Свойства нефти, ее добыча и переработка

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Бурный научно-технический прогресс и высокие темпы развития различных отраслей науки и мирового хозяйства в XIX - XX вв. привели к резкому увеличению потребления различных полезных ископаемых, особое место среди которых заняла нефть.

Считают, что современный термин “нефть” произошел от слова “нафата”, что на языке народов Малой Азии означает просачиваться.

Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 - 4 тыс. лет до нашей эры. Использовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовали асфальт (окисленную нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы использовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила в состав “греческого огня”. В средние века нефть использовалась для освещения в ряде городов на Ближнем Востоке, Южной Италии. В начале XIX века в России, а в середине XIX века в Америке из нефти путем возгонки был получен керосин. Он использовался в лампах. До середины XIX века нефть добывалась в небольших количествах из глубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Изобретение парового, а затем дизельного и бензинового двигателя привело к бурному развитию нефтедобывающей промышленности.

Современный уровень цивилизации и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, которую предоставляет нам нефть. Сегодня она имеет несколько значений для народного хозяйства страны:

· сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;

· источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);

· сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Нефть - наше национальное богатство, источник могущества России, фундамент ее экономики.



Общие сведения

Нефть - природная горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых органических соединений. По цвету, нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, распространена в осадочной оболочке Земли, является важнейшим полезным ископаемым. Нефть отличается исключительно высокой теплотворностью: при горении выделяет значительно больше тепловой энергии, чем другие горючие смеси. Образуется вместе с газообразными углеводородами обычно на глубинах 1,2-2 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвердый асфальт и др. Нефть добывают и используют с 6-го тысячелетия до н.э. Наиболее древние промыслы известны на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань.

Доказанные мировые запасы нефти составляют около 140 млрд. т. Наибольшая часть мировых запасов - около 64% - приходится на Ближний и Средний Восток. Второе место занимает Америка, на долю которой приходится около 15%.

Самые богатые нефтью страны - Саудовская Аравия (25% от доказанных мировых запасов), Ирак (10,8%), ОАЭ (9,3%), Кувейт (9,2%), Иран (8,6%) и Венесуэла (7,3%) - все они являются членами ОПЕК, на долю которого приходится около 78% от мировых запасов. Доказанные запасы стран СНГ, включая Россию, - около 6% от мировых, США - около 3%, Норвегии - около 1%. (Приложение 1).

Приведенные цифры касаются только доказанных запасов нефти, и не включают прогнозные и предполагаемые данные об их величине. Кроме того, с развитием технологий нефтеразведки и нефтедобычи, геологоразведочные работы позволяют дать все более точную оценку даже самых труднодоступных залежей нефти, и т.о. величина запасов постоянно корректируется.

Происхождение и условия залегания

Нефть - результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях.

Нефтеобразование - стадийный, весьма длительный (обычно 50-350 млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий:

o осадконакопление - во время которого остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;

o биохимическая - процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;

o протокатагенез - опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5 - 2 км, при медленном подъёме температуры и давления;

o мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) - опускание пласта органических остатков на глубину до 3 - 4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;

o апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) - опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180-250 °C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализовывает метаногенерирующий потенциал.

o И. М. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных местозарождений.

Происхождение и условия залегания нефти издавна привлекали внимание естествоиспытателей. В 1546 Г. Агрикола писал, что нефти и каменные угли имеют неорганическое происхождение; угли образуются путём сгущения нефти и её затвердевания. М. В. Ломоносов ("О слоях земных", 1763) высказал идею о дистилляционном происхождении нефти под действием глубинного тепла из органического вещества, которое даёт начало и каменным углям. Со 2-й половины 19 века усиливается интерес к нефти в связи с развитием нефтяной промышленности, появляются разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения нефти. В 1866 французский химик М. Бертло предположил, что нефти образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 французский химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении нефти путём взаимодействия воды, CO₂, Н₂S с раскалённым железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение нефти связано с проникновением воды вглубь Земли по разломам, где под действием её на "углеродистые металлы" - карбиды - образуются углеводороды и оксид железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения нефти, по которой исходным материалом для возникновения нефти служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния; по мере остывания Земли углеводороды были поглощены расплавленной магмой, а затем, с формированием земной коры, газообразные углеводороды проникли в осадочные породы, сконденсировались и образовали нефть. Были предложены гипотезы вулканического происхождения нефти (Ю. Кост, 1905), минерального мантийного образования (Н. М. Кижнер, 1914, Е. Мак-Дермот, 1939, К. Ван Орстранд, 1948).

