Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







Неуглеводородные соединения нефти





Помимо углеводородов в нефтях присутствуют соединения, содержащие гетероэлементы (кислород, азот, серу, а также десят­ки других элементов), из-за малого содержания которых они на­зываются микроэлементами (МЭ). Микроэлементы — это метал­лы V, Ni, Fe, Cu, Mn, Ti, Co, Cr, Ba, Sr, Pb, Hg, Mo, U и др. и неметаллы Вг, I, Cl и др.

Подавляющая часть гетероэлементов и МЭ присутствует в смолах и асфальтенах, однако не исключено попадание их в про­цессе аналитических операций в малых количествах и в углеводо­родные фракции нефти. Существует связь между количеством ге­тероэлементов в нефтях и ее плотностью.

Кислородсодержащие соединения нефти представлены кислота­ми, фенолами (ароматическими спиртами), кетонами и различ­ными эфирами (рис. 1.7). Наиболее распространенными из них являются кислоты и фенолы, которые обладают кислыми свой­ствами и могут быть выделены из нефти щелочью. Их суммарное количество обычно оценивают кислотным числом — количеством миллиграммов гидроксида калия (КОН), используемых для тит­рования 1 г нефти.

Термин нефтяные кислоты подразумевает все алифатические (жирные), алициклические (нафтеновые), ароматические и кис­лоты гибридного строения. В настоящее время в нефтях иденти­фицированы все кислоты нормального строения до 25 атомов углерода в цепи, их общая формула радикал — R+ кислотная группа — R-COOH. По мере повышения температуры кипения нефтяных фракций в них появляются кислоты изостроения, уста­новлены кислоты и с изопреноидной структурой, например 2, 6, 10, 14-тетраметилпентадекановая (пристановая), 3, 7, 11, 15- тет-раметилгексадекановая (фитановая) и др. Строение алифатичес­ких кислот тесно связано со строением алифатических углеводо­родов тех же фракций и изменяется по аналогичным законам. Алициклические, или нафтеновые, кислоты установлены как моно-, так и полициклические, содержащие до пяти колец; мо­ноциклические имеют общую формулу CnH(2n-1) COOH.

Моно- и бициклонафтеновые кислоты построены в основном из циклопентановых и циклогексановых колец, в полициклонаф-теновых кислотах все циклы сконденсированы в единую систему, причем циклы в основном шестичленные; для тетрацикличес-



ких нафтеновых кислот характерна стероидная структура (см. рис. 1.7).

В нефтях также содержатся разнообразные ароматические кислоты и кислоты смешанной нафтеноароматической структуры (см. рис. 1.7). Нефтяные фенолы изучены недостаточно, наиболее известны низкие фенолы С69. В высококипящих фракциях нефтей присутствуют фенолы, содержащие до шести конденсиро­ванных колец.

 

К нейтральным соединениям нефти относят кетоны, а также простые и сложные эфиры. Идентифицированы как алифатичес­кие кетоны, так и циклические, первые присутствуют в основном в бензиновой фракции, циклические — в высококипящих фрак­циях нефти, а также присутствуют сложные эфиры, многие из которых имеют ароматическую структуру. Простые

эфиры, по мнению многих исследователей, носят циклический характер.

Промышленное значение из всех кислородсодержащих сое­динений нефти имеют только нафтеновые кислоты и их соли — нафтенаты. Благодаря хорошим поверхностно-активным свой­ствам нафтеновые кислоты, а их соли щелочных металлов ис­пользуются как моющие средства.

Серосодержащие соединения. Сера является наиболее распрост­раненным гетероэлементом в нефтях и продуктах ее преобразова­ния. Содержание серы в недрах колеблется от сотых долей до 15% (некоторые нефти Калифорнии). Наиболее богаты серой нефти, пространственно связанные с не терригенными порода­ми — карбонатами, эвапоритами, силицитами, вулканогенными породами. Сера присутствует как в смолисто-асфальтеновой час­ти, так и в дистиллятных фракциях, причем в основном в высо­кокипящих. В нефтях сера встречена в виде элементной серы, се­роводорода, меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и производ­ных тиофена, а также в виде сложных соединений, содержащих кроме серы и другие гетероэлементы (рис. 1.8).

