Нефтегазовая геология

 

 

Физические свойства нефтей – плотность API по шкале плотности и объём. Вязкость нефти и перегонка

 

Наиболее часто определяемыми физическими свойствами нефти являются: плотность, объем, вязкость, показатель преломления, флуоресценция, оптическая активность, цвет, запах, температуры застывания и помутнения, температуры вспышки и воспламенения, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное натяжение, капиллярность, адсорбция и смачиваемость нефти более подробно рассматриваются в гл. 10 при описании механики природного резервуара.

 

Плотность. Плотность вещества ‑ это вес данного объема его, например кубического фута в фунтах. Удобным способом выражения этого физического свойства является удельный вес, который не нуждается в указании единиц измерения. Удельный вес представляет собой отношение весов одинаковых объемов испытуемого вещества и дистиллированной воды. Поскольку объем веществ зависит от температуры и давления, следует указывать, при каких значениях этих параметров производилось измерение удельного веса. В США сравнение единиц объемов нефти и воды принято производить при температуре 60°F и атмосферном давлении. Существуют таблицы для перевода данных измерений, полученных при любой другой температуре, к стандартным значениям.

 

Шкала плотности нефти Американского Нефтяного Института (API) является условной, но имеет то преимущество, что позволяет упростить конструкцию ареометров, поскольку дает возможность придавать их стержню линейную градуировку. Плотность в единицах шкалы API не имеет прямых соотношений с удельным весом, а также с другими физическими свойствами, связанными с последним, например, такими, как вязкость. Высокие значения плотности в единицах API соответствуют низким значениям удельного веса и наоборот; таким образом, эта шкала не может быть непосредственно использована в технологических расчетах.

 

 

Шкале единиц плотности API соответствует европейская шкала плотности Боме. Эти две условные шкалы плотности увязываются с удельным весом согласно следующим формулам:

Градусы API = (141,5/уд. вес при 60°F) ‑ 131,5.

Градусы Боме= (140/уд. вес при 60° F) ‑ 130.

 

Перевод значений удельного веса в единицы плотности по шкалам Боме и API показан в табл. 5-11. В табл. 5-12 приведены величины плотности некоторых нефтей из различных районов земного шара. Влияние темпера­туры на величину удельного веса нефти показано в табл. 5-13.

Таблица 5-11

Сравнение шкал плотности

(линейная зависимость отсутствует)

Удельный вес при 60°F

Градусы Боме

Градусы API

1,0000 (чистая вода)

10,0

10,0

0,9655

15,0

15,1

0,9333

20,0

20,1

0,9032

25,0

25,2

0,8750

30,0

30,2

0,8485

35,0

35,3

0,8235

40,0

40,3

0,8000

45,0

45,4

0,7778

50,0

50,4

 

Таблица 5-12 Плотности различных нефтей¹

Районы

Удельный вес

(вода = 1,0)

Градусы API

Канада: Альберта

0,9792-0,7507

13,0-57,0

Индонезия и Новая Гвинея

0,9725-0,7507

14,0-57,0

Мексика: Тампико, Голден Лейн, Пануко

Поса-Рика

0,9861-0,9218

0,8762

12,0-22,0

30,0

Ближний Восток: Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия

0,8927-0,8109

27,0-43,0

Тринидад

0,9529-0,8203

17,0-41,0

США в целом

1,0217-0,7351

7,0-

Галф-Кост (главным образом третичные соляные купола)

0,9402-0,7796

19,0-61,0

Калифорния (третичные отложения) Мид-Континент (главным образом палеозойские отложения)

1,0217-0,7796

7,0-50,0

СССР: районы Грозного и Баку

0,934-0,835

20,0-38,0

Венесуэла: восточная

западная

0,9529-0,8203

1,000-0,7507

17,0-41,0

10,0-57,0

¹О. and G. Journ., pp. 278-302, 1952; The Science of Petroleum, Oxford, Univ. Press, London and New York, 2, pp. 840-930.

 

Табл. 5-14 отражает изменение удельного веса нефти при изменении ее температуры на 1°F.