В 50-60-е годы 20 века в CCCP Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Н. Доленко и др. и за рубежом Ф. Хойл (Великобритания), Т. Голд (США) и другие учёные выдвинули различные гипотезы неорганического происхождения нефти.

На международных нефтяных и геохимических конгрессах (1963-1983) гипотезы неорганического происхождения нефти не получили поддержки. Большинство геологов-нефтяников в CCCP и за рубежом - сторонники концепции органического происхождения нефти. В своём становлении она прошла этапы сложной внутренней борьбы представителей различных научных школ и направлений и превратилась в научную теорию, на основе которой осуществляются нефтепоисковые работы.

Установление в конце 19 - начале 20 вв. оптической активности нефти и тесной связи её с сапропелевым органическим веществом осадочных пород привело к возникновению сапропелевой гипотезы, высказанной впервые немецким ботаником Г. Потонье в 1904-1905. В дальнейшем её развивали русские и советский учёные Н. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, Н. Д. Зелинский, Г. П. Михайловский, Д. В. Голубятников, М. В. Абрамович, К. И. Богданович и др.; немецкий учёный К. Энглер; американские геологи Дж. Ньюберри, Э. Ортон, Д. Уайт и др.

В 20-е гг. начаты геолого-геохимические исследования по проблеме нефтеобразования и связанной с ней проблеме нефтематеринских отложений (в CCCP А. Д. Архангельский, 1925-1926; в США П. Траск, 1926). В 1932 была опубликована классическая работа И. М. Губкина "Учение о нефти", сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе нефти и формировании её залежей. В 50-е гг. (в CCCP - А. И. Горская, в США - Ф. Смит) были открыты нефтяные углеводороды в современных осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу представлений о происхождении нефти способствовали работы многих учёных и коллективов исследователей разных стран: в CCCP А. Д. Архангельский, В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. М. Губкин, Н. М. Страхов, А. А. Трофимук, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.; в США А. Леворсен, Дж. Смит, Дж. Хант, Х. Хедберг и др.; во Франции Б. Тиссо и др.; в ГДР Р. Майнхольд, П. Мюллер и др.; в ФРГ М. Тайхмюллер, Т. Вельте и др., а также в Японии, Великобритании и других странах. Убедительные доказательства биогенной природы нефтематеринского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных нефтях из залежей. Важным явилось обнаружение в составе нефти хемофоссилий - своеобразных молекулярных структур, унаследованных целиком или в виде фрагментов от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода, серы, азота, кислорода, водорода в нефти, органических веществах пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило связь нефти с органическим веществом осадочных пород.

Нефть представляет собой жидкую гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органических веществ (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование - стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Обязательным его условием является существование крупных областей погружения земной коры - осадочных бассейнов, в процессе развития которых породы, содержащие органическое вещество, могли достичь зоны с благоприятными термобарического условиями для образования нефти. Большинство исследователей выделяют ряд стадий: подготовительную, во время которой под влиянием биохимического и биокаталитического фактора образуются рассеянные в материнской породе углеводороды и другие компоненты нефти (битумоиды); главную, когда в результате битуминизации генерируется основная масса жидких углеводородов, происходит термокатализ, декарбоксилирование, диспропорционирование водорода, приводящие к "созреванию" битумоидов; сближение их по составу с собственно нефти и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумную, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов и образование обычно газорастворённой нефти - газоконденсата; по мере погружения газы становятся более "сухими" (т.е. богатыми CH₄ и CO₂). Заключительной является стадия разрушения и рассеивания нефти, превращения её в твёрдые битумы (асфальты, озокериты и др.).

