Теория происхождения нефти и газа

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

1. ТЕОРИЯ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Суть самой распространённой органической модели образования нефти сформулировал ещё М.В. Ломоносов, писавший в 1763 году о „рождении оной бурой материи... из остатков растений под действием тепла Земли". Вторая половина XIX века прошла в основном под знаком абиогенной модели Д.И. Менделеева. Изучив нефть Апшерона, учёный выдвинул гипотезу о том, что она образуется при химических процессах, протекающих в разогретых недрах Кавказского хребта. Он даже предположил, что вдоль склонов Большого Кавказа должны быть нефтяные месторождения. Правда, именно там, где указывал Д.И. Менделеев, месторождений не оказалось -- их нашли в осадочных бассейнах, в том числе совершенно не связанных с горными хребтами.

В XX веке явно доминировала органическая модель. Российские геологи- нефтяники (Н.Б. Вассоевич, И.М. Губкин, А.П. Архангельский и многие другие) доказали, что существует тесная связь между углеводородными месторождениями и осадочными породами, и это открытие стало частью общей концепции В.И. Вернадского о роли жизни в формировании геохимических циклов.

Теория В.И. Вернадского о роли биосферы в эволюции Земли признана практически всеми, и, как оказалось, продукты биосферы проникают в недра Земли гораздо глубже, чем предполагал сам автор гипотезы. Дело в том, что сейчас учёные широко обсуждают модель глубинного перемещения первичного осадочного вещества (вместе с преобразованными биологическими остатками) через мантию Земли. Океанические плиты, в том числе и осадочные породы с остатками органики, затягиваются в мантию Земли там, где одна плита "подлезает" под другую (так называемые зоны субдукции на активных окраинах континентов). На поверхности такие зоны проявляются в виде цепи вулканов -- например, Камчатка и Курильские острова, огненный пояс вокруг Тихого океана. Именно с таким глубинным рециклингом некогда органического вещества связывают-образование части алмазов. Значительно глубже, по современным представлениям, пролегает и граница существования жизни. Теперь учёные знают, что бактериальная жизнь бурлит на таких глубинах, на которых раньше считалась невозможной.

Казалось бы, в XX веке учёные получили бесспорные аргументы в пользу органической теории происхождения нефти. Из неё выделили многочисленные биомаркёры -- остатки молекул органического вещества. Кроме того, выяснилось, что у нефтей есть оптическая активность, которую раньше считали свойством исключительно органических веществ. Спор, однако, не прекратился.

Некоторые группы учёных (П.Н. Кропоткин, Э.Б. Чекалюк, Р. Робинсон, Т. Голд и др.) продолжали настаивать на абиогенной модели. У них были свои аргументы. Один из самых важных -- исследователи продемонстрировали, что из углекислого газа и воды при температуре и давлениях, соответствующих верхней мантии Земли (100 км и более), могут образовываться основные компоненты нефти.

Кроме хорошо известного факта вулканической дегазации (выбросы глубинных газов вулканами), появилась теория холодной углеводородной дегазации Земли: П.Н. Кропоткин обнаружил признаки глубинных разгрузок из мантии не только горячих газов, но и более холодных углеводородов. Свидетельством холодной дегазации было то, что из осадочных пород в некоторых районах грязевого вулканизма выносится существенно больше природного газа, чем можно было предположить.

Кроме того, биогенная модель не объясняла многие важные факты нефтяной геологии, полученные эмпирическим путём: например, почему месторождения часто приурочены к зонам глубинных разломов, почему основные промышленные объёмы нефти и газа сконцентрированы в немногочисленных гигантских месторождениях, а также почему отсутствует чёткая связь между запасами и составом органического вещества в осадочных породах и составом и объёмами содержащихся в них нефтей. Чтобы объяснить образование месторождения в рамках биологической концепции, довольно часто приходится предполагать, что углеводороды перетекли в горизонтальном направлении иногда на сотни километров (ближе просто нету потенциальных источников нефти). Конечно, такие направленные "перетоки" не очень правдоподобны, да и следов перемещения найти не удаётся. Но самое главное, осталось непонятным, как из малоэнергоёмких органических остатков образуются высокоэнергоёмкие молекулы нефти.