Плотности двух нефтей могут значительно различаться, даже если эти нефти на первый взгляд обладают близким родством. Неодинаковыми плотностями могут характеризоваться нефти, приуроченные к соседним резервуарам, которые находятся в пределах одного месторождения или в одной и той же геологической обстановке. Плотности могут быть различными у нефтей, залежи которых хотя и связаны с одним

 

Таблица 5-13 Влияние температуры на удельный вес нефти¹

Удельный вес при 60°F

Плотность при 60°F, °АРI

Плотность при средних температурах

100°F

200°F

300°

F

уд. вес

°АРI

уд. вес

°АРI

уд. вес

°АРI

1,0

10,0

0,98

12,9

0,96

15,9

0,92

22,3

0,9

25,7

0,88

29,3

0,85

35,0

0,82

41,0

0,8

45,4

0,78

49,9

0.74

59,8

0,69

73,6

0,7

70,6

0,67

69,0

 

 

 

 

¹Н.S. Bell, American Petroleum Refining, 3rd ed., D. Yan Nostrand Co., New York, p. 66, 1945.

 

и тем же пластом-коллектором, но контролируются разными ловушками, и у нефтей, заключенных в одном и том же резервуаре, но занимающих в нем различное структурное положение. Ниже приводится ряд примеров местного изменения плотности нефтей.

 

Таблица 5-14 Плотность нефти при различных температурах¹

Плотность при 60°F

Изменение плотности с изменением температуры на 1°

удельный вес

°АР1

Удельный вес

0,90

0,80

0,70

25,7

45,4

70,6

0,00036

0,00039

0,00049

¹Anderson, Ind. Chem., 12, p. 1011, 1920.

 

Удельный вес нефти из залежи, связанной с песчаником Тенслип на месторождении Элк-Бейсин в Вайоминге, изменяется от 0,867 (31,8°API) в своде складки до 0,892 (27,1°API) в основании нефтяной части залежи у ее края [72]. Такая разница в плотности объясняется преимущественно тем, что в верхней части залежи нефть содержит 460-490 куб. футов газа на 1 баррель, в то время как у ее подошвы количество растворенного газа в нефти падает до 134 куб. футов на 1 баррель. Подобное соотношение выявлено на месторождении Рейнджли в Колорадо [73], где удельный вес нефти колеблется от 0,849 (35,2°API) в своде структуры до 0,869 (31,3°API) в основании нефтяной части залежи у контура нефтеносности¹.

 

Нефти, залегающие в песчаниках Бартсвилл и Ред-Форк (пенсильваний), северо­восточная Оклахома, обычно становятся легче с возрастанием глубины [75]:

Глубина, футы

Плотность

°АРI

уд. вес

500-2000

30-35

0,88-0,85

2000-5000

35-40

0,85-0,82

5000-6000

40-45

82-0.80

¹Необычный пример представляет собой месторождение Хоукинс в северо-восточном Техасе, где нефть приурочена к песчанику Вудбайн (верхний мел), ибо здесь наблюдается изменение ее плотности от 31°API (уд. вес 0,87) в кровле нефтяной части залежи до 16°API (уд. вес 0,96) в основании последней, где тяжелая асфальтовая нефть в нижних: ‑ 10 футах интервала нефтеносности обладает столь высокой вязкостью, что не способна перемещаться [74].

 

Нефти из третичных отложений провинции Галф-Кост, согласно данным многочисленных замеров их плотности, в среднем обнаруживают следующие изменения ее с глубиной [76]:

