения и угол преломления упругой волны, проникающей в породу, находятся в определённом отношении со скоростями упругой волны в первой и второй средах, которое называется коэффициентом преломления упругой волны относительно первой фазы:

v1/v2=n.

54. Природные и техногенные тепловые процессы в нефтегазовых пластах

Причины:

В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150 , поэтому можно утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы нарушаем тепловое равновесие.

Когда мы закачиваем в пласт воду, эта вода имеет температуру поверхности. Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти. Т.е. если в нефти есть парафинистая составляющая, то в результате охлаждения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

выпадет парафин и закупорит пласт. К примеру, на месторождении Узень температура насыщения нефти парафином Тн=35 (40 ), и при его разработки были нарушены эти условия, в результате температура пласта снизилась, парафин выпал, произошла закупорка и разработчикам пришлось длительное время закачивать горячую воду и прогревать пласт, пока весь парафин не растворился в нефти.

Высоковязкие нефти.

Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а также внутренние источники тепла. Так в качестве источника используют фронт горения: поджигают нефть и подают окислитель.

Метод снижения вязкости нефтей посредством радиоактивных отходов. Они хранятся 106 лет, но при этом греют высоковязкую нефть, позволяя легче её добывать.

55. Понятие теплоемкости пласта и коэффициенты, характеризующие теплоемкость Теплоёмкость (с) - количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst).

с=dQ/dТ

Средняя теплоёмкость вещества: с= Q/ Т.

Т.к. образцы породы могут иметь разную массу, объём, то для более дифференцированной оценки вводятся специальные виды теплоёмкости: массовая, объёмная и молярная.

Удельная массовая теплоёмкость [Дж/(кг град)]: Сm=dQ/dТ=С/m

Это количество теплоты, необходимое для изменения на один градус единицы массы образца. Удельная объёмная теплоёмкость [Дж/(м3 К)]:

Сv=dQ/(V dТ)= Сm,

где - плотность Количество теплоты, которое необходимо сообщить единице для повышения её на один градус, в случае Р, V=соnst.

Удельная молярная теплоёмкость [Дж/(моль К)]:

С =dQ/( dТ)=М Сm,

где М – относительная молекулярная масса [кг/кмоль] Количество теплоты, которое надо сообщить молю вещества для изменения его температуры на один градус.

Теплоёмкость является аддитивным свойством пласта: Сi=j=1 Сj Кi, где Кi=1, К – количество фаз.

Теплоёмкость зависит от пористости пласта: чем больше пористость, тем меньше теплоёмкость. (с )=сск ск (1-kп)+сз з kп,

где сз – коэффициент заполнения пор; kп – коэффициент пористости.

56. Тепловые свойства нефтегазового пласта

1.Теплоёмкость (с) - количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst).

с=dQ/dТ

2.[Вт/(м К)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую) энергию от одного элемента к другому.

Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях поддерживается разница

температур в один градус ( Т=1 ).

3. температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а= /(с ), когда =соnst.

На самом деле «а» не является постоянной, т.к. является функцией координат и температуры, а с –

коэффициента пористости, массы и т.д.

57. Теплопроводность и температуропроводность минералов и нефтегазовых пластов. Явление анизотропии теплопроводности

Теплопроводность. [Вт/(м К)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую) энергию от одного элемента к другому.

Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях поддерживается разница

температур в один градус ( Т=1 ). Коэффициент теплопроводности зависит от:

минирального состава скелета. Разброс значений коэффициентов может достигать десяти тысяч раз. степени наполненности скелета.

Теплопроводности флюидов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а= /(с ), когда =соnst.

На самом деле «а» не является постоянной, т.к. является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д.

При разработке мы можем использовать процессы, в которых возможно возникновение внутреннего источника тепла (например, закачка кислоты), в таком случае уравнение будет выглядеть так:

Т/ t=а 2Т+Q/(с ),

где Q – теплота внутреннего источника тепла, - плотность породы.

58Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах

Взависимости от количества газа и его состояния выделяют:

Чисто газовые

Газоконденсатные

Газонефтяные

Нефтяные с содержанием растворенного газа

59 Типы залежей по состоянию углеводородных систем

Газовые

Газоконденсатные

газонефтяные, газовые нефти с нефтяной оторочкой

нефтяные с газовой шапкой, нефтяные месторождения

в которых газ находится в растворенном состоянии.

60 Состав и классификация нефтей Нефть – жидкая смесь жидких углеводородов и неуглеводородных компонентов.

3 основных класса: метановый Сn H2n+2

алкановый CnH2n циклоалкановый CnH2n .

Меркоптаны - R – SH – аналогичные спиртам.

Асфальтены – близки к смолам. Представляют собой полициклические соединения, содержащие серу и бензин.

Нефти делятся на классы и подклассы. По количествы серы – 3 класса. Малосернистые, <0.5% Сернистые, 0,5 – 2% Высокосернистые, >2% По содержанию смол:

Малосмолистые, <18% Смолистые, 18 – 35% Высокосмолистые, >35% По содержанию парафина: Малопарафинистые, <1,5% Парафинистые, 1,5 – 5% Высокопарафинистые, >6%

Есть нефти с содержанием парафина >35%.

61 Состав и классификация природных газов

Состав природных газов.

Природные газы – это смесь газообразных углеводородов и неуглеводородных компонентов. N2, CO2, H2S, RSH, He, Ar, Kr, Xe.

Метан, этан, этилен (С2Н4) – газы при обычных условиях.

Пропан, н.бутан, изобутан – при нормальных условиях – парообразные, при повышении давления – жидкости.

Углеводороды, начиная с С5Н12, – входят в бензиновую фракцию газов. Сухой газ – метан, этан, этилен Жидкий газ – пропан, пропилен, изобутан, бутилен.

Бензин газовый – это изопентан, нормальный пентан, гексан и т.д. Газы подразделяются на три группы: