СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРОИСХОЖДЕНИИ НЕФТИ И ГАЗА Доц. Каф. ТОНС Леденев

государственный технический университет
Химия нефти и газа

и животных
М.В. Ломоносов (1757 г.)

Нефть минерального происхождения, образовавшаяся в земных

глубинах и по трещинам поднявшаяся вверх и напитавшая пористые пласты
Д.И. Менделеев
(1876 г.)

и др.

серо- и азотсодержащих компонентов нефти из простых исходных веществ —

С, Н2, СО, СО2, СН4, Н2О и радикалов при высоких температурах и взаимодействии продуктов синтеза с минеральной частью глубинных пород.
Менделеев Д. И. считал, что основой процесса образования углеводородов является взаимодействие карбидов металлов глубинных пород с водой, которая проникает по трещинам с поверхности на большую глубину.
Схема процесса представлялась следующим образом:
2FeC + ЗН20 = Fe2O3 + С2Н6
или в общем виде можно записать:
МСm + mН20 = МОm + (СН2)m.
Образовавшиеся в газообразном состоянии углеводороды, по мнению Д. И. Менделеева, поднимались затем в верхнюю холодную часть земной коры, где они конденсировались и накапливались в пористых осадочных породах.

механизму является длительным сложным многостадийным биохимическим, термокаталитическим и геологическим процессом

преобразования исходного органического материала - продукта фотосинтеза - в многокомпонентные непрерывные смеси углеводородов парафинового, нафтенового, ароматического рядов и гибридного строения.
Нефть, природный газ, сланцы, сапропелитовые угли и богхеды, исходным материалом для синтеза которых являются водная растительность (планктон, водоросли, бентос) и микроорганизмы, генетически взаимосвязаны и образуют группу сапропелитовых каустобиолитов.
В процессе образования нефти, особенно природного газа, может в принципе участвовать и легко разрушаемая биоорганизмами часть органики (например, липиды и белки) наземной растительности.

керогене.
Битумоид – растворимые в органических растворителях компоненты органического вещества Кероген –

нерастворимые в органических растворителях компоненты органического вещества

(диагенез);
3.Катагенез
3.1.Протокатагенез (ранний катагенез);
3.2.Мезокатагенез (средний катагенез);
3.3.Апокатагенез.

дно морских или озерных бассейнов и накапливаются в илах, рассеиваясь

среди привнесенных или образуемых на месте минеральных осадков.
2. БИОХИМИЧЕСКАЯ.
Накопленный на дне бассейнов глубиной в несколько метров органический осадок медленно преобразуется, уплотняется, частично обезвоживается за счет протекания биохимических процессов в условиях ограниченного доступа кислорода. Этот процесс сопровождается выделением углекислоты, воды, сероводорода, аммиака и метана. Осадок одновременно пополняется, хотя незначительно, углеводородами нефтяного ряда за счет биосинтеза их в телах бактерий и образования из липидных компонентов.

лет опускается на глубину до 1,5-2 км, обусловливаемую скоростью прогибания

земной коры и возрастом осадочного слоя. Пласт сверху покрывается слоем новых молодых осадков.
По мере погружения в пласте медленно повышаются давление и температура (подъем температуры на 1°С примерно за 60 - 400 тыс. лет). Биохимические процессы вследствие гибели микроорганизмов полностью затухают. При мягких термобарических параметрах в пласте (температура 50-70°С) активного процесса нефтеобразования не происходит, поскольку любое самое продолжительное геологическое время (вплоть до 400-600 млн. лет) не может компенсировать недостаток температуры. Концентрация битуминозных веществ возрастает незначительно.

глубину 3-4 км, температура возрастает до 150°С. Органическое вещество подвергается

активной термокаталитической деструкции с образованием значительного количества подвижных битуминозных веществ - до 30% масс, на исходный кероген сапропелитового типа. Битумоиды содержат уже практически весь комплекс углеводородов нефтяного ряда.
Одновременно с образованием (генерацией) основного количества углеводородов в ГФН происходит отгонка за счет перепада давления и эмиграционный вынос вместе с газом и водой битумоидов керогена из глинистых и карбонатно-глинистых уплотняющихся осадков в проницаемые песчаные пласты-коллекторы и далее в природные резервуары макронефти.

