Значение нефти и природного газа в мировом хозяйстве

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нефть и газ

№1. Значение нефти и природного газа в мировом хозяйстве.

Все природные горючие ископаемые называют каустобиолитами (от греч. kaustós - горючий, bíos - жизнь и líthos - камень), что в буквальном переводе с греческого означает горючий камень биогенного происхождения. Горючие полезные ископаемые относятся к органическим породам, подразделяемым на каустобиолиты (торф, уголь и др.) и акаустобиолиты (известняки, мергели и др.) Каустобиолиты - представляют собой продукты преобразования остатков растительных и (или) животных, организмов под воздействием геологических факторов. основное мировое потребление энергии осуществляется за счет трех видов горючих ископаемых: нефти, природного газа и угля. При этом ведущая роль принадлежит нефти и природному газу. Помимо главного энергетического направления использования горючих ископаемых важнейшим потребителем углеводородов является химическая промышленность. И наиболее выгодным сырьем с экономической и технологической точки зрения является нефть. Переработка, которой дает тысячи продуктов (синтетические волокна, пластмассы, синтетический каучук, краски, химикаты). Попутное извлечение редких элементов: германий, ванадий, никель.

Наибольшим содержанием металлов отличаются так называемые тяжелые и сверхтяжелые нефти. Те самые, при добыче которых возникают наибольшие трудности. В каждой тонне нефти, казахстанского месторождения Северные Бузачи, ванадия содержится от 150 до 280 граммов В мире есть уже и практический опыт непосредственного извлечения ванадия из нефти. Такие

установки работают в Швеции, Венесуэле, Канаде... В будущем предполагается добыча из нефти рения, скандия, бериллия, серебра, галлия и других металлов. Утром люди умываются мылом, в которое входят жирные кислоты, являющиеся нефтяным продуктом. Мужчины бреются, применяя крем, частично приготовленный из нефти, и освежаются одеколоном, содержащим нефтяные ароматические масла. Ходим мы нередко по линолеуму, частично сделанному из нефтяного продукта, или по полу, покрытому лаком, в состав которого входят нефтяные масла. В одежду, белье, носки и галстуки из вискозы входят производные нефти. Самопишущая ручка, выключатели, телефонные аппараты и другие предметы изготовляются из пластической массы, составной частью которой являются нефтепродукты. Газеты печатаются красками, в которые входит нефть. На улицах по асфальтовой мостовой, приготовленной из нефтяных остатков, несутся машины, шины которых сделаны из синтетического каучука, а моторы работают на бензине. Из нефти сейчас добывают свыше 700 видов нефтепродуктов, используемых в быту и в самых разнообразных отраслях промышленности, включая и пищевую. Все большее и большее значение в народном хозяйстве РФ приобретает и природный газ, еще недавно считавшийся вредной примесью к нефти и сжигавшийся в факелах. Велика роль нефтегазового сектора и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами. Таким образом, нефтегазовая отрасль - это богатство России. Энерго-добывающая промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть и газ достаточно стабилен, хотя и подвержен кризисам и снижениям цен, что в российских налоговых условиях даже может поставить экспортные операции на грань ликвидности. Поэтому в успешном развитии нашей нефтегазодобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира и в первую очередь мы сами.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Стадии литогенеза. Образование осадочной породы представляет собой сложный,

включающий в себя несколько стадий, процесс.

Гипергенез – стадия физического и химического выветривания (например, образование песчаных зёрен за счёт разрушения магматических, метаморфических или ранее образовавшихся осадочных пород).

Седиментогенез – совокупность явлений, протекающих на поверхности Земли и приводящих к образованию новых осадочных образований за счёт переработки ранее существовавших пород.

Этапы седиментогенеза:

1)смыв и транспортировка материала;

2)осаждение (седиментация) материала.

Диагенез – стадия преобразования осадка в осадочную горную породу. Необходимо подчеркнуть принципиальную разницу между понятиями «осадок» и «осадочная порода». Осадок – это обычно сильно обводнённая неуравновешенная физико-химическая система, со значительным количеством живого (бактерии) или мёртвого органического вещества. Чтобы представить себе типичный осадок вспомним ил – сильно обводнённый тонкозернистый осадок современных водоёмов, содержащий огромное количество микроорганизмов, разлагающих органические остатки.

На стадии диагенеза процессы направлены на уравновешивание системы (разложение неустойчивых минералов, разложение органики, выделение газов – продуктов химических реакций и пр.). Диагенез протекает обычно при температуре до 250С и на глубине до 300 м.