Основным исходным веществом нефти является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода. Генерирует нефть и гумусовое вещество, образующееся в основном из растительных остатков. Потенциально нефтематеринскими породами являются глины, реже - карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают зоны мезокатагенеза, где наиболее активно действует главный фактор нефтеобразования - длительный прогрев органического вещества при температуре свыше 50°С. Верхняя граница этой зоны располагается на глубине от 1,3-1,7 (при среднем геотермическом градиенте 4°С/100 м) до 2,7-3 км (при градиенте 2°С/100 м) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Нижняя - 3,5-5 км и характеризуется степенью углефикации органического вещества, свойственной коксовым углям. В зоне мезокатагенеза углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (т.е. газовые), и характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и других компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в т.ч. низкомолекулярные (С₅-С₁₅). Они дают начало бензиновой и керосиновой фракциям нефти, значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них, выделения воды при дегидратации глин усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. По порам, трещинам и другим пустотам нефть движется в приподнятые участки природного резервуара - ловушки (вторичная миграция) (Приложение 2), где накапливается и сохраняется длительное время под слабопроницаемыми породами-покрышками, образуя залежи. В результате гравитационной дифференциации газа, нефти и воды наиболее приподнятую часть ловушки занимает газ ("газовая шапка"), ниже - нефти, под ней располагается вода. Большая часть залежей нефти связана с осадочными породами. Экранирующими породами (покрышками) являются глины, аргиллиты, соленосные отложения, реже - карбонатные породы. Залежи нефти чаще всего образуются: в сводах антиклинальных структур - структурный тип ловушек, в зонах выклинивания вверх по восстанию пласта коллектора или линзовидного его залегания, а также в областях резкого изменения его физических свойств - литологические залежи, в зонах срезания и несогласного перекрытия коллектора покрышкой - стратиграфии, залежи. Нефть в залежах находится под давлением, близким к нормальному гидростатическому (давлению столба минерализованной воды высотой, примерно равной глубине залегания коллектора). Известны залежи с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями. Эти аномалии формируются в гидродинамически замкнутых частях разреза. Встречаются аномальные давления, в 1,5-2 раза превышающие нормальное гидростатическое. Пластовая температура также растёт с глубиной в среднем на 2,5-3,5° на 100 метров. Отмечаются и температурные аномалии, связанные главным образом с неоднородностью эндогенного теплового потока, тепловой анизотропией, а также с процессами преобразования углеводородов в залежах, конвективным переносом тепла при их формировании, процессами сжатия газа и др. Нефть залегает на глубинах от десятков метров до 5-6 км, однако на глубинах свыше 4,5-5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций нефти. Максимальное число залежей нефти располагается в интервале 1-3 км. Современными методами возможно извлечение до 70% заключённой в пласте нефти, однако средний коэффициент извлечения 0,3-0,4, т.е. извлекаемые запасы составляют только 30-40% геологических запасов. Практическое значение имеют залежи с извлекаемыми запасами от сотен тысяч т и более; обычно извлекаемые запасы залежей - миллионы, очень редко - миллиарды тонн. Совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом, образует нефтяное месторождение. (Приложение 3).

Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения

Обязательным условием нефтеобразования является существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной нефти, имеет большое значение при нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам - от нескольких тыс. до нескольких млн. км², однако около 80% их имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км². Всего в современном структурном плане Земли насчитывается (если исключить небольшие, преимущественно межгорные) около 350 таких бассейнов. Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах; остальные являются перспективными. По тектоническому строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30%), внутрискладчатые (около 35%), складчато-платформенные, или краевых прогибов (около 15%), периокеанические платформенные (около 15%) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25% всех известных запасов нефти, к мезозойским - 55%, к палеозойским - 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией.

Месторождения нефти являются основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки - сотни, редко тысячи км², имеющие одну или несколько залежей нефти в ловушках. Большей частью это участки, где нефть собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.

В мире известно (1973) около 28 тыс. месторождений нефти; из них 15-20% газонефтяные. Распределение месторождений по запасам подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн. т (извлекаемые запасы нефти обычно составляют около 1/4-1/2 геологических) приходится лишь 1/6 всех месторождений; из них более 400 находится в прибрежных зонах моря. Около 85% мировой добычи нефти дают 5% разрабатываемых месторождений; среди них в 1972 насчитывалось 27 гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими 0,5 млрд. т. Больше всего таких месторождений на Ближнем Востоке. Только в двух из них - Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) - сосредоточено более 20% всех разведанных запасов нефти мира (без социалистических стран).

