Классификация нефтей

Нефть представляет собой весьма сложный природный объект, изучение которого проводится в различных аспектах. Исследуется генезис нефти, формирование нефтяных месторождений, вопросы их поиска и разведки, исследование химического состава нефтей и разработка путей их переработки.

Для успешного решения этих вопросов необходима систематизация наших знаний о нефтях.
Под классификацией нефтей понимают их разделение на однородные совокупные признаки, определяющие технологические качества нефтей, химический состав, генезис, геохимические особенности. В соответствии с этими признаки существует несколько классификаций: химическая, геохимическая (генетическая), технологическая (промышленная, товарная).
Классификации нефтей, где основным классификационным признаком являются непосредственно основные элементы геологической истории нефтей носят название генетических. Если они касаются особенностей вторичных преобразований нефтей или охватывают оба этапа ее жизни - называются геохимическими. Ввиду того, что свойства нефти как промышленного сырья связаны с ее составом, а состав является функцией геолого-геохимической истории, деление существующих классификаций на указанные группы носит условный характер [32].
Химические классификации основываются на различиях химического состава нефтей и их отдельных фракций. Они могут играть как самостоятельную роль, так и являться частью или служить основой технологических и геохимических систематик. Согласно классификации по структурно-групповому составу нефти в зависимости от числа атомов углерода, приходящегося на алифатические радикалы, нафтеновые и ароматические циклы в усредненной молекуле, нефти разделены на семь групп, а по содержанию серы, смол и асфальтенов, твердого парафина, легких фракций - на 12 подгрупп.
Более совершенная классификация в основе имеет углеводородный состав нефти, который определяется по результатам разделения с помощью хроматографии. По другой классификации важное место отведено показателю плотности нефтей и содержанию серы: по плотности нефти разделены на легкие, средние, тяжелые и очень тяжелые; по содержанию серы - на малосернистые, сернистые и высокосернистые. Для характеристики углеводородного состава приняты отношения алканов (Me) к циклоалканам (Me/Nn) и аренов (Ar) к циклоалканам (Ar/Nn).
Согласно физико-химическим характеристикам нефти основными классификационными параметрами служат плотность нефти, выход светлых фракций (перегоняющихся до 300 °С) и содержание серы, смолисто-асфальте-новых веществ, твердых углеводородов. Для каждого параметра приняты следующие интервалы:
Плотность нефти - очень легкие с весьма низкой плотностью (flj®lt; 0,80); - легкие с низкой плотностью (0,80 lt; Д,*lt;lt; 0,84); - нефти со средней плотностью (0,84 lt; flf*lt;lt;0,88); - тяжелые с высокой плотностью (0,88 lt; в?«0.92): - очень тяжелые с весьма высокой плотностью (в^gt; 0,92).
Массовое содержание светлых фракций (q360, %): — нефти с низким содержанием светлых фракций (q360 lt;lt;25); — нефти со средним содержанием светлых фракций (25 lt; q360 lt; 50); — нефти с высоким содержанием светлых фракций (50 lt; q36o lt;lt;75); — нефти с весь.ма вы-соким, содер^^сание.м све~^тлых ^фракций (75 lt; q360 lt;lt;100).
Массовое содержание серы, (S, %): — малосернистые нефти (0 lt; S lt; 0,5); — нефти средней сернистости (0,5 lt; S lt; 1); — сернистые нефти (1 lt; S lt; 3); — высокосернистые нефти (S gt; 3).
Массовое содержание смолисто-асфальтеновых веществ (As, %): — малосмолистые нефти (AS lt;lt; 10); — смолистые нефти (10 lt; AS lt; 20); — высокосмолистые нефти (20 lt; AS lt; 35).
Массовое содержание твердых углеводородов (парафина, П, %): — малопарафинистые нефти (П lt; 5); — парафинистые нефти (5 lt; П lt; 10); — высокопарафинистые нефти (П gt;10).
Особую группу представляют собой тяжелые нефти и природные остатки, которые классифицируются по составу (табл. 2.11).
Таблица 2.11
Классификация по составу (%) нефтяных и природных остатков

