Химический состав и физические свойства нефти

В общем комплексе поисково-разведочных работ важное место занимает изучение подземных пластовых вод.

Бурение. Присутствие в недрах Земли скоплений нефти и газа можно однозначно установить только путем бурения скважин. По некоторым данным, первые скважины из бамбуковых труб с помощью бронзовой «бабы» были пройдены в Китае за 200 лет до н.э. В Сычуане в 221-263 гг. н.э. из соляных скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания соли.

Бурение сыграло решающую роль в развитии нефтяной и газовой промышленности. Бурение на нефть и газ осуществляют как на суше (см. рис. 8.2), так и на море (рис. 8.11).

Первые скважины с использованием стальных труб были пробурены в середине ХІХ века. С началом бурения связывают зарождение нефтяной промышленности. В США первая нефть была получена в 1829 г. около Баркевилла (штат Кентукки) из скважины, бурившейся для добычи рассола.

Бурение в то время осуществлялось так называемым ударным способом путем долбления горных пород. Долото, закрепленное на бурильных штангах, вонзалось в грунт под ударами тяжелой «бабы». После этого несколько рабочих, держась за длинные металлические рычаги, присоединенные к штангам, вручную поворачивали весь бурильный инструмент. Это был адский труд. И человек в этом случае был не чем иным, как обыкновенной тягловой силой. Скорость такого бурения была исключительно низкой - около 1 м/сут. Глубина скважин была незначительной.

В зависимости от того, как действует буровой инструмент, раздробляющий и разрыхляющий породу, различают ударное и вращательное бурение. При ударном бурении породу разрушают ударами специального долота, которое поднимают и опускают механической лебедкой. Разрыхленную породу удаляют периодически посредством желонки - полого стального цилиндра, имеющего вверху дужку для присоединения к канату или штанге, а внизу клапан. При вращательном бурении породу высверливают вращающимся долотом. Различают долота скалывающего или режущего действия и шарошечные долота дробящего действия. Для бурения в твердых породах большей частью применяют трехшарошечные долота.

Бурение промышленных нефтяных скважин проводят при помощи стационарных установок с тяжелыми буровыми станками. Первоначально в скважину вводят одну бурильную трубу, по мере углубления скважины привинчивают новые трубы. Длина каждой бурильной трубы 9-12 м. Для удаления разбуренной породы скважину промывают циркулирующим буровым раствором. Недостаток этого вида бурения - необходимость вращать всю колонну бурильных труб вместе с долотом. Когда глубина скважины достигает 2500-3000 м, лишь небольшая доля затрачиваемой энергии используется на бурение и углубление скважины. Основная же энергия тратится непроизводительно.

Более эффективен способ, основанный на применении забойных двигателей. Колонна буровых труб остается неподвижной, а вращается только долото при помощи электродвигателя или специальной турбины (турбобура), приводимой в действие потоком промывочной жидкости, нагнетаемой в бурильные трубы. Электродвигатель или турбобур размещают в нижней части бурильной колонны, непосредственно над долотом.

Методы добычи нефти и газа. Извлечение нефти из недр Земли осуществляется за счет энергии двух видов - естественной энергии пласта и энергии, подаваемой в скважину тем или иным способом. Способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором используется энергия пласта, называется фонтанным. Фонтанный способ, применяющийся в начальный период эксплуатации, когда пластовое давление залежи достаточно велико, наиболее экономичен. Скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, оборудуют специальной арматурой, которая позволяет герметизировать их устье, регулировать и контролировать режим работы скважины, обеспечивать ее полное закрытие под давлением.

Способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии, называют механизированными. Существуют две их разновидности - компрессорный и насосный способы.

При компрессорном, или газлифтном, способе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности Земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (способ бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, где в качестве рабочего агента используют воздух. Недостатки этого способа - необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов.

При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет передаваемой энергии. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы. Производительность штанговых насосов при глубине скважины 200 - 400 м достигает 500 м 3 /сут., а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м 3 /сут.

Существуют также способы извлечения нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель).

Газ, как и нефть, извлекают из Земли через сеть скважин. Поскольку он находится в земных недрах под высоким давлением, для его добычи применяют, как правило, фонтанный способ. Чтобы газ начал поступать на поверхность, достаточно открыть скважину, пробуренную в газоносном пласте. При свободном истечении газа нерационально расходуется энергия пласта, возможно разрушение скважины. Поэтому на головке скважины устанавливают штуцер (местное сужение трубы), ограничивая поступление газа. Разработка газовой залежи продолжается 15-20 лет, за это время извлекается 80-90% запасов.

Нефтеотдача пласта и пути ее повышения. Отношение количества добытой нефти к первоначальному ее запасу в залежи называется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффциент нефтеотдачи зависит от геологического строения залежи, свойств породы, пластовых жидкостей и самой нефти, показателей разработки залежи (числа добывающих скважин, порядка их ввода в эксплуатацию и т. д.).

Использование способов водного воздействия на пласты не обеспечивает полного извлечения геологических запасов нефти: в недрах остается больше половины, а на месторождениях вязких нефтей - до 85% разведанных запасов. Для повышения нефтеотдачи пластов в последние годы применяют новые способы воздействия на пласт - закачку с водой поверхностно-активных веществ, полимеров, растворителей, эмульсий и др. Их использование позволяет на 10-30% повысить нефтеотдачу.

При закачке в нефтяной пласт воды с добавкой поверхностно-активных веществ снижается поверхностное натяжение на границе нефть - вода, увеличивается подвижность нефти и улучшается вытеснение ее водой. Добавка полимеров, в частности полиакриламида, к воде позволяет улучшить условия вытеснения нефти из пласта водой.

Одним из самых эффективных способов повышения нефтеотдачи считается нагнетание в пласт диоксида углерода. Растворение СО 2 в нефти снижает ее вязкость, увеличивает объем, что способствует росту объема пор, занятых нефтью, создает благоприятные условия для ее движения.

Большую роль в увеличении эффективности разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости играют тепловые способы воздействия на залежь: закачка в пласты горячей воды, пара и внутрипластовое горение. Способы теплового воздействия позволили резко повысить отдачу пластов ряда месторождений острова Сахалин, Бориславского месторождения на Украине. Тепловое воздействие на высоковязкие нефти позволяет увеличить это соотношение в 30-50 раз.

Сбор и подготовка нефти к транспортировке. Нефть, поступающая из недр на поверхность Земли, содержит попутный газ (50-100 м3/т), воду (200-300 кг/т), минеральные соли (до 10-15 кг/т), механические примеси. Перед транспортировкой и подачей на переработку газы, механические примеси, основная часть воды и солей должны быть удалены из нефти.

Существуют различные системы внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая - самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой замерной установки.

На нефтяных месторождениях, как правило, эксплуатируются герметизированные высоконапорные системы сбора нефти, газа и воды, технологическая схема которых определяется величиной и формой площади месторождения, рельефом местности, физико-химическими свойствами нефти. С помощью герметизированных систем устраняют потери легких фракций нефти, создают возможность ее транспортирования по всей площади месторождения за счет давления на устье скважин.

Поступивший из скважины газ непосредственно на промысле подготавливают к транспортировке. Из него удаляют механические примеси, водяные пары, тяжелые углеводороды, в случае необходимости очищают от серосодержащих соединений.

Транспортирование нефти, нефтепродуктов и природного газа. Транспортирование нефти и нефтепродуктов из мест производства в регионы потребления осуществляется железнодорожным, водным, автомобильным и трубопроводным транспортом. Газ из отдельных скважин после удаления воды, твердых примесей и газового конденсата направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт, а затем по газопроводам - потребителям. По объему железнодорожный транспорт имеет перевес над другими видами транспорта. Около 98% железнодорожных перевозок (бензин, дизельное топливо, мазут) осуществляется в вагонах-цистернах, остальное - в бочках, бидонах, контейнерах, открытых и закрытых вагонах (масла, твердые нефтепродукты).

Рис. 8.12. Автоцистерна для перевозки нефтепродуктов

Сливно-наливные операции, как правило, осуществляются на подъездных железнодорожных путях нефтебаз, оборудованных специальными сливно-наливными устройствами, установками наливания цистерн, рассчитанными в зависимости от грузооборота на маршрутный, групповой или одиночный слив-налив цистерн.

Цистерны обеспечиваются знаками калибрования и трафаретами типа «Нефть», «Бензин» и др. Сроки слива-налива нефтепродуктов выдерживаются в соответствии с установленными нормами.

Автомобильный транспорт является последним звеном транспортирования нефтепродуктов и используется для перевозки топлива и масел из распределительных нефтебаз и АЗС непосредственно потребителям.

Специальным автотранспортом для нефтепродуктов являются автоцистерны, топливозаправщики, маслозаправщики, контейнеровозы. Автоцистерны (рис. 8.12) вооружены комплектом оснащения: патрубком для налива нефтепродукта, дыхательным клапаном, стержневым указателем уровня, клиновой быстродействующей задвижкой для слива топлива, двумя шлангами с наконечниками и насосом с механическим приводом. Внутри цистерны предусмотрены поперечные и продольные волнорезы - для уменьшения силы ударной волны жидкости. Установлены огнетушители и устройства заземления цистерн и шлангов. По объему цистерны составляют ряд: 2,8; 4,0; 8,0; 12,0; 16,0 м 3.

Конструктивные особенности автоцистерн зависят большей частью от способа налива - верхнего или нижнего.

Водный транспорт осуществляет перевозку нефтепродуктов по морям, рекам и делится на морской, речной, озерный и смешанный (река-море).

Преимуществами водного транспорта являются низкая себестоимость перевозки, высокая пропускная способность, малая численность обслуживающего персонала, незначительная собственная масса относительно массы груза. К недостаткам относятся сезонность функционирования, маленькая скорость, тяжелые экологические последствия аварий.

Водный транспорт делится на самоходный (танкеры), имеющий машинное отделение, и несамоходный (баржи), перемещаемый с помощью буксира. Танкеры и баржи различаются как грузоподъемностью, так и конструкцией.

Танкеры имеют оснащение для герметичного налива и выкачивания нефтепродуктов и их подогрева, наполнения свободных отсеков инертным газом (с целью повышения пожарной безопасности), механизированного мытья танкеров и средства автоматизации.

Лихтеры или рейдовые морские баржи используются, если танкер не имеет возможности подойти к берегу и стоит на рейде. В данном случае нефтепродукты перегружают на лихтеры, грузоподъемность которых может достигать более 100 тыс. т. Рейдовые баржи используют для перевозки с мелководных рейдов на нефтебазы, расположенные в дельтах рек.

Трубопроводный транспорт является наиболее экономичным и эффективным видом доставки нефтепродуктов в пункты сохранения и реализации благодаря круглосуточному беспрерывному функционированию, сохранению количества и качества нефтепродуктов, последовательному перекачиванию нескольких сортов нефтепродуктов по одному трубопроводу.

В зависимости от назначения, территориального расположения и длины трубопроводы разделяют на внутренние (внутрибазовые, внутрицеховые), местные (между перекачечной станцией и нефтебазой, нефтеперерабатывающим заводом и нефтебазой и др.) и магистральные (между главной насосной станцией и наливными пунктами нефтебазы, эстакадами, причалами).

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром не меньше 219 мм и длиной свыше 50 км.