Элементная сера содержится в нефти в растворенном состоя­нии (до 0,1%), присутствие которой связано, видимо, с селектив­ным ее растворением углеводородами из заключающих нефть по­род. Сероводород встречается в нефтях достаточно часто, особен­но приуроченных к древним карбонатным отложениям. Серово­дород, так же как и сера, не является непосредственно сернис­тым соединением нефти.

Меркаптаны (тиоспирты) — соединения с общей формулой R—SH, где R — углеводородный радикал, a SH — аналог спирто­вой группы, т.е. эти соединения — аналоги спиртов с заменой


кислорода серой (см. рис. 1.8). Это вещества с резким неприят­ным запахом, поэтому низкомолекулярные меркаптаны добавля­ют в бытовой газ для легкого обнаружения утечки.

 

В бензиновых и керосиновых фракциях обнаружены меркап­таны двух гомологических рядов: алифатические HSCnH(2n+1) и циклические HSCnH(2n-1). В высших фракциях нефти меркапта­ны не обнаружены. Обычно содержание меркаптанов в нефти не­велико, но известны и исключения: например, в нефти Марков­ского месторождения (Восточная Сибирь) они составляют 75% всех серосодержащих соединений.

Сульфиды (тиоэфиры) R1-S-R2 и дисульфиды R1—S—S—R2 содержат по два углеводородных радикала, которые могут отли­чаться строением (см. рис 1.8).

 

Нефтяные сульфиды подразделя­ются на две группы: содержащие атом серы в открытой цепи — тиаалканы и циклические сульфиды — тиацикланы, в которых атом серы входит в полиметиленовое кольцо. Первые свойствен­ны нефтям метанового основания, тиацикланы — нафтеновым и нафтеново-ароматическим нефтям. Тиаалканы обнаружены в бензиновых и керосиновых фракциях, при температуре выше 350°С они отсутствуют. Тиацикланы во многих нефтях составля­ют главную часть сульфидов средних фракций. Тиофен и его производные содержатся главным образом в средне- и высококи-пящих фракциях нефти. Тетра- и пентациклические системы, включающие тиофеновое кольцо, характерны для тяжелых и остаточных фракций нефти.

Азотсодержащие соединения нефти. Содержание азота в неф­тях обычно невелико (не более 1%) и, как правило, снижается с глубиной залегания нефти, не зависит от типа и состава вмещаю­щих пород. Азотные соединения сосредоточены в высококипя-щих фракциях и тяжелых остатках. Азотсодержащие соединения нефти принадлежат в основном к двум группам соединений: азо­тистые основания и нейтральные азотистые соединения.

Азотистые основания — это ароматические гомологи периди-на — соединения, состоящего из ароматического кольца, в кото­ром один атом углерода замещен азотом (рис. 1.9). Эти соедине­ния легко окисляются кислородом воздуха с образованием кон­денсированных продуктов.

Нейтральные азотистые соединения нефти представлены про­изводными пиррола, например индолом, карбазолом, бензокарба-золом, (см. рис. 1.9) и амидами кислот. Особым типом азотсодер­жащих соединений нефтей являются порфирины. Они содержат в молекуле четыре пиррольных кольца, соединенных мостиками, и встречаются в нефтях в форме металлокомплексов ванадия и ни­келя. По строению молекулы порфирины близки к хлорофиллу, что позволило отнести эти структуры к реликтовым, унаследован-


ным от исходной биомассы, а сами соединения - к хемофосси-

лиям (рис. 1.10).

