Классификации нефти

Методы нефтедобычи

Выделяют три метода нефтедобычи, в зависимости от давлений в нефтеносном пласте и способов его поддержания

Первичный метод

Нефть поступает из пласта под действием естественных сил, поддерживающих высокое давление в пласте, например, замещение нефти подземными водами, расширение газов, растворенных в нефти, и др. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при этом методе составляет 5—15 %.


В одних случаях давление в пласте достаточно для того, чтобы нефть поднялась до поверхности. В других случаях требуется использование насосов: погружных, штанговых (используются вместе со станком-качалкой), электрических (например, ЭЦН), технологий Эрлифт или Газлифт.

Вторичный метод

После исчерпания естественного ресурса поддержки давления, когда оно уже недостаточно для подъёма нефти, начинается применение вторичных методов. В пласт подводят внешнюю энергию в виде (пресной воды), природного или попутного . Методы достигают КИН около 30 %, в зависимости от свойств нефти и пород резервуара. Суммарный КИН после применения первичных и вторичных методов находится обычно в пределах 35—45 %.

Закачивание воды значительно повышает обводненность нефти, поднимаемой из скважины, иногда вплоть до 95 %, что требует значительных усилий для их разделения.

Третичный метод

Основная статья: Третичный метод нефтедобычи

Третичные методы (ранее Tertiary oil recovery, затем чаще стал употребляться термин enhanced oil recovery) увеличивают подвижность нефти для увеличения нефтеотдачи. Данные методы позволяют повысить КИН ещё на 5—15 %.

Один из вариантов третичных методов, TEOR, связан с нагревом нефти в пласте для уменьшения её вязкости. Часто применяется закачивание водяного пара, иногда также используют сжигание части нефти на месте (непосредственно в пласте).

Также в пласт могут закачиваться ПАВ (детергенты) для изменения поверхностного натяжения между водой и нефтью

Третичный метод начинают использовать, когда вторичный перестает быть адекватным, но только при условии, что добыча нефти остается рентабельной. Таким образом, использование третичного метода зависит как от стоимости выбранного способа извлечения, так и от цен на нефть.

Наиболее широко (более 100 внедрений) применяются тепловые и газовые (CO2) третичные методы. В первом десятилетии XXI века за счет третичных методов добывалось по оценкам Aramco около 3 миллионов баррелей в день (из них 2 миллиона — за счет тепловых методов), что составляет около 3,5 % от общемировой нефтедобычи.

Химические классификации

Ареометр — прибор для измерения плотности нефти, принцип работы которого основан на Законе Архимеда

На ранних этапах развития нефтяной промышленности одним из самых основных показателей качества нефтепродуктов служила плотность. В зависимость от неё нефти стали подразделять на несколько классов:

  • лёгкие (ρ1515 < 0,828);
  • утяжелённые (ρ1515 0,828—0,884);
  • тяжёлые (ρ1515 > 0,884).

Лёгкие нефти характеризуются большим содержанием бензиновых фракций и малым количеством смол и серы, основным применением таких нефтей было получение смазочных масел высокого качества. Тяжёлые нефти содержали в себе большое количество смол и для получения масел необходимо было обрабатывать нефть избирательными растворителями, адсорбентами и другими веществами. Тем не менее, тяжёлая нефть широко и успешно применялась в производстве битумов. Основным недостатком разделения нефтей по её плотности является то, что классификация приблизительна и на практике закономерности каждого класса не всегда подтверждались.

Позже Горным бюро США<span title=»Статья «горное бюро США» в русском разделе отсутствует»>ru</span>en была предложена химическая классификация нефти, в основе которой была положена связь между её плотностью и углеводородным составом. Были проведены исследования фракций, перегоняющиеся в интервале температур 250—275 °С при атмосферном давлении и в интервале 275—300 °С при остаточном давлении 5,3 кПа. После определения их плотностей, лёгкие и тяжёлые части нефтей определяли к одному из трех классов, установленных для различных типов нефти:

Нормы для классификации нефтей, предложенные Горным бюро США
Фракция Плотность
парафинового основания промежуточного основания нафтенового основания
250—275 °С (при атмосферном давлении) < 0,8251 0,8251—0,8597 > 0,8597
275—300 °С (при 5,3 кПа) < 0,8762 0,8762—0,9334 > 0,9334

После этого, на основе характеристических данных фракций нефть делят еще на семь классов:

Химическая классификация нефтей Горного бюро США
Название класса Основание лёгкой части нефти Основание тяжёлой части нефти
Парафиновый Парафиновое Парафиновое
Парафино-промежуточный Промежуточное
Промежуточно-парафиновый Промежуточное Парафиновое
Промежуточный Промежуточное
Промежуточно-нафтеновый Нафтеновое
Нафтено-промежуточный Нафтеновое Промежуточное
Нафтеновый Нафтеновое

В году Американским институтом нефти также была разработана классификация нефтей на лёгкие и тяжёлые по относительной плотности нефти по отношению к плотности воды при той же температуре (плотность в градусах API). Если величина градусов API менее 10 — нефть будет тонуть в воде, если больше 10 — будет плавать на её поверхности. Данная классификация используется и сейчас.

Классификация, которая бы отражала непосредственно химический состав нефти, была предложена Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ). В её основу было положено преимущественное содержание какого-либо класса углеводородов в составе нефти:

  • парафиновые нефти
  • парафино-нафтеновые нефти
  • нафтеновые нефти
  • парафино-нафтено-ароматические нефти
  • нафтено-ароматические нефти
  • ароматические нефти

Первый класс нефтей характеризуется тем, что бензиновые фракции содержат >50 % парафиновых углеводородов, а масляные фракции — < 20 % твёрдых парафинов, а количество смолисто-асфальтеновых соединений этих нефтей крайне мало. В состав парафино-нафтеновых нефтей входит большое количество нафтеновых углеводородов и небольшое количество парафиновых; по составу твёрдых парафинов и смолисто-асфальтеновых соединений они схожи с парафиновыми нефтями. Нафтеновые нефти характеризуются большим содержанием (≈ 60 %) нафтеновых углеводородов, содержание твёрдых парафинов, смол и асфальтенов очень низко. Четвёртый класс нефтей отличается приблизительно одинаковым содержанием парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, в то время, как твёрдый парафин не достигает 1—1,5 % по составу; количество смолисто-асфальтеновых веществ в составе достигает 10 %. В составе нафтено-ароматических нефтей преобладают углеводороды этих классов, причем их процентное содержание увеличивается по мере утяжеления нефти, а в лёгких фракциях нефтей данного класса содержатся и парафиновые углеводорода, а количество твёрдых парафинов не превышает 0,3 %;при этом количество смол и асфальтенов в составе нафтено-ароматические нефтей достигает 15—20 %. Ароматические нефти отличаются высокой плотностью и большим преобладанием в них аренов.

Маркерная нефть

Эталонная, или маркерная нефть — три ключевых сорта, по которым принято устанавливать цены углеводородов на глобальном рынке, фигурирующие в биржевых фьючерсных контрактах и определяющие их стоимость.

Одним из них, притом служащим основополагателем цен для свыше 70% всепланетарного оборота маслянистого сырья, выступает Brent, названная так по наименованиям нефтеносных пластов путем образования аббревиатуры:

  • Broom; Rannoch;
  • Etieve;
  • Ness;
  • Tarbat.

Добывается с 1976 года в Норвежском море, признан ценнейшим благодаря особо низкой доле серы.

Вторая марка, используемая с целью установления цены полезного ископаемого, извлекаемого из недр США — WTI (West Texas Intermediate). Качественными свойствами она мало уступает Brent, поскольку долю серы содержит не превышающую 0,5%, для изготовления бензина применяется широко и успешно. Пользуется популярностью в КНР и непосредственно в Штатах.

Третий сорт, который причисляют к маркерным — Dubai Crude. Разведывается в ближневосточных Объединенных Арабских Эмиратах неподалеку от Дубаи, отсюда и наименование. Характеризуется средней плотностью, с присвоенным 31 градусом API, и средней, чуть ли не высокой сернистостью — ровно 2%. Эталонный для соседних нефтедобывающих стран.

Технические жидкости:

Техническая жидкость – нефтяная или синтетическая жидкость для использования в качестве рабочего тела, хладагента, растворителя

Амортизаторная жидкость (damping fluid) – техническая жидкость для гашения механических колебаний путем поглощения кинетической энергии движущихся масс.

Антиобледенительная жидкость (de-icing fluid) – техническая жидкость для предотвращения обледенения поверхности изделий.


Антифриз (antifreeze) – низкозастывающая техническая жидкость для поглощения и отвода тепла.

Гидравлическая жидкость (hydraulic fluid) – техническая жидкость для гидроприводов сервомеханизмов, гидропередач.

Разделительная жидкость (parting fluid) – техническая жидкость для предотвращения прямого контакта конструкционных элементов с агрессивными средами.

Тормозная жидкость (brake fluid) – техническая жидкость для гидросистем тормозов.