Технологическая схема нефтепровода зависит от его назначения, длины, характера трассы и по своему составу в обычном случае включает:

трубопроводы, по которым перекачивают нефтепродукты с нефтеперерабатывающего завода в резервуары главной станции;

главную станцию, где принимают нефтепродукты, разделяют их по сортам, ведут учет и перекачивают на следующую станцию. Необходимая емкость резервуарного парка главной станции равняется трехсуточной пропускной способности трубопровода;

промежуточные перекачечные станции, предназначенные для повышения давления перекачиваемого нефтепродукта. Существуют две системы перекачивания: постанционная (через резервуар) и транзитная (из насоса в насос);

конечный пункт, где проводят операции по приему нефтепродуктов из трубопровода и их учету, распределению среди потребителей или перекачиванию в другие виды транспорта;

линейная часть, состоящая из самого трубопровода с ответвлениями (шлейфами) для дорожного сбрасывания нефтепродуктов на нефтебазы, соответствующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, защитными противопожарными сооружениями и т.п.

Резервуарные парки (рис. 8.13) на главной насосной станции и конечном пункте нефтепровода должны распределяться по группам и видам нефтепродуктов, которые перекачиваются последовательно (бензин, дизельное топливо). Каждая такая группа резервуаров делится на подгруппы в соответствии с количеством сортов нефтепродуктов данного вида.

Газопровод является весьма металлоемким сооружением. Основные затраты металла приходятся непосредственно на изготовление труб: на 1 км газопровода диаметром 1400 мм расходуется до 700 т стали. Поэтому с самого начала развития трубопроводного транспорта первоочередной проблемой было и остается изготовление труб с максимальной экономией металла. Чтобы обеспечить ее, при строительстве газопроводов больших диаметров и повышенного рабочего давления применяются трубы, изготовленные из стали повышенной прочности с легирующими добавками.

Рис. 8.13. Резервуарный парк для хранения нефтепродуктов

Смесь нефтепродуктов принимают на конечном пункте нефтепровода и реализуют путем подмешивания к соответствующим «чистым» нефтепродуктам с учетом их качества или направляют на нефтеперерабатывающий завод как сырье для переработки вместе с нефтью.

Для транспортировки природного газа от места добычи или производства к пунктам потребления используются магистральные газопроводы. Различают такие виды магистральных газопроводов: подземные, надземные (на опорах) и в насыпи. Давление газа в газопроводах поддерживается газокомпрессорными станциями.

В конечных пунктах сооружаются газораспределительные станции.

Значительная часть украинских газопроводов имеет диаметр 1000-1400 мм и рассчитана на давление 7,5 МПа, что не ниже аналогичных показателей газопроводов, строящихся за рубежом.

В настоящее время при строительстве газопроводов диаметром 1200-1400 мм применяются трубы с заводской изоляцией полимерными материалами. Это повышает надежность изоляции и всего газопровода, разрешает поднять уровень очистки труб и технологии нанесения покрытий, ускоряет темпы прокладки магистралей. Сооружениями линейной части каждого газопровода, которые требуют ответственного отношения, являются переходы через естественные и искусственные препятствия. Их сооружение осуществляется по специальным проектам, которые учитывают специфичность препятствий, которые преодолеваются, и требования высокой надежности при эксплуатации. Переходы строятся как в подземном выполнении, так и в надземном, в одну или несколько нитей. На магистральных газопроводах Украины эксплуатируется большое количество переходов через реки (рис. 8.14), водохранилища, железные дороги и автодороги (шоссе), балки, овраги, болота и т.п.

Рис. 8.14. Переход системы газопроводов через горную реку

Рис. 8.15. Ужгородская компрессорная станция с газоперекачивающим агрегатом мощностью 16 МВт

Магистральные газопроводы являются очень важными инженерно-техническими сооружениями, при их эксплуатации должны обеспечиваться большая экологическая надежность и безопасность. Для постоянного контроля за техническим состоянием газопроводов ведется их обследование, как визуальное, так и с использованием средств технической диагностики, в том числе приборов для измерения напряженного состояния тела труб, толщины стенки труб, дефектов сварочных швов.

Рис. 8.16. Долинская компрессорная станция

Рис. 8.17. Использование труб большого диаметра при строительстве газопровода

Рис. 8.16. Долинская компрессорная станция

Учитывая специфику работы газопроводов в тяжелых условиях, например в условиях Карпат (сдвиги, большое количество переходов через горные речки, большие овраги, балки), специальные службы проводят геодезические, тензометрические и прочие наблюдения, на основании которых даются рекомендации относительно обеспечения надежности работы газопроводов.

Главнейшей в составе магистрального газопровода является компрессорная станция, предназначенная для перекачивания газа по нему (рис. 8.15, 8.16).

Компрессорная станция - сложный и ответственный промышленный объект, занимающий площадь 5-10 га в зависимости от мощности газопровода, типа установленного оснащения, а также от количества параллельных нитей газопровода. Для газопроводов, имеющих много нитей, компрессорные станции сооружаются на совмещенных площадках, где строятся отдельные компрессорные цеха для каждой нити. Все вспомогательные здания и сооружения максимально используются как общие для всей станции.

Применение труб большого диаметра (рис. 8.17), улучшение механических характеристик и повышение рабочего давления существенно повышают эффективность работы газопровода. Увеличение его диаметра обеспечивает большую пропускную способность и снижение удельной металлоемкости. Однако увеличение диаметра не может быть безграничным. Опыт показывает, что на современном этапе увеличение диаметра газопроводов свыше 1400 мм нецелесообразно.

На всех газопроводах является технологической необходимостью и широко применяется охлаждение газа. Степень охлаждения в значительной мере определяет технико-экономические показатели газопередачи, а также надежность функционирования системы. Известно, что с увеличением диаметра газопровода и рабочего давления собственная охлаждающая способность трубопровода на участке между компрессорными станциями уменьшается, а конечная температура транспортируемого газа повышается.