Минеральные компоненты нефти. В состав нефти входят мно­гие элементы. В золе нефтей обнаружены металлы: щелочные и щелочноземельные L, Na, К, Ва, Са, Sr, Mg; металлы подгруппы меди Си, Ag, Аи; цинка Zn, Cd, Hg; бора В, А1, Са; ванадия V, Nb, Та; многие металлы переменной валентности Ni, he, Mo, Co, W Ci, Mi, а также элементы неметаллы S, P, As, Cl и др. Малые концентрации перечисленных выше элементов (их называют микроэлементами - МЭ) (10-2-10-8 и менее) не позволяют точно идентифицировать вещества, в которые они входят. Считают, что МЭ присутствуют в нефтях в виде металлоорганических соедине­ний те содержащие связь металл-углерод; солей органичес­ких кислот, хелатов, т.е. внутримолекулярных комплексов цикли­ческого строения, в роли центрального ядра которых выступают


металлы. Наиболее хорошо изученными внутримолекулярными комплексами являются порфириновые, центральной частью кото­рых являются никель и ванадий (см. рис. 1.10). В зависимости от летучести порфириновых комплексов эти металлы могут присут­ствовать как в дистиллятных фракциях, так и главным образом в смолах (никель-порфирины) и асфальтенах (ванадий-порфири-ны). В порфириновых комплексах связано от 4 до 20% ванадия и никеля, находящихся в нефти. Более сложные внутримолекуляр­ные комплексы металлов отлагаются в смолах и асфальтенах, где в комплексообразовании помимо азота участвуют сера и кис­лород.

Из всех фракций нефти более всего обогащены МЭ асфальте-ны. Установлено, что при этом асфальтены характеризуются повы­шенным содержанием гетероэлементов, кроме того, концентрация МЭ растет с увеличением молекулярной массы асфальтенов.

Несмотря на то что концентрация микроэлементов в нефтях невелика, они значительно влияют на процессы ее переработки и дальнейшее использование нефтепродуктов.

Данные о составе МЭ, характере их распределения во фрак­циях нефти несут и генетическую информацию об исходном ма­теринском веществе нефти, о путях ее дальнейшего преобразова­ния.

Хемофоссилии

Хемофоссилии — биологические метки, реликтовые вещест­ва, химические ископаемые, биологические фоссилии, молеку­лярные фоссилии, биомаркеры и др. Эти различные названия были предложены геохимиками разных стран для обозначения химических соединений, встречающихся в нефтях (в ОВ пород и углях), близких по структуре биологическим молекулам. А.Н. Гу­сева и И.Е. Лейфман определяют хемофоссилии как остатки органических соединений организмов, распознаваемые на хими­ческом молекулярном уровне. По мнению А.А. Петрова, к тако­вым следует относить все углеводородные и неуглеводородные соединения, в которых узнается структура биологических пред­шественников, а не только те, которые без изменения перешли из исходного ОВ в нефть.

Хемофоссилии, являясь биологическими индикаторами, мо­гут нести информацию об исходном материнском веществе нефти, использоваться в качестве корреляционных параметров (нефть-нефть и нефть-материнская порода), для реконструкции условий осадконакопления, для определения диагенетических об-становок и степени катагенетической преобразованное™ и зрелости.


Конкретные индикаторы исходного ОВ — типов биопроду­центов, условий их накопления и преобразования будут рассмот­рены ниже.

Хемофоссилии включают две группы соединений: неуглево­дородные соединения и УВ. Среди первой группы наиболее широко распространены порфирины. Эти соединения были иден­тифицированы в нефтях А. Трейбсом еще в 1934 г. Порфирины — тетрациклические азотсодержащие органические соединения, ос­новой структуры которых является порфиновое ядро, состоящее из четырех связанных друг с другом пиррольных колец (см. рис. 1.10).

В нефтях содержатся металлопорфирины, в которых азот пиррольных колец соединен с ванадием или никелем. Биологи­ческими предшественниками нефтяных порфиринов считают ши­роко распространенные в природе пигменты с порфириновой структурой. Хлорофилл растений содержит металлоорганические порфириновые комплексы с магнием, гемоглобин животных, ме-таллокомплексы с железом.

Количество порфиринов в нефтях обычно выражают в мг/100 г нефти. Высокое (200-300 мг/100 г нефти) содержание порфири­нов обычно характерно для тяжелых высокосмолистых и высо­косернистых нефтей. Нефти с высоким содержанием ванадил-порфиринов являются сырьем для получения ванадия.

Группа хемофоссилии — углеводородов или реликтовых УВ включает нормальные и изопреноидные алканы, циклические изопреноиды (стераны, тритерпаны).