Наименование	Асфальтены	Смолы	Масла	Углеродный остаток
Нефть	lt; 0,1-12,0	3-22	67-97	0,2-10,0
Тяжелая нефть	11-45	14-39	24-64	10,0-22,0
Нефтяные остатки	11-30	29-40	? 49	18,0-32,0

При знакомстве с классификациями нефтей важно знать номенклатуру нефтей по названию преобладающего класса углеводородов (метановая, нафтеновая, ароматическая и т. п.). В названии нефти не учитываются классы УВ, содержание которых в нефти менее 10 %.
Если содержание класса УВ составляет от 10 до 25 %, то название дается в форме: метано-, нафтено-, ароматико- или алкано-, циклоалкано-, арено- и т. п. Далее следует название класса (классов) углеводородов, содержание которых составляет более 25 %, но менее преобладающего класса углеводородов (в форме метаново-, нафтеново- аро- матическо- или алканово-, цикланово-, ареново-) (табл. 2.12).
Геохимические и генетические классификации рассматривают нефти с позиций их геолого-геохимической истории, фундаментом для их создания служит теория нефтеобразования.
Условия образования и превращения нефтей в недрах земли отражаются на их химическом составе, поэтому геохимические и генетические классификации часто тесно переплетаются с химическими классификациями.
Создание геохимических и генетических классификаций связано с определенными трудностями, так как до настоящего времени остается дискуссионным вопрос о том, какие факторы в наибольшей степени оказывают воздействие на процесс нефтеобразования. Поэтому при попытках создать названные классификации обычно опираются на твердо установленные закономерности и наиболее достоверные с их точки зрения гипотезы или предложения.

Нефти	Углеводороды
	алканы	циклоалканы	арены
Ароматическая	1	1	3
Существенно ароматическая			4
Ароматическо-нафтеновая		2	2
Нафтено-ароматическая			3
Нафтеновая		3	1
Ароматическо-нафтеновая			2
Существенно нафтеновая		4	1
Ароматическо -метановая	2	1	2
Метано-ароматическая			3
Нафтено-метановая		2	1
Ароматическо-нафтено-метановая			2
Метано-нафтеновая		3	1
Метановая	3	1	1
Ароматическо -метановая			2
Нафтено-метановая		2	1
Существенно метановая	4	1	1

Генетическая классификация нефтей В.К. Шиманского (1978) построена на признаках, характеризующих состав и условия преобразования исходного ОВ в диагенезе и катагенезе (табл. 2.13). В табл. 2.14 приведена примерная схематическая классификация нефтей по исходному ОВ и степени его преобразованности.
Генетическая классификация нефтей В.С. Соболева (1978) была разработана для платформенных провинций и предполагает выделение различных геохимических типов нефтей по условиям миграции, по условиям залегания в разрезе и по времени формирования основных залежей (рис. 2.7).
Таблица 2.13
Генетическая классификация нефтей (по В.К. Шиманскому, 1978)

По исходному ОВ (возможному составу РОВ породы)			в диагенезе	в катагенезе
Типы	Признак типа	Группы	Признак группы	Виды	Признак вида
В1	Фитопланктон преобладает над зоопланктоном, остатки высших растений отсутствуют или присутствуют в незначительном количестве (сапропе- литы и гумито-сапропелиты)	Д1	Слабое преобразование в анаэробной фазе (q lt; 30 %)	К1	Низкая степень преобразования РОВ
В2	Повышенное содержание зоопланктона; остатки высших растений отсутствуют (сапропелиты)	Д2	Сильное преобразование в анаэробной фазе (q gt; 30 %)	К2	От низкой до средней степени преобразования РОВ
В3	Фитопланктон и остатки высших растений (сапропе- лито-гумиты)			К3	Средняя степень преобразования РОВ
Прим: q - относительный расход ОВ в диагенезе

