КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТИ
Создание единой классификации нефти – весьма трудная задача. Трудности создания подобной класссификации обусловлены рядом причин:
· сложность и чрезвычайное разнообразие химического состава нефтей (по составу различаются не только нефти разных месторождений, но и нефти, добываемые из разных скважин одного месторождения);
· недостаточность наших знаний о составе нефти и факторах, влияющих на процессы образования и превращения нефтей в недрах земли, а также существенный прогресс методов исследования нефтей и связанное с этим чрезвычайно быстрое изменение уровня знаний последних;
· необходимость выбора из множества физических, физико-химических, структурных и других характеристик нефтей и их фракций минимального числа классификационных параметров с максимальной информативностью; необходимость учета и прогнозирования возможных направлений развития химии и геохимии.
В связи с тем, что нефть представляет собой весьма сложный природный объект, изучение ее проводится в различных аспектах. Исследуется генезис нефти и формирование нефтяных месторождений, вопросы их поиска и разведки, исследование химического состава нефтей и разработка путей их переработки.
Существенную помощь в решении всех этих вопросов оказывает классификация нефти. В настоящее время наиболее употребимы три группы классификаций: химическая, геохимическая (генетическая), технологическая (промышленная, товарная). Однако 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.
3.1. 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 классификаций.
По мнению Добрянского А.Ф. классификация нефти по групповому составу, отражающая внутренние свойства нефтей, связанные с их превращением в природе, несомненно имеет все основания считаться единственно правильной научной классификацией. Подобная научная классификация, хотя и не отражает некоторых технических свойств нефти, все же может быть полезна для оценки ее как промышленного сырья, так как эта оценка в значительной мере определяется содержанием ароматических углеводородов, бензина и другими качествами, целиком зависящими от группового состава нефти. Эта идея, несмотря на свою очевидность, не сразу стала руководящей при разработке той или иной классификации.
Классификация нефтей, разработана в Грозненском нефтяном исследовательском институте. В основу этой классификации положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Если нефть содержит 50% углеводородов какого-нибудь одного класса, тип нефти определяется уже этим содержанием, но так как остальные 50% могут содержать и нафтеновые и ароматические углеводороды, появляются новые подклассы или промежуточные классы. Всего может быть, таким образом, 6 классов нефтей:
1. Метановые,
2. Метаново-нафтеновые,
3. Нафтеновые,
4. Нафтеново-метано-ароматические,
5. Нафтеново-ароматические;
6. Ароматические.
Авторы классификации воздержались от включения в нее не встреченных в природе классов метаново-ароматического и ароматически-метанового.
В парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые – не менее 50 %, масляные – 20 % и более. Смол и асфальтенов содержится мало. Наиболее типичными парафиновыми нефтями являются нефти полуострова Мангышлак (Узеньская, Жетыбайская).
В парафино-нафтеновых нефтях содержатся наряду с алканами в заметных количествах циклоалканы, содержание аренов невелико. Как и в чисто парафиновых нефтях, в нефтях этой группы мало смол и асфальтенов. К группе парафино-нафтеновых относятся нефти наиболее крупных месторождений Волго-Уральского бассейна и Западной Сибири.
Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях; алканов в этих нефтях мало, смолы и асфальтены имеются также в ограниченном количестве. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (Балаханская и Сураханская), на Эмбе (Доссорская и Макатская), в Майкопе.
В парафино-нафтено-ароматических нефтях УВ всех трех классов содержатся примерно в равных количествах,.твердых парафинов мало (не более 1,5 %), а количество смол и асфальтенов достигает 10 %.
Нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, в особенности в тяжелых фракциях. Алканы имеются только в легких фракциях, причем в небольшом количестве. Содержание твердого парафина в нефти не превышает 0,3 %, а смол и асфальтенов – 15–20 %.
Ароматические нефти характеризуются высокой плотностью; во всех фракциях этих нефтей содержится много аренов. К ароматическим нефтям относятся нефть Прорвинского месторождения в Казахстане, Бугурусланская в Поволжье [3].
3.2. Генетические классификации
На основе представлений о составе нефти как функции ее превращения Добрянский А.Ф. [9] предложил классификацию нефтей, в которой содержание отдельных классов углеводородов и некоторые физические и химические свойства нефтей связаны в один последовательный ряд изменений. Характеристика отдельных классов нефтей в этой классификации понимается, как и в других попытках такого рода, как некоторый идеальный случай, отклонения от которого возможны и вероятны.
С переходом от низших классов нефтей к высшим плотность (0,95→0,80), вязкость, содержание смолистых веществ (35–60→1–5), кислот, азотистых оснований (3 %→0,2 %) падает. Точно так же изменяется отношение углерода (86–87 %→85,4) к водороду (11,8→13,8), так что в нефтях первого класса на одну весовую часть углерода приходится 1,65 ч. водорода, в нефтях последнего класса уже 1,92, что близко подходит к формуле (СН2)n. Общее содержание нафтеновых углеводородов вовсех нефтях примерно одно и то же, именно от 50 до 60%. Наиболее резкие колебания показывает содержание метановых углеводородов иароматических: для первых мы имеем диапазон от 0 до 55%, для вторых от 55 до 5%.
В начале 60-х годов разработаны новые аналитические методы, изменившие представление о составе и строении нефтяных углеводородов, и позволившие уточнить принципы и методы классификации нефтей. В нефтях было обнаружено большое число (свыше 500) реликтовых углеводородов (хемофоссилий).
Было предложено все углеводороды нефти условно разделить на две основные группы: преобразованные углеводороды; реликтовые углеводороды. К реликтовым углеводородам относятся нормальные и изопреноидные алканы, циклические изопреноиды – стераны, тритерпаны и пр.
Петров Ал.А. исследовал методами газожидкостной хроматографии и масс-спектрометрии около 400 нефтей практически всех крупных нефтегазоносных бассейнов бывшего Советского Союза. Все исследованные нефти были отнесены к категориям А и Б(табл.10) [3].
К категории А относят нефть в том случае, если на хроматограммах фракции 200–430°С проявляются в аналитических количествах пики н-алканов. На хроматограммах этой фракции нефтей категории Б пики н-алканов отсутствуют. В свою очередь, в зависимости от относительного содержания нормальных и изопреноидных углеводородов в нефтях категории А и от наличия или отсутствия изопреноидных углеводородов в нефтях категории Б, нефти каждой категории разделяют на два подтипа: А1, А2, Б1, Б2.
Таблица 10. Групповой состав нефтей различных химических типов (фракц. 200–430 °С)
| Тип | Алканы | Цикло- алканы | Арены | ||
| Сумма | Н-строения | Разветвлённые | |||
| А1 | 15–60 (25–50) | 5–25 (8–12) | 0,05–6,0 (0,5–3) | 15–45 (20–40) | 10–70 (20–40) |
| А2 | 10–30 (15–25) | 0,5–5 (1–3) | 1,0–6,0 (1,5–3) | 20–60 (35–55) | 15–70 (20–40) |
| Б1 | 4–10 (6–10) | – | – | 20–70 (50–65) | 25–80 (25–50) |
| Б2 | 5–30 (10–25) | 0,5 | 0,5–6,0 (0,2–3) | 20–70 (35–55) | 20–80 (20–45) |
Цифры в скобках означают преимущественно встречающееся содержание углеводородов
Нефти типа А1 соответствуют нефтям парафинового и нафтено-парафинового основания. Содержание суммы алканов во фракции 200–430°С 15–60 %. Для этого типа характерно высокое содержание н-алканов (5–25 % на исследуемую фракцию). Общее содержание циклоалканов в нефтях типа А1 несколько меньше, чем алканов. Циклоалканы в основном представлены моно- и бициклическими соединениями, причем содержание моноциклоалканов часто равно или больше содержания бицикланов. Нефти этого типа наиболее распространены в природе и встречаются во всех нефтегазоносных бассейнах бывшего Советского Союза в отложениях любого геологического возраста, чаще всего на глубине более 1500 м (Ромашкино, Самотлор).
Нефти типа А2 по групповому составу соответствуют нафтено-парафиновым и парафино-нафтеновым. Содержание алканов по сравнению с нефтями типа А1 несколько ниже и достигает значений 25—40 %. Содержание алканов колеблется в пределах 0,5–5 %, а изопреноидов – 1–6 %.
Отличительная черта большинства нефтей типа А2 – преобладание разветвленных алканов над нормальными. Общее содержание циклоалканов достигает 60 %.
Среди циклоалканов преобладают моно- и бициклические углеводороды, хотя содержание трицикланов несколько выше, чем в нефтях А1. К типу А2 относятся нефти Южного Каспия (Сураханы, Нефтяные Камни, Дуванный-море), Западной Сибири (Соленинское), Прикаспия (Кошкар, Каламкас, Кара-Тюбе).