Аппараты воздушного охлаждения газа, которые применяются на компрессорных станциях, решают эту проблему, поскольку позволяют охлаждать газ до нужной температуры. Уровень охлаждения газа и количество аппаратов воздушного охлаждения определяются при проектировании.

Практическое использование нефти и газа

Нефть - это исключительно полезное ископаемое, которое имеет как высокие энергетические характеристики, так и уникальные особенности сырья для органического синтеза. Она отличается от других горючих ископаемых относительной простотой переработки в высококачественные топливные и смазочные материалы и сегодня остается основным сырьем для их производства. Нефть, получаемая непосредственно из скважин, называется сырой. В различных отраслях промышленности применяются как сырая нефть, так и продукты ее переработки.

С давних пор люди стремились получить из сырой нефти вещества, необходимые для тех или иных целей. Согласно некоторым источникам, первую перегонку нефти осуществил римский врач Кассий Феликс. В 1723 г. в Москву по приказу Петра I доставили светлую бакинскую нефть. Она была подвергнута перегонке в Главной московской аптеке с целью изготовления лекарственных бальзамов.

В 1745 г. архангельский купец Федор Прядунов построил на Ухте первый в мире нефтеперегонный завод. На нем в результате примитивной перегонки из сырой нефти получали осветительную жидкость (керосин). До 1000 пудов ее ежегодно отправляли в Москву. Но в то время она не нашла широкого спроса.

В 1823 г. завод по перегонке нефти соорудили недалеко от крепости Моздок на Кавказе братья Дубинины. Они получали светлую прозрачную осветительную жидкость - фотоген (греч. «фотос» - свет, «геннао» - рождать, производить), а в остатке после перегонки оставалась густая грязно-черная жидкость. Ее называли арабским словом «макзулат» (отброс), которое со временем преобразовалось в «мазут». За светлой осветительной жидкостью впоследствии укрепилось название «керосин» (от английского «кересин»), под которым его позднее стали доставлять в Россию из Америки. Перегонка нефти на заводе братьев Дубининых осуществлялась следующим образом. В печь был вмазан котел с медной крышкой. Из крышки выходила медная трубка в бочку с водой. При подогреве нефти выделялись пары. Попадая через медную трубку в бочку с водой, пары oxлаждались и превращались в керосин. Как только керосин темнел, топку тушили, а густой остаток - мазут - выбрасывали. Из 40 ведер нефти получали 16 ведер керосина. 20 ведер оставалось в котле в виде мазута, четыре ведра «угорали» - терялись в процессе переработки.

Более совершенный и крупный нефтеперегонный завод по производству керосина был построен в 1859 г. В.А. Кокаревым недалеко от Баку. В 1863 г. на завод для консультации был приглашен Д. И. Менделеев. Под его наблюдением были налажены очистка нефти и производство из нее керосина. В 1880 г. в районе Баку было уже около 200 керосиновых заводов. На базе этих заводов в 1898-1906 гг. был построен самый крупный в то время в мире керосинопровод Баку - Батуми протяженностью 883 км, с диаметром труб 200 мм и пропускной способностью 0,9 млн. т. в год.

В 1879 г. при консультации Д.И. Менделеева недалеко от Ярославля был построен первый в мире завод по производству смазочных масел из мазута. А в 1882 г. под Москвой по проекту Д.И. Менделеева была построена установка непрерывного действия по переработке нефти.

Первый нефтеперерабатывающий завод в Украине был построен в 1859 году в г. Дрогобич. Он сгорел, а на этом самом месте в 1863 году построили новый. Именно 1863 год считают началом промышленной переработки нефти в Украине.

Вначале при перегонке нефти оставалась неиспользованной и более легкая, чем керосин, фракция. Большая доля ее выпускалась в атмосферу, в море, сжигалась или сливалась в специальные поглощающие колодцы. Эта более легкая фракция нефти получила название «бензин» (искаженное арабское слово «любензави» - горючее вещество). Например, в 1902 г. только на нефтеперегонных заводах Грозного было сожжено около 70 000 т бензина. На протяжении почти ста лет легко воспламеняющийся бензин оставался опаснейшим отбросом переработки нефти. Частично он примешивался к керосину, вследствие чего последний взрывался и воспламенялся в светильниках. Поэтому во второй половине XIX в. нефтепромышленники тратили большие суммы на организацию конкурсов по разработке способов уничтожения «дьявольской примеси к керосину».

В настоящее время из нефти и природного газа путем сложной многоступенчатой переработки извлекается множество составных частей.

Начинается этот многостадийный процесс с первичной переработки нефти. При первичной переработке сырую нефть очищают от пластовой воды, примеси неорганических веществ и др. Затем очищенную нефть подвергают прямой перегонке на современных установках (рис. 8.18).

На первом этапе перегонка осуществляется в условиях атмосферного давления. При нагревании нефти до 250°С выкипают углеводороды, относящиеся к бензиновой и лигроиновой фракциям. В пределах температур 250-315°С выделяются керосино-газойлевые фракции, а при 300-350°С - масляная (соляровая) фракция.

Рис. 8.18. Технологическая установка на современном нефтеперерабатывающем заводе

Остаток - мазут - долго считался бесполезным отходом перегонки нефти. Затем его стали использовать как топливо. А позднее из него путем дальнейшей перегонки научились извлекать бензиновые, керосиновые и масляные фракции. Для выделения из мазута масляных фракций требуется довольно высокая температура - до 400-500°С, при которой масла начинают разлагаться. Во избежание этого перегонку мазута проводят в вакуумных установках при давлении 8-18,6 кПа. В условиях вакуума жидкости кипят при более низкой, чем в нормальных условиях, температуре. Чтобы выделить масляные фракции в вакууме, достаточно подогреть мазут (или нефть) до 300-400°С. После выделения из мазута масел остается гудрон. Содержащиеся в нем наиболее тяжелые масла извлекаются затем с помощью растворителей, а остаток перерабатывают для получения дорожных и других битумов.