Нефти из третичных отложений

На месторождении Бурган в Кувейте, которое, вероятно, содержит нефти больше, чем любое другое месторождение на земном шаре, продуктивными являются три песчаных горизонта среднемелового возраста, расположенные в нефтеносной части разреза мощностью 1100 футов. Каждый песчаный пласт отделен от других интервалами развития глинистых и глинисто-песчаных пород, а в верхней части продуктивной толщи залегает пласт известняков с орбитолинами, являющийся стратиграфическим репером. Плотность товарной нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 31,8°API, однако в пластовых условиях она испытывает значительные изменения в зависимости от глубины залегания резервуара. Плотность нефти в каждом из продуктивных песчаных горизонтов приблизительно постоянна на одной и той же глубине относительно уровня моря, но уменьшается примерно на 1°API через каждые 200 футов погружения. Поверхность водо-нефтяного контакта для всех трех песчаников занимает примерно одинаковое гипсометрическое положение, т.е. является общей, что указывает на их сообщаемость, вероятно благодаря трещиноватости пород [77]. Уменьшение плотности нефтей (в градусах API) с глубиной находится в противоречии с общим правилом, согласно которому более тяжелые нефти тяготеют к более высоко залегающим и молодым по возрасту слагающих пород природным резервуарам. Аналогичная картина наблюдается во многих нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова, СССР [78]. Например, неглубоко залегающие продуктивные горизонты месторождения Сураханы содержат свободные от асфальтов светло-желтые нефти с удельным весом 0,720 (65°API); на глубине 700-900 м в нефтях присутствует 7-8% смолистых веществ, на глубине 1450 м количество последних возрастает до 12% , а в природных резервуарах, залегающих ниже 1800 м нефти характеризуются 30%-ным содержанием смолистых веществ и имеют удельный вес 0,90 (25,7°API). В продуктивной толще (плиоцен) месторождения Биби-Эйбат на том же Апшеронском полуострове до глубины 1800 м насчитывается 17 нефтеносных песчаных горизонтов; приуроченная к ним нефть становится тяжелее с увеличением глубины залегания, а именно удельный вес нефтей в более молодых пластах колеблется от 0,840 до 0,860 (37-33° API), а нефти в песчаниках, залегающих ниже, имеют удельный вес от 0,900 до 0,907 (25,7-24,5Q API). Среди этих продуктивных горизонтов иногда встречаются водоносные песчаники.

По плотности нефти изменяются от нефтей, добываемых на месторождении Окснард в округе Вентура, Калифорния, которые тяжелее воды (5-7°API), к нефтям с плотностью 10° API на месторождении Боскан в западной Венесуэле, нефтям района Пануко в Мексике, плотность которых 12°API, и до бесцветных дистиллятов и конденсатов с плотностью 57° API и выше. Наиболее распространены нефти с плотностью от 27 до 35° API, составляющие основную часть мировой нефтедобычи.

 

Объем (volume). [Имеется в виду изменение объема нефти при извлечении ее из недр на дневную поверхность; кубический метр товарной нефти на глубине имеет другой объем; именно этот объем и подразумевается; термин «volume» при таком его понимании, конечно, требует поясняющих слов или особой приставки; можно было бы говорить о «пластовом объеме», о «глубинном объеме» нефти или о «протообъеме» и т. [1]. Нефть, заключенная в природном резервуаре, содержит растворенный газ, и объем всего раствора зависит от пластового газового фактора¹ и пластового давления. Газ, который может быть растворен в нефти при повышении давления, увеличивает объем раствора до момента достижения давления насыщения (точка появления первого пузырька), после чего при дальнейшем возрастании давления объем раствора уменьшается (5-25). Так, 0,5-0,8 барреля

1Пластовый газовый фактор, обычно называемый просто газовым фактором, соответствует количеству кубических футов газа, приходящемуся на 1 баррель нефти в пластовых условиях. Поверхностный газовый фактор (producing gas-oil ratio) ‑ это газовый фактор извлеченной нефти, который обычно выше пластового.

 

Таблица 5-15

Приблизительный объем 1 барреля товарной нефти плотностью 36° API и попутного газа в пластовых условиях при температуре 220°F, месторождение Кетлмен-Хилс, Калифорния¹

Давление, фунт/кв. юйм

Приблизительная глубина, футы

 

Приблизительный объем в пластовых условиях при трех значениях газового фактора

1000 куб.фут/баррель

2500 куб.фут /баррель

5000 куб. фут/баррель

500

1000

2000

3000

1100

2200

4400

6600

6,90

3,50

2,00

1,60²

17,80

8,50

4,45

3,20

36,00

16,80

8,45

5,70

¹McAllister, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 142, p. 53, tabl III, 1941.

²Пример: 1 баррель нефти и 100 0 куб. футов газа по данным измерения в стандартных условиях (температура 60°F и давление 14,7 фунт/кв. дюйм) занимают объем 1,60 барреля в пластовых условиях при давлении 3000 фунт/кв. дюйм или на глубине примерно 6600 футов нише поверхности земли.