Главными процессами, протекающими на этой стадии, являются:

1)обезвоживание и уплотнение под давлением накопившихся новых слоёв;

2)цементация;

3)кристаллизация и перекристаллизация: аморфный опал превращается в халцедон и, затем, в кварц; сложенные карбонатными скелетами кораллов рифовые известняки начинают превращаться в кристаллические известняки и т.п.

4)образование конкреций.

Катагенез – стадия вторичных изменений осадочной породы, следующая за стадией диагенеза. Условия катагенеза: температура до 300-3500С, глубина погружения пород – до нескольких километров. Так, на глубине 4-5 км глина превращается в аргиллит. Факторами катагенеза, определяющими преобразование пород, являются температура, давление, состав поровых вод, геологическое время.

В условиях катагенеза образуется каменный уголь высоких степеней преобразования (в том числе антрацит), нефть и газ.

Нужно отметить особое положение стадии гипергенеза. С одной стороны, гипергенез предшествует седиментогенезу и всем последующим стадиям формирования осадочных пород, с другой – может завершать цикл развития осадочной породы .На стадии гипергенеза может происходить не только выветривание существующих пород и формирование исходного материала для осадков, но и образование особого типа остаточных пород, не вовлекаемых в стадию седиментогенеза – пород кор выветривания. В эволюции процесса гипергенеза можно выделить три этапа. Гипергенез начинается обычно с глубинного «выветривания», связанно с воздействием на породы поверхностных агентов (кислорода, органических кислот и т.д.), проникающих в недра главным образом вместе с инфильтрационными водами. Этот этап получил название скрытого гипергенеза. По мере приближения к поверхности породы начинают подвергаться всё более активному воздействию гипергенных факторов: наступает второй этап – этап собственно гипергенеза. И, наконец, третий этап связан с выветриванием на поверхности.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Весь цикл образования осадочной породы объединяется термином «литогенез». Литогенез – совокупность процессов образования осадков (седиментогенез), превращения осадков в осадочную горную породу (диагенез) и последующего изменения осадочных пород (катагенез), а также процессов гипергенеза.

1.

3.Классификация каустобиолитов по генетическим условиям формирования.

11.1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ, КЛАССИФИКАЦИЯ

И НОМЕНКЛАТУРА Каустобиолитами (греч. «каустос» — горючий, «биос» — жизнь и «литое» — камень), или

горючими, а также органическими породами, называются геологические образования, больше чем наполовину состоящие из органических «минералов», или компонентов. Это особая группа горных пород, наиболее специфичная для нашей планеты (единственной, несущей жизнь), включающая наряду с

твердыми также и жидкие горные «породы» — нефти (возможно, и газ), формирующаяся восновном за счет необычного источника — тел организмов (животных и растений), которые в свою очередь строят органическое вещество своих тел из атмосферных газов и воды под влиянием энергии Солнца. По экономическому значению, т. е. по той роли, которую они играют в экономике, политике и жизни человека, каустобиолиты превосходят все другое .минеральное вещество, добываемое человечеством. Исключительно велико и их научное, в частности историко-геологическое, значение. Важность и специфичность этой группы пород объясняют, почему она рассматривается в специальных дисциплинах — углепетрографии, углегеологии, геологии и геохимии нефти и газа. Поэтому мы ограничиваемся кратким обзором, необходимым для понимания осадочного процесса, а за более глубокими и систематическими сведениями следует обращаться к соответствующим специальным руководствам.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Органические «минералы» сложны, изучены недостаточно и трудно диагностируются. Поэтому каустобиолиты классифицируются в основном по химическим особенностям, агрегатному или физическому состоянию и по более сложным, чем минералы, компонентам. С первыми классификациями, еще в рамках единой минералогии, и с самим понятием «органический минерал» можно познакомиться в книге Н. А. Орлова и В. А. Успенского (1936): «Выделение органических («горючих») минералов в самостоятельную группу восходит еще ко времени раннего средневековья, когда лишь в неясных и подчас странных формах выкристаллизовывались первые линии деления минеральных веществ на отдельные классы и группы. Уже в трудах арабского ученого Авиценны (980—1037) мы видим их обособленными в отдельный класс «серы», куда входили все горючие вещества, т. е. собственно каустобиолиты, а также алмаз, графит и сера» (с. 5). Это объединение по принципу горючести ведет начало с античности (например, Плиний говорил, что битумы весьма близко стоят к сере) и удерживается