скоростью ее эмиграции, в результате с ростом глубины наблюдается значительное

обогащение органического вещества битуминозными компонентами. При дальнейшем погружении осадочных пород процесс генерации углеводородов постепенно затухает вследствие израсходования основной части керогена, а скорость их эмиграции возрастает.
В результате при дальнейшем росте глубины погружения нефтематеринских пород интенсивность (скорость) генерации микронефти снижается и ГФН завершается.
При эмиграции микронефти из глинистых нефтематеринских пород в прилегающие к ним пласты пористых водонасыщенных песчаников возникает хроматографическое разделение образовавшейся смеси жидких и газообразных углеводородов. Глинистый пласт представляет собой естественную хроматографическую колонку, а газы и низкокипящие углеводороды выполняют роль элюента. В природной хроматографической колонке происходит частичная задержка асфальтосмолистых веществ. В песчаный коллектор выносится смесь нефтяных углеводородов с содержанием 5 - 10% асфальто-смолистых веществ. Это, по существу, уже есть настоящая нефть.

- 250°С. Органическое вещество исчерпало свой нефтегенерирующий потенциал, продолжает реализовываться

метаногенерирующий потенциал, благодаря чему эта стадия получила наименование главной фазы газообразования (ГФГ).
С ростом глубины осадочных пород ниже ГФН нефть становится более легкой с преобладанием доли алканов, обогащается низкокипящими углеводородами; залежи нефтей постепенно исчезают, замещаются сначала газоконденсатами, затем залежами природного газа, состоящего преимущественно из метана.

нефти и газа (г) при росте глубины погружения (Н) и

температуры (Т): С — содержание в органическом веществе углерода; Н —водорода, Б — битумоида; ∑Н—генерация нефти; ∑CH4 — генерация метана; Vн— скорость генерации нефти; VM— скорость генерации метана

газа

состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси

и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битума и кокса.
Товарная нефть — нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

плотность при 20 °C около 825—828 кг/м³ (38,6-39 градусов API

Американского нефтяного института), содержание серы около 0,37 %.
West Texas Intermediate (WTI) известная также как Texas light sweet — марка нефти, которая добывается в штате Техас (США), плотность в градусах API составляет 39,6°, плотность 827 кг/м³,содержание серы — 0,4-0,5 %, в основном используется для производства бензина и поэтому на данный тип нефти высокий спрос, в частности в США и Китае.
Dubai Crude — маркерный сорт нефти, добываемый в Дубае и использующийся как эталон в установлении цены на другие марки экспортной нефти в регионе Персидского залива.

нефти Урала и Поволжья (содержание серы в которых достигает 3,0 %,

а плотность в градусах API — не превышает 26-28). Итоговое содержание серы в нефти сорта Urals составляет 1,2 %, плотность в градусах API — 31-32.
REBCO (аннгл. Russian Export Blend Crude Oil) — нефть российской экспортной нефтяной смеси, формируемой в системе трубопроводов «Транснефть» путем смешения тяжелой высокосернистой нефти Урало-Поволжского региона и малосернистой нефти Западной Сибири, соответствующей по своим характеристикам марке Urals. В настоящее время целесообразно применение обозначение Urals (REBCO).

Российские экспортные марки нефти

Плотность 35-36 в градусах API — и содержанием серы 0,57 %.

Сходна по составу с Brent и WTI.
Sokol — российская марка нефти. Плотность составляет 36-37° API, содержание серы — 0,23%. Добывается в проекте «Сахалин - 1».
Arctic Oil (ARCO) — сорт российской нефти, добываемый на Приразломном месторождении, который является первым в России проектом по добыче углеводородных ресурсов шельфа Арктики. Первая партия нефти названного сорта была отгружена 18 апреля 2014 года.
ESPO — марка сибирской нефти, поставляемая по трубопроводу Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО). По американским стандартам плотность одной из смесей на основе нефти, поставляемой через ВСТО, под названием ESPO blend, составляет 34,8 градуса по API с содержанием серы 0,62 % (до 0,53 %).