Месторождения нефти выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий.

На территории СССР месторождения нефти были открыты в 19 в. на Апшеронском полуострове, в районе Грозного, Краснодарском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941-1945 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области, позже выявлены месторождения в Западной Туркмении, в Казахстане, в Ставропольском крае, на Украине и в Белоруссии. В 50-60-х гг. 20 в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах которого обнаружены значительные месторождения нефти.



Оренбургская область. Нефтяные месторождения

История оренбургской нефти своими корнями уходит в глубокое прошлое. О том, что между Волгой и Уралом, в том числе и в окрестностях Бугуруслана обнаруживались выходы нефти на поверхность земли, было известно давно.

Первым в Оренбургской области стали разрабатывать Бугурусланское нефтяное месторождение. Выход на него произошел практически случайно. (Во всем помогли выходы асфальтита).

Геологическая съемка, проведенная еще в 1936 году геологом Никитиным, выявила целый ряд так называемых поднятий (изгибов в земной коре), характерных для районов с промышленной нефтеносностью.

5 июня бригада бурового мастера Тощева начала проходку скважины N 1.

Предполагалось закончить бурение скважины до проектной отметки 1500 м к 1 ноября 1937 года, но спустя месяц бурение пришлось остановить на глубине 286,5 м. В час ночи из скважины стало выбивать воду и газ. Сильное фонтанирование продолжалось до утра. Прошли еще несколько метров. И снова выбросы воды и газа.

11 июля скважина была поставлена на испытание. Исследования показали присутствие нефти в пермских отложениях, а не только в каменноугольных, как предполагалось раньше.

Несколько дней подряд собирали от 80 до 110 кг нефти.

Чтобы обезопасить работу на буровой, из Баку привезли превентор - массивную металлическую задвижку. Очевидцы вспоминают, что, когда скважину закрыли, газ, выходящий по специальному отводу, заревел с такой силой, что люди в страхе отшатнулись.

На глубине 285 м были вскрыты нефтеносные пористые пески. Начались фонтанные выбросы нефти.

Фонтан заглушили. А 26 июля 1937 года за 6 часов добыли 5 т чистой нефти. (Приложение 4).

Открытие это имело огромное значение. Во-первых, нефть была найдена не в тайге, не в пустыне, а в обжитом районе, рядом с железной дорогой. Во-вторых, нефть была найдена на очень небольшой, редкой в нашей стране, глубине всего 250-300 м, буквально "под ногами". В-третьих, анализы показали высокое качество бугурусланской нефти - большое содержание в ней светлых нефтепродуктов.

Так началось освоение нефти в Бугуруслане и во всем Оренбургском крае.

Нефть была открыта в Сорочинском, Саракташском и других районах. Это Сорочинско-Никольское, Родинское, Союзное, Малаховское, Восточно-Малаховское, Кодаковское, Баклановское и другие месторождения. Множество людей своим трудом добывали нефть на благо страны. Огромный вклад в победу в Великой Отечественной Войне внесли оренбургские нефтяники.

В Оренбургской области запасы открытых месторождений превышают существующий уровень добычи нефти почти в 60 раз, а перспективные и прогнозные ресурсы нефти наиболее значительны в Урало-Поволжье.

К настоящему времени в Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений, из которых 82 разрабатываются; доля последних в объеме текущих запасов нефти 75%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 37%, по отдельным месторождениям она достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское). (Приложение 5).

В то же время наиболее крупные в области залежи нефти нефтяной оторочке Оренбургского газоконденсатного месторождения (запасы 85 млн. т.) находится только в начальной стадии освоения, хотя имеет высокую конкурентоспособность по отношению к другим нефтяным месторождениям Оренбургской области. (Приложение 6). (Приложение 7).



Поисково-разведочные работы

Первые поисковые работы велись в местах выхода нефти и газа на поверхность. Вблизи выходов нефти закладывались неглубокие колодцы. Так были открыты первые месторождения на Апшеронском полуострове, полуострове Челекен, в Грозненском районе, на Кубани, в Фергане, на Эмбе и Ухте. Буровые скважины в ряде стран (например, в Китае с 12 в.) использовались для добычи воды и рассолов, на Кубани неглубокие скважины использовались также для поисков мест заложения колодцев. С 1866 бурение становится основным методом поисков и добычи нефти. Но ещё долгое время скважины на нефть бурились наугад.