Таблица 2.14
Примерная схема генетической классификации нефтей

По исходному органическому веществу (возможный состав рассеянного органического вещества пород)	По степени преобразования органического вещества
	в седиментогенезе	в диагенезе	в катагенезе
Тип: признак типа	Класс: признак класса	Группа: признак группы	Вид: признак вида
Фитопланктон преобладает над зоопланктоном, остатки высших растений отсутствуют или присутствуют в незначительных количествах (сапропелиты и гумитосапропелиты)	С: Низкая степень преобразования водорастворимого вещества в гидродинамически активных условиях	Д1: Низкая степень преобразования в анаэробной фазе (30 %)	К1: Низкая степень преобразования рассеянного вещества
В2: Повышенное содержание зоопланктона, остатки высших растений отсутствуют (сапропелиты)	С2: Высокая степень преобразования водорастворимого вещества в гидродинамически спокойных условиях	Д2: Высокая степень преобразования в анаэробной фазе (30 %)	К2: От низкой до средней степени преобразования вещества
В3: Фитопланктон и остатки высших растений (сапропелито-гумиты)	-	-	К3: Средняя степень преобразования РОВ

Рис. 2.7. Генетическая классификация В.С. Соболева, 1978

Технологические классификации имеют прикладное значение. В их основе лежат показатели, характеризующие нефть как сырье для производства тех или иных нефтепродуктов. Эти классификации служат для облегчения выбора наиболее рациональной схемы переработки той или иной нефти, а также прогнозирование качества получаемых продуктов.
Разработана и действует технологическая классификация, которая делит нефти на три типа (Ть Т2, Т3) - по выходу фракций, перегоняющихся до 350 °С, четыре группы (М1, М2, М3, М4) - по потенциальному содержанию базовых масел, две подгруппы (Hi, И2) - по индексу вязкости базовых масел, три вида (П1, П2, П3) - по содержанию парафина в нефти (табл. 2.15. и 2.16).
Таблица 2.15
Технологическая классификация нефтей (класс, тип, группа)

Класс	Содержание серы, %				с К н	Содержание фракций до 350 °С	Группа	Потенциальное содержание базовых масел, %
	К н -е Е РЭ	в бензине (н.к. - 180 °С)	в реактивном топливе (120-240 °С)	в дизельном топливе (240-350 °С)
								на нефть	на мазут выше 350 °С
1	lt; 0,50	lt; 0,10	lt; 0,10	lt; 0,20	1	gt; 55,0	1	gt; 25,0	gt; 45,0
							2	0,15 24,9	lt; 45,0
2	0,51 2,00	lt; 0,10	lt; 0,25	lt; 1,00	2	45,0-54,9	3	15,0 24,9	30 44,9
3	gt; 2,00	gt; 0,10	gt; 0,25	gt; 1,00	3	lt; 45,0	4	lt; 15,0	lt; 30,0

В целом нефть характеризуется шифром, составляемым последовательно из обозначения класса, типа, группы, подгруппы и вида, которым соответствует данная нефть.

Создание унифицированной классификации для любых направлений использования нефти не имеет практической ценности, так как она должна будет содержать в себе избыточную информацию, не представляющую ценности для специалистов различных направлений (геологов, геохимиков, химиков, технологов).
Товарная и технологическая классификации, близкие между собой, строятся по таким показателям, как содержание фракций, выкипающих при температуре до 350 °С, а также парафина, масел и др.
Все нефти по содержанию серы делятся на три класса: - малосернистые (не более 0,5 %); - сернистые (0,51-2 %); - высокосернистые (более 2 %).
По содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С, нефти делятся на три типа:
T1 - не менее 45 %;
Т2 - 30-44,9 %;
Т3 - менее 30 %.
По потенциальному содержанию масел различают четыре группы нефтей:
М1 - не менее 25 % в расчете на нефть;
М2 - 15-25 % в расчете на нефть и не менее 45 % в расчете на мазут;
М3 - 15-25 % в расчете на нефть и 30-45 % в расчете на мазут;
М4 - менее 15 % в расчете на нефть.

Подгруппа	Индекс вязкости базовых масел	Вид	Содержание парафинов в нефти, %	Депарас	эинизация
				не требуется	требуется
1	gt; 95	1	lt; 1,50	Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел	-
2	90-95
3	85-89,9	2	1,51-6,00	Для получения реактивного и дизельного летнего топлива	Для получения дизельного зимнего топлива и дистиллятных базовых масел
4	lt; 85	3	gt; 6,00	-	Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел

Все нефти делятся по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости, на две подгруппы: И1 - индекс вязкости выше 85,
И2 - индекс вязкости 40-85.
По содержанию парафина нефти делятся на три вида:
П1 - малопарафиновые (не более 1,5 %),
П2 - парафиновые (1,51-6 %),
П3 - высокопарафиновые (более 6 %). Физические свойства нефти
Нефть - сложный коллоидный природный УВ раствор, у которого все физические свойства изменяются в зависимости от состава и структуры входящих в нефть индивидуальных компонентов.
В стандартных условиях свойства нефтей существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относят: плотность, молекулярную массу, вязкость, температуру застывания и кипения. Для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость [20].
Плотность нефти (oil density). Наиболее важное свойство, зависящее от содержания в ней легких фракций, смол, асфальтенов, от количества и состава растворенных в ней газов и УВ. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Плотность обычно может

меняться в широких пределах: от 0,730-1,04 г/см3 (чаще 0,82-0,90 г/см3). В зависимости от плотности выделяют классы нефтей: очень легкие (до 0,80 г/см3); легкие (0,80-0,84 г/см3); средние (0,84-0,88 г/см3); тяжелые (0,88-0,92 г/см3); очень тяжелые (более 0,92 г/см3).
Вязкость (oil viscosity), т. е. способность оказывать сопротивление перемещению частиц под влиянием приложенной силы. Вязкость нефти меняется в широких пределах (от менее 0,1 до 10 мПа-с). Чем тяжелее нефть, тем она менее текучая и подвижная. Наибольшей вязкостью характеризуются нафтеновые, затем ароматические и метановые нефти. Вязкость нефти растет с увеличением в ней смолисто-асфальтеновых компонентов, с понижением температуры и повышением давления. В пластовых условиях, если в нефти растворен газ, вязкость ее может снизиться в десятки раз. Это свойство имеет большое значение при формировании залежей УВ, т. к. определяет масштабы миграции.
Существует два вида вязкости: динамическая и кинематическая. Первая представляет собой силу сопротивления перемещению слоя жидкости площадью в 1 см2 на 1 см со скоростью 1 см/сек. Вязкость кинематическая представляет собой свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести.
Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

где: А - площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа); F - сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv; dy - расстояние между движущимися слоями жидкости (газа); dv - разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).
Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона: система СИ - [Па-с] система СГС - [Пуаз]=[г/(см-с)]
Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры. При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.
Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа-с до десятых долей мПа-с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.
С вязкостью связан еще один параметр - текучесть ф- величина,обратная вязкости:



Кроме динамической вязкости для расчетов используют также кинематическую вязкость:



Единицы измерения кинематической вязкости: система СИ - [м2/с] система СГС - [Стокс]
Упругость нефти — способность изменять свой объем под действием внешнего давления. Уменьшение объема характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) 0:



Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворенного газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа - повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.
С количеством растворенного газа в нефти также связан объемный коэффициент b, характеризующий соотношение объемов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:



где: Vm - объем нефти в пластовых условиях; Vdez - объем нефти при атмосферном давлении и температуре 20 С после дегазации.
Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т. е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в %):

Нефть является диэлектриком и обладает высоким удельным сопротивлением (1010-1014 Ом-м)
Поверхностное натяжение (отношение работы, требующейся для увеличения площади поверхности, к величине этого приращения) у нефти составляет а = 0,03 Дж/м2 (или 0,03 Н/м, или 25-30 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости (для сравнения, оводы = 0,07 Дж/м2, Н/м, или 73 дин/см, т. е. почти в 3 раза выше, что и определяет разные скорости их движения по капиллярам).
Температура застывания и плавления различных нефтей неодинаковая. Обычно нефти в природе встречаются в жидком состоянии, однако некоторые из них загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти, т. е. температура, при которой охлажденная в пробирке нефть не изменит уровня при наклоне на 45°, возрастает с увеличением в ней твердых парафинов и уменьшением содержания смол. Чем больше в нефти твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние - с повышением их содержания температура застывания понижается. Например, грозненская парафиновая нефть (204 = 0,838) застывает при температуре -11 °С, а грозненская беспарафиновая (204 = 0,863) - при температуре ниже -20 °С; охинская смолистая нефть (204 = 0,925) остается текучей даже при очень сильных морозах.