Все УВ нефти А.А. Петров подразделяет на преобразованные, утратившие черты, свойственные биомолекулам, и реликтовые, которые, в свою очередь, делятся на реликтовые УВ нормального и изопреноидного строения. По мнению А.А.Петрова, к реликто­вым следует относить все УВ, сохранившие характерные черты строения исходных биологических молекул независимо от того, присутствовали эти углеводороды в исходной биомассе или обра­зовались позже из других соединений (Петров, 1989).

Реликтовые УВ неизопреноидного типа строения представле­ны алифатическими соединениями с н-алкильными или слабо-разветвленными цепями. Наиболее распространенные хемофос­силии — н-алканы — относительно инертные молекулы, они подвергаются незначительному химическому преобразованию. Характер распределения н-алканов — соотношение четные/не­четные УВ — дает представление о генетическом типе исходного ОВ. Примеры хемофоссилии этого класса УВ будут рассмотрены при характеристике исходного ОВ. Изопреноидные реликтовые УВ в нефтях представлены значительно большим числом различ­ных соединений, чем группа неизопреноидных хемофоссилии, причем число соединений изопреноидного типа, обнаруженных в нефти, растет ежегодно. В российских нефтях изопреноидные ал-


каны впервые были идентифицированы в 1969 г., их состав — С10—С20. В настоящее время в нефтях установлены изопреноид-ные УВ как алифатического, так и алициклического строения, с числом циклов в молекуле от одного до пяти.

Важнейшим свойством реликтовых УВ является их гомоло-гичность, т.е. эти УВ присутствуют в виде серии гомологов, име­ющих в основе общую структурную группу. Другое важное свой­ство реликтовых УВ — их высокая концентрация в нефтях, обыч­но превышающая равновесные концентрации близких по строе­нию изомеров.

Реликтовые УВ являются источником значительной части преобразованных УВ нефтей. Реликтовые углеводородные соеди­нения тесно связаны с исходными биомолекулами. Знание этой связи облегчает исследование нефтяных УВ, так как гомологичес­кие серии обычно имеют характерные для исходных веществ чер­ты строения, которые затем реализуются в их нефтяных произ­водных — углеводородах состава вплоть до С40. Самыми распрост­раненными из них являются пристан и-С19Н40 (2, 6, 10, 14-тетра-метилпентадекан) и фитан и-С20Н42 (2, 6, 10, 14-тетраметилгекса-декан), изоалканы с регулярным чередованием метальных групп. Известны нефти, содержащие до 3,3% фитана и до 2,5% приста-на. Наиболее вероятным предшественником этих УВ и является ненасыщенный спирт фитол С20Н39ОН, входящий в состав «хло­рофиллового хвоста» (рис. 1.11). В нефтяной геохимии широко используется показатель — отношение пристан/фитан (Pr/Ph). По мнению многих исследователей (Д. Вельте, И.В. Гончаров и др.), преобладание того или иного УВ определяется условия­ми захоронения исходного ОВ. Различные пути преобразования исходного фитола в восстановительной и окислительной обста­новке показаны на рис. 1.11. В первом случае фитол восстанав­ливается до дигидрофитола. из которого при последующей дегид­ратации и восстановлении получается фитан; в другом случае кислород верхнего слоя осадка окисляет фитол до фитено-вой кислоты, за счет декарбоксилирования которой образуется пристен, затем пристан. Установлено также, что соотношение пристан/фитан может использоваться как корреляционный пара­метр для установления конкретных нефтематеринеких толщ; этим показателем не рекомендуется пользоваться для нефтей, претер­певших длительную миграцию.

Полициклические нафтены, и прежде всего стераны и три-терпаны, являются важнейшими хемофоссилиями. Помимо нефт­ей они встречены в ОВ пород, в углях и горючих сланцах.

Стерановые УВ в нефтях открыты более 20 лет, но геохими­ческое значение этих реликтовых УВ резко возросло в последние годы благодаря работам по стереохимии стеранов, выполненным


в геохимических центрах разных стран (Франции, Англии, США, России).

Главная особенность этих УВ соединений — способность при изменении условий в процессе диа- и катагенеза изменять про­странственное положение определенных атомов. Эта эпимериза-ция (пространственная изомеризация) является как бы степенью преобразованности исходных биомолекул в процессе созревания вещества нефти.