Раньше всего была выявлена связь месторождений нефти с антиклинальными зонами ("линиями"), в пределах которых часто не наблюдалось поверхностных нефтегазопроявлений. Поиски нефти стали ориентироваться на антиклинальные зоны, выявление их методами геологической съёмки стало обязательным элементом поискового процесса. Вскоре выяснилось, что скопления нефти и газа располагаются не только в пределах антиклинальных линий, но связаны также с зонами развития сбросов, надвигов, угловых несогласий в залегании пород, зонами выклинивания пластов, соляными куполами, рифовыми массивами, образующими в пористых и проницаемых пластах ловушки для нефти и газа. Крупным событием явилось открытие И. М. Губкиным в Майкопском районе нефтяных залежей, приуроченных к погребённым русловым песчаным отложениям (1911). Антиклинальная теория преобразуется в гравитационную, согласно которой нефти и газ заполняют наиболее приподнятые части различных ловушек. В связи с этим поиски нефти и газа стали ориентировать на выявление геологических условий нахождения ловушек нефти и газа. Начинают широко использоваться структурно-геологическая съёмка, структурное бурение, а в 30-е гг. - геофизические методы выявления структур и прежде всего электроразведка. В 40-е гг. геофизические методы становятся основными в выявлении структур нефтяных и газовых месторождений, особенно на платформе (см. Разведочная геофизика). Вместе с геофизическими методами начинают развиваться прямые геохимические методы поисков нефти и газа, вначале путём фиксации микрогазопроявлений на поверхности и в неглубоких скважинах (см. Газовая съемка).

Середина 20 века знаменуется выходом нефтепоисковых работ на новые геологически малоизученные территории суши, подводные окраины материков и внутреннего моря; поиски нефти в старых нефтегазоносных бассейнах ориентируются на большие глубины и геологически сложные условия (надвиговые зоны, мощные накопления соли и др.). Это повлекло за собой существенные изменения в методах поисков, потребовало знания не только современных геологических строений бассейнов, перспективных в нефтегазоносном отношении, ко и истории геологического развития их с палеофациальными, палеотектоническими, палеогидрогеологическими и другими реконструкциями. Теоретические представления о происхождении нефти и формировании месторождений становятся основой прогнозирования их размещения.

Значительно усовершенствуются геофизические и прежде всего сейсмические методы, результаты которых позволяют строить геологические разрезы (сейсмостратиграфия), картировать локальные структуры и зоны их развития. Разрабатываются и внедряются прямые геофизические методы поисков нефти и газа, основанные на геофизических эффектах, вызываемых наличием в земной коре залежей нефти или газа, усовершенствуются прямые геохимические методы поисков, используются результаты космогеологических исследований.

Для решения теоретической и практической задач поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений внедряются различные математические приёмы с применением ЭВМ, позволяющие прогнозировать размещение ресурсов углеводородов и, в частности, раздельно нефти и газа, определять тем самым наиболее эффективные направления поисков и оптимальные системы размещения разведочных скважин на месторождениях.

Геологоразведочные работы на нефть (и газ) - совокупность взаимосвязанных исследований и операций, направленных на открытие месторождений, геолого-экономическую их оценку и подготовку к разработке. Конечной целью является обеспечение народного хозяйства запасами нефти (и газа), достаточными для развития добычи в установленных объёмах. Поисково-разведочные работы проводятся в определенной последовательности и делятся на 3 этапа: региональный, поисковый и разведочный.

Региональный - изучение основных закономерностей геологического строения осадочных бассейнов или их частей и оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий с целью выделения первоочередных районов поисковых работ. Комплекс работ - параметрическое, опорное бурение, мелкомасштабная гравиметрическая и магнитная съёмки, сеть региональных сейсмических профилей, геохимические исследования вод и пород. В результате региональных работ выясняют площадь осадочного бассейна или его части, общую мощность осадочных образований, их возраст, наличие и распространение нефтеносных комплексов, историю геологического развития, основные тектонические элементы (впадины, своды, валы, зоны региональных нарушений). Полученные данные позволяют дать прогнозную оценку нефтеносности и определить направления и задачи поискового этапа: первоочередные районы, стратиграфические комплексы - наиболее перспективные для поисков месторождений.