 

дегазированной в условиях дневной поверхности нефти, называемой «товарной нефтью», могут соответствовать 1 баррелю нефти в природном резервуаре при давлении насыщения¹. В табл. 5-15 сведены соответствующие данные для нефти месторождения Кетлмен-Хилс в Калифорнии. С другой стороны,

 

Объем смеси нефти и газа заметно увеличивается до момента полного насыщения нефти газом и возникновения поверхности раздела между нефтью и свободным газом. После этого при дальнейшем повышении давления объем нефтегазовой смеси уменьшается в соответствии с законом Генри и сжимаемостью флюидов.

¹Чтобы перевести 1 баррель пластовой нефти в эквивалентное количество товарной нефти, его необходимо умножить на так называемый коэффициент усадки (shrikage factor), и наоборот, для перевода 1 барреля товарной нефти в эквивалентное количество пластовой требуется умножить его на коэффициент, известный как объемный коэффициент нефти в пластовых условиях (или коэффициент увеличения пластового объема нефти). Коэффициент усадки обычно колеблется в пределах 0,63-0,88, а объемный коэффициент нефти в пластовых условиях ‑ в пределах 1,14-1,60.

 

тысячи кубических футов газа в поверхностных условиях могут быть пред­ставлены всего несколькими кубическими футами сжатого газа в природном резервуаре, где давление выше атмосферного. Изменения, которые испытывает 1 баррель нафтидов, попадая из пластовых условий на дневную поверхность, графически показаны на 5-26.

Объем жидких углеводородов при постоянном давлении увеличивается с повышением температуры, однако гораздо медленнее, чем объем газов.

 

Коэффициент теплового расширения жидких углеводородов возрастает по мере увеличения их плотности в градусах API (уменьшения удельного веса), а также при повышении температуры. Коэффициенты расширения некоторых нефтей при температуре 60°F сведены в табл. 5-16 (см. также стр. 202: табл. 5-19).

 

Таблица 5-16 Коэффициент расширения нефтей¹

Удельный вес

Плотность, °АРI

Средний коэффициент

расширения (объем/объем/1°F)

0,67

0,67-0,72 0,72-0,77 0,78-0,85 0,85-0,97 0,97-1,076

79

78-65

64-51

50-35

34-15

14-0

0,0008

0,0007

0,0006

0,0005

0,0004

0,00036

¹Н.S. Bell, American Petroleum Refining, 3rd ed., D. Van Nostrand Co., New York, p. 66).

 

Приведенный к условиям дневной поверхности объем газа, который способен раствориться в единице объема пластовой нефти, возрастает с увеличением пластового давления, пока не будет достигнуто полное насыщение нефти газом и не прекратится дальнейшее его растворение. Обычно это означает прогрессирующее увеличение газонасыщения с глубиной. В некоторых глубоко погруженных природных резервуарах, обладающих высоким

растворенный в барреле нефти газ

5-27. Зависимость между количеством растворенного в 1 барреле нефти газа, измеренным при выделении газа из нефти на поверхности земли, и коэффициентом увеличения пластового объема нефти (отношением объема нефти в пласте к объему той же нефти в поверхностных условиях) (Вuсklеу, ed., Petroleum Conservation, p. 101, Fig. 9, 1951). График построен по данным для большого числа различных залежей.

 

При постоянной температуре объем газа (приведенный к атмосферным условиям), способный перейти в раствор данной нефти, возрастает с увеличением давления. Повышение пластовой температуры, наоборот, вызывает уменьшение количества газа, способного раствориться в нефти, в среднем на 2% при повышении температуры на 1°F. Эти соотношения графически показаны на 5-30. На 5-31 приведена зависимость между давлением, температурой и объемом нефти, связанной с песчаником Уэбер (пенсильваний) на месторождении Рейнджли в Колорадо.

 

Вязкость. Вязкость представляет собой меру сопротивления вещества течению; чем выше вязкость флюида, тем с большим трудом он течет. Вязкая жидкость способна начать перемещаться под влиянием малейших напряжений, если они воздействуют в течение достаточно длительного времени. Однако некоторые вещества могут сопротивляться небольшим напряжениям на протяжении практически неограниченного времени и начинают течь только в том случае, когда напряжение превысит определенную величину; такие вещества называются пластичными, хотя в практическом отношении

¹Закон Генри гласит, что масса легко растворимого газа, растворяющаяся в определенной массе жидкости при постоянной температуре, почти пропорциональна парциальному давлению газа.