физико-химическим свойствам,
по фракционному,
по химическому составу.
Это определяет направления переработки

нефтей и возможности получения тех или иных нефтепродуктов.
В связи с тем, что именно свойства нефти определяют направление и условия ее переработки, влияют на качество получаемых нефтепродуктов, целесообразно объединить нефти различного происхождения по определенным признакам, т.е. разработать такую классификацию нефтей, которая отражала бы их химическую природу и определяла возможные направления их переработки.

ТЕХНИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ.

( = 0,828-0,884)
Тяжелая (

> 0,884 )

Как правило, в легких нефтях содержится больше бензиновых фракций, относительно мало смол и серы. Из нефтей этого типа часто вырабатывают смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти характеризуются высоким содержанием смол. Для того чтобы получать из них масла, необходимо применять специальные методы очистки — обработку избирательными растворителями, адсорбентами и др. Однако тяжелые нефти — наилучшее сырье для производства битумов.
В настоящее время этой классификацией пользуются при транспортировке нефтей, на узлах их приема и сдачи, для приблизительной оценки качества при приеме нефтей на нефтеперерабатывающих заводах.

бензиновые — не менее 50 %, масляные — 20 %

и более) ;
парафино-нафтеновые (наряду с алканами в заметных количествах присутствуют циклоалканы, а содержание аренов невелико);
нафтеновые (высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Алканов в этих нефтях мало, смолы и асфальтены также имеются в ограниченном количестве);
парафино-нафтено-ароматические (углеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах, твердых парафинов мало (не более 2,5 %), а количество смол и асфальтенов достигает 10%);
нафтеноароматические (характеризуются преимуществен-ным содержанием циклоалканов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Алканы имеются только в легких фракциях, причем в небольшом количестве);
ароматические (характеризуются высокой плотностью; во всех фракциях этих нефтей содержится много аренов).

1,2,3);
Содержание фракций до 350°С (типы – Т);
Потенциальное содержание базовых

масел (группы –М);
Индекс вязкости базовых масел (подгруппы – И);
Содержание парафинов в нефти (виды – П).

Классификация нефтей по технологическим признакам позволяет, с учетом физико-химических свойств нефти и ее фракций, определить вариант технологической схемы переработки конкретной нефти.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ

сернистая с содержанием серы 0,6 % (мас.), выход светлых фракций

больше 45% (мас.), содержание базовых масел 20%(мас.), индекс вязкости больше 85, содержание парафинов 1,8 (мас.)

нефти, лежащие в основании технической классификации:
Содержание серы (классы);

Плотность (типы);
Степень подготовки (группы);
Содержание меркаптанов и сероводорода (виды).

(0,61 - 1,80 % масс.);
3 — высокосернистая (1,81 - 3,50

% масс.);
4 — особо высокосернистая (свыше 3,5%масс.).

Классы нефтей по технической классификации
(по ГОСТ Р 51858-2002)

(ρ420 от 0,8301 до 0,8500);
2 — средняя (ρ420 от

0,8501 до 0,8700);
3 — тяжелая (ρ420 от 0,8701 до 0,8950);
4 — битуминозная (ρ420 свыше 0,8950).

С 1 января 2004 г. обязательно определение плотности при 15 °С.

Типы нефтей по технической классификации
( по ГОСТ Р 51858-2002)

ppm = 0,0001 % = 0,000001 = 10−6
1 % = 10000 ppm.

51858—2002 условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям

класса, типа, группы и вида нефти.
Например, нефть (при поставке потребителю в России) с содержанием серы 1,15 % (мас.) (класс 2), плотностью при 20 °С 840,0 кг/м3 (тип 1), концентрацией хлористых солей 120 мг/дм3, содержанием воды 0,40 % (масс.) (группа 2), с содержанием сероводорода менее 20 ррm (вид 1) обозначают
Нефть 2.1.2.1 ГОСТ РФ 51858-2002.