КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТИ

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)

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