 

их можно рассматривать как твердые. Вязкость нафтидов варьирует в широких пределах. Некоторые из этих веществ, такие, как природный газ и легкие нефти, весьма подвижны, другие обладают высокой вязкостью и постепенно переходят в полутвердые нафтиды, хотя последние, строго говоря, являются скорее пластичными веществами.

Вязкость нефти в значительной степени зависит от количества растворенного в ней газа и от температуры (чем больше газа в растворе и чем выше температура, тем ниже вязкость нефти) и лишь слабо реагирует на изменения давления [81] (5-32). Причина уменьшения вязкости жидкости по мере повышения температуры заключается в том, что нагревание усиливает колебание молекул (или скорость их движения), что в отсутствие ограничивающего давления, способного поддерживать постоянный объем, ведет к увеличению межмолекулярных расстояний и объема вещества (расширению). С увеличением межмолекулярных расстояний уменьшается сила взаимного притяжения молекул и трение, обусловливаемое столкновением последних. Влияние повышения температуры на вязкость некоторых нефтей из месторождений Канзаса и Оклахомы показано на 5-33. Вязкость газа, наоборот, возрастает с повышением температуры, если в условиях ограничивающего давления не происходит увеличения его объема. Усиление колебания молекул газа вследствие нагревания, когда расстояние между молекулами не изменяется, вызывает возрастание частоты столкновений между ними и в связи с этим рост сил трения.

По мере повышения концентрации растворенного газа вязкость нефти неуклонно уменьшается. Это одно из наиболее важных воздействий раство­ренного газа на содержащую его нефть. Чем больше газа растворено в нефти, тем выше значения ее плотности в единицах API, т. е. тем ниже удельный вес. Влияние растворенного газа на вязкость и плотность нефти показано на 5-34. Вязкость нефти минимальна при давлении насыщения, или «давлении появления первого пузырька газа», т.е. давлении, при котором в нефти растворено максимально возможное количество газа, которое она способна удерживать, и начинается выделение избыточного газа (см. также стр. 409-410) [82]. При снижении давления из газо-нефтяного раствора выделяются все новые порции газа и вязкость остаточной нефти увеличивается. Возрастание вязкости такой нефти в связи с выделением газа происходит более интенсивно, чем обычное уменьшение вязкости, обусловливаемое падением давления в дегазированной нефти или в нефти, содержащей газ в количестве, меньшем необходимого для полного ее насыщения. Таким образом, вязкость газонасышенной нефти будет повышаться при падении давления ниже давления насыщения, когда из раствора начинает освобождаться газ. Вязкость нефти имеет важное значение для разработки нефтяных месторождений: при уменьшении ее величины наполовину через тот же самый, например песчаный, коллекторский пласт может пройти вдвое большее количество нефти или потребуется лишь половина величины давления для вытеснения из пласта того же объема нефти. Изменение вязкости нефти из месторождения Уэст-Эдмонд, Оклахома, и величины коэффициента усадки в зависимости от изменений давления и содержания растворенного газа показано на 5-35.

 

Вязкость нефти находится в прямой зависимости и от изменения ее плот­ности, которая в свою очередь связана с составом. Так, чем выше число атомов углерода в молекуле того или иного гомолога какого-либо ряда углеводородов, тем больше его вязкость, а также и плотность. Некоторые тяжелые нефти требуют подогрева при перекачке по трубопроводам. Сложная зависимость вязкости различных нефтей из месторождений Оклахомы от температуры и их плотности показана на 5-36