Сторонники биогенной модели утверждают, что такое превращение могло произойти за геологическое время под влиянием тепловой и механической энергии недр Земли. Но весь цикл такого превращения смоделировать по сей день никто не сумел -- ни теоретически, ни экспериментально.

Один из самых неоспоримых аргументов -- биомаркёры в нефти, которые приписывали остаткам биологического вещества. Этот факт и раньше объясняли по-иному -- маркёры могли быть занесены из осадочных пород, содержащих органику. Но это традиционное возражение, а есть и новые. Так, учёные обнаружили, что в глубоких горизонтах земной коры углеводороды перерабатываются бактериями и именно поэтому в них находят биомаркёры. Кроме того, есть работы, в которых описан абиогенный синтез ряда соединений, ранее относимых к биомаркёрам.

В последнее время появилось также другое объяснение относительных концентраций изотопного состава углеводородов. И прежде говорили, что возможен элементарный изотопный обмен углеводородов с вмещающими породами. А теперь есть новые данные, которые логично вписались в теорию глубинного рециклинга вещества земной коры.

Действительно, вещество совершившее путешествие из земной коры в мантию и обратно, по своему изотопному составу близко к приповерхностному, но по источнику поступления уже сугубо мантийное. К примеру, в областях современной тектонической активности наблюдается соответствие изотопных характеристик метана и гелия. Как принято считать, изотопный состав гелия изменяется из-за того, что он обогащается глубинным мантийным гелием, поэтому логично предположить, что существуют также и глубинные источники метана. Следовательно, вполне возможно, что вклад глубинных соединений в формирование месторождений углеводородов гораздо больше, чем считалось.

На вопросы, неразрешимые с точки зрения равновесной термодинамики, очень трудно найти ответ (например, у современной науки по-прежнему нет общепринятой модели возникновения жизни). При этом, как правило, неравновесные процессы могут реализоваться в строго определённых специальных условиях.

Остается непонятным, в какой мере условия в осадочных толщах Земли соответствовали тем, которые были необходимы для массового образования нефти. Тем не менее принципиальная возможность такого "попадания" существует, и она достойна тщательного изучения. Попробуем сделать хотя бы первые шаги.

Основные особенности интересующего нас неравновесного процесса можно рассмотреть с самых общих позиций, и даже такой предварительный анализ уже приводит к важным и нетривиальным выводам. По аналогии с другими процессами, запрещёнными равновесной термодинамикой, естественно предположить, что образование нефти из рассеянного органического вещества может идти по схеме проточного неравновесного реактора. В реакционный объём поступают вещество и энергия, а из него удаляются продукты реакции.

При таком подходе многое видится совсем по- другому. Например, ясно, что простое существование пород, богатых рассеянным органическим веществом, долго находившимся при повышенных температурах, -- условие необходимое, но недостаточное, поскольку в этом случае из углеводородов образуется только метан. Чтобы пошёл нужный нам процесс, в нефтематеринские толщи должны поступать потоки вещества и энергии, а из них должны быстро выноситься и где-то при более низких термодинамических параметрах накапливаться продукты -- компоненты нефти.

В земной коре интенсивный перенос вещества и энергии возможен только с помощью магмы или газожидкостных потоков вещества (флюидов). Магма не подходит -- у неё очень высокая температура, при которой нефть тут же разложится. Остаются только потоки глубинного флюида, которые несут не только энергию, но и разнообразные глубинные компоненты, в частности углеводороды мантийного происхождения. Чем не проточный реактор?

Получается очень интересная вещь. Образование нефти исходно рассматривается как биогенный процесс в проточном неравновесном реакторе, но характерными чертами такого процесса становятся особенности, трактуемые обычно в рамках абиогенной модели нефтегенеза.

Например, скопления нефти у зон разломов, наличие путей подпитки нефти, связь месторождений с зонами активизации глубинного (в частности, мантийного) флюидного режима -- всё это необходимые условия эффективного преобразования рассеянного органического вещества в нефтяные углеводороды.

В рамках такой схемы большая часть строго биогенных или абиогенных объяснений теряют свою категоричность. Намечается сближение двух концепций, возможность их одновременной или взаимодополняющей разработки. Естественно предположить, что происходит (в разных условиях и в разных масштабах) и биогенное, и абиогенное нефтеобразование. Работает общий принцип: в природе реализуется всё, что не запрещено основными физическими законами. При этом почти трёхсотлетняя дискуссия по проблеме оказывается почти иллюстрацией классической гегелевской триады: „тезис -- антитезис -- синтез".

