Состав нефти и газа. Основные теории образования месторождений нефти и газа

 

 

 

 

Лист для замечаний

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

Введение

1. Нефть, природный газ и их происхождение.
2. Химические и физические свойства нефти.
3. Состав и свойства газа.
4. Концепция происхождения нефти.
5. Теория происхождения газа.

 

Заключение.

Список используемой литературы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Геология – это наука, изучающая вещественный состав Земли, её строение и процессы, происходящие в ней и на её поверхности, причины и закономерности возникновения и развития этих процессов. Геология является теоретической основой для поиска, разведки и разработки всех месс торождений полезных ископаемых, в том числе нефти и газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. НЕФТЬ, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ И ИХ ПРОИСХОЖДЕНИЕ

 

Нефть и газ, угли и горючие сланцы, а так же другие природные органические соединения составляют особую группу минеральных образований земной коры. Их называют горючими ископаемыми или каустобиолитами (от греч. «каусто» - горючий, «биос» - жизнь, «литос» - камень). Они возникли в результате преобразований органического вещества, первоисточником которого являлись остатки живых организмов. Общая направленность этих преобразований, начинающихся на земной поверхности (или на дне водоема) и продолжающихся по мере накопления отмерших организмов и их погружения в недра земной коры, состоит в постепенном обогащении органического вещества углеродом.

Все горючие полезные ископаемые подразделяются на два больших ряда: угольный и нефтяной.

Каустобиолиты нефтяного ряда характеризуются весьма незначительным колебанием содержания углерода (83….87%), водорода (12…14%) и кислорода (от десятых долей до 1,5%). В каустобиолитах угольного ряда диапазон их изменения значительно больше. Нефть и газ – подвижные вещества, тогда как угли образуют твердые тела (угольные пласты).  Изучение геологии нефти и газа принято начинать с рассмотрения их химического состава и физических свойств.

 

2. ХИМИЧЕСКИЕ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

 

Нефть – это жидкое полезное ископаемое, состоящее в основном из углеводородных соединений. По внешнему виду это маслянистая, чаще всего черного цвета, жидкость, флюоресцирующая на свету.

Элементный состав нефтей характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов – углерода, водорода, кислорода, серы и азота – при резком количественном преобладании первых двух, свыше 90 %. Максимальное содержание остальных трех элементов в сумме может достигать 5…8% (главным образом за счет серы), но обычно оно намного меньше.

Нефть представляет собой смесь различных углеводородов, т.е. химических соединений углерода С и водорода Н в каждой молекуле и ее строением.  По строению молекул различают следующие группы (или ряды) углеводородов (рис. 1): парафиновые (или алканы), нафтеновые (или цикланы) и ароматические (или арены). Преобладание той или иной группы углеводородов в нефти (или нефтепродуктах), а также присутствие в них серо-, азот- или кислородсодержащих соединений придает им специфические свойства.

 

Молекула алканового ряда (бутан)

 

 

 

Молекула нафтенового ряда

 

 

 

 

Молекула ароматического ряда (бензол)

 

 

Парафиновые углеводороды (метан, этан, пропан и т.д.) имеют химическую формулу CnH2n+2 (n – число атомов углерода). При n = 1…4 парафиновые углеводороды являются газами,  при n = 5…15 – жидкостями, при n ≥ 16 – при обычных температурах твердыми веществами. Твердые УВ метанового ряда называются парафинами. Температура их плавления  составляет в основном 52….62 ˚С. В пластовых условиях парафины находятся в растворенном состоянии. Однако при снижении температуры, давления и выделения растворенного газа парафин осаждается из нефти в виде кристаллов, создавая тем самым проблемы для ее фильтрации в пласте и движения в трубопроводах. В зависимости от строения и количества жидких парафиновых УВ в нефтях свойства получаемых из них нефтепродуктов могут различаться довольно существенно.

 

Нафтеновые углеводороды (цикланы) имеют химическую формулу CnH2n. В отличии от парафиновых УВ они имеют циклическое строение. Нафтеновые УВ присутствуют во всех фракциях нефтей. Они являются важнейшим компонентом моторных топлив и смазочных масел (улучшают эксплуатационные свойства бензинов, уменьшают зависимость вязкости масел от температуры), а также сырьем для получения ароматических УВ.

 

Ароматические углеводороды (арены) имеют химическую формулу CnH2n-6 (при n ≥ 6). Циклическое строение ароматических УВ, в отличие от нафтеновых, характеризуется наличием двойных связей. Они также встречаются во всех фракциях, обладают хорошей растворяющей способностью по отношению к органическим веществам, но высокотоксичны.

Кроме УВ, в нефтях может присутствовать небольшое количество примесей химических соединений, содержащих кислород, серу, азот, некоторые металлы. Содержание углерода в нефтях составляет 82….87% (по массе), водорода 11….15%. содержание других элементов может меняться: кислород – до 3%, сера – до 8%, азот – до 1,5%. Из металлов в нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и др. содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

К числу основных кислородных соединений, содержащихся в нефтях, относятся нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые вещества. Нафтеновые кислоты вызывают коррозию металлов.  Асфальто-смолистые вещества – это сложные высокомолекулярные соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, кислород (до 2 %), серу (до 7%) и азот (до 1%). При обычных температурах они представляют собой малотекучее или твердое вещество с плотностью, превышающей плотность воды. Часть асфальто-смолистых веществ, растворимая в бензине, называется смолой, а нерастворимая – асфальтом.

