Химический состав и физические свойства нефти

Для того, чтобы можно было своевременно обнаружить газ, не имеющий собственного специфического запаха, ему искусственно придают запах, т.е. одоризируют. Вещества, применяемые для искусственной одоризации газа, называются одорантами, а аппараты, в которых происходит одоризация, - одоризаторами.

Таблица 8.4 Состав газовых залежей разных месторождений, об. %

Применяемые для одоризации газа вещества должны отвечать ряду требований, основные из которых следующие:

запах одоранта должен быть резким и специфическим, то есть отличаться от иных запахов жилых и других помещений;

одоранты и продукты их сгорания должны быть физиологически безвредными и не действовать на газопроводы, приборы и обстановку помещений;

одорант должен быть недефицитным.

В качестве одорантов наибольшее распространение получили органические сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды и дисульфиды), применяемые как в виде индивидуальных химических веществ (например этилмеркаптан), так и в виде технических промышленных продуктов, содержащих указанные сернистые органические соединения (колодорант, пенталарм, каптан и др.).

Норма удельного расхода применяемого одоранта зависит как от его природы, так и от состава и свойств одорируемого газа, а также от климатических условий.

Характерной особенностью состава нефтяных попутных газов является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих из них присутствуют сероводород и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы - Не, Аr. Последние содержатся в количествах, редко представляющих промышленный интерес. В газах месторождений Апшеронского полуострова, грозненских, сахалинских, Небит-дага их около 10 - 3 %. Значительные количества е находятся в нефтяных попутных газах некоторых месторождений США: Харлей (штат Юта) - 7,16%; Клитсайд (штат Техас) - до 2%.

Нефть и газ скапливаются в таких участках земной коры («ловушках»), где физические и геологические условия благоприятствуют их длительному сохранению.

Таблица 8.5. Характеристика газов, которые входят в состав газообразного топлива

Любой газ обладает способностью в той или иной степени растворяться в жидкости. На количество растворенного газа влияют его свойства, природа жидкости и внешние условия (давление, температура).

Образовавшиеся одновременно с нефтью и залегающие вместе с ней углеводородные газы находятся в растворенном виде, образуя нефтегазовые пласты. Так как температура в залежи нефти изменяется мало, то количество растворенных в нефти газов зависит в основном от их свойств и давления в пласте.

Растворимость газообразных углеводородов в нефти повышается с увеличением молекулярной массы газа. Различная растворимость углеводородных газов приводит к тому, что в естественных условиях, когда нефть и газ заключены в одном подземном резервуаре, газы объединяются за счет почти полного растворения в нефти при высоких давлениях более тяжелых углеводородов. Поэтому в подземном резервуаре, в котором нефть залегает вместе с газом, часть углеводородных газов (более тяжелых) будет находиться в растворенном виде, а часть (главным образом более легкая: метан, этан) будет располагаться над нефтью, образуя так называемую газовую шапку. При вскрытии пласта путем бурения скважины вначале начнет фонтанировать газ газовой шапки, а затем уже вследствие падения давления будет выделяться газ из раствора (нефти). Сначала появятся газы, обладающие наименьшей растворимостью, а при значительном снижении давления начнут выделяться газы с максимальной растворимостью.

Некоторая часть этих газов выделяется из нефти только после выхода ее на поверхность. Газовая шапка является составной частью нефтяной залежи, которая эксплуатируется с учетом максимального использования пластовой энергии газа (его давления) для фонтанной добычи нефти. Иными словами, газовые шапки газонефтяных месторождений не являются самостоятельными объектами добычи газа.

Количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 т добываемой нефти, называют газовым фактором. Газовый фактор для различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м 3 до нескольких тысяч м 3 на тонну добываемой нефти. Обычно газа содержится 200-400 м 3 в 1 т нефти. Состав нефтяных попутных газов зависит от природы нефти, в которой они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины. Состав попутных газов некоторых нефтегазовых месторождений показан в табл. 8.6.

Состав нефтяных попутных газов, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, значительно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Влиянием растворимости тяжелых углеводородов могут быть объяснены часто наблюдаемые расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и той же нефтяной скважины. Состав газов сильно зависит oт условий отбора пробы, давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного гaзa из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как H 2 S и СО 2.

Большая часть нефтяных попутных газов относится к так называемым «жирным» газам, содержащим, кроме метана, тяжелые углеводороды (пропан, бутан и т. д.) в количестве 50 г/м 3 и выше. Газы, состоящие преимущественно из метана и содержащие до 50 г/м 3 тяжелых углеводородов, называют «сухими», или «тощими». Это в основном газы чисто газовых месторождений; содержание метана в них может составлять 90-98%. При переработке жирные газы прежде всего подвергаются так называемому «отбензиниванию» (удалению бензина), в результате которого из них выделяются углеводороды, входящие в состав бензина. Полученный при данном процессе бензин называется газовым. После отбензинивания нефтяные попутные газы состоят преимущественно из метана, а также небольших количеств этана, npопана и бутана.

Нефтяные попутные газы используют в качестве топлива и химического сырья. Энергетическое использование нефтяных, попутных газов связано с их высокой теплотворной способностью, которая колеблется от 9300 до 14000 ккал на 1 м 3 углеводородной части газа. При электрокрекинге из метана образуется ацетилен; при конверсии метана перегретым водяным паром или СО 2 в присутствии катализаторов - смесь СО и Н 2, применяющаяся во многих органических синтезах. Этан и пропан нефтяных попутных газов могут служить источником получения ацетилена, бутилена, ацетальдегида, других кислородсодержащих соединений. Бутан может быть использован для получения дивинила, бутиловых спиртов, метилэтилкетона и других соединений.

Таблица 8.6. Состав попутных газов, об. %

Газы нефтепереработки - газы, выделяющиеся при перегонке нефти или образующиеся при крекинге, пиролизе, коксовании, деструктивной гидрогенезации и других процессах ее переработки. При перегонке нефти состав углеводородов не изменяется, происходит лишь процесс термического разделения ее на отдельные фракции: бензиновую, керосиновую, газойлевую и т. д. Соотношение различных углеводородов в газах прямой перегонки нефти сильно зависит от природы взятого сырья.

Газы нефтепереработки содержат от 12 до 51% непредельных углеводородов. В газах жидкофазного крекинга содержание метана снижается до 40-50%, в газах парофазного крекинга - до 30% и в газах каталитического крекинга - до 10%. Газы каталитического и термического жидкофазного крекинга по общему содержанию предельных углеводородов близки между собой, но резко отличаются по составу компонентов. Количество непредельных газов этих двух процессов практически одинаково, по составу компонентов они близки.

Газы угольных пластов извлекаются при разработке угольных месторождений с целью предотвращения их выделения в горные выработки. В последние годы становится все более очевидной объективная необходимость извлечения и использования метана угольных месторождений в качестве энергоносителя для промышленных и коммунальных нужд.

Основными источниками производства сжиженных углеводородных газов являются попутные газы, газы стабилизации нефти, жирные природные газы газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки.

Количество сжиженных газов, полученных из одной тонны нефти, зависит от технологической схемы нефтепереработки.

В практике сжиженными углеводородными газами называют углеводороды, которые в чистом виде или в виде смесей при небольшом повышении давления и температуре окружающей среды переходят в жидкое состояние. К таким углеводородам относятся пропан С 3 Н 8, бутан С 4 Н 10 (изобутан и н-бутан), пропилен С 3 Н 6, бутилен С 4 Н 8. Иногда газы называют «жидкими».

Пропан СН 3 СН 2 СН 3 - это бесцветный, горючий, не имеющий запаха газ с молекулярным весом 44,068. Температура плавления пропана составляет 187,69°С, температура кипения - 42,07°С, температура воспламенения - 465°С; пределы взрываемости в смеси с воздухом 2,1 - 9,5 об. %, теплота сгорания газа до жидкой воды и СО 2 - 120,34 ккал/кг (25°С); Д Н° 293 - 24,820 ккал/моль (25°С), теплоемкость С р о - 17,57 кал/град·моль. Пропан содержится в природных газах, в попутных газах нефтедобычи и нефтепереработки, например в газах каталитического крекинга, в коксовых газах, газах синтеза углеводородов из СО и Н 2 по Фишеру-Тропшу. Из промышленных газов пропан выделяют ректификацией под давлением, низкотемпературной абсорбцией в растворителях под давлением, адсорбцией активным углем, молекулярными ситами.

Пропан нашел применение в качестве растворителя для депарафинизации и деасфальтирования нефтепродуктов, в процессах полимеризации виниловых эфиров и для экстракции жиров. Пропан применяют также для получения сажи; совместно с кислородом для резки металла. В смеси с бутаном в баллонах пропан широко используется как бытовой газ и как бездымное горючее для автомобилей.

Бутаны - газообразные насыщенные углеводороды С 4 Н 10, без цвета и запаха, молекулярный вес 58,52. Известны 2 изомера: н бутан СН 3 (СН 2)СН 3 и изобутан (СН 3) 2 СНСН 3. Бутаны содержатся в нефтяных газах, в природном газе и газах нефтепереработки.

Теплота плавления н-бутана - (-138,4°С), а изобутана - (-159,6°С). Теплота испарения нбутана - 5035 ккал/молъ (25°С); а теплота сгорания - 635,05 ккал/моль (р = const, 25°С).

В последнее время стали сжижать метан, этан и этилен. Их сжижение, хранение и транспортировка осуществляются обычно под давлением, близким к атмосферному, но при отрицательных температурах (от - 161 до - 90°С).

Переход сжиженных углеводородных газов в газообразное или жидкое состояние зависит от давления, температуры, объема и состава. Сжиженный пропан может быть использован в температурном интервале от -35 до +45°С, а бутан в условиях с естественным испарением не может применяться при температуре ниже 0°С.

