Ответы к Нефти и Газу экзаменационные билеты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___1__

1.Состав нефти: элементный, количественный, групповой, фракционный 2.Факторы, определяющие основные закономерности распределения нефти и газа 3.Особенности ГРР при поисках газовых и газоконденсатных месторождений

1.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.

Визотопном составе соединений нефтей преобладают легкие изотопы элементов.

Внефтях 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).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.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 емкостнофильтрационных 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.

3.Особенности ГРР при поисках газовых и газоконденсатных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___2__

1.Физические свойства нефти

2.Ловушки. Механизмы аккумуляции.

3.Классификация буровых скважин при ГРР на нефть и газ

1.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.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Ловушки. Механизмы аккумуляции.

Ловушка – это часть природного резервуара, в которой, благодаря уравновешенности гидравлических сил, может происходить аккумуляция нефти и газа и образоваться их залежь.

Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются: толщина коллектора, площадь (в контуре самой нижней замкнутой изогипсы) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до гидравлического замка ловушки.

Замок ловушки, или точка высачивания УВ – это гипсометрически наиболее глубокая часть экрана (покрышки), определяющая предельное заполнение ловушки нефтью.

Выделяются морфологические и генетические классификации, а также морфогенетические или генетико-морфологические классификации ловушек нефти и газа.

В природных резервуарах выделяется пять следующих генетических типов ловушек:

Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые, или антиклинальные и тектонически экранированные ловушки. Тектонически экранированные ловушки образуются как на антиклинальных структурах, так и на моноклиналях при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так как своды или антиклинали тоже представляют собой тектонические пликативные экраны на пути движения нефти и газа Ловушки литологического типа также разделяются на два типа - литологически ограниченный тип и литологически экранированный тип.

Л и т о л о г и ч е с к и о г р а н и ч е н н ы е ловушки образуются в результате литологической изменчивости пород-коллекторов, когда порода-коллектор изолирована со всех сторон, например песчаная (алевролитовая) линза в глинах, или при появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород. Поэтому в данном случае понятия «ловушка» и «ПР» совпадают

Л и т о л о г и ч е с к и э к р а н и р о в а н н ы е ловушки образуются в результате выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев или их фациального замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами

Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания породколлекторов во время восходящих тектонических движений и их несогласного перекрытия флюидоупорами во время нисходящих движений.

Ловушки рифовового типа. Рифовые ловушки связаны с различными рифовыми массивами и биогермными телами, которые образуются в результате отмирания организмов-рифостроителей: известковых водорослей, кораллов, мшанок, губок и других и последующего их перекрытия непроницаемыми породами.

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Фактически гидравлические ловушки и залежи нефти образуются в том случае, когда гидравлический напор, обычно совместно с капиллярным давлением, превышает гравитационную силу.

Залежи нефти и газа образуются в результате аккумуляции УВ в ловушках. Аккумуляция происходит посредством перехвата УВ, мигрирующих в струйной форме в кровельной части водонасыщенных пластов-коллекторов или по зонам повышенной тектонической трещиноватости, связанных разрывными нарушениями горных пород. В пластовых резервуарах, при заполнении антиклинальных, дизъюнктивно экранированных и литологически экранированных ловушек, УВ перемещаются по напластованию пород. При заполнении ловушек в массивных резервуарах движение УВ происходит по вертикали.

Заполнение антиклинальных ловушек происходит по их периметру. При этом УВ всплывают в сводовую часть, одновременно вытесняя воду, находящуюся в коллекторе в нижнюю часть ловушки до

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

гидравлического замка. Вода в начале вытесняется по всей толщине пласта, а затем по его падению. Таким образом, формирование залежей нефти и газа происходит по схеме «снизу вверх - сверху вниз. Углеводороды поступают в ловушку по наиболее крупным поровым каналам, а вытесняют воду из более мелких каналов. Поэтому для проникновения нефти или газа в более мелкие поры необходимо, чтобы они находились под некоторым избыточным давлением, которое превышает величину гидростатического давления на величину капиллярного давления, характерного для данного значения радиусов капилляров. Такое избыточное давление называется давлением внедрения, или давлением прорыва.

3.Классификация буровых скважин при ГРР на нефть и газ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___3__

1.Классификации нефти

2. Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов

3.Нефтеносность территории Беларуси

1.Классификации нефти

Классификации нефтей используются для оценки состава, качества, технологических свойств, изучения истории образования и преобразования нефтей. Для этих целей составлены различные химические, генетические и геохимические классификации, а также технологическая классификация.

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 геологогеохимические 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.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов

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.

Путями миграции являются локализованные «каналы» в природных резервуарах. Это:

1)весь объём эффективных пор и трещин в кровельной части проницаемых пород;

2)зоны повышенной трещиноватости пород, связанные с разломами;

3)плоскости напластования и несогласного залегания пластов;

4)контакты боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами;

5)сутурные поверхности

6)литологические окна в толще флюидоупоров и другие проницаемые зоны.