Добыча полезных ископаемых

Существует несколько способов добычи полезных ископаемых. Во-первых, это открытый способ, при котором горные породы добываются в карьерах. Он экономически более выгоден, так как способствует получению более дешевого продукта. Однако брошенный карьер может стать причиной образования широкой сети оврагов. Шахтный способ добычи угля требует больших затрат, поэтому является более дорогостоящим. Наиболее дешевый способ добычи нефти — фонтанный, когда нефть поднимается по скважине под давлением нефтяных газов. Распространен также насосный способ добычи. Существуют и особые способы добычи полезных ископаемых. Они называются геотехнологическими. С их помощью из недр Земли добывают руду. Делается это закачиванием горячей воды, растворов в пласты, содержащие необходимое полезное ископаемое. Другие скважины откачивают полученный раствор и отделяют ценный компонент.

Потребность в полезных ископаемых постоянно растет, увеличивается добыча минерального сырья, но полезные ископаемые — это исчерпаемые природные ресурсы, поэтому необходимо более экономно и полно расходовать их.

Для этого есть несколько путей:

  • снижение потерь полезных ископаемых при их добыче;
  • более полное извлечение из породы всех полезных компонентов;
  • комплексное использование полезных ископаемых;
  • поиск новых, более перспективных месторождений.

Таким образом, основным направлением использования полезных ископаемых на ближайшие годы должно стать не увеличение объема их добычи, а более рациональное использование.

При современных поисках полезных ископаемых необходимо использовать не только новейшую технику и чувствительные приборы, но и научный прогноз поиска месторождений, который помогает целенаправленно, на научной основе вести разведку недр. Именно благодаря подобным методам были сначала научно предсказаны, а затем открыты месторождения алмазов в Якутии. Научный прогноз опирается на знание связей геологического строения и условий образования полезных ископаемых.

Классификация нефти

Давая определение нефти, ее обычно называют черной маслянистой жидкостью, что не стопроцентно отвечает действительности. Цвет полезного ископаемого варьируется от черного до желтого, иногда оно бывает прозрачным.

Классифицируют нефть исходя из качества добываемого сырья, которое определяется его плотностью и долей содержащейся серы.

От плотности зависит себестоимость производимых нефтепродуктов — чем она ниже, тем меньше расходы на переработку. Измеряется плотность в специальных градусах API, разработанных Американским институтом нефти, либо в килограммах на кубический метр и граммах на кубический дециметр. По указанному критерию выделяют 5 групп сортов (см. таблицу).

Сорта по плотности

Градусы API


Г/дм3

сверхлегкие

до 50

820

легкие

до 40

870

средние

до 30

920

тяжелые

до 20

1000

сверхтяжелые


менее 10

свыше 1000

Легкие сорта имеют более высокую стоимость, ибо пригодны для производства бензина, дизтоплива, керосина.

Тяжелые используют для изготовления мазута и печного топлива, т.е. более дешевых нефтепродуктов, потому тяжелая нефть стоит меньше.

По содержащейся доле серы нефть делят на три категории:

  • низкосернистая — до 0,5%;
  • среднесернистая — 0,5-2%;
  • высокосернистая — свыше 2%.

Необходимо упомянуть всемирную классификацию на основании типов нефти Sweet crude oil и Light Sweet crude oil. Первая — низкосернистая, используемая для получения бензина, вторая примечательна малым содержанием воска. Плотность обоих видов варьируется.

Исходя из свойств названных типов, к маркам добавляют условные отметки:

  • light — легкая;
  • crude — малое содержание воска;
  • heavy — тяжелая;
  • sweet — малая сернистость.

Различают эталонные марки, разновидности, составляющие корзину ОПЕК, и сорта, переправляемые на экспорт отдельными нефтедобывающими государствами.

Состав нефти

Состав топлива представлен тремя основными компонентами: углеводородным, асфальтосмолистым и зольным. Каждая группа, в свою очередь, разделяется на дополнительные составные части. Наибольшей токсичностью отличаются ароматические углеводороды. Также присутствуют в составе сера и порфирины (соединения азота). Во время переработки нефти большая часть серы подлежит устранению, поскольку она вызывает коррозию. Таким образом, на выходе получаются разные виды топлива (в зависимости от содержания серы), которые отличаются и по стоимости.

Химический состав нефти

Нефть, которую только что добыли из скважин, считается сырой. Она содержит воду, горные породы, газы, соли. Все указанные примеси осложняют транспортировку и хранение жидкости. Поэтому первым делом она подвергается промышленной обработке. Ценные примеси выделяют и сохраняют для дальнейшего применения, а остальные удаляют.

Геохимические и генетические классификации

Хроматограммы нефтей различных геохимических типов

Геохимические и генетические классификации делят нефти, основываясь на их геолого-геохимической истории и теории нефтеобразования. Однако разработку подобных классификаций затрудняет тот факт, что до сих пор точно не известно, что именно оказывает наибольшее влияние на процесс нефтеобразования. Поэтому при подразделении нефтей по этому принципу, авторы опираются на какие-либо конкретные наиболее достоверные факторы, не учитывая другие, что является значительным недостатком.

В 1948 году была разработана генетическая классификация А.Ф. Добрянского, основанная на представлениях о составе нефти как о функции её превращения. Ввиду того, что основным направлением превращения нефти является её метанизация, классификация подразделяла нефть по содержанию в ней метановых углеводородов, причем она не затрагивала фактический состав нефти, а опиралась только на принципы превращения, а также не учитывала присутствие гетероатомных соединений. Поэтому широкое применение данная классификация не нашла.

В году А.А. Карцевым было предложено разделение нефтей на два класса: палеотипные нефти и кайнотипные. К первым относились нефти, в составе дистиллятов которых было > 30 % парафинов, а у бензинов — > 50 %. Ко вторым относились нефти, в составе дистиллятов и бензинов которых было 30 % и 50 % парафинов соответственно. Данное разделение описывало только общие черты геохимической истории нефтей, поэтому такая классификация была недостаточной. В году Карцевым была сформирована эволюционная геохимическая классификация, основанная на связи состава нефтей с геолого-геохимическими условиями катагенных превращений (возрастом и глубиной залегания, геотектонической обстановкой). Было выделено восемь классов нефтей, в каждом из которых были подклассы нефтей «чистой линии», окисленных, осерненных и нефтей — продуктов физической дифференциации. Однако, первичные факторы состава нефтей, которые связаны с неоднородностью нефтеобразующих веществ, в классификации не учитывались. Это повлияло на неполную обоснованность систематизации, что объясняло отсутствие её применения.

Наиболее корректной и законченной является геохимическая классификация А.А. Петрова, основанная на содержании в нефти реликтовых углеводородов. Были введены следующие критерии:

Ki=iP{\displaystyle {\mathsf {K_{i}}}={i/P}}
Pf=PNf{\displaystyle {\mathsf {P_{f}}}={P/N_{f}}}
if=iNf{\displaystyle {\mathsf {i_{f}}}={i/N_{f}}}

где i — сумма высот пиков пристана и фитана по хроматограмме нефти; Р — сумма высот пиков н-гептадекана и н-октадекана по той же хроматограмме, Nf — циклоалкановый фон хроматограммы («горб» неразделенных углеводородов, на котором проявляются пики i и P). Данная классификация подразделяет нефть на четыре типа по значениям этих критериев (в скобках — наиболее предпочтительные значения):

Генетические типы нефтей
Тип нефти Ki if Рf
А1 0,95—2,5 (0,2—1) 0,2—20 (3—10) 4—70 (6—15)
А2 2,5—100 (5—50) 3—20 (5—10) 0,1—6 (0,5—4)
Б1
Б2 0,1—15 (0,5—8)

Основные теории

Распространение получили две концепции: органического (биогенного) и неорганического (абиогенного) происхождения нефти, при этом большинство научных данных свидетельствует в пользу биогенного происхождения (т.е. из остатков древних живых организмов); поиск и добыча нефти ведутся в соответствии с предсказаниями биогенной теории.

  • По данным Ю. И. Пиковского — нет единого мнения о происхождении нефти.
  • По данным М. В. Родкина — эффективное преобразование биогенных веществ в нефть происходит под влиянием факторов, традиционно предлагаемых сторонниками абиогенных гипотез[].

Биогенное происхождение

Основная статья: Биогенное происхождение нефти

При фоссилизации (захоронении) органического вещества (остатков зоопланктона и водорослей) сапропелевого типа в водно-осадочных отложениях происходит его постепенное преобразование. В условиях древних теплых морей, богатых питательными веществами, органическое вещество поступало на дно быстрее, чем могло разложиться. При погружении осадков на глубину 3-6 км с повышением температуры свыше 50 °C органическое вещество (кероген) подвергается термическому и термокаталитическому распаду полимерлипоидных и других компонентов, при котором могут образовываться жидкие углеводороды, в том числе низкомолекулярные (C5-C15). Жидкие нефтяные углеводороды имеют повышенную подвижность, и микронефть может мигрировать из нефтематеринских пород по коллекторам, собираясь в ловушках. В результате движения континентов некоторые ловушки могут остаться на территории континентов или шельфа, однако большая часть органических осадков при движении океанической коры попадает в зону субдукции.

При изучении молекулярного состава углеводородов были обнаружены хемофоссилии — молекулярные структуры биогенной природы.

Процесс нефтеобразования занимал от 50 до 350 млн лет.

Выделяют следующие стадии нефтеобразования:

  • Осадконакопление — остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;
  • биохимическая фаза нефтеобразования (диагенез) — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;
  • протокатагенез — опускание пласта органических остатков на глубины до 1,5 — 2 км при медленном подъёме температуры и давления;
  • мезокатагенез (главная фаза нефтеобразования (ГФН)) — опускание пласта органических остатков на глубину до 3 — 4 км при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;
  • апокатагенез керогена (главная фаза газообразования (ГФГ)) — опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км при подъёме температуры до 180—250° C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализует метаногенерирующий потенциал.

С 1930-х годов сторонником биогенного нефтеобразования был И. М. Губкин

В 1970-х годах в СССР официально поддерживали теорию органического происхождения нефти.

Абиогенное происхождение

Основная статья: Абиогенное происхождение нефти

Абиогенное (неорганическое) происхождение нефти — теория первичности залежей нефти. Существует несколько гипотез неорганического происхождения нефти из неорганического вещества на сверхбольших глубинах в условиях колоссальных давлений и высоких температур из неорганического углерода и водорода и углеводородов распространённых в космосе[источник не указан 382 дня].

Абиогенные гипотезы нефтеобразования стали популярны в Советском Союзе в середине XX века.

Неорганические теории не позволяли сделать эффективных прогнозов для открытия новых нефтяных месторождений.

Проблемы глубинного происхождения нефти и газа, развитие теории неорганического происхождения ископаемых углеводородов и совершенствование практики поисков на основе теории неорганического происхождения нефти обсуждаются на всероссийской конференции «Кудрявцевские чтения», уже прошло 7 конференций.

Происхождение и образование нефти (теории и гипотезы):

Существует две гипотезы – теории происхождения (образования) нефти: биогенная (органическая) теория и абиогенная (неорганическая, минеральная, карбидная) теория.

Впервые биогенную теорию происхождения нефти и природного газа в 1759 году высказал М.В. Ломоносов. В далеком геологическом прошлом Земли погибшие живые организмы (растения и животные, преимущественно – водоросли и зоопланктон) опускались на дно водоемов, образуя илистые осадки. В результате различных химических, физико-химических и биохимических процессов они разлагались в безвоздушном пространстве. Из-за движения земной коры эти остатки опускались все глубже и глубже – на глубину до 6 километров, где под действием высокой температуры (до 250 оС) и высокого давления превращались в углеводороды: природный газ и нефть. Низкомолекулярные углеводороды (т.е. собственно природный газ) образовывался при более высоких температурах и давлениях. Высокомолекулярные углеводороды – нефть – при меньших. Углеводороды, поднимаясь вверх к поверхности земли из-за своей меньшей плотности, мигрировали через вышележащие осадки, проникали в пористые осадочные горные породы, называемые коллекторами, и, встречая на своем пути непроницаемые пласты (где дальнейшее движение вверх оказывалось невозможным), попадали в ловушки, где образовывали залежи (скопления) – месторождения нефти и газа. Собственно месторождение – это не место рождения, а место скопления нефти и газа. Если во время такой миграции углеводороды не встречали толщу непроницаемых пластов (т.е. не попадали в ловушку), то, в конце концов, выходили на поверхность. На поверхности они подвергались воздействию различных внешних факторов, в результате чего рассеивались и разрушались.

Минеральную теорию происхождения нефти и природного газа сформулировал в 1877 году Д.И. Менделеев. Он исходил из того, что углеводороды могут образовываться в недрах земли в условиях высоких температур и давлений в результате взаимодействия перегретого пара и расплавленных карбидов тяжелых металлов (в первую очередь железа). В результате химических реакций образуются окислы железа и других металлов, а также различные углеводороды в газообразном состоянии. При этом вода попадает глубоко в недра Земли по трещинам-разломам в земной коре. Образовавшиеся углеводороды, находясь в газообразном состоянии, в свою очередь по тем же трещинам и разломам поднимаются наверх в зону наименьшего давления, образуя в конечном итоге газовые и нефтяные залежи. Данный процесс, по мнению Д.И. Менделеева и сторонников гипотезы, происходит постоянно. Поэтому, уменьшение запасов углеводородов в виде нефти и газа человечеству не грозит.


С этим читают