При работе со сжиженными нефтяными газами надо учитывать следующее:

пары сжиженного газа тяжелее воздуха;

смесь паров сжиженных углеводородных газов с воздухом взрывоопасна. Пределы взрываемости для пропана: нижний - 2%, верхний - 9,5%, для бутана: нижний - 1,8% и верхний - 8,5%. Если содержание паров пропана или бутана в воздухе выше верхнего предела, то при поднесении открытого пламени газовоздушная смесь загорается, газ

сгорает и, подходя к верхнему пределу, взрывается;

при хранении сжиженных углеводородных газов в открытых сосудах газ испаряется, образуя с воздухом взрывоопасную смесь даже при условии, что температура воздуха несколько ниже температуры кипения жидкости;

водяные пары в газовоздушной смеси снижают возможность ее зажигания;

давление насыщенных паров сжиженного газа значительно выше давления паров бензина;

при условии отбора паров сжиженного газа из емкости температура снижается, уменьшается также давление паров в ней; ускоренный отбор жидкости не снижает давление в емкости;

при повышении наружной температуры жидкость значительно расширяется, поэтому емкости хранилищ, баллонов не следует заполнять полностью. Необходимо обязательно контролировать, чтобы степень наполнения не превысила норму;

при контакте со сжиженными газами во время их откачки или закачки в сосуды вследствие ускоренной абсорбции тепла жидкостью при ее испарении возможно обморожение рук или других частей тела.

Быстрый рост производства и потребления сжиженных газов обусловлен их свойствами. При сравнительно небольшом давлении они переходят в жидкое состояние, что обуславливает экономичность их транспортировки. Их можно транспортировать в железнодорожных и автоцистернах, в танкерах, в баллонах. При больших объемах перевозки иногда оказывается выгоднее транспортировать их по трубопроводам. В жидком состоянии пропан уменьшает свой объем в 290 раз, бутан - в 222 раза. Высокая эффективность сгорания сжиженных газов определяется теплотой сгорания компонентов (высшая теплота сгорания пропана - 100 МДж/м 3, бутана - 134 МДж/м 3) и чистотой пламени сгорания. По сравнению с природным газом сжиженные газы имеют теплоту сгорания почти в 3 раза большую, а по сравнению с искусственным газом - в 6 раз большую. КПД бытовых приборов, работающих на сжиженном газе, значительно выше, чем КПД приборов, работающих на твердом и жидком топливе. Отсутствие серы в сжиженных газах обуславливает резкое снижение содержания вредных примесей в воздухе при сгорании газа и улучшает условия труда обслуживающего персонала.

В настоящее время газ является одним из основных видов топлива и химического сырья для ряда важнейших отраслей промышленности. Применение газа приводит к улучшению качества выпускаемой продукции, росту производительности труда, снижению себестоимости, повышению культуры производства, облегчению условий труда. Большие выгоды и удобства от использования газа на бытовые нужды получает население. За последние годы резко увеличилось применение сжиженных углеводородных газов для отопления бытовых и коммунальных помещений, сушки, резки и сварки металлов, в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания, автомобилей, тракторов, автопогрузчиков и легковых автомашин. Огромное значение имеет использование газов в сельском хозяйстве для сушки зерна, табака, травы и др.

Метан угольных пластов

Метан угольных пластов, или, как его еще называют, шахтный метан, на протяжении сотен лет добычи угля рассматривался исключительно как «враг» шахтеров, источник взрывов и внезапных выбросов угля и породы в шахтах. На борьбу с ним с целью обеспечения безопасности горных работ и увеличения производительности труда шахтеров затрачивались (и затрачиваются) значительные материально-технические, энергетические и трудовые ресурсы. Метан относится к парниковым газам, он непрерывно выделяется в процессе метаморфизма углей, а также в ходе их добычи и переработки. Интенсивность поглощения длинноволнового излучения Земли метаном в 21 раз выше, чем углекислым газом. Оценка показывает, что при среднем содержании метана в донецких углях 15 м 3 /т и сложившемся в Украине среднегодовом уровне добычи угля (80 млн. т) количество выделяющегося при его добыче, транспортировке и извлечении метана (1,2 млрд. м 3) по вкладу в парниковый эффект эквивалентно сжиганию 9 млрд. м 3 природного газа.

В качестве попутного полезного ископаемого шахтный метан используется в течение более 40 лет, в основном для удовлетворения энергетических потребностей шахт. Как самостоятельный энергетический ресурс метан угольных пластов начал рассматриваться энергетиками с 70-х годов прошлого столетия. Таким образом, проблема дегазации угольных полей имеет три аспекта: обеспечение безопасности проведения горных работ, добыча метана как энергоносителя, снижение выбросов метана в атмосферу.

Таблица 8.7 Запасы метана угольных пластов в основных угледобывающих странах мира

Ввиду отсутствия единых надежных методик определения запасов шахтного метана данные об его запасах сильно отличаются. Их величина в основных угледобывающих странах мира по одному из источников приведена в табл. 8.7.