На рис. 1.12 показан ход преобразования структуры стеранов с обозначением особенностей пространственного строения и ну­мерацией атомов углерода. Обычные стераны состава С28 и С29 имеют следующие хиральные центры (способные к эпимериза-ции): С-5, С-14, С-17, С-20 и С-24. Структура ос-стерана отвечает природному а-холестану, имеющему конфигурацию 5α, 14α, 17α, 20R соответствующих хиральных центров — биостеран. Под воз­действием различных факторов (катализаторы, температура, дав­ление и др.) происходит изменение конфигурации молекул с об­разованием изостеранов (геостеранов), имеющих структуру 5α, 14β, 17β, 20R и 20S, а также структуру 5α , 14α, 17α, 20S.



 

На основе отношения биостеранов и новообразованных изо­меров — изостеранов рассчитывается коэффициент созревания или зрелости нефти, кроме того, для корреляции используется показатель соотношения стеранов С272829.

Тритерпаны (гопаны), как и стеран, являются важнейшими УВ нефтей, сохранившими структуру исходных природных био­молекул и изменившими пространственное расположение отдель­ных атомов. Углеводороды ряда гопана присутствуют в нефтях в виде серии гопанов состава С2735. Они характеризуются оди­наковой пентациклической системой и отличаются длиной ал-кильного заместителя. Структурная формула и особенности про­странственного строения гопанов приведены на рис. 1.12. Собст­венно гопан — УВ состава С30Н52. Существуют два основных типа гопанов: 17α, 21β — нефтяной и 17β, 21β — биологический; последний термодинамически неустойчив и в нефтях встречается редко в очень малых концентрациях. В нефтях в небольших ко­личествах встречается УВ с конфигурацией 17β, 21α — моретан, основная же масса представлена нефтяными или 17α, 21β. Для УВ ряда гопана состава C31 и выше, т.е. в тех случаях, когда атом С22 становится хиральным, возможно существование двух эпимеров, отличающихся R- или S-конфигурацией хирального центра С22. В биогопанах состава С31 и выше атом С22 имеет R-конфигураиию, созревание или переход к нефтяным гопа-нам сопровождается эпимеризацией центра С22 и переходом в S-конфигурацию. Степень созревания или зрелости в нефти при наличии гопанов С31 и выше определяется по отношению

Кзр = 22S/(22S+22R).

Относительное концентрационное распределение гопанов С27~С3о рассматривается в нефтяной геохимии как характерный генетический признак нефтей конкретной толщи, района, возрас­та, а также информативный показатель отношение адиантана С29 к моретану Сзо-

Пентациклические тритерпеноиды вначале были обнаружены в папоротниках, мхах и других низших наземных растениях, за­тем они были открыты в анаэробных бактериях и других организ­мах. Подробнее вопрос о генезисе гопаноидов рассмотрен в раз­деле об исходном ОВ.

Для установления корреляционных связей нефть-нефть и нефть-ОВ конкретных толщ также используется показатель сте-раны/гопаны.

Стераны и гопаны являются основными источниками опти­ческой активности нефтей. Известно, что наибольшая оптическая активность наблюдается для фракции 420-550°С, т.е. в нее входят УВ, молекулярная масса которых 350-450, — это УВ состава С2735 — стераны и тритерпаны.

 

 

Химические классификации нефтей

Существуют различные классификации нефтей по химичес­кому составу. В основу большинства из них положен углеводо­родный состав или углеводородный состав отдельных фракций нефти, т.е. преобладание УВ того или иного класса. Как правило, оказывается, что выделенные классы нефтей так или иначе кор-релируются с содержанием серы, смолисто-асфальтеновых ком­понентов, твердых парафинов и плотностью нефти.