Поисковый - выявление и подготовка перспективных структур к поисковому бурению, поиски залежей нефти (газа). Для этого проводится сейсмопрофилирование, в необходимых случаях - параметрическое бурение, гравиметрическая среднемасштабная съёмка (1:200 000 - 1:1000 000), высокоточная детальная электроразведка, поисковая геохимия для выявления перспективных структур, детальная сейсморазведка и другие геофизические и геохимические исследования с целью подготовки перспективных структур к поисковому бурению; поисковое бурение. На этом этапе работ производят детальное изучение разреза; устанавливают наличие и положение в разрезе продуктивных горизонтов, характер коллекторов; проводят опробование и испытание нефтенасыщенных пластов, оценку запасов открытых залежей. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.

Разведочный этап - завершающий в геологоразведочном процессе. Его цель - подготовка залежи, месторождения к разработке.

Добыча нефти

Нефтедобыча - отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого - нефти. Нефтедобыча - сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Нефть известна человечеству с древнейших времён. Раскопками на берегу Евфрата установлено существование нефтяного промысла за 6000-4000 лет до н. э. В то время её применяли в качестве топлива, а нефтяные битумы - в строительном и дорожном деле. Нефть известна была и Древнему Египту, где она использовалась для бальзамирования покойников. Плутарх и Диоскорид упоминают о нефти, как о топливе, применявшемся в Древней Греции. Около 2000 лет назад было известно о её залежах в Сураханах около Баку (Азербайджан). К 16 в. относится сообщение о «горючей воде - густе», привезённой с Ухты в Москву при Борисе Годунове. Несмотря на то, что начиная с 18 в., предпринимались отдельные попытки очищать нефть, всё же она использовалась почти до 2-й половины 19 в. в основном в натуральном виде. На нефть было обращено большое внимание только после того, как было доказано в России заводской практикой братьев Дубининых (с 1823), а в Америке химиком Б. Силлиманом (1855), что из неё можно выделить керосин - осветительное масло, подобное фотогену, получившему уже широкое распространение и вырабатывавшемуся из некоторых видов каменных углей и сланцев. Этому способствовал возникший в середине 19 в. способ добычи нефти с помощью буровых скважин вместо колодцев.

Первая скважина на нефть (разведочная) промышленным способом была пробурена на Обшеронском полуострове в 1847 году, первая эксплуатационная скважина пробурена на р. Кудако на Кубани в 1864 году. В США первая скважина пробурена в 1859 году.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в т.ч. нефти) делятся на:

- фонтан (выход флюида осуществляется за счет разности давлений)

- газлифт

- установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)

- ЭВН установка электровинтового насоса (УЭВН)

- ШГН (штанговые насосы)

- другие.

Состав и химические свойства

Нефть - это горная порода. Она относится к группе осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Мы привыкли считать, что порода - это твердое вещество, из которого состоит земная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие породы, и даже газообразные. Одно из важных свойств нефти - способность гореть.

В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Нефти состоят главным образом из углерода - 79,5-87,5% и водорода - 11,0-14,5% от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента - сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5-8%. В незначительных концентрациях в нефтях встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий. Их общее содержание не превышает 0,02-0,03% от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти. Кислород и азот находятся в нефтях только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

В состав нефти входит около 425 углеводородных соединений. Главную часть нефтей составляют три группы УВ: метановые, нафтеновые и ароматические. По углеводородному составу все нефти подразделяются на:

ь метаново-нафтеновые,

ь нафтеново-метановые,

ь ароматическо-нафтеновые,

ь нафтеново-ароматические,

ь ароматическо-метановые,

ь метаново-ароматические

ь метаново-ароматическо-нафтеновые.

Первым в этой классификации ставится название углеводорода, содержание которого в составе нефти меньше.