Соответственно видам пустотного пространства, в которых протекает миграция, различают следующие виды миграции: поровый; трещинный; трещинно-поровый; поверхностно-межпластовый.

По масштабам выделяется локальная, зональная и региональная миграция.

-Локальная миграция происходит в пределах ограниченного объема горных пород. Она ведет к образованию одного месторождения или залежи нефти и газа.

-Зональная миграция приводит к образованию зоны нефтегазонакопления, то есть залежам нефти

игаза, связанным с генетически едиными ловушками в пределах тектонической зоны.

Врезультате региональной миграции формируется несколько зон нефтегазонакопления, часто разного генетического типа, которые объединяются в нефтегазоносные районы (НГР) и области (НГО).

Классифицируют миграционные процессы в зависимости от их:

-отношения к толщам пород, в которых они протекают;

-направления движения относительно земной поверхности. В связи с этим появились понятия о внутрирезервуарной и внерезервуарной миграции, а также - понятия о боковой и вертикальной миграции.

Внутрирезервуарная миграция происходит сублатерально в пределах одного пласта или нескольких пластов-коллекторов по «туннелям» с наибольшей пористостью и проницаемостью. Она идет по восстанию или простиранию пластов, в зависимости от векторов-градиентов пластовых вод. По отношению к земной поверхности этот вид миграции является латеральной или боковой миграцией.

Внерезервуарная или межформационная миграция идет из одного природного резервуара в другой по зонам разломов и повышенной трещиноватости пород, контактам, литологическим окнам и окнам прорыва флюидоупоров. По направлению эта миграция является вертикальной или восходящий.

Латеральная и вертикальная миграция в природе часто сочетается. В этом случае она называется

смешанной или ступенчатой миграцией.

По отношению к простиранию тектонических элементов различают:

-Фронтальная, или поперечная миграция происходит тогда, когда зоны ловушек расположены перпендикулярно к миграционному потоку. В этом случае, например, ловушки в антиклинальных зонах наполняются УВ с крыльев.

-Продольная миграция возникает при совпадении простирания зон нефтегазонакопления с направлением миграционного потока.

Таким образом, миграция УВ в природных резервуарах происходит в трёх основных формах:

фазово-обособленной или струйной; водорастворённой; диффузионной.

Струйная форма является активной и идет за счет гравитационной (архимедовой) силы. При этом нефтяная фаза может содержать растворенный газ, а газовая фаза – растворенную нефть (газоконденсатный раствор). К активной миграции относится также диффузионная форма.

Водорастворенная форма миграции является пассивной, поскольку зависит от скорости движения пластовых вод и протекает в виде истинных растворов и коллоидных растворов или эмульсий. Из-за низкой скорости движения пластовых вод в зоне катагенеза и низкой растворимости УВ в воде большого значения для формирования залежей нефти и газа она не имеет.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___4__

1.Углеводородный состав и неуглеродные соединения нефти

2.Понятие о главной фазе газообразования (ГФГ)

3.Основные стадии ГРР на нефть и газ

1.Углеводородный состав и неуглеродные соединения нефти

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.

-Алкановые УВ, они же метановые, парафиновые, алифатические УВ или алканы (Al)

соответствуют общей формуле CnH2n+2. Их содержание в нефтях составляет от 10 до 70 %.

Алканы, содержащие от одного до четырех атомов углерода (С1-С4), при нормальных условиях являются газами, от пяти до 15 (С5-С15) – жидкостями, больше 16 (С16) - твердыми веществами. При этом твердые алканы от С16-С32 называются парафинами.

-Нафтеновые УВ, они же циклановые, циклоалкановые, циклопарафиновые,

полиметиленовые УВ или нафтены (Nf) состоят из замкнутых в цикл метиленовых групп СН2. Простейший циклоалкан – циклопpопан С3Н6 – представляет собой плоский трехчленный

карбоцикл. Нафтены С3-С4 являются газами, С5-С7 жидкостями, С8 и выше – твердыми веществами. Содержание нафтенов в нефтях колеблется в широких пределах, от 25 до 80 %. Среди

соединений нефти нафтены наименее токсичны и даже обладают стимулирующим действием на живые организмы.

Ароматические УВ или арены (Аr) – это класс УВ, молекулы которых содержат устойчивые циклические группы атомов (бензольные ядра) с замкнутой системой сопряженных связей. Простейшие представители (одноядерные арены): бензол, толуол. Многоядерные арены: нафталин С10Н8. Бензол С6Н6 – родоначальник ароматических углеводородов.

Арены, по сравнению с алканами и нафтенами содержатся в нефти, как правило, в меньших количествах, в основном от 10 до 25 %. Иногда их содержание достигает 50 %. Ароматические УВ являются наиболее токсическими компонентами нефтей. Например, при концентрации в воде всего 1% они убивают все водные растения.

Гибридные УВ. В молекулах УВ гибридного (смешанного) строения находятся различные структурные элементы: ароматические кольца, нафтеновые циклы и алкильные цепи. Сочетание этих структурных элементов может быть самым разнообразным. Гибридное строение в нефтях имеет от 20 до 50 % высокомолекулярных УВ.