По классификации, разработанной Грозненским нефтяным исследовательским институтом, выделяются шесть классов неф­тей: 1) метановые, 2) метаново-нафтеновые, 3) нафтеновые, 4) нафтеново-метаново-ароматические, 5) нафтеново-аромати­ческие, 6) ароматические. В метановых нефтях во всех фракциях содержится значительное количество алканов: в бензиновых бо­лее 50%, в масляных более 30%, типичными нефтями этого клас­са являются нефти полуострова Мангышлак (месторождения Узень и Жетыбай). Метаново-нафтеновые нефти содержат в соиз­меримых количествах алкановые и циклановые УВ, при незначи­тельном содержании аренов, как правило, не более 10%. К этому классу относится большая часть нефтей крупных месторождений Волго-Уральской области и Западной Сибири. Нефтям первого и второго классов свойственны невысокие содержания смолисто-асфальтеновых компонентов.

Для нафтеновых нефтей характерно содержание циклановых УВ во всех фракциях около 60% и более, алканов, как и смолис­то-асфальтеновых компонентов, в этих нефтях мало. Типичными являются Балаханская и Сураханская нефти Баку. В нафтеново-ме-таново-ароматических нефтях алканы, цикланы и арены прису­тствуют примерно в одинаковых количествах, при этом отмечаются значительные концентрации (до 10%) смол и асфальтенов.

Нафтеново-ароматтеские нефти характеризуются преоблада­нием нафтенов и аренов, алканы отмечены только в легких фрак­циях, причем в небольшом количестве, концентрация смолис­то-асфальтеновых компонентов еще более возрастает (15-20%). Ароматические нефти отличаются повышенным содержанием аре­нов во всех фракциях, это тяжелые нефти, они редко встречаются в природе; к нефтям этого класса, например, относится Бугурус-ланская нефть Урало-Поволжья.

Близка к рассмотренной классификация нефтей О.А. Радчен-ко и Ф.Б. Инденбом, в которой выделено пять классов, анало­гичных вышеупомянутым, только отсутствует класс ароматичес­ких нефтей. Граничные параметры для выделенных классов отли­чаются для бессернистых и сернистых нефтей, для последних они в соответствующих фракциях выше для метановых и ароматичес­ких УВ и ниже для нафтеновых.

 



 

 

А.Ф. Добрянский и С.С. Наметкин классифицировали нефти также по содержанию алканов с учетом еще 13 показателей на 7 классов.

В классификации нефтей Б. Тиссо и Д. Вельте (1978) в качес­тве главного параметра рассматривается содержание насыщенных УВ, которое отрицательно коррелируется с содержанием аромати­ческих УВ, смол, асфальтенов и серы. Эмпирически на осно­ве рассмотрения характера распределения УВ нефтей более 500 месторождений установлено две четких совокупности (примерно по 50%): 1) парафиновые и парафино-нафтеновые нефти, 2) аро­матические и асфальтеновые. Нефти определяются как «нафтено­вые» или «парафиновые», если общее содержание насыщенных УВ в них превышает 50%. Для практического использования вво­дится дополнительная граница, соответствующая 40% алканов и циклоалканов (рис. 1.13). Эти границы определяют нафтеновые и парафиновые нефти от парафино-нафтеновых. Нефти опреде­ляются как ароматические, если общее содержание аренов, смол и асфальтенов больше 50%. Дополнительная граница разделяет общие запасы, то картина изменится: в количественном отношении наиболее важны тяже­лые превращенные нефти, затем и ароматико-смешанные. Пер­вый класс представляет аномальные запасы Атабаски (Канада) и Восточной Венесуэлы, ароматико-смешанный класс — колос­сальными скоплениями нефти в Персидском заливе.

А.А. Петровым положен совершенно другой принцип типиза­ции нефтей. Используя современные методы — газо-жидкостную хроматографию и масс-спектрометрию, он изучил более 400 неф­тей из разновозрастных толщ практически всех основных бассей­нов России и стран ближнего зарубежья. Основой его типизации является распределение нормальных и изопреноидных алканов. Все исследованные нефти были разделены на две большие груп­пы: нефти категории А, на хроматограммах фракции 200-430°С которых четко проявляются в аналитически определяемых коли­чествах пики нормальных и изопреноидных алканов. В свою оче­редь, в зависимости от соотношения выделяются два типа нефт­ей: А1, в которых пики нормальных алканов преобладают над со­ответствующими изопреноидами; А2, в которых пики изопренои-дов заметно преобладают над н-алканами и при этом увеличива­ется высота фона (или горба, состоящего из УВ, неразделенных газо-жидкостной хроматографией).