Ресурсы шахтного метана в Украине по различным источникам отличаются от приведенных в табл. 8.7. По данным бывшего Государственного комитета Украины по геологии, ресурсы метана, рассчитанные по шахтным полям и участкам, подлежащим дегазации, т.е. содержащим более 10 м 3 метана на 1 т горной массы, составляют 1083 млрд. м 3, в том числе в рабочих угольных пластах 562 млрд. м 3, в нерабочих - 521 млрд. м 3 (1988 г.). С учетом газа, содержащегося во вмещающих породах и скоплениях, общие запасы газа в украинской части Донбасса оценивались в 1,3 трлн. м 3, из них извлекаемые могут составить 850 млрд. м 3. Приведенные данные относятся к числу наиболее пессимистических, так как, по мнению некоторых геологов Украины, они получены при разведке на уголь, которая выполнена до глубины 1200 м и лишь по некоторым регионам Донбасса - до глубины 1800 м. По оптимистическим прогнозам, при постановке специальных разведочных работ на газ до глубин 5000-5500 м запасы метана угольных месторождений могут быть существенно увеличены. Рассчитанные по принятой, в частности в США, методике, в основу которой положена плотность ресурса на единицу площади, ресурсы шахтного метана в Украине оцениваются величиной около 12 трлн. м 3 с учетом метана вмещающих пород. При этом средняя плотность ресурсов метана в угольных пластах юго-западной части Донбасса по расчетам украинских и американских геологов составляет от 90 до 107 млн. м 3 /км 2. Однако большинство украинских геологов оценивает ресурсы шахтного метана в Украине в 2,5-3,0 трлн. м 3.

Метан в углях находится в сорбированном на поверхности угольных частиц состоянии, а также в растворенном в органике угольного вещества и свободном состоянии в транспортных и закрытых каналах и порах. Среднее содержание газа-метана в угольных пластах в зависимости от марки угля характеризуется следующими данными (м 3 на тонну сухой беззольной массы):

марка Д - длиннопламенные 0-5

Г - газовые 5-15

Ж - жирные 10-20

К - коксующиеся 10-25

Т - тощие 10-30

А - антрациты 15-35.

Содержание газа в угле зависит от глубины залегания пластов, степени метаморфизма углей, условий залегания (структуры), многих других факторов. Согласно ряду исследований, средние значения природной метаноносности углей при переходе их от длиннопламенных и газовых к антрацитам возрастают от 8-10 до 30-40, а в суперантрацитах резко снижаются до минимальных значений - 0,3-0,5 м 3 /т сухой беззольной массы. Газоносность многих пластов составляет 20-60 м 3 /т добытого угля и более. Изменение метаноносности в отдельно взятом пласте с ростом глубины его залегания характеризуется максимальным темпом увеличения в начальной стадии и замедленным темпом при достижении глубин 600-1000 м, где газоносность углей достигает сорбционной емкости и стабилизируется.

Средние значения газоносности вмещающих пород колеблются в пределах от 0,2-0,3 до 1,0-1,5 м 3 /т пород, а максимальные значения достигают 1,6-3,6 м 3 /т. Учитывая большую толщину пластов вмещающих пород, общее содержание метана в них может быть весьма значительным и представлять промышленный интерес для его добычи. Считается установленным, что до глубин 1200-1300 м природное метаносодержание в угольных пластах рабочей мощности составляет 40-50% общего объема ресурсов метана, на долю угольных пластов и пропластков нерабочей мощности (менее 0,5 м) приходится 20-30% ресурса и на долю вмещающих пород - 30-40%.

Угольные пласты с высокой газоносностью могут рассматриваться и разрабатываться как комплексные месторождения угля и газа, так как количество выделяющегося газа в ряде случаев приближается к 100 м 3 /т, что в пересчете на теплотворную способность составляет более 10% калорийности угля.

До последнего времени извлечение метана угольных пластов определялось исключительно требованиями безопасности. Извлечение метана осуществляется системами подземной и поверхностной дегазации через скважины, пробуренные из подземных горных выработок и с поверхности земли. В 80-е годы прошедшего столетия в Донецком бассейне дегазация осуществлялась на 115-120 шахтах из 272, эффективность извлечения метана не превышала 25%. Из ежегодно извлекаемых 800 млн. м 3 метана использовалось не более 10%, в основном для отопления шахтных котельных. Анализ деятельности объединения «Донецкуголь» за 10 лет показал, что из всего количества метана, выделившегося при добыче угля, 80% выброшено в атмосферу системами вентиляции шахт, 18% извлечено системами подземной дегазации шахт и 2% - через скважины, пробуренные с поверхности. Метан, содержащийся в вентиляционной смеси, имеет концентрацию 0,2-0,6%. Такая смесь может использоваться как дутьевой воздух энергетических установок, однако эта технология не нашла практического применения. В полученной в процессе подземной дегазации метановоздушной смеси его концентрация достигает на некоторых шахтах 60%, но обычно находится в пределах 25-30%, что ограничивает ее использование в энергетических целях.