Этиленовые УВ или алкены, олефины. Это - непредельные (ненасыщенные) УВ с открытой цепью, в молекулах которых между углеродными атомами имеется одна двойная связь. Как и предельные УВ, алкены образуют свой гомологический ряд с общей формулой CnH2n. Простейшим представителем этого ряда и его родоначальником является этилен С2Н4 (Н2С=СН2).

Алкены обнаружены во многих образцах нефтей только в конце ХХ века в количестве до 8-10 %. Образуются они в результате радиолитического дегидрирования алканов при воздействии естественного радиоактивного излучения в недрах.

Неуглеводородные компоненты нефти

Являются производными углеводородов и разделяются на две группы.

В первую группу входят гетероорганические соединения, которые описываются точной химической формулой. Называются они по содержащемуся или преобладающему в них гетероатому и представлены сернистыми, кислородными и азотистыми соединениями.

Во вторую группу веществ входят высокомолекулярные соединения, структура которых сложна, и поэтому определяется неоднозначно. Эта группа представлена смолами и асфальтенами или смолисто-асфальтеновыми веществами (САВ).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Смолы и асфальтены - это высокомолекулярные конденсированные циклические структуры, которые содержат гетероатомы и боковые алкильные цепи, состоящие из одновалентных радикалов: метила (СН3), этила (С2Н5), пропила (С3Н7) и других.

-Смолы имеют молекулярную массу от 500 до 2000 единиц и обладают хорошей растворимостью в органических растворителях и УВ.

-Асфальтены – продукты конденсации нескольких молекул смол, поэтому они являются твердыми веществами с кристаллоподобной структурой и не растворяются в алканах. Их молекулярная масса лежит в пределах от 1000-5000 до 10000 единиц. Однако имеются сведения, что она может доходить до сотен тысяч и даже миллионов единиц.

Сернистые соединения. В нефтях содержится более 250 индивидуальных органических и неорганических соединений, содержащих серу. Неорганические соединения представлены элементной серой – S и сероводородом - H2S. Основное количество серы, от 70 до 90 %, связано со смолами и асфальтенами.

Сернистые компоненты нефтей разделяются на агрессивные и неагрессивные соединения. Агрессивная сера представлена органическими и неорганическими соединениями, которые обладают кислотными свойствами. К ним относятся: элементная сера - S, сероводород - H2S, и меркаптаны - тиолы и тиофенолы.

К неагрессивным сернистым соединениям относятся сульфиды, дисульфиды, тиофан, тиофен и тиопиран – С5Н10S.

Кислородные компоненты нефтей представлены 70 индивидуальными соединениями кислого и нейтрального характера, которые содержат кислород в виде различных функциональных групп: гидроксила (-ОН), карбоксила (-СООН), карбонила (>СО), метоксила (ОСН3), оксигрупы (=О), пероксигруппы (-О-О-) и других. Кислород содержится в нефти в элементном составе в количестве от 0,05 до 3,6 %, что соответствует примерно от 0,5 до 36 % кислородных соединений.

Соединения кислого характера представлены кислотами и фенолами. Кислоты имеют различное строение: алифатическое (Аl-СООН), нафтеновое (Nf-СООН или Nf-(СН2)n-СООН), в том числе и стероидное строение, а также ароматическое и гибридное строение. Кроме фенола С6Н5ОН в нефтях присутствуют его гомологи, содержащие до шести конденсированных колец.

Азотистые компоненты нефтей составляют более 50 индивидуальных соединений, которые разделяются на три группы.

-Первая группа - это азотистые основания. Представлены они ароматическими гетероциклами: пиридином (С5Н5N), анилином (С6Н5NН2), хинолином (С9Н7N), акридиномом (С13Н9N) и

их гомологами.

-Вторая группа - это нейтральные соединения, которые представлены ароматическими гетероциклами: пирролом (С4Н4NН), индолом (С8Н6NН), карбазолом (С12Н8NН) бензокарбазолом

(С16Н10NН), а также их гомологами и производными.

-Третья группа - это порфирины, которые представляют собой сложные циклические металлоорганические азотсодержащие соединения.

Содержание азотистых соединений в нефти обычно не превышает нескольких процентов от её состава, а концентрация азота в элементном составе нефти находится в пределах от 0,01 до 1,7 %.

Реликтовые соединения или хемофоссилии. Эти соединения представляют особую группу веществ, которые одновременно присутствуют в углеводородном и в неуглеводородном составе нефтей, а также в ОВ осадочных пород.

Реликтовые химические соединения по своей структуре близки к некоторым биологическим веществам или их фрагментам: стероидам, терпенам и терпеноидам, порфиринам (хлорофилл, гемоглобин крови), аминокислотам и другим.

Из УВ к хемофоссилиям относятся высокомолекулярные нормальные и изопреноидные алканы, а также полициклические нафтены, а из неуглеводородных компонентов нефти - порфирины, амиды кислот.