Нефти типа Б2 соответствуют нефтям парафино-нафтенового и особенно нафтенового оснований. Среди насыщенных углеводородов преобладают циклоалканы (60–75 %), а среди них – моно-, би- и трициклические углеводороды. Алкановые углеводороды (5–30 %) представлены в основном разветвленными структурами. Отличительная черта нефтей типа Б2 – отсутствие на хроматограммах пиков монометилзамещенных алканов.
Нефти типа Б2 встречаются чаще, чем типа А2, и распространены в основном в кайнозойских отложениях на глубинах 1000–1500 м. Тип Б2 представлен нефтями Северного Кавказа (Старо-Грозненское, Троицко-Анастасиевское), Грузии (Норио, Мирзаани) и др.
Нефти типа Б1 по групповому составу относятся к нефтям нафтенового или нафтено-ароматического основания. Они содержат мало легких фракций. Характерная черта нефтей этого типа – полное отсутствие нормальных и изопреноидных алканов и малое содержание других разветвленных алканов (4–10 %). Среди циклоалканов наблюдается преобладание бицик-лических углеводородов над моноциклическими. Нефти типа Б1 чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов на глубинах 500–1000 м – нефти Южного Каспия и Севера Западной Сибири – Грязевая Сопка, Сураханы, Балаханы, Русское и др.
3.3. Технологические классификации
Технологические классификацииимеют прикладное значение. В основу их берут показатели, характеризующие нефть как сырье для производства тех или иных нефтепродуктов. Главное назначение этих классификаций – облегчение выбора рациональной схемы переработки той или иной нефти, а также прогнозирование качества получаемых продуктов.
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ, ПОДГОТОВЛЕННЫХ К ТРАНСПОРТУ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ НЕФТЕПРОВОДАМ И НАЛИВНЫМ ТРАНСПОРТОМ (ГОСТ Р 51858-2002)[10]
По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.
В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1–4 (табл. 11).
Таблица 11. Классы нефти
| Класс нефти | Наименование | Массовая доля серы, % | Метод испытания |
| Малосернистая | до 0,60 включ. | По ГОСТ 1437 и 9.2 настоящего стандарта | |
| Сернистая | от 0,61 до 1,80 | ||
| Высокосернистая | от 1,81 до 3,50 | ||
| Особо высокосернистая | св. 3,50 |
По плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина, нефть подразделяют на пять типов (табл. 12):
0 — особо легкая;
1 — легкая;
2 — средняя;
3 — тяжелая;
4 — битуминозная.
Таблица 12. Типы нефти
| Параметр | Норма для нефти типа | Метод испытания | |||||||||
| для страны | для экспорта | для страны | для экспорта | для страны | для экспорта | для страны | для экспорта | для страны | для экспорта | ||
| Плотность, кт/м3, при температуре: | По ГОСТ 3900 и 9.3 наст. стандарта | ||||||||||
| 20 оС | Не более 830,0 | 830,1--850,0 | 850,1-870,0 | 870,1-895,0 | Более 895,0 | По ГОСТ Р 51069 и 9.3 наст. стандарта | |||||
| 15 °С | Не более 834,5 | 834,6-854,4 | 854,5-874,4 | 874,5-899,3 | Более 899,3 | ||||||
По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1—3 (табл. 13).
Таблица 13. Группы нефти
| Норма для нефти группы | ||||
| 1 Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта |
| 2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта | |||
| 3 Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 | По ГОСТ 6370 |
| 4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | 66,7 (500) | 66,7 (500) | По ГОСТ 1756 и 9.8 настоящего стандарта |
| 5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт) | Не нормируется Определение обязательно | Приложение А [6] |
Примечание — Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому — к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.
По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды 1—3 (табл. 14).
Таблица 14. Виды нефти
| Норма для нефти вида | ||||
| 1 Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррm), не более | По ГОСТ Р 50802 и 9.9 настоящего стандарта | |||
| 2 Массовая доля метил- и этил меркаптанов в сумме, млн,-1 (ррm), не более |
Примечания
1 Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 1 января 2004 г. Определение обязательно для набора данных.
2 Нефть с нормой «менее 20 млн.-1» по показателю 1 таблицы считают не содержащей сероводород.
Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э». Структура условного обозначения нефти:
Пример:
Нефть (при поставке потребителю в России) массовой доли серы 1,15 %(класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 (тип 2), концентрации хлористых солей 120 мг/дм3, массовой доли водь: 0,40 %(группа 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают «2.2.2.1 ГОСТ Р 51858—2002».
Дата добавления: 2019-07-26; просмотров: 1482;