Реальные успехи в добыче шахтного метана достигнуты в США. Промышленная добыча шахтного метана начата в этой стране в 1984 г., когда было получено 280 млн. м 3 газа через 284 скважины. К 1997 г. было пробурено уже 7300 скважин, а объем добычи достиг 32 млрд. м 3, что составило 6% общего объема потребления газа. В 2000 г. число пробуренных скважин достигло 8000, а объем добычи составил 35 млрд. м 3. Основная часть газа, добываемого на угольных месторождениях США, получена за счет применения методов интенсификации приплывов газа в скважины, в частности метода гидроразрыва пластов. В то же время с полей действующих шахт извлекается и используется 1,8 млрд. м 3. Общие запасы шахтного метана в США, по последним данным, оцениваются в 27 трлн. м 3, а извлекаемые, по разным оценкам, составляют от 1,35 до 3,8 трлн. м 3. Одним из наиболее весомых факторов, стимулировавших начало активной добычи этого нетрадиционного ресурса, было принятие в 1980 г. закона об альтернативных видах топлива, которым предоставлялась налоговая скидка (tax credit), равная приблизительно 15-20 дол. на у. т добытого или использованного нетрадиционного ресурса. Стоимость газа на головке скважины зависит от многих факторов - глубины залегания угольного пласта, его толщины, проницаемости пород, использования методов интенсификации газоотдачи (табл. 8.8).

Таблица 8.8. Стоимость добычи шахтного метана в основных угольных бассейнах США (данные 2000 г.)

В 1992 г. отменены налоговые льготы, однако к тому времени технология добычи была развита настолько, что её стоимость в большинстве случаев стала в 2-3 раза меньше стоимости добычи природного газа. Опыт США интересен по ряду причин: основная часть газа добывается на тех угольных месторождениях, где добыча угля не производится или вовсе не предполагается; сама технология добычи газа достигла высокого уровня - скважины пробуриваются за несколько дней, процесс добычи полностью компъютеризован, решены проблемы поддержания высокого качества газа и подключения скважин к газопроводам, а также проблемы откачки и отвода минерализованных вод. Важными являются принятие законодательных актов о предоставлении льгот в начальный период разработки месторождений, а также тот факт, что ввиду разбросанности и сравнительно небольшой величины месторождений их разработка осуществляется малыми компаниями.

При прекращении добычи угля и закрытии шахт в ряде западноевропейских стран, а также в Украине происходят сложные газодинамические процессы.

При закрытии шахты из нарушенного горного массива и оставшихся целиков в шахтное пространство продолжает выделяться метан, который постепенно вытесняет из него воздух, при этом в шахте создается газовоздушная смесь с концентрацией метана в среднем 50%. Одновременно происходит сложный газообмен между атмосферным воздухом и шахтным пространством. Через неуплотненный шахтный ствол и прочие неплотности при повышении атмосферного давления воздух поступает в шахту, имеет место и обратный процесс. После остановки шахты поднимается уровень шахтных вод. Если он достигает нижней части шахтного ствола, метан или метановоздушная смесь, давление которых повышается, ищут выход в атмосферу через различные неплотности, а также накапливаются под плотными породами и куполами. Выбросы в атмосферу случаются в непредвиденных местах и могут быть чрезвычайно опасными.

Для предотвращения отрицательных явлений, связанных с поведением шахтного метана при закрытии шахт, применяют откачку воды из шахты; бурение дегазационных шпуров (скважин) в места скопления метана в шахтном пространстве; установление обратных клапанов в шахтном стволе во избежание подсосов воздуха в шахту.

Наиболее радикальными для предотвращения вредного влияния на окружающую среду выбросов метана из закрытых шахт являются его организованная добыча и подача в газопроводы или использование как топлива для котельных или энергоустановок. Положительный многолетний опыт утилизации метана из остановленной шахты накоплены во Франции; в последние годы успешная коммерческая добыча газа из закрытых шахт осуществляется в Германии.

В Украине возможный уровень добычи шахтного метана оценивается в 6-7 млрд. м 3. Территориально месторождения шахтного метана находятся вблизи потенциальных потребителей тепловой и электрической энергии, что увеличивает перспективность его использования, в частности в децентрализованной энергетике.

Условия залегания, добычи и транспортировки

Вопрос о том, каким образом нефть и природные газы образуют различные по размерам скопления в земной коре, имеет большое теоретическое и практическое значение, ибо правильный ответ на него дает возможность значительно повысить эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Условия залегания нефти и природного газа. В геологии Земли особое место занимает условно выделяемая верхняя оболочка земного шара, называемая земной корой. Ее толщина в разных местах составляет от 15 до 70 км. Эта оболочка сложена из различных горных пород и в ней залегают вместе с другими породами нефть и горючие газы. Геологами установлено, что образование нефти и природного газа происходило во все геологические периоды, за исключением самого древнего - архейского, когда еще не было на Земле животных и растений. Поэтому в недрах земли нефть находится во всех геологических формациях. Скопления нефти и природных газов связаны с вмещающими горными породами, а также со структурными и другими особенностями пластов.