Методы переработки тяжелых остатков перегонки нефтей развивались и совершенствовались по мере расширения спроса на керосин, бензин и другие нефтепродукты. Еще в 1875 г. ассистент Петербургского технологического института А.А. Летний установил, что при воздействии на тяжелые нефти высокой температуры образуются летучие продукты (бензин). В 1885 г. в Баку была построена установка для получения керосина путем нагрева нефтяных остатков.

По мере бурного развития автомобилестроения во всем мире быстро возрастал спрос на бензин. То количество бензина, которое получали простой перегонкой, уже не удовлетворяло потребности в нем. В сырой нефти, получаемой из скважин, содержание бензиновых фракций невелико в (среднем 10-15%). Поэтому ученые исследовали возможность получения дополнительного бензина из мазута.

В 1890 г. знаменитый русский изобретатель В.Г. Шухов предложил оригинальный способ расщепления углеводородных составных частей мазута и получения светлых нефтепродуктов, благодаря чему сегодня около 60% всего бензина добывается из мазута. Этот способ получил название «термический крекинг» (англ. «крекинг» - расщепление). Он основан на переработке мазута и тяжелой нефти при высокой температуре (450-550°С) без доступа воздуха. При такой температуре начинают расщепляться высокомолекулярные углеводороды, имеющие длинные цепочки углеводородных радикалов. Молекулы предельных (парафиновых) углеводородов разрываются преимущественно в середине цепи с образованием одного предельного и одного непредельного углеводородов.

Владимир Григорьевич Шухов (1853-1939) гениальный инженер ХХ века, чьи изобретения и исследования намного опережали свое время и на десятилетия вперед изменяли направление развития научно-технического прогресса. В наше время он включен в список ста выдающихся инженеров всех времен и народов и даже в этом списке он по праву может занимать первые строки. Поражает воображение простое перечисление сфер его деятельности. По системе Шухова были созданы паровые котлы, нефтеперегонные установки, трубопроводы, резервуары для хранения нефти, керосина, бензина, спирта, кислот и пр., насосы, газгольдеры, водонапорные башни, нефтеналивные баржи, доменные печи, металлические перекрытия цехов и общественных сооружений, хлебные элеваторы, железнодорожные мосты, воздушно-канатные дороги, маяки, трамвайные парки, заводы-холодильники, дебаркадеры, ботопорты, мины и т.д. В 1880 году В.Г. Шухов впервые в мире осуществил промышленное факельное сжигание жидкого топлива с помощью усовершенствованной им форсунки, позволявшей эффективно сжигать и мазут, считавшийся ранее отходом нефтепереработки. Он произвел расчеты и руководил строительством первого в России нефтепровода от Балаханских нефтепромыслов до Баку. В 1891 году Шуховым разработана и запатентована промышленная установка для перегонки нефти с разложением на фракции под воздействием высоких температур и давлений; установка впервые предусматривала осуществление крекинга в жидкой фазе.

Рис. 8.19. Установка каталитического риформинга на Кременчугском нефтеперерабатывающем заводе

В результате указанных реакций в процессе крекинга происходит обогащение нефти более легкими углеводородами, входящими в бензиновую фракцию. Получаемый таким образом бензин получил название «крекингбензин». Он несколько отличается по составу от бензина прямой перегонки, но вполне пригоден как моторное топливо для автомобилей.

При термическом крекинге получают не только дополнительное количество бензина, но и другие ценные нефтепродукты, которые идут на дальнейшую переработку для получения различных нефтехимических продуктов.

Термический крекинг проводится при температуре 450-550°С и повышенном давлении (от 2 до 7 МПа.). В 1918 г. академик Н.Д. Зелинский разработал способ получения бензина из тяжелых остатков нефти, названный «каталитическим крекингом». Катализаторы - вещества, ускоряющие протекание реакций, но не участвующие в них. Ускорение крекинга нефти в присутствии катализатора позволило получать бензин при более низкой температуре, чем в условиях термического крекинга, и давлении, близком к 0,1 МПа.

Моторное топливо карбюраторных двигателей внутреннего сгорания при сгорании испытывает детонацию (от лат. «детонаре» - греметь). Это чрезвычайно быстрый, приближающийся к взрыву процесс горения топливной смеси, нарушающий нормальную работу мотора. Стойкость бензинов к детонации принято оценивать условным показателем - октановым числом. Для его определения испытываемый бензин сравнивается по устойчивости к детонации с эталонным образцом топлива - изооктаном. Детонационная стойкость изооктана принята за 100. Октановое число топлива численно равняется процентному (по объему) содержанию изооктана в такой его смеси с гептаном (легко детонирующим), которая эквивалентна по детонационной стойкости исследуемому топливу.

Обычный автомобильный бензин, получаемый при прямой перегонке нефти, обладает невысокими антидетонационными свойствами. Его октановое число составляет 60-70. Для улучшения антидетонационных свойств бензинов прямой перегонки их перерабатывают в условиях каталитического крекинга. Такая переработка бензина называется риформингом. С помощью каталитического риформинга низкооктановые бензины превращаются в высокооктановые (рис. 8.19).

При прямой перегонке нефти, термическом и каталитическом крекинге, помимо бензина, керосина и масел, образуются также тяжелые остатки. Они представлены различными сортами мазута, гудрона и крекинг-остатками. Часть этих остатков используется как котельное топливо, а также для получения битумов. Другая часть подвергается дополнительной переработке с целью получения бензина и других легких фракций. Для переработки тяжелых остатков применяется способ, называемый коксованием. Тяжелый нефтяной остаток расщепляется при высокой температуре, в результате чего образуются газ, бензиновая и газойлевая фракции и в остатке - нефтяной кокс, представляющий собой твердое пористое вещество серебристо-серого цвета, состоящее из чистого углерода и зольной части угля.

Переработка керосиновых и других фракций прямой перегонки нефти и крекинга при температуре 650-700°С и выше называется пиролизом (греч. «пирос» - огонь, «лизис» - разложение). Пиролиз протекает при атмосферном давлении. В результате этого процесса получают газ пиролиза, а также ароматические углеводороды (бензол, толуол и др.) и смоляной остаток. В настоящее время пиролиз имеет значение как способ получения газообразных непредельных углеводородов, и в пеpвую очередь этилена - исходного сырья для полимеров, а также пропилена и ацетилена.

Природный газ также сначала подвергается очистке от паров воды и примеси сероводорода. Затем из него извлекаются пары бензина, то есть наиболее летучих жидких углеводородов - пентана, гексана, гептана и др. Этот процесс называется отбензиниванием газа. В отличие от бензина, получаемого из нефти, такой бензин стали называть газолином. Затем из природных газов извлекают предельные газообразные углеводороды, используемые в дальнейшем как сырье для получения различных нефтехимических продуктов.

Некоторые непредельные углеводороды - этилен, пропилен и др. - получают также путем пиролиза этана и других предельных газообразных углеводородов. Углеводородные газовые смеси, выделяющиеся при крекинге или пиролизе природных газов, называются пирогазом.

Все получаемые из сырой нефти нефтепродукты разделяются на две группы:

1) направляемые на непосредственное потребление (бензин, керосин, дизельное топливо, масла, котельно-печное топливо, кокс и др.);

2) используемые как сырье для нефтехимии и направляемые на дальнейшую переработку.

Роль нефти и природного газа в качестве исходного сырья для химической промышленности уникальна. В настоящее время более трети общего объема продукции мировой химической промышленности вырабатывается из нефтегазового сырья. На основе нефтяных углеводородов возникло производство синтетического каучука, этилового спирта, пластмасс, синтетических волокон и материалов, моющих средств и ряда других продуктов.

Наибольшее применение в настоящее время продукты переработки нефти и природного газа находят в топливно-энергетической отрасли промышленности. Широко используются высокооктановое бензиновое топливо, керосиновое, дизельное, реактивное жидкое топливо, мазут, газообразное и твердое топливо, добавки к моторному топливу, масла и консистентные смазки, антифриз, изоляция и др.

Керосин, использовавшийся раньше лишь в керосиновых лампах, керосинках и примусах, сейчас идет в основном на приготовление реактивного топлива.

В первые годы появления перегонки нефти, как уже указывалось, долго не находили применения мазут и бензин. Мазут сжигался в специальных земляных амбарах как ненужный отход. В редких случаях его использовали для смазки осей и колес телег и повозок. В 70-х годах XIX в. были сделаны попытки сжигать мазут в топках паровых котлов, но они не дали ощутимых результатов, так как он очень плохо горел, давал мало тепла и слишком много сажи.

В 1866 г. А. И. Шпаковский изобрел форсунку с паровым распылением для сжигания мазута. Ее существенно усовершенствовал в 1880 г. В. Г. Шухов. В результате уже в конце XIX в. мазут получил широкое применение в качестве топлива в паровых котлах фабрик и заводов. Д. И. Менделеев первым предложил перевести на нефтяное топливо и морской флот. В 1887 г. на Черном море были проведены испытания такого топлива на миноносцах «Сова» и «Лука», которые дали весьма положительные результаты.

Использование мазута вместо угля на флоте имело много важных преимуществ. Вопервых, мазут обладает почти в полтора раза более высокой теплотой сгорания по сравнению с лучшими углями. Во-вторых, он занимает мало места при хранении и, сгорая, не дает никаких твердых остатков. Перевод флота на мазут позволил значительно увеличить время пребывания судов в море без захода в порты благодаря сокращению массы и объема топлива. Если на угольном топливе корабль мог быть в плавании только 15 дней, то при использовании мазута тот же корабль стал плавать, не заходя в порт, 50 дней. Накануне первой мировой войны англичане перевели с угля на мазут около половины своего флота. Только благодаря этому мощь британского флота увеличилась на одну треть, хотя не было построено ни одного нового корабля. С тех пор мазут широко применяется как топливо в судовых, котельных, стационарных газотурбинных и других установках.

Промышленное использование бензина было предопределено появлением карбюраторного двигателя внутреннего сгорания. Первый двигатель внутреннего сгорания, работающий на бензине, был изобретен в 1879 г. русским изобретателем Огнеславом (Игнатием) Костовичем. Первые автомобили с карбюраторным двигателем построены Г. Фордом в 90-х годах XIX столетия. С широким распространением автомобильного, а затем и воздушного транспорта ранее никому не нужная «дьявольская примесь к керосину» превратилась в незаменимый и ценнейший продукт. Бензин характеризуется очень высокой теплотой сгорания. Потребление его стало исключительно быстро возрастать. В 1914-1915 гг. бензина было использовано уже больше, чем керосина. В 1896 г. в мире было четыре автомобиля, а ныне только количество легковых автомобилей исчисляется сотнями миллионов. Сегодня автомобильный бензин составляет почти половину мирового расхода нефтепродуктов.

Природный газ в качестве топлива во многих сферах потребления вполне может заменить нефть, а зачастую он более эффективен и удобен в использовании. Впервые природный газ стал применяться как топливо для паровых котлов и кухонных очагов в 70-х годах прошлого столетия в штате Пенсильвания (США). Затем его стали использовать в металлургии при доменных процессах.

Широкое применение природного газа началось около полувека назад. Ныне ни одна отрасль не развивается так быстро, как газовая. Природный газ используется для выработки электроэнергии на электростанциях, а также в качестве топлива в металлургической промышленности, в котельных, в быту и т. д. В черной металлургии 1 м 3 природного газа экономит 0,9 -1,3 кг более дорогого кокса. Перевод теплоэлектростанций, котельных и промышленных предприятий на природный газ является более предпочтительным, чем использование для этих целей нефти и тем более угля, с точки зрения загрязнения окружающей среды.

Сейчас с использованием природного газа производится основной объем чугуна, стали, цемента и минеральных удобрений. Сравнительно новой сферой использования природного газа есть автомобильный транспорт, где он используется как моторное топливо вместо традиционных нефтяных (рис. 8.20).

Любой горючий материал при сгорании выделяет определенное количество тепла. Нефть обладает самой высокой теплотой сгорания: 1 кг нефти при сжигании дает столько же тепла, сколько можно получить при сжигании 1,3 кг антрацита или 3,1 кг бурого угля, или 3,3 кг торфа, или 3,4 кг дров, или 7 кг горючих сланцев.

Энергетическое направление в использовании нефти и природного газа до сих пор остается главным во всем мире. Нефть и горючие газы являются основой топливно-энергетических балансов промышленно развитых стран. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 38%, природного газа - 24%.

Рис. 8.20. Автомобильная газонаполняющая компресорная станция, г. Киев

География нефтяных и газовых месторождений и история их открытия

Нефтепоисковые работы представляют собой последовательность удач и разочарований первопроходцев, ведомых либо опытом, либо - за неимением последнего - отвагой и достижениями технического прогресса. Успешное освоение новых территорий или возврат в старые районы всегда являются результатом сочетания конструктивных идей, умелого использования технических средств, знаний, опыта и предприимчивости.

Мировые разведанные запасы нефти оцениваются в 150 млрд. т, а прогнозные запасы составляют 250-270 млрд. т. Месторождения нефти находятся в различных районах мира, однако распределение их по странам и регионам крайне неравномерно. Наиболее крупные нефтяные месторождения расположены в арабских странах Ближнего и Среднего Востока (Саудовская Аравия, Кувейт, Ирак), Северной Африки (Ливия, Алжир), а также в Иране, Индонезии, некоторых районах Северной и Южной Америки.

Свыше 85% нефти добывается на крупнейших месторождениях, общая численность которых составляет около 5% всех месторождений. 30 месторождений нефти имеют извлекаемые запасы, превышающие 500 млн. т, и относятся к месторождениям-гигантам.

Самые крупные месторождения нефти (в скобках указаны начальные извлекаемые запасы): Гавар (10,1 млрд. т), Сафания-Хафджи (4,1 млрд. т) и Манифа в Саудовской Аравии (1,5 млрд. т); Бурган в Кувейте (9,9 млрд. т); Боливар (4,8 млрд. т) и Лагунильяс (1,5 млрд. т) в Венесуэле; Румайла (2,7 млрд. т) и Киркук (2,2 млрд. т) в Ираке; Ахваз (2,4 млрд. т), Марун (2,2 млрд. т), Гачсаран (2,1 млрд. т), Ага-Джари (1,9 млрд. т) и Абхайк (1,7 млрд. т) в Иране; Чиконтенек (1,6 млрд. т) в Мексике.

Промышленная добыча нефти из земных недр началась в XIX веке. Нефть добывалась кустарным способом, в основном с помощью колодцев. Основными районами нефтедобычи были Бакинский в России и Пенсильванский в США. С 1860 г. начался переход к добыче с помощью буровых скважин. С появлением буровых установок связывают начало развития нефтедобывающей промышленности. В этот период значительно расширился круг стран, добывающих нефть.

В начале ХХ века нефть добывалась уже в 19 странах. География добычи нефти существенно расширилась после второй мировой войны. В 1945 г. число нефтедобывающих стран увеличилось до 45, в 1975 г. - до 75, а в 1980 г. нефть и природный газ добывались уже почти в 80 странах мира.

В 1950-1975 гг. мировая добыча нефти каждые 10 лет удваивалась, однако затем темпы роста нефтедобычи заметно снизились.

Интенсивное развитие газовой промышленности началось в 60-х годах XX века.

Мировые разведанные запасы природного газа превышают 60 трлн. м 3, а прогнозные запасы оцениваются в 200 трлн. м 3. Важнейшие месторождения природного газа - Панхандл-Хьюготон в США, Слохтерен в Нидерландах, Хасси-Рмель в Алжире, Парс и Канган в Иране, Уренгойское, Харасавейское, Ямбургское и Медвежье в Западной Сибири, Газли и Шатлык в Средней Азии.

Существуют месторождения природного газа, которые представляют собой обособленные скопления, не связанные с другими полезными ископаемыми, и так называемые газоконденсатные месторождения, где в газе растворены жидкие углеводороды. Из газоконденсатных месторождений одновременно добывают газ и конденсат (жидкие углеводороды). В пластовых условиях газ и конденсат находятся в одной - газовой - фазе, в то время как в нефтяных пластах и легкие, и тяжелые углеводороды находятся в жидкой фазе.

Рис. 8.21. Схема расположения нефтяных месторождений Саудовской Аравии, Кувейта, Катара и Южного Ирака

К наиболее крупным газоконденсатным месторождениям относятся Оренбургское, Уренгойское и Заполярное в Западной Сибири, Парс и Канган в Иране.

Ныне нефть и природный газ добываются во всех частях света, за исключением Антарктиды.

