18. Химические классификации

На ранних этапах развития нефтяной промышленности определяющим показателем качества продуктов была плот­ность. В зависимости от плотности нефти подразделяли на лег­кие ( < 0,828), утяжеленные ( =0,828 — 0,884) и тяжелые ( |> 0,884). В легких нефтях содержится больше бензиновых фракций. Относительно мало смол и серы. Из нефтей этого типа вырабатывают смазочные пасла высокого качества. Тяжелые нефти характеризуются высоким содержанием смол; чтобы по­лучить из них масла, необходимо применять специальные ме­тоды очистки—обработку избирательными растворителями, адсорбентами и т. п. Однако тяжелые нефти—наилучшее сырье для производства битумов.

Таблица 2.1. Нормы для классификации нефтей, предложенной Горным бюро США

Фракция	Плотность
	Парафинового основания	Промежуточного основания	Нафтенового основания
250-2750С (при атмосферном давлении) 275-3000С (при 5,3кПа)	<0,8251 <0,8762	0,8251-0,8597 0,8762-0,9334	>0,8597 >0,9334

Классификация нефтей по плотности приблизительна, а на практике известны случаи, когда описан­ные выше закономерности не подтверждались.

Горным бюро США была предложена так называемая химическая классификация нефтей, в основу которой положена связь между плотностью и углеводородным составом нефтей. Исследованию подвергают фракцию, перегоняющуюся при атмосферном давлении в интервале 2%—275 °С (характерная фрак­ция легкой части нефти), и фракцию, перегоняющуюся при оста­точном давлении 5,3 кПа в пределах 275—-300 °С (характерная фракция тяжелой части нефти). Определяв плотность обеих характерных фракций, легкую и тяжёлую части нефти относят к одному из тpex классов соответственно границам, установленным для нефтей различных типов (табл. 2.1) Затем на основе данных о характерных фракциях определяют, к какому из семи классов д6л?кна быть отнесена нефть (табл. 2.2), Недостатки этой классификаций —-в известной условности границ плотностей характерных фракции и в том, что обозначения отдельных классов не отражают действительного состава нефти.

Классификация, отражающая химический состав нефти, предложена Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ). В основу этой классификации положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Различают нефти: парафиновые, парафиноно-фтеновые, нафтеновые, парафинонафтено- ароматические, нафтено-ароматичеекие, ароматические.

Таблица 2.2. Химическая классификация нефтей, предложенная Горным бюро США

№ номер класса	Название класса	Осн. лег. част. нефти	Осн. тяж. част. нефти
1	Парафиновый	Парафиновый	Парафиновый
2	Парафино-промежуточный	-	Промежуточное
3	Промежуточно-парафиновый	Промежуточное	Парафиновое
4	Промежуточный	-	Промежуточное
5	Промежуточно-нафтеновый	-	Нафтеновое
6	Нафтено-промежуточный	-	Нафтеновые
7	Нафтеновый	-	Нафтеновые

В парафиновых нефтях все фракции содержат значи­тельное количество алканов: бензиновые—не менее 90%, мас­ляные-20 % и более. Наиболее типичными парафиновыми нефтями являются нефти полуострова Мангышлак (Узеньская, Жетыбайская). В парафино-нафтеновых нефтях содержатся наряду с алканами в заметных количествах циклоалканы, содержание аренов невелика. Как ив чисто парафиновых, в нефтях этой группы мало смол и асфальтенов. К группе парафино-нафтено­вых. Относятся нефти наиболее крупных месторождений Волго-Уральского бассейна и Западной Сибири. Для нафтеневых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание цикло-алканов во всех фракциях; алканов в этих нефтях мало, смолы и асфальтены имеются также в ограниченном количе­стве. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (Балаханская и Сураханская), на Эмбе (Доссорская и Макатская), в Майкопе.