Горные породы в зависимости от их происхождения подразделяются на магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические, или изверженные, породы образуются в результате остывания и затвердевания расплавленной магмы как на глубине, так и на земной поверхности. Осадочные породы являются продуктами разрушения и преобразования различных коренных пород. Метаморфические горные породы образуются в результате воздействия на погрузившиеся на значительные глубины осадочные и магматические породы больших температур и давлений.

Все нефтяные месторождения приурочены к осадочным породам, образовавшимся в морских бассейнах. Нефть и природные газы залегают обычно под большим давлением в пористых горных породах, в той или иной мере насыщая их. Поэтому горные породы, способные содержать в себе нефть и газ и отдавать их при разработке, называются кол лекторами. Наиболее характерными являются проницаемые песчаные коллекторы нефти, газа, а также сопровождающей их воды. Коллекторы нефти и газа (пески, песчаники, известняки), находящиеся между плохо проницаемыми породами (например глиной, глинистыми сланцами, мергелем), образуют так называемые природные резер3 вуары (фр. «резервуар» - вместилище). Выделяются три основных типа природных резервуаров: пластовый, массивный и литологически ограниченный со всех сторон.

Пластовый резервуар - это сочетание значительного по площади, протяженного пластового коллектора небольшой мощности (до десятков метров) с ограничивающими его по кровле (сверху) и подошве (снизу) плохо проницаемыми породами (рис. 8.7). Ему свойственны сравнительно однородный состав и выдержанная мощность пород-коллекторов.

Массивный резервуар (рис. 8.8) представляет собой мощную (до нескольких сот метров) толщу проницаемых пород, образующих единую гидродинамическую систему, ограниченную плохо проницаемыми породами. Пористость массивных коллекторов обусловлена наличием в них каверн и трещин. Частным случаем массивного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки. Коллекторы, слагающие единый массивный резервуар, могут иметь различный вещественный состав и состоять из пород разного возраста.

Рис. 8.7. Схема пластового резервуара: 1 - песок; 2 - глина

Резервуары, литологически (греч. «литос» камень) ограниченные, представляют собой участки проницаемых пород, ограниченные со всех сторон плохо проницаемыми породами (рис. 8.9). Это могут быть, например, линзы песчаников в глинах, участки повышенной пористости и проницаемости в относительно однородных породах (зоны дробления, выщелачивания и т. п.).

Ловушки нефти и газа. При движении подземных вод в проницаемой среде содержащиеся в них углеводороды могут при определенных условиях образовать скопления нефти и газа. Но для этого необходимо, чтобы на их пути возникла преграда. Встретив ее, углеводороды попадают в естественную ловушку и постепенно скапливаются перед преградой.

Ловушкой называется часть природного резервуара, в которой нефть и газ скапливаются в проницаемых породах и не могут вырваться из них.

Несмотря на широкое распространение в природе процессов миграции углеводородов, к сожалению, не каждая ловушка становится местом скопления нефти и газа. Практикой поисковых работ установлено, что значительное количество выявленных ловушек, обладая очень высокими коллекторными свойствами, остаются в то же время «пустыми», т. е. не содержат скоплений нефти и газа, их потенциальные возможности оказываются нереализованными.

Миграция нефти и газа. Нефть, горючие газы и вода отличаются от других полезных ископаемых высокой подвижностью, текучестью. Именно поэтому их нередко называют общим термином «флюиды».

Согласно органической концепции происхождения нефти и природных газов, образовавшаяся из рассеянного органического вещества микронефть выжимается вместе с водой по мере уплотнения нефтематеринских пород в прилегающие сверху толщи коллекторов. Это перемещение углеводородов называется первичной миграцией. В природных резервуарах начинается вторичная миграция углеводородов. Здесь они циркулируют по порам, трещинам и другим пустотам пород-коллекторов. Вторичная миграция может завершиться образованием скоплений нефти и газа.

Для теории и практики важен вопрос: каким образом и в каком состоянии мигрируют нефть и газ? Какие силы продвигают их к последнему пристанищу, на какие расстояния? Здесь, как и в других областях нефтяной геологии, вопросов больше, чем однозначных ответов.

Ученые пришли к выводу, что основной причиной, вызывающей миграцию нефти в коллекторах, является свободная циркуляция воды под влиянием гидростатического напора. Движущаяся вода увлекает жидкие и газообразные углеводороды - мельчайшие капли нефти и пузырьки газа. При этом движении происходит дифференциация всех флюидов либо под влиянием разности плотностей воды, нефти и газа (в случае хорошо проницаемых коллекторов), либо в результате различия в силах поверхностного натяжения (в случае слабопроницаемых коллекторов).

Рис. 8.8. Схема однородного массивного резервуара: 1 - покрышка; 2 - коллектор

Рис. 8.9. Принципиальная схема резервуара, литологически ограниченного со всех сторон плохо проницаемыми породами: 1 - песчаники; 2 - глины

Нефть и газ легче воды, поэтому капельки нефти и пузырьки газа будут стремиться всплывать в верхнюю часть пласта-коллектора. В процессе фильтрации они переносятся в свободном виде водой. Ряд ученых указывает и другой способ миграции нефти и газа в свободной форме. Нефть и природный газ могут находиться в пористом водоносном пласте, имеющем уклон, не в виде отдельных капелек или пузырьков, а в виде значительных масс, заполняющих поровое пространство породы. Такие массы, образовавшиеся за счет соединения капель нефти или пузырьков газа, обладают огромной подъемной силой. Благодаря этому вся система может всплывать по наклонному пористому пласту. Чем больше угол наклона пласта, тем больше сила всплывания масс нефти и газа. Это продвижение нефти и газа по восстанию (ходу) пласта может иметь не непрерывный, а периодический характер. Ученые рассматривают подобное всплывание нефти и газа как струйную миграцию и считают этот способ миграции основным в образовании нефтяных и газовых залежей.

Подсчитано, что при струйной миграции мигрирующий газ за 1000 лет может продвинуться до 260 км.

Ряд ученых считает, что миграция нефти и газа может происходить также за счет увлечения водой нефти и газа в растворенном виде. Растворимость нефти в воде невелика, но с повышением давления и температуры она возрастает. Поэтому в одних условиях вода растворяет углеводороды, а попав в другие условия, вновь выделяет их в свободную фазу.

Залежи и месторождения нефти и газа.

Если ловушка расположена на пути миграции потока углеводородов и содержит проницаемые пласты-коллекторы, способные аккумулировать нефть и газ, то при благоприятных условиях в ней может образоваться естественное скопление нефти и газа. Такое единичное скопление углеводородов в недрах геологи называют залежью. Существуют различные классификации залежей нефти и газа, которые подразделяются по типу природных резервуаров на пластовые, массивные и литологически ограниченные. А в пределах этих групп залежи классифицируются по типу ловушек.

Пластовые залежи приурочены к пластам проницаемых пород, ограниченных сверху и снизу непроницаемыми породами - глинами, плотными известняками, солями, ангидритами. Пластовые залежи могут быть сводовыми и экранированными (рис. 8.10).

Пластовые сводовые залежи приурочены к сводовым частям антиклинальных структур. В таких залежах вода, подстилающая нефть или газ, замыкает их по всему периметру пласта снизу. Поверхность раздела воды и нефти называется водонефтяным контактом, поверхность раздела газа и воды - газоводяным контактом.

Важным параметром любой сводовой залежи является ее высота - расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки.

Если количество нефти (или газа) в залежи достаточно велико или в данной структуре пластов горных пород имеются несколько залежей, то говорят о нефтяном, нефтегазовом или газовом месторождении.

По отношению к нефти и газу данный термин не соответствует буквальному смыслу этого слова, ибо это не место действительного образования углеводородов, а место нахождения их вторичного скопления. В разрезе месторождения может быть одна залежь нефти или газа, но может быть и несколько.

Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие в основном из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых в атмосферных условиях при снижении давления выделяется жидкая фаза - конденсат. Если месторождение состоит из нефтяных залежей, оно называется нефтяным или газонефтяным - в случае наличия над нефтью газовой шапки.

Запасы любых категорий, подсчитанные непосредственно в залежи, называются геологическими. Они не могут быть полностью извлечены на поверхность при современных способах добычи нефти и газа. Поэтому извлекаемые запасы нефти и газа составляют лишь часть геологических запасов, которые находятся в залежи. Экономическая целесообразность разработки залежей определяется их извлекаемыми запасами.

В зависимости от количества запасов углеводородов месторождения подразделяются на мелкие (менее 10 млн. т нефти или 10 млрд. м 3 газа), средние (10 - 30 млн. т или 10 - 30 млрд. м 3), крупные (30 - 300 млн. т или 30 - 500 млрд. м 3) и уникальные (более 300 млн. т или более 500 млрд. м 3).

В мире открыто значительное число месторождений нефти и газа, однако основное количество этих полезных ископаемых содержится в небольшом числе месторождений-гигантов. Так, 65% разведанных запасов природного газа содержат шесть гигантских газовых месторождений. Следовательно, крупные и гигантские месторождения составляют основу сырьевой базы и определяют уровни добычи нефти и газа на несколько десятилетий вперед. Геологи сосредоточивают основные усилия на поисках в первую очередь крупных месторождений нефти и газа.

Разведка месторождений. Нефть и природный газ залегают в недрах Земли на разной глубине (1-3 км) и все чаще обнаруживаются на расстоянии 4-5 км и более от дневной поверхности. Выявление, оценка запасов и подготовка к промышленной раз работке залежей нефти и газа проводятся с помощью нефтеразведки. Процесс нефтеразведки состоит из двух этапов: поискового и разведочного.

Результатом поискового этапа является предварительная оценка запасов новых месторождений. Главные цели разведочного этапа - обозначить (оконтурить) залежи, определить мощность и нефтегазонасыщенность пластов и горизонтов. После завершения разведочного этапа подсчитываются промышленные запасы нефти и разрабатываются рекомендации о вводе месторождения в эксплуатацию.