Метановые УВ (алкановые или алканы) химически наиболее устойчивы, они относятся к предельным УВ и имеют формулу C_nH_2n+2. Если количество атомов углерода в молекуле колеблется от 1 до 4 (СН₄-С₄Н₁₀), то УВ представляет собой газ, от 5 до 16 (C₅H₁₆-C₁₆H₃₄) то это жидкие УВ, а если оно выше 16 (С₁₇Н₃₆ и т.д.) - твердые (например, парафин).

Нафтеновые (циклановые или алициклические) УВ (C_nH_2n) имеют кольчатое строение, поэтому их иногда называют карбоциклическими соединениями. Все связи углерода с водородом здесь также насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами.

Ароматические УВ, или арены (С_nН_n), наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Они так и называются - ненасыщенными, или непредельными УВ. Отсюда их неустойчивость в химическом отношении.

Наряду с углеводородами в нефтях присутствуют химические соединения других классов. Обычно все эти классы объединяют в одну группу гетеросоединений (греч. “гетерос” - другой). В нефтях также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которых к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и кислород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернистых соединений - меркаптанов. Это очень слабые кислоты с неприятным запахом. С металлами они образуют солеобразные соединения - меркаптиды. В нефтях меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводородным радикалам присоединена группа SH. (Приложение 8).

Меркаптаны разъедают трубы и другое металлическое оборудование буровых установок и промысловых объектов.

В нефтях так же выделяют неуглеводородные соединения: асфальто-смолистую части, порфирины, серу и зольную часть.

Асфальто-смолистая часть нефтей - это темноокрашенное вещество. Оно частично растворяется в бензине. Растворившаяся часть называется асфальтеном, нерастворившаяся - смолой. В составе смол содержится кислород до 93% от общего его количества в нефтях.

Порфирины - особые азотистые соединения органического происхождения. Считают, что они образованы из хлорофилла растений и гемоглобина животных. При температуре 200-250^оС порфирины разрушаются.

Сера широко распространена в нефтях и в углеводородном газе и содержится либо в свободном состоянии, либо в виде соединений (сероводород, меркаптаны). Количество ее колеблется от 0,1% до 5%, но бывает и значительно больше. Так, например, в газе Астраханского месторождения содержание Н₂S достигает 24%.

Зольная часть - остаток, получающийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.

Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии также в составе нафтеновых кислот (около 6%) - C_nH_2n-1(COOH), фенолов (не более 1%) - C₆H₅OH, а также жирных кислот и их производных - C₆H₅O₆(P). Содержание азота в нефтях не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах. Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов - 16%.

Асфальтены представляют собой черное твердое вещество. По составу они сходны со смолами, но характеризуются иными соотношениями элементов. Они отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфальтены нерастворимы в метановых углеводородах, частично растворимы в нафтеновых и лучше растворяются в ароматических. В “белых” нефтях смолы содержатся в малых количествах, а асфальтены вообще отсутствуют.

Физические свойства

Нефть - это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см³), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см³, до тяжелой 0,98-1,05 г/см³). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти - 41 МДж/кг, бензина - 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Легкие нефти кипят при 50-100°С, тяжелые - при температуре более 100°С.

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С - лигроиновой, при 250-315°С - керосиново-газойлевой и при 315-350°С - масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с C₁₁-C₁₃, газойлевая - C₁₄-C₁₇.

Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м³ нефти может раствориться до 400 м³ горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 - средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 - тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые - бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

Методы и способы переработки нефти

1. Подготовка нефти к переработке.

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) - примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества - эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью, чем водой.

Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий:

· механический:

- отстаивание - применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 атмосфер в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

- центрифугирование - отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 350 до 5000 в мин., при производительности 15-45 м³/ч каждая.

· химический:

- разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

· электрический:

- при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ - электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 атмосфер, применяют группами по 6-8 шт. с производительностью 250-500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

2. Сортировка и смешивание нефти.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

3. Выбор направления переработки нефти.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

· топливный,

· топливно-масляный,

· нефтехимический.

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы - каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

4. Принципы первичной переработки нефти.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

Ш к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов - перегонка нефти;

Ш ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти.

5. Перегонка нефти.

Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. Завод Дубининых был очень прост. Котёл в печке, из котла идёт труба через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой - холодильник, пустая бочка - приёмник для керосина.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.