В парафино-нафтено-ароматических нефтях углеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах, твердых парафинов мало (не более 1,5 %), а коли­чество смол и асфальтенов достигает 10 %. Нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным со­держанием циклоалканов и аренов, в особенности в тяжелых фракциях. Алканы имеются только в легких фракциях, причем в небольшом количестве. Содержание твердого парафина в нефти не превышает 0.3%, а смол и асфальтенов – 15-20'%. Ароматические нефти характеризуются высокой плот­ностью; во всех фракциях этих нефтей содержится много ape-нов. К ароматическим нефтям относятся прорвинская в Казах­стане, Бугурусланская в Поволжье.

С. С. Наметкин и А. Ф. Добрянский предложили свою классификацию нефтей. Группирование нефтей проводилось по 14 признакам, выделяли 7 классов нефтей, различающихся концентрацией алканов.

Близкие схемы классификации предложены Н. Б. Вассоевичем. Из выделяемых классов углеводородов в природе встре­чается небольшое число. К. А. Канторович предлагает выделять четыре основных тана нефтей: А-алкановый парафинистый;

В-алкановый малопарафинистый;

С - циклано-алкаиовый;

D-циклановый;

В начале 60-х годов разработаны новые аналитические методы, изменившие представление о составе и строений 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 изонреноиды-стераны, тритерпаны и пр.

В свою очередь, реликтовые углеводороды нефтей можно разбить на углеводороды изопреноидного и неизопреноидного

типа.

Группа изопреноидных реликтовых углеводородов в нефтях состоит из значительно большего числа различных соединений, чем группа неизопреноидных углеводородов. Реликтовые угле­водороды неизопреноидного типа представлены в основном алифатическими соединениями, а изопреноидного типаалифатическими и алициклическим углеводородами с числом циклов в молекуле от одного до пяти. Важнейшим свойством реликтовых углеводородов нефти является их гомологичность. Выделяют гомологические ряды 2-метилалканов, 3-метилалканов, 4-метилалканов, 1-метил 2-алкилциклогексанов, 1-метил 3алкилциклогексанов и т. п.

Ал. А. Петров исследовал (методами газожидкостной хроматографии и масс-спектрометрии) около 400 нефтей практически всех крупных нефтегазоносных бассейнов Советского Союза. Все исследованные нефти (табл. 2.3) были отнесены к категориям А и Б. 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: А',А², Б¹, Б².

Таблица 2.3. Групповой состав нефтей различных химических типов (фракция 20в—439 °С), %

Цифры в скобках означают преимущественно встречающееся содержание углеводо­родов

Тип	Алканы			Циклоалканы	Арены
	Сумма	Нормальные	Разветвлённые
А/ А2 Б1 Б2	15-60 (25-50) 10-30 (15-25) 4-10 (6-10) 5-30 (10-25)	5-25 (8-12) 0,5-5 (1-3) - - 0,5 -	0,05-6,0 (0,5-3) 1,0-6,0 (1,5-3) - - 0,5-6,0 (0,2-3,0)	15-45 (20-40) 20-60 (35-55) 20-70 (50-65) 20-70 (35-55)	10-70 (20-40) 15-70 (20-40) 25-80 (25-50) 20-80 (20-45)

Нефти типа А¹ соответствуют нефтям парафинового и нафтено парафинового основания. Содержание суммы алканов во фракции 200-430°С15—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 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 моноициклические углеводороды, хотя со­держание трицикланов несколько выше, чем в нефтях А¹. К типу А² относятся нефти Южного Каспия (Сураханы, Нефтяные Кам­ни, Дуванный-море), Западной Сибири (Соденинское), Прикас-пия (Кошкар, Каламкас, Кара-Тюбе).

Нефти тина Б² Соответствуют нефтям парафинонафтенового 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 в СССР нефтями Северного Кавказа (Старо-Грозненское, ТроицкоАнастасиевское), Грузии (Норио, Мирзаани) и др.

Нефти типа Б' 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 бициклических углеводородов над моноциклическими. Нефти типа Б' чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов СССР на глубинах 500-1000 м и (нефти Южного Каспия и Севера Западной Сибири- Грязевая Сопка, Сураханы, Балаханы, русское и др.)