В основе поисков нефтяных и газовых месторождений лежит знание глубинного строения недр. Однако непосредственное проникновение на большие глубины с помощью бурения обходится очень дорого. Ученые обосновали теоретически возможность определения строения и условий залегания горных пород в недрах по косвенным признакам. Это стало возможным, в частности, благодаря использованию различных физических свойств горных пород. К таким «полезным» свойствам относятся, например, скорость распространения в горных породах упругих колебаний - сейсмических волн, плотность горных пород, их магнитные свойства, электропроводность, радиоактивность и некоторые другие. На этом основано широкое применение при поисках и разведке геофизических методов.

Геофизические исследования позволяют установить тектоническое строение исследуемого региона. С их помощью определяют глубину залегания кристаллического фундамента, наличие разломов и ловушек и т. п.

.

Рис. 8.10. Типы пластовых залежей нефти и газа: а - сводовая; б - тектонически экранированная; в - стратиграфически экранированная; г - литологически экранированная; 1 - нефть; 2 - газ; 3 - вода

Наибольшее распространение в нефтегазовой геологии получили сейсмические (греч. «сейсмос» - трясение) методы разведки (сейсморазведка). Они основаны на изучении характера распространения упругих волн, которые возбуждаются с помощью взрывов, а также невзрывных источников - диносейсов и вибросейсов.

Для осуществления искусственных взрывов на исследуемой площади бурят неглубокие (20-30 м) скважины. В них закладывают взрывчатое вещество и последовательно производят взрывы. Под их воздействием происходит сотрясение почвы. Частицы горных пород испытывают упругие колебания и последовательно передают их друг другу. В результате возникают упругие, или сейсмические, волны. Они распространяются в разные стороны от пункта взрыва. Скорость и характер распространения сейсмических волн зависят от свойств горных пород.

Возвратившиеся на поверхность волны записываются специальными приборами - сейсмографами - в виде графиков - сейсмограмм. На них фиксируются момент взрыва и время прихода отраженной волны к сейсмоприемнику. Зная расстояние от скважин, где производится взрыв, до места регистрации сейсмических волн и особенности их распространения, можно расчетным путем получить данные о глубине залегания отражающей поверхности для каждой волны. Это в свою очередь дает возможность выявить различные ловушки и тектонические структуры. В основе интерпретации сейсморазведочных данных лежит использование различия в скорости распространения упругих волн в разных породах. Ученые сравнивают сейсмические волны с рентгеновскими лучами, просвечивающими недра Земли и позволяющими выявить их внутреннее строение.

Гравиметрический метод разведки основан на измерении ускорения свободного падения на земной поверхности с помощью высокочувствительных приборов - гравиметров (лат. «гравис» - тяжелый, греч. «метро» - мера).

Основной предпосылкой применения гравиразведочных работ являются различия плотности горных пород.

С помощью гравиметров выявляются аномалии гравитационного поля, обусловленные изменением плотности горных пород. Гравитационные аномалии обычно отражают глубинную тектонику. Если массивы более плотных пород, например складчатые структуры, приближены к земной поверхности, то в этих местах сила притяжения оказывается повышенной. На гравиметрической карте над участками более плотных пород вырисовываются аномалии ускорения свободного падения.

Электроразведка основана на изучении в земной коре естественных и искусственно созданных электрических полей. Метод электроразведки использует различную способность пород проводить электрический ток, различное их удельное сопротивление.

В основе магниторазведки лежит изучение аномалий магнитного поля, связанных с различием магнитных свойств горных пород. Магнитные аномалии на поверхности Земли могут отражать существование в ее недрах складчатых структур или массивов плотных кристаллических пород. Напряженность магнитного поля измеряется с помощью специального прибора - магнитометра. Замеры производят непрерывно по строго ориентированным маршрутам полета самолетов.

Магнитный метод разведки отличается высокой производительностью и экономичностью. С ее помощью сравнительно быстро могут быть исследованы обширные территории.

Магниторазведка применяется для определения глубин залегания и рельефа поверхности.

С помощью геохимических методов выявляются участки повышенной концентрации углеводородов в земной коре. К числу основных геохимических методов относятся газовая съемка, газовый каротаж, битумно-люминесцентный анализ и микробиологическая съемка. Газовая съемка заключается в определении микроконцентраций углеводородных газов, содержащихся в почвенном воздухе. Газовый каротаж производится в процессе бурения скважин для выявления продуктивных нефтегазоносных пластов. При помощи битумно-люминесцентного анализа изучаются ареалы рассеивания битумов в горных породах над нефтегазовыми залежами. В основе микробиологической съемки лежит выявление в горных породах микроорганизмов, питающихся различными углеводородами.

Добыча нефти первоначально осуществлялась сбором с поверхности открытых водоемов, извлечением из колодцев песка или известняка, пропитанных нефтью. Сбор нефти в водоемах проводили до нашей эры в Мидии, Вавилонии, Сирии. В 1825 г. из 120 нефтяных колодцев г. Баку было добыто 4126 т нефти.

Рис. 8.11. Морская стационарная буровая платформа в Черном море