до начала XIX в. В представлениях средневековых ученых «понятие «сера» имело не только физический, но и глубоко философский смысл», в частности «как бы воплощало свойство горючести», и «ее название становилось лишь символом, выражающим это свойство» (там же, с. 5). Д а же когда в конце XVIII в. стали «очищать» группу каустобиолитов от инородных минералов, в частности исключать из нее графит (а позже и алмаз как явно не биогенный), она все еще называлас ь сернистой. Неразделенность понятий «минерал» и «горная порода»

позволяла в единой классификации под именем минералов выделять и то, что отвечает понятию «минерал», и «камни, земли», а также «горючие вещества» — уже породные тела. Общая классификация каустобиолитов еще разрабатывается. Трудности связаны с разнородностью пород и веществ, с их резко различным физическим состоянием (твердые, жидкие и газовые, а также переходные между ними состояния) и разной «горючестью». Не все органические вещества обладают этим свойством, и поэтому понятие «каустобиолиты» уже понятия «органические соединения» или «органические вещества» (OB). Лучше разработаны частные классификации, раздельно рассматривающие твердые, жидкие или газовые образования либо разделяющие их прежде всего по природе органического вещества — на гумолиты и битумолиты. Например, И. И. Аммосов с соавторами (1987, с. 24) твердые горючие ископаемые подразделяет на 3 типа и это твердые вторичные органические ископаемые, образовавшиеся из флюидных фракций первых двух типов на путях их миграций, взаимодействий, застаивания, отвердения как в глубоких недрах при повышенных температуре и давлении, так и в зоне гипергенеза.

Основные генетические типы твердых горючих ископаемых Типы Подразделения типов

I. Гумолиты 1. Гумиты — в основном из лигнин-целлюлозных веществ 2. Липтобиолиты — из смол, восков, оболочек спор, кутикулы

II. Сапропелиты , 3. Телосапропелиты — сохраняется форма или анатомическое строение водорослей и других богатых жирами организмов 4. Сапроколлиты — исходный сапропелевый материал на месте залегания превращен в бесструктурную массу

III. Органофлюидолиты

5- Нафтолиты — из мигрировавших углеводородных флюидов разного генезиса ;

6.Антрафлюидолиты — из мигрировавших термогенных углеводородных флюидов угольного ряда

7.Некромофлюидолиты — в основном из некрокислот, мигрировавших за пределы торфяника в виде растворов, суспензий и эмульсий, ограниченно взаимодействовавших с термогенными флюидами разного исходного материала. Сорбированное OB соответствующих черносланцевых

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

толщ Выделенные типы несомненно генетические, но вместе с тем они и гетерогенны, особенно третий

тип. Поэтому правильнее их считать группами типов, или классами. В первой группе более мелкие подразделения намечены по различиям первичного органического вещества, во второй — лишь по стадиям преобразования одного и того же вещества, а в третьей — по разным признакам: то по исходному органическому веществу (антрафлюидолиты), то по типу образующегося органофлюидолита (нафтолиты), независимо от исходного вещества, следовательно, включающего и антрафлюидолиты (разделение, возможно, есть, но нечеткое — включение термогенезиса), то по частным производным (некромовым кислотам, или некрокислотам) целлюлозы и лигнина на торфяной или буроугольной стадиях, а также по совсем иному OB (сорбированному в черносланцевых толщах). Главное деление каустобиолитов на твердые (см. табл. 11.1), жидкие и газовые (см. 11.3 и 11.8), конечно, не генетическое, но удобное и объективное.

4. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ

Соединения сырой нефти – это сложные вещества, состоящие из пяти элементов – C, H, S, O и N, причем содержание этих элементов колеблется в пределах 82–87% углерода, 11–15% водорода, 0,01–6% серы, 0–2% кислорода и 0,01–3% азота.

Углеводороды – основные компоненты нефти и природного газа. Простейший из них – метан CH4 – является основным компонентом природного газа. Все углеводороды могут быть

подразделены на алифатические (с открытой молекулярной цепью) и циклические, а по степени ненасыщенности углеродных связей – на парафины и циклопарафины, олефины, ацетилены и ароматические углеводороды.

Парафиновые углеводороды (общей формулы CnH2n + 2) относительно стабильны и неспособны к химическим взаимодействиям. Соответствующие олефины (CnH2n) и ацетилены(CnH2n – 2) обладают высокой химической активностью: минеральные кислоты, хлор и кислород реагируют с ними и разрывают двойные и тройные связи между атомами углерода и переводят их в простые одинарные; возможно, благодаря их высокой реакционной способности такие углеводороды отсутствуют в природной нефти. Соединения с двойными и тройными связями образуются в крекинг-процессе при удалении водорода из парафиновых углеводородов во время деструкции последних при высоких температурах.