На хроматограммах фракции 200-430°С нефтей, отнесенных к категории Б, также подразделенной на два типа, пики н-алка-нов отсутствуют. На хроматограммах нефтей типа Б2 над еще бо­лее увеличенным фоном четко проявляются только пики изопре­ноидных алканов. Хроматограмма нефтей типа Б1 представляет сплошной фон неразделяющимися хроматографически УВ, пики как нормальных, так и изопреноидных алканов полностью отсут­ствуют. На рис. 1.14 приведены хроматограммы выделенных ти­пов нефтей.

Нефть типа А1 по групповому составу фракции 210-430°С соответствуют нефтям парафинового и нафтено-парафинового основания. Как правило, это нефти с высоким содержанием бен­зиновых фракций и низким смол. Нефти этого типа наиболее 40



 

 

 

 

ароматико-смешанные нефти, содержащие более чем 10% алка-нов, и тяжелые превращенные нефти с содержанием алканов ме­нее 10%. Последний класс подразделяется на два подкласса: аро-матико-асфальтеновые нефти, для которых характерна высокая сернистость и концентрация цикланов менее 25%, и ароматико-нафтеновые нефти, концентрация цикланов в них более 25%, обычно содержат не более 1% серы.

Нефти выделенных классов распространены в природе край­не неравномерно. По встречаемости и распространенности мес­торождений выделенные классы нефтей распределены следую­щим образом: парафиново-нафтеновые, ароматико-смешанные и парафиновые. Если же рассматривать распространены в природе и встречаются в отложениях разного возраста — от рифея до неогена, это основные высокодебитные нефти (месторождения Ромашкино, Соматлор и др.).

Нефти типа А2 соответствуют нафтено-парафиновым и пара­финовым. Концентрация алканов в них несколько ниже (25 и 40%) по сравнению с нефтями А1, изопреноиды преобладают над н-алканами, при этом концентрация последних на порядок мень­ше, чем в нефти типа А1. Эти нефти приурочены к относительно небольшим глубинам (меньше 2000 м) и встречены в отложениях кайнозоя и мезозоя. Типичные представители — нефти Южного Каспия (Сураханы, Нефтяные Камни, Дувай-море).

Нефти типа Б2 соответствуют нефтям главным образом наф­тенового, реже парафино-нафтенового основания. Среди насы­щенных УВ в них преобладают циклоалканы (60—75%), концен­трация изопреноидов (0,5-6%) на фракцию 200-430°С. Нефти этого типа распространены в основном в молодых отложениях на небольших глубинах, хотя известны и исключения. Типичные представители этого типа: нефти месторождения Старо-Грознен­ское, Анастасиевско-Троицкое (Северный Кавказ).

Нефти типа Б1 имеют нафтеновое и нафтеново-ароматическое основание; как правило, они содержат мало легких фракций, для

них характерно полное отсут­ствие алканов. Это типичные кайнотипные нефти (соглас­но классификации А.А. Кар­цева), их залежи находятся на глубине 300-1000 м. Ти­пичными нефтями Б1 явля­ются нефти месторождений Грязевая Сопка, Сураханы, Балаханы (Южный Кас­пий — неоген), месторожде­ние Русское (Западная Си­бирь). На рис. 1.15 пред­ставлено среднестатисти­ческое распределение неф-тей различных химических типов по возрасту вмещаю­щих отложений и глубине залегания. А.А. Петров от­мечает четко проявляющу­юся зональность: максимум залежей нефтей типов А2, Б2 и Б1 приурочен к глуби­нам 500-1000 м, нефти ти­па А1 преобладают с глуби-

ны 2 км. В целом независимо от возраста вмещающих отложений с увеличением глубины намечается постепенный переход от нефтей типа Б1 к типу А1. Причины такой зональности очень сложны и неоднозначны. Они обусловлены как условиями генези­са нефти, так и характером ее дальнейших преобразований. Под­робнее эти вопросы рассмотрены в гл. 4.








Date: 2015-04-23; view: 1042; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.02 sec.) - Пожаловаться на публикацию