Согласно действующей в РФ в настоящее время технологической классификации, все нефти по содержанию серы делятся на три класса: I – малосернистые (не более 0,5 %);    II – сернистые (0,51…..2%); III – высокосернистые (более 2%). Большая часть нефти месторождений НАО относится ко II группе.

Плотность большинства нефтей находится в пределах  800….900 кг/м3. На территории НАО плотность нефтей изменяется в широком диапазоне – от 779 (Песчаноозерское месторождение) до 960 кг/м3 (Варандей-Адзьвинская НГО). Плотность нефтепродуктов различается более существенно, кг/м3: бензины – 720…780, керосины – 800…900, дизельные топлива – 840…900, масла – 890…940. Пластовых условиях плотность нефтей меньше, чем на земной поверхности, так как в этих условиях нефти содержат растворенные газы.

Вязкость (или внутренне трение) нефтей – это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой. Различают динамическую и кинематическую вязкость.  Динамическая вязкость измеряется в Международной системе единиц (СИ) в паскаль-секундах (Па*с). Динамическую вязкость определяют  на основе обработки кривых течения сред. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью. Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости  жидкости к ее плотности, в системе Си измеряется в квадратьных метрах на секунду (м2/с).

Температура кипения УВ зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. Фракционный состав нефти определяется температурой выкипания из нее различных групп УВ и является важной характеристикой при получении из нее нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров, концом кипения – температуру, при которой испарение фракции прекращается. Температура выкипания отдельных фракций составляет, ˚С: бензиновая – 35…200, керосиновая – 200…300, соляровая, являющаяся основой дизельного топлива, - 300…350. При температуре выше 350 ˚С в нефти остается наиболее тяжелый остаток – мазут. Указанные температуры выкипания отдельных фракций являются усредненными и могут меняться для различных нефтей.

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 зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. На севере Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) температура застывания нефти колеблется в пределах от -26 до + 16˚С.

Поверхностное натяжение определяется работой, которую нужно провести, чтобы увеличить площадь свободной поверхности жидкости на 1 см2, не меняя ее температуры. Выражается в системе СИ в Дж/м2. Поверхностное натяжение является результатом действия молекулярных сил, которые у разных веществ неодинаковы. Силы сцепления молекул жидкости  с молекулами твердого тела могут быть больше, чем силы сцепления между молекулами жидкости. Молекулярные силы сцепления между водой и породой больше, чем между нефтью и породой. Это может привести к вытеснению нефти водой из мелких пустот породы в более крупные, т.е. к миграции нефти в горных породах. Добавляя в жидкость поверхностно-активные вещества, можно изменять ее поверхностное натяжение.

Электрические свойства играют особую роль. Нефти не проводят электрический ток, поэтому для обнаружения в разрезах скважин нефтеносных пластов используют электрические методы.

Теплота сгорания нефтей исключительно высокая. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа, Дж/кг: каменный уголь – 33600; нефть – 43250…45500; природный газ (сухой) – 37700…56600.    

 

3. СОСТАВ И СВОЙСТВА ГАЗА

 

Углеводородные газы, генерируемые в осадочной оболочке земной коры, могут находиться в различных состояниях: свободном, растворенном и твердом. В свободном состоянии они образуют газовые скопления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединения с водой или переходят в твердое состояние (газогидраты).

Природные газы делятся на три группы:

- газы, добываемые из чисто  газовых месторождений;

- газы, добываемые из газоконденсатных  месторождений;

- газы, добываемые вместе  с нефтью из нефтяных месторождений.

Все газы представляют собой смеси парафиновых УВ с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90% и более состоят из метана, а так же неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота и сероводорода. Ввиду резкого преобладания метана и небольшого  (до 0,2%) количества жидких его гомологов (содержания конденсата менее 10 см3/м3) эти газы относят к так называемым сухим газам.

Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70%. Газы газоконденсатных месторождений более тяжелые, чем газы из чисто газовых месторождений, но легче, чем из нефтяных. Метана в них от 80 до 90%. Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода – не имеет запаха. Нефтяные попутные газы резко отличаются от сухих значительным содержанием этана, пропана, бутана и высших углеводородов (в сумме до 50 %), поэтому  они получили название жирных (30…90 см3/м3 конденсата), или богатых газов.

Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являються плотность, вязкость, критические давление и температура, растворимость и др.

Плотность газа – масса 1 м3 газа при температуре 0˚С и давлении 0,1 МПа. Единица плотности в СИ – кг/ м3. Плотность для метана – 0,72 кг/ м3. На практике часто пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху), для метана – 0,554.

Вязкость газов очень мала и не превышает 1*10-5 Па*с. С повышением давления она увеличивается.

Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической. Для метана критическая температура равна -82,1˚С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0˚С, поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан) в условиях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т.е. давление, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды.