» » Элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородный составы нефти

Элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородный составы нефти

06.08.2016

Из сказанного ранее вы уже знаете, что элементный состав характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов. Это -углерод, водород, сера, кислород и азот. Эти компоненты входят в состав органического вещества пород и в состав исходных продуктов, из которых оно образовалось, а также в состав нефтей, В элементном составе нефтей содержание углерода составляет порядка 83-87 %, а водорода - 12-14 %. Суммарное содержание остальных компонентов в нефтях не велико и редко достигает 5-6 %, в основном за счет высокого содержания серы (до 3 % и более). Концентрация азота в нефтях составляет десятые и сотые доли процента, а кислорода, как правило, менее 2 % (табл. 4.4).
Элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородный составы нефти

В табл. 4.4 приведены примеры элементного состава нефтей некоторых месторождений Российской Федерации. Приблизительна такие же соотношения этих элементов характерны и для нефтей любых других регионов. Для элементного состава нефтей характерно значительное преобладание углерода и водорода над остальными компонентами и диапазон их колебаний не зависит от геологических особенностей образования и размещения нефтей. И это понятно, углерод и водород являются составными частями основы всех нефтей - углеводородов.
Большой интерес при изучении геохимической истории нефтей представляет их изотопный состав. При этом изучается поведение соотношений в нефтях масс стабильных изотопов углерода С12 и С13, водорода H1 (протия) и H2 (дейтерия - D), серы (S32 и S34) и азота (N14 и N15).
Количественные изменения соотношений различных изотопов в нефтях относительно невелики и составляют: C12ZC13 от 91 до 94, H1/D от 3895 до 4436, S32/S34 от 22,0 до 22,5 и N1VN15 от 273 до 277.
Тем не менее, это не мешает сравнивать нефти многопластовых месторождений, а также нефти в регионально продуктивных горизонтах. Однако здесь следует учитывать, что различные компоненты нефти имеют неодинаковый изотопный состав. Так, например, бензиновые фракции нефтей характеризуются несколько облегченным изотопным составом углерода. Наблюдаются и отличия в изотопном составе различных классов соединений: ароматические углеводороды несколько богаче изотопом С13, чем метановые углеводороды.
Соотношения изотопов в нефтях можно выразить также при помощи величин «приращения» (5) какого либо одного из пары изотопов.
Величины приращения могут иметь как положительные, так и отрицательные значения. Если величина приращения имеет положительное значение, то это означает, что содержание более тяжелого изотопа в образце больше, чем в стандарте. Если величина приращения - отрицательное число, то наоборот.
Одной из важнейших характеристик нефти, используемой как в геохимии, так и в переработке нефти, является ее фракционный состав, т.е. разделение нефти на фракции по температурам кипения.
При атмосферном давлении путем перегонки из нефти выделяют фракции, отличающиеся друг от друга определенными пределами выкипания: петролейный эфир (начало кипения - 40 °С), бензиновая (40-140 °С), лигроиновая (140-180 °C), керосиновая (180-220 °С) и дизельная (220-350 °С). В дизельной фракции выделяют легкий газойль (180-350 °С) и соляровый дистиллят (220-350 °С). Фракции, выкипающие до 350 °С, называются светлыми, а выкипающие после 350 °C - мазутом.
Установки, на которых перегонку осуществляют при атмосферном давлении, называют атмосферными. Выделять из нефти фракции, выкипающие при более высокой температуре при атмосферном давлении нельзя, так как некоторые углеводороды при таких условиях начинают разрушаться. Поэтому для более глубокого фракционирования давление понижают до 7-8 кПа, что позволяет получать как топливные, так и более тяжелые, так называемые масляные фракции.
В промышленности для получения бензина из мазута применяется термический крекинг.
Для этого используется так называемый «вакуумный дистиллят». Мазут разгоняют под вакуумом в интервале температур 300-500 °C и получают вакуумный газойль (вакуумный дистиллят), и остаток - гудрон (более 500 °С), который в основном используется в строительстве.
В геохимии нефти фракцию, выкипающую до 200 °С, называют бензиновой, от 200 до 300 °C - керосиновой, а фракцию, выкипающую при температуре более 300 °C, - масляной.
Как правило, чем ниже плотность нефти, тем выше выход светлых фракций, выкипающих до 350 °C. Так, например в Ярегской нефти (республика Коми), имеющей плотность близкую к единице, выход светлых фракций составляет всего около 18 %, а в легкой Самотлорской нефти (Западная Сибирь) выход светлых фракций около 60 %.
Естественно, в зависимости от температур кипения в различные фракции попадают разные по своему строению углеводороды. Для выяснения их общей характеристики определяется так называемый групповой углеводородный состав нефти: суммарное содержание в определенной фракции метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов. Здесь следует обратить особое внимание на то, что если в какой-либо научной литературе или научном, или производственном отчете используются данные по групповому углеводородному составу нефти, то обязательно должно быть указание, в какой именно фракции проводился анализ. Ниже приведены примеры группового углеводородного состава нефтей (фракция НК-300 °С) некоторых нефтегазоносных провинций (табл. 4.5).
В геохимии нефти широко используется классификация нефтей по групповому углеводородному составу. О ней мы подробно расскажем в разделе «Геохимические классификации нефтей», а сейчас давайте рассмотрим, какие углеводородные и неутлеводородные компоненты входят в состав нефтей.
Элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородный составы нефти