Ближний и Средний Восток обладают богатейшими запасами нефти. В их недрах находятся примерно 50 млрд. т «черного золота», что составляет около 70% всех мировых запасов нефти. Основные месторождения нефти и

газа приурочены к области Месопотамского прогиба и Персидского залива. Для нее характерны не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно на крупных и уникальных месторождениях с очень высокими дебитами скважин.

Рис. 8.22. Бурение скважин в Саудовской Аравии

На долю нефтедобывающих стран рассматриваемого региона приходится большая часть (около 2/3) мирового экспорта нефти.

Иран дает лишь в 1,5 раза меньше нефти, чем США, но получает это количество из 500 скважин, тогда как США - из 500 тысяч. Поэтому иранская нефть значительно дешевле американской. Для извлечения 1 т нефти в Иране надо затратить 50 центов, а в США - 10 дол.

На Саудовскую Аравию приходится при мерно четвертая часть мировых запасов нефти. Месторождения содержат также значительные запасы природного газа. Добыча нефти в 1999 г. осуществлялась на 54 месторождениях. Свыше десяти из них обнаружено в шельфовой зоне Персидского залива (рис. 8.21).

Большая часть запасов природного газа Саудовской Аравии приходится на попутный газ, главным образом на месторождении Гавар (третья часть запасов газа страны) и морских месторождениях Сафания и Зулуф. В 1990-х годах в районе месторождений группы Неджд открыты новые запасы попутного газа.

В настоящее время кажется невероятным, что поиски нефти в Саудовской Аравии вели довольно медленно, не зная, что предстоит открыть гигантское месторождение Гавар, проходящее через центр страны.

Геологи Англо-Персидской компании, которые за 20 лет перед этим открыли на другом берегу Персидского залива в Иране цепочку крупных месторождений (рис. 8.23), связанных со складками, видимыми на поверхности, считали, что эта обширная пологая структура является бесперспективной. В течение десятка лет король Аравии тщетно искал подрядчиков. В 1933 г. две американские компании согласились провести разведочные работы, отбросив предрассудки, как это сделали через двадцать лет французы при исследовании Сахары. Два геолога и переводчик с эскортом из 12 бедуинов, имевшие в своем распоряжении старенький «Форд», пересекли пустыню. В течение двух лет они добросовестно изучали обнажения и долбили каменистую породу.

В целом эти работы принесли довольно разочаровывающие результаты.

Но в 1935 г. главный геолог аравийско-американской компании «Арамко» Макс Стейнек сумел свести в единое целое отрывочные и разрозненные наблюдения, обобщить их в большом отчете, синтезирующем результаты геологического изучения всей территории

Саудовской Аравии, и постепенно определить характеристики ее главных структур.

Рис. 8.23. Одна из морских платформ, добывающих нефть в Персидском заливе

Геологические наблюдения дополнялись гравиметрическими съемками, а затем данными бурения серии глубоких скважин с отбором керна, которое сразу же стало основным инструментом разведочных работ (рис. 8.22).

В 1938 г. на этой территории получили выброс нефти, но уникальность структуры Гавар была осознана в полном объеме лишь через 20 лет (между 1951 и 1955 гг.), после того как постепенно выяснилось, что четыре обособленных месторождения представляют собой части единого целого.

Сейчас месторождение Гавар дает более половины всей добычи нефти в стране. 1/3 добычи приходится на месторождение Абкаик и морское месторождение Сафания.

Саудовская Аравия является крупнейшим экспортером нефти. На протяжении 90-х годов ХХ в. экспорт ежегодно превышал 300 млн. т. Максимум был достигнут в 1992 г. (319 млн. т), после чего экспорт постепенно снизился до 302-304 млн. т. Кроме того, ежегодно экспортируется свыше 40 млн. т нефтепродуктов. Крупнейший в мире нефтепорт расположен близ г. Рас-Таннура на побережье Персидского залива.

По запасам нефти Ирак занимает третье место в мире. Запасы газа в Ираке значительно скромнее, но и по этому показателю страна входит в десятку ведущих государств мира. Около 70% запасов приходится на попутный газ, 20% - на свободный газ, 10% - на газовые шапки. Основные запасы попутного газа содержатся в нефтяных месторождениях Киркук, Айн-Зала, Бутма и Бай-Хассан на севере Ирака, а также в Румейле и Зубейре на юге.

Накануне вторжения в Кувейт, в 1989 г., добыча нефти в Ираке достигала 135 млн. т в год. В результате эмбарго на экспорт нефти добыча снизилась до 20-23 млн. т. Таким образом, кризис нефтедобывающей промышленности в Ираке обусловлен чисто внешними причинами - санкциями ООН. Постепенно режим санкций смягчался. В 1995 г. Ираку было позволено в виде исключения продавать нефть в Иорданию, в следующем году начала реализовываться программа «Нефть в обмен на продовольствие», в соответствии с которой Ираку разрешалось продавать за полугодие нефть на сумму в 2 млрд. дол., в 1999 г. эта сумма была увеличена до 6 млрд. дол. В результате добыча нефти в Ираке возросла в 1997 г. до 57,3 млн. т, в 1998 г. - до 105,7 млн. т, а в 1999 г. - до 130,5 млн. т.

К числу стран Персидского залива, недра которых особенно богаты нефтью, относится Иран. К началу 1998 г. в Иране было открыто 107 месторождений нефти и газа, в том числе 30 морских; из них 72 месторождения являются нефтяными (22 морских), 8 - нефтегазовыми и 27 - газовыми (8 морских).

Крупные нефтяные месторождения содержат примерно 3,4 трлн. куб. м попутного газа (растворенного в нефти или содержащегося в газовых шапках). Нефть добывается на 40 месторождениях. Нефть малосернистая, плотностью 0,876-0,830 г/см 3.

...