Циклопарафины составляют важную часть большинства нефтей. Они имеют то же относительное количество атомов углерода и водорода, что и олефины. Циклопарафины (называемые также нафтенами) менее реакционноспособны, чем олефины, но более, чем парафины с открытой углеродной цепью. Часто они представляют собой главную составную часть низкокипящих дистиллятов, таких, как бензин, керосин и лигроин, полученных из сырой нефти.

Ароматические углеводороды имеют циклическое строение; циклы состоят из шести атомов углерода, соединенных попеременно одинарной и двойной связью. В легких нефтепродуктах из дистиллятов каменноугольного дегтя ароматические углеводороды присутствуют в бльших количествах, чем в первичных и крекинг-дистиллятах нефти. Они входят в состав бензина. В заметных количествах такие соединения присутствуют только в некоторых сырых нефтях,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

например на месторождениях о.Борнео (Калимантан). Они могут быть получены дегидрированием циклогексанов нефти с использованием катализаторов и высоких температур.

Сернистые соединения. Наряду с углеводородами нефти содержат органические соединения серы, кислорода и азота. Сернистые соединения имеют характер либо открытых, либо замкнутых цепей. Примером первых являются алкил-сульфиды и меркаптаны.

Многие сернистые соединения нефти представляют собой производные тиофена – гетероциклического соединения, молекула которого построена как бензольное кольцо, где две CH-группы заменены на атом серы. Большая часть сернистых соединений сосредоточена в

тяжелых фракциях нефтей, соответствующих гидрированным тиофенам и тиофанам. Сера в нефтях

– нежелательный компонент. Сернистые соединения обычно имеют резкий неприятный запах и часто коррозионноактивны как в природном виде, так и в виде продуктов горения. Для удаления серы и ее соединений разработано много специальных процессов очистки.

Кислородные соединения. Некоторые имеющиеся в нефтях кислородные соединения относятся к нафтеновым кислотам. Соединения этого типа встречаются довольно часто, и содержание их в некоторых нефтях России и Калифорнии достигает одного и более процента. Медьсодержащие нафтены используются как консерванты дерева, а кобальт-, марганец- и свинецсодержащие – как отвердители красок и лаков.

Фенолы (производные ароматических углеводородов, в которых присутствует гидроксильная группа ОН), обнаружены в дистиллятах нефтей США, Японии и Польши. Эти соединения обычно являются продуктом крекинг-процессов, поскольку большей частью обнаруживаются в крекингдистиллятах и лишь частично в первичных дистиллятах. Промышленное производство креозолов (производных ароматических углеводородов, в которых присутствуют как гидроксильная, так и метильная группы), из крекинг-дистиллятов калифорнийских нефтей экономически выгодно, даже несмотря на их низкое содержание (менее 0,01%).

Азотсодержащие соединения. Содержание азота в нефтях изменяется от следов до 3%. Азотсодержащие соединения в нефтях представлены соединениями ряда хинолина, частично или полностью насыщенными водородом и другими органическими радикалами; эти соединения, как правило, находятся в высококипящих фракциях сырых нефтей, начиная с керосина.

Неорганические соединения. Почти все нефти содержат небольшое количество неорганических соединений, которые остаются в виде золы после сгорания нефтей. Зола содержит кремнезем, алюминий, известь, оксиды железа и марганца. Используя такие методы, как экстракция растворителем, иногда выгодно получать соединения ванадия из сажи, образующейся при сгорании ванадийсодержащих нефтей. Однако, как правило, использование нефтяной золы ныне весьма ограничено.

5. Фракционный состав нефти

Важным показателем качества нефти является фракционный состав. Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части — фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, и отражает содержание соединений в них.

Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур, в основном, от 28 до 520-540°С. Фракционный состав нефти определяется стандартным методом (ГОСТ 2177–82) по результатам лабораторных испытаний при разделении соединений по температурам кипения методом фракционирования (разгонки) нефти, отгона или смеси соединений на установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).

Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.

Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.

Различают следующие основные фракции нефти:

-28-180°С – широкая бензиновая фракция;

-140-200°С – уайт–спирит;

-180-320°С – широкая керосиновая фракция;

-150-240°С – осветительный керосин;

-180-280°С – реактивное топливо;

-140-340°С – дизельная топливо (летнее);

-180-360°С – дизельная топливо (зимнее);

-350-500°С – широкая масляная фракция;

-380-540°С – вакуумный газойль.

Основные продукты перегонки нефтей.

