Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки

• Название: Лекция общие принципы проектирования разработки
• Анкор: Лекции разработка.doc
• Дата: 01.06.2018
• Размер: 2.81 Mb.
• Имя файла: Лекции разработка.doc
• Тип: Лекция; #19865
• страница: 18 из 20

Таблица 7

Классификация нефтей

Нефти	Плотность при 200С, г/см3	Содержание смол и асфальтенов, мас. %
Легкие	0,75-0,85	5-8
Утяжеленные	0,85-0,89	До 15
Тяжелые	0,92-0,96	До 35

Таблица 8

Классификация нафтидов

Нафтиды	Масла, %	Смолы, %	Асфальтены, карбены, карбоды, %
Нефти	100-60	40-0	10-0
Мальты	60-30	50-30	20-0
Асфальты	50-20	50-30	40-20
Смолистые асфальты	50-2	80-50	30-0
Асфальтиты	30-2	68-5	93-30

Таблица 9

Классификация нафтидов по величине коксуемости

Нафтиды	Коксуемость, %	Соответствующие значения других параметров
		Плотность при 20 оС, г/см3	содержание смолисто-асфальтеновых компонентов, %
Обычные нефти	<8	<0,91	10-20
Тяжелые нефти	8-12	0,91-0,98	21-35
Мальты	13-25	0,98-1,03	35-60
Природные битумы	>25	>1,03	60-98

Физико-химические характеристики. Компонентный состав
Природные нефтяные битумы (полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой) генетически представляют собой естественные производные нефтей, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязкопластичном состоянии. Основные свойства классов природных битумов представлены в табл. 10.

Таблица 10

Основные свойства классов природных битумов

Класс	Консистенция	Плотность, г/см3	Температура Плавления, 0С	Растворимость в хлороформе	Содержание масел
Мальты	От вязкой до твердой	0,965-1,0	35-40	Полная	40-65
Асфальты	Вязкая, Полутвердая, твердая	1,0-1,1	От 20-30 до 80-100	-«-	25-40
Асфальтиты	Твердая	1,3-2,0	180-300	-«-	25
Кериты	-«-	1,0-1,25	Не плавится	Частичная	-
Антрак-солиты	Очень твердая	1,3-2,0	-«-	Нерастворимые	-
Озокериты	От вязкой до твердой	0,85-0,97	50-85	полная	20-85

Тяжелые нефти и мальты Татарии характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (до 50 %), серы (3,5 - 8 %), металлов (в частности, содержание ванадия может достигать 900 г/т), а также высоким содержанием ванадилпорфиринов (до 1,5 кг/т). Содержание легких фракций, выкипающих до 200 ⁰С, низкое. Чаще они полностью отсутствуют.

Закономерные различия между тяжелыми нефтями и мальтами более сильно проявляются во фракционном и групповом углеводородном составе, чем в свойствах отдельных углеводородных групп. Это говорит о потери части углеводородных компонентов при образовании мальт. Для тяжелых нефтей характерно более высокое содержание алифатических фрагментов. Различие между тяжелыми нефтями и мальтами наблюдается и в содержании в них серы, ванадилпорфиринов и других гетероциклических соединений. Ниже приводятся физико-химические характеристики высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) месторождений Татарстана.Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти указаны в табл. 11.