Растворимость нефти в воде при обычных температурах ничтожна, но при температуре более 200 °С она резко возрастает. Растворимость индивидуальных соединений повышается в ряду: алканы - цикланы-арены - смолы. Растворимость снижается с увеличением минерализации воды. Нефть хорошо растворяется в углеводородном природном газе. Все соединения нефти имеют определенные спектры поглощения в инфракрасном (ИК) диапазоне, а ароматические - в ультрафиолетовом.
Физико-химические свойства нефтей изменяются под влиянием испарения, фильтрации, осернения, выветривания и мн. др. Максимальное содержание смолистых и асфальтеновых веществ обнаруживается в нефтях, обнаруженных в зоне гипергенеза. Они, как правило, подвергнуты процессам окисления или испарения легких фракций; имеют черный цвет, высокую плотность (около 1), значительную вязкость.
При выветривании нефть преобразуется в густую тяжелую жидкость, до появления мальт и асфальтов.
При фильтрации происходит обратный процесс. Нефть очищается от смолисто- асфальтеновых компонентов, уменьшается ее плотность, она становится светлой. Различия свойств нефтей обусловлены также составом исходного ОВ, геохимической обстановкой формирования нефти, литологическими особенностями нефтематеринских пород.
К числу оптических свойств нефтей относятся цвет, оптическая активность и способность к люминесценции.
Оптическая активность выражается в способности нефти вращать плоскость поляризованного луча света (вправо, редко влево). Оптически активные вещества образуются при жизненных процессах, и оптическая активность нефти свидетельствует о ее генетической связи с биологическими системами. Главными носителями оптической активности нефти являются хемофоссилии. Нефти из более древних отложений менее оптически активны по сравнению с нефтями из более молодых комплексов.




Рис. 2.8. Люминесценция нефтенасыщенных песчаников


Способность к люминесценции. Нефть и природные продукты ее преобразования люминесцируют при облучении ультрафиолетовыми лучами. Люминесцируют смолы в не люминесцирующих в основном соединениях - углеводородах. Люминесци- рующие вещества имеют определенные спектры цветов люминесценции (голубые, желтые, бурые и т. д. цвета в зависимости от состава) и интенсивность свечения, зависящую от концентрации (рис. 2.8). Легкие нефти имеют голубой и синий цвета люминесценции, тяжелые - желтый и желто-бурый.
Способность преломлять проходящие световые лучи. Величина показателя преломления зависит от относительного содержания углерода и водорода в гомологических рядах: с увеличением числа атомов углерода показатель преломления растет: от метановых УВ (n = 1,3575-1,4119) к ароматическим (у бензола n = 1,5011).
Теплота сгорания нефтей исключительно высокая. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа, Дж/кг: каменный уголь - 33 600; нефть 43 250-45 500; природный газ (сухой 37 700-56 600).
Фракционный состав нефти определяется в процессе разгонки нефти. При постепенно повышающейся температуре отгоняются фракции, отличающиеся пределами выкипания. Выкипающие до 350 °С фракции называются светлыми дистиллятами; до 140 °С - бензиновая фракция; 140-180 °С - лигроиновая (тяжелая нафта); 140-220 °С - керосиновая фракция; 180-350° (220-350) °С - дизельная фракция (легкий газойль, соляровый дистиллят). Фракции, выкипающие до 200 °С называют легкими; до 200-300 °С - средними или керосиновыми; выше 300 °С - тяжелыми или масляными. Все фракции, выкипающие до 300 °С называют светлыми, выше 350 °С - мазутом. При разгонке мазута под вакуумом получают вакуумный газойль, вакуумный остаток (гудрон).

Еще по теме Классификация нефтей:

1. Задание 3. Познакомьтесь с различными классификациями ораторских речей. Определите, что является основанием каждой классификации.
2. ГЛАВА1.Классификация секторов услуг и подсекторовобразовательных услуг, сопоставлениеее с классификациями, отвечающимизаконодательной и нормативно-правойбазе системы образования РФ и МСКО
3. XI. Классификация
4. § 7. Классификация
5. 1. Цели классификации
6. 16.7. Классификация партиом
7. Классификация методов
8. Классификации методов обучения
9. IX. Классификация, наименование и узнавание
10. 5.4. Классификация физических упражнений
11. Классификация методов обучения