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Сначала из нее удаляют растворенные газообразные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают четыре летучие фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

Основные фракции нефти следующие:

• Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают газолин (tкип = 40–70 °С), бензин

(tкип = 70–120 °С) – авиационный, автомобильный и т.д.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

•Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250 °С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов. Большие количества лигроина перерабатывают в бензин.

•Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 180 до 300 °С. Керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

•Газойлевая фракция (tкип > 275 °С), по-другому называется дизельным топливом.

•Остаток после перегонки нефти – мазут – содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции перегонкой под уменьшенным давлением, чтобы избежать разложения. В результате получают соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла (автотракторные, авиационные, индустриальные и др.), вазелин (технический вазелин применяется для смазки металлических изделий с целью предохранения их от коррозии, очищенный вазелин используется как основа для косметических средств и в медицине). Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки летучих компонентов из мазута остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве. Кроме переработки на смазочные масла мазут также используют в качестве жидкого топлива в котельных установках.

6. Физические свойства

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220— 300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления[9]. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых нефтей́ ) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %). Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных нефтей́ , добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.

Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от — 35 до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(Либо то, что выше достаточно, либо + то, что ниже)

Газосодержание(газонасыщеннность) S пластовой нефти равно объему растворенного газа Vr (в стандартных условия*), содержащегося в единице объема пластовой нефти VnH:

S = Vr/VnH (м3/м3

или м3/т)

Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенном давлении и температуре, называетсярастворимостью газа J.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Если при разработке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором из нее начинает выделяться газ. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

Сжимаемость нефти обусловлена тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости Ьн:

bH=(1/V)(dV/dP),

где: V – исходный объем нефти; dV – изменение объема нефти, dP – изменение давления. Размерность Ьн – 1/Па. ■ ■ s

Коэффициент сжимаемости Ьн характеризует относительное изменение объема нефти при изменении давления на единицу. В основном Ьн = (1 -5)-10′3 МП а1.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

н~ пл.н/^дег" Рн’Р

плн.

где: Vn/1H – объем нефти в пластовых условиях; V – объем того же количества нефти

после дегазации при атмосферном давлении и t = 2Q’C; р н – плотность нефти в пластовых условиях; рнплотность нефти в стандартных условиях. Наиболее характерная величина Ьн 1,2-1,8, но может достигать 2-3 единиц.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку нефти», т.е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти

U = (bH-1)/bH-1OO.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента:

Плотность пластовой нефти - масса нефти в пластовых условиях в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на легкие

(J<0,850 г/см3) и тяжелые (J>0,850 г/смэ).

Вязкость пластовой нефти характеризует степень подвижности флюида. Это важный параметр, от которого зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Вязкость нефти может в десятки раз увеличиваться при переходе из пластовых условий в поверхностные. Это обусловлено повышенной температурой и газосодержанием.

Между вязкостью и плотностью нефти существует прямая пропорциональность. Так, легкая нефть менее вязкая. Единицей измерения служит мПа-сек (милипаскаль в секунду). По величине различают нефть с незначительной вязкостью (<1 мПа-сек)( маловязкую (>1 и 1 5 мПа-сек), с повышенной вязкостью (>5 и <25 мПа^сек) и высоковязкую (>25 мПа^сек).

В настоящее время все физические свойства пластовой нефти исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам.

7. Классификация нефтей по физико-химическим свойствам.

Химическая классификация основана на групповом составе нефтей:

-метановая,

-нафтеновая,

-метано-нафтеновая,

-ароматическая,

-метано-нафтено-ароматическая. Технологическая классификация нефти.

Нефть подразделяется на три класса по содержанию серы:

-(малосернистая (I),

-сернистая (II),

-высокосернистая (III)

Внастоящее время действует классификация нефтей по стандарту ГОСТ Р 51858-2002.

Нефть по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефти подразделяют на классы, типы, группы и виды.

Взависимости от массовой доли серы нефти подразделяют на классы 1-4 (1- малосернистая, до 0,60 %, 2- сернистая, 0,61-1,80 %, 3 – высокосернистая, 1,81-3,50 %, 4- особо высокосернистая,

свыше 3,50 %).

По плотности, а при поставке на экспорт –дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефти подразделяют на пять типов: 0 (особо легкая), 1 (легкая), 2 (средняя), 3 (тяжелая), 4 (битуминозная).

По степени подготовки нефти подразделяют на группы 1-3 (массовая доля воды для 1-2 группы не более 0,5 %, 3 группы – 1,0 %), концентрация хлористых солей, не более, мг/дм3 (1-100, 2- 300, 3 – 900).