Измерения вязкости производятся с помощью вискозиметров. Разработано несколько типов таких приборов. Каждый из наиболее распространенных в нефтяной промышленности вискозиметров - систем Сейболт-Юниверсл, Сейболт-Фьюрел, Редвуд № 1, Редвуд № 2 и системы Энглера - градуируется в соответствии со своей собственной шкалой. Измерения, полученные на их шкалах, могут быть переведены в пуазы и стоксы¹ с помощью соответствующих переводных таблиц (см. Приложение) [80]. В США обычно применяется универсальный вискозиметр Сейболта, тогда как в Европе пользуются близкими к нему приборами Редвуда и Энглера. Измерения вязкости при помощи вискозиметров чисто условны, показания представляют собой число секунд (секунды Сейболт-Юниверсл, или SU-сек), необходимых для прохождения определенного количества нефти через специальную трубку при заданных значениях температуры и давления. Желательно, конечно, получить вязкость нефти в пластовых условиях при соответствующих величинах температуры и давления и различных содержаниях в нефти растворенного газа. Для этой цели предназначен специальный шариковый вискозиметр, снабженный стальным шариком, который перекатывается внутри высверленного с большой точностью цилиндра, заполнен­ного нефтью и установленного под определенным углом к направлению течения. Этот прибор герметически изолируется при данных значениях температуры и давления, после чего с помощью электрического хронометра засекается и градуируется в сантистоксах время, необходимое для прохождения шарика по всей длине цилиндра.

 

Показатель преломления. Абсолютный показатель преломления (RI) вещества представляет собой обратное отношение скорости распространения света в данном веществе к его скорости в вакууме. Он может быть получен путем соответствующего пересчета показателя преломления, измеренного в воздухе. Показатель преломления определяется как отношение синуса угла падения к синусу угла преломления света, причем оба угла измеряются относительно нормали к поверхности раздела. Когда луч света переходит из менее плотного в более плотное вещество, он благодаря уменьшению скорости распространения отклоняется к нормали; попадая же из более плотной в менее плотную среду, он, наоборот, отклоняется в противоположную сторону от нормали. Показатели преломления нефти колеблются в пределах от 1,39 до 1,49. Они легко определяются на рефрактометре Аббе. Измерения с помощью этого прибора ‑ быстрый и весьма точный метод определения типа нефти по мельчайшим ее количествам, которые могут быть экстрагированы из образцов керна и обломков шлама [83]. Показатель преломления широко используется также в нефтеперерабатывающей промышленности для определения свойств продуктов фракционной перегонки нефти.

Поскольку показатель преломления зависит от плотности среды, то более тяжелые нефти (обладающие низкой плотностью в единицах API) характеризуются более высокими показателями преломления. В табл. 5-17 показаны некоторые характерные соотношения между плотностью нефтей и их показателем преломления. Изменения показателя преломления в зависимости от плотности в градусах API на примере группы нефтей Венесуэлы показано на 5-37.

¹В системе GGS за единицу вязкости приняты пуаз и сантипуаз, равный ¹/100 пуаза. Флюид обладает вязкостью в 1 пуаз, когда тангенциальное усилие, равное 1 дин, заставляет плоскую поверхность площадью 1 см², расположенную на расстоянип 1 см от неподвижной плоской поверхности, перемещаться с постоянной скоростью в 1 см/сек, при условии, что пространство между указанными поверхностями заполнено вязким флюидом (API Bull. 228, 1941). Воздух имеет вязкость 1,8×10-4, вода ‑ 1×10-², бензин ‑ 0,6×10-² пуаз. Абсолютная, или кинематическая, вязкость, представляющая собой отношение вязкости в пуазах к плотности флюида, выражается в стоксах или сантистоксах и используется при проведении точных технологических расчетов.

 

Таблица 5-17

Показатели преломления некоторых типичных нефтей¹

Плотность

Показатель преломления (n20D)²

°АРI

уд. вес

6

1,029

1,566

22

0,918

1,509

44

0,802

1,448

58

0,742

1,417

72

0,691

1,390

¹A.L. Ward, S. S. Kurtz, Jr., W.H. Fu1wei1er, Determination of Density and Refractive Index of Hydrocarbons and Petroleum Products, in The Science of Petroleum, Oxford Univ. Press, London and New York, 2, p. 1147, tabl. IV, 1938.

²n ‑ обычный символ показателя преломления, или отношение скорости света в пространстве к его скорости в веществе; цифра 20 показывает температуру 20°С; D означает, что показатель преломления определен для линии натрия D.

 

 

К содержанию: Леворсен: ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

 

Смотрите также:

 

Нефть и нефтпродукты. Состав нефти.  Добыча нефти  Нефть. Потребность в нефтепродуктах

 

Нефть, продукты переработки нефти Добыча и потребление нефти – виды топлива из нефти Нефть

 

Переработка нефти и нефтехимический синтез  Углеводороды нефть  гипотезы происхождения нефти. состав нефти.