Хімічний склад нафти і газу

Нафта і природний газ – складні горючі суміші вуглеводнів різних класів, що вміщують домішки невуглеводневих речовин. Останні захоплюються ними із середовища нафтогазоутворення або асимілюються у каналах вуглеводневої фільтрації й часто свідчать про особливості походження нафти та газу. У надрах вуглеводні постійно взаємодіють з підземними водами.

Нафта – багатокомпонентна вуглеводнева масляниста рідина, що має колір від бежевого до чорного. ЇЇ основний елементарний склад, %: вуглець – 80…88; водень – 11…14,5; сірка – 0,01…5,0; кисень – 0,05…0,7; азот – 0,01…0,6.У нафті наявні різні мікродомішки (до 50 хімічних елементів). Це так звані мікроелементи (понад 30 металів і близько 20 неметалів). Серед них – V, Ni, Fe, Zn, Al, Hg, Cd, Cu, Mn, Se, As, Pb, Sb, Ba, Mo, Cr, Ag, Au, Na, Ca, Br, Si,Sr, Co, Ti, Ga, Ge, Sn та ін. Частина металів у нафті знаходиться у формі солей органічних кислот і хілатних комплексів, у яких атом металу розміщений у центрі порфіринового циклу або у порожнинах конденсованих ароматичних фрагментів, а основна маса – у формі складних полідентантних сполук. Багато з таких комплексів можуть вступати у йонний обмін з металами, що є у розчинах або на поверхні гірських порід, які контактують з нафтою. Найбільша кількість металів міститься в асфальтно-смолистих речовинах (ванадій, нікель, кобальт та ін.).

Густина нафт коливається в межах 650…1050 кг/м³. Теплота згорання – від 43,7 до 46,2 МД/кг.

Вилучені з різних нафт вуглеводні належать до трьох головних рядів: метанового – С_nH_2n+2 (алкани, парафіни);

нафтенового – С_nH_2n (циклопарафіни, циклани);

ароматичного – С_nH_n (арени).

Технологічні класифікації нафт ґрунтуються на вмісті в них:

а) сірки – малосірчані (до 0,5%), сірчані (0,51-2,0%), високосірчані (>2,0%);

б) смол – малосмолисті (< 18%), смолисті (18 – 35%), високосмолисті (>35%);

в) парафіну – малопарафінисті (< 1,5%), парафінисті (1,5 – 6,0%), високопарафінисті (> 6%).

Склад нафти характеризується також рідинно-газовими фракціями, що виникають у певних температурних інтервалах.

Природні вуглеводневі гази – багатокомпонентна суміш вуглеводнів метанового ряду і невуглеводневих компонентів, що здатні горіти. Зустрічаються у літосфері (переважно в осадовому комплексі гірських порід) у вигляді вільних скупчень, а також у розчиненому (в нафті та пластових водах), розсіяному (сорбовані породами) й твердому (у вигляді газогідратних покладів) станах. Насичені метаном (до 85 – 90%), етаном, пропаном, бутанами і пентаном (сумарний уміст до 20%), а також парою рідинних вуглеводнів. Невуглеводневі компоненти представлені переважно азотом, вуглекислим газом, водяною парою, сполуками сірки (сірководень, меркаптани, сірчистий оксид вуглецю та ін.), гелієм, аргоном, воднем, парою ртуті тощо.

Уміст СО₂ у горючому природному газі – від часток відсотка до 10…15%, а іноді й більше. Концентрація N не перебільшує 2 – 3%, але в окремих нафтогазоносних басейнах його вміст може сягати 30 – 50%. Відомі родовища з переважним умістом азоту – до 80%. Кількість сірководню звичайно не перевищує тут 2 – 3%, проте іноді вона досягає 15–20% і більше. Концентрації гелію, як правило, становлять соті і тисячі частки відсотка, досягаючи іноді 5 – 8%. З природних горючих газів у різних країнах видобувають сірку, гелій, ртуть та інші цінні компоненти.

Газовий конденсат. Дуже часто в природному газі вміщуються рідинні вуглеводневі частки. Ступінь насиченості ними визначається конденсатністю (см³/см³, г/м³), якою зумовлюється й утворення конденсату.

Конденсат – вуглеводнева суміш (С₅+С₆+вищі), що знаходиться в газоконденсатному покладі у газоподібному стані та випадає у вигляді рідини зі зниженням пластового тиску (до тиску початку конденсації) в процесі розроблення покладу.

Під сирим конденсатом розуміють рідинні вуглеводні (С₅+вищі) з розчиненими в них газоподібними компонентами (метаном, етаном, бутаном, пропаном, сірководнем тощо).

Тиск початку конденсації – це тиск у пласті, за якого конденсат покладу починає переходити з пароподібного стану в рідинний, що призводить до перетворення однофазової системи у двофазову. Конденсат наявний у більшості газових родовищ.

Газові гідрати (кристалогідрати) – утворюються в умовах певних тисків і температур. Молекули води за допомогою водневого зв’язку утворюють кристалічні ґратки, у структурні порожнини яких проникають рухливі молекули метану й інших вуглеводневих газів. Тверді сполуки (клатрати), що утворюються таким чином, мають назву газогідратів. Підвищення температури чи зниження тиску супроводжується руйнуванням граток і розкладанням гідратів на газ та воду.

Скупчення газогідратів у водних басейнах (Чорне море, Північний Льодовитий океан та ін.) й у зонах багатолітньомерзлих порід (Полярний Урал, Скандинавія, Аляска, Північна Канада та ін.) створюють газогідратні поклади, для формування і збереження яких не потрібні літологічні покришки. За певних термодинамічних умов вони самі відіграють роль непроникних екранів для звичайних нафтогазових покладів.

Умови утворення гідратів у кожному окремому випадкові залежать від складу газу, тиску та температури. Для кожної вуглеводневої сполуки притаманна окрема критична температура гідратоутворення. Критична температура гідратоутворення (^оС) дорівнює: для метану – 21,5; етану – 14,5; пропану – 5,5; ізобутану – 2,5; н-бутану – 1,0. Починаючи з пентанів, вуглеводні не утворюють гідратів.

Хімічна формула газогідрату метану – СН₄^.7Н₂О; етану – С₆Н₆^.8Н₂О; пропану – С₃Н₈^.18Н₂О і тощо.

Густина природних газогідратів – від 900 до 1100 кг/м³.