нефть углеводород бурение скважина

2. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН И ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ В НИХ

Процессу крепления скважин обязательно предшествует комплекс подготовительных работ, а завершают его заключительные операции.

В комплекс подготовительных работ входят профилактическая проверка и подготовка буровой установки и коммуникаций, калибровка или проработка пробуренного ствола, дополнительная обработка бурового раствора, опрессовка, шаблонирование, маркировка и укладка обсадных труб, подготовка и проверка технологической оснастки обсадных колонн, подготовка тампонаж- ных материалов, реагентов, буферной жидкости и воды, подбор рецептур тампонажного раствора и подготовка цементировочного оборудования, а также другие операции.

Компоновка обсадной колонны, выбор и определение необходимой технологической оснастки, расчет потребного количества тампонажных материалов, цементировочного оборудования и средств контроля производятся на основании общепринятых методик с учетом фактических геологотехнических условий месторождения и состояния каждой скважины.

Наряду с выбором и подготовкой технических средств для крепления скважин устанавливается технология проведения работ также с учетом фактических геолого-технических "условий. К этим условиям относятся: физико-механические свойства горных пород, слагающих стенки и забой скважины; значения пластовых давлений и температур; характеристика пластовых флюидов; искривление ствола, его каверзность и другие факторы.

Каждая обсадная колонна компонуется, как правило, из обсадных труб различной характеристики на основании расчетов на прочность, учитывающих воздействие на колонну осевых и радиальных нагрузок, возникающих как в процессе крепления, так и в последующие периоды бурения и эксплуатации скважины.

В практике промысловых работ существует несколько способов цементирования обсадных колонн, основными из которых являются:

прямое цементирование в один прием, когда тампонажный раствор закачивают в обсадную колонну и продавливают в заколонное пространство сразу на заданную высоту;

ступенчатое цементирование, когда тампонажный раствор доставляют за обсадную колонну последовательно двумя (или более) порциями, сначала через башмак, а затем через специальные устройства, устанавливаемые в колонне на определенном расстоянии от него; при этом высота столба тампонажного раствора в заколонном пространстве наращивается последовательно без разрыва его сплошности; цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн, когда тампонажный раствор доставляют в заколонное пространство через бурильные трубы;

цементирование обсадной колонны с закачиванием тампонажного раствора и продавочной жидкости в заколонное пространство и выходом циркуляции через колонну (способ "обратного цементирования").

Схемы, отражающие сущность каждого из описанных способов цементирования, приведены на рис. 2.

В зависимости от технологии каждого из описанных способов различают:

цементирование обсадной колонны, находящейся в состоянии покоя на всех стадиях процесса;

цементирование обсадной колонны на весу с некоторым осевым перемещением ее в течение времени ОЗЦ при изменении нагрузки на крюке;

цементирование обсадной колонны с одновременным расхаживанием или вращением или совместным проведением этих операций в процессе закачивания и продавливания тампонажного раствора.

Под общим понятием «крепление скважины» подразумевают последовательное выполнение производственных процессов после завершения проходки скважины на проектную глубину. Крепление скважин включает в себя спуск в скважину обсадных колонн и их цементирование.

В практике буровых работ используют три основных способа спуска обсадной колонны в скважину:

а)в один прием, когда перекрывается весь пробуренный ствол скважины от забоя до устья;

б)в несколько приемов, когда пробуренный ствол перекрывается по частям отдельными секциями обсадной колонны, наращиваемыми последовательно друг на друга после проведения полного цикла крепления каждой секцией и образующими единую обсадную колонну;

в)спуск обсадной колонны в виде хвостовика с перекрытием только части ствола без выведения обсадной колонны до устья скважины.

Эти способы, схема которых приведена на рис. 1, различаются технологией проведения операций и требуют применения различных технических средств.

Выбор и применение указанных способов основаны на их технико- экономической целесообразности при современном технологическом уровне буровых работ. За общие критерии оценки выбора одного из перечисленных способов следует считать минимальные издержки буровых работ по сооружению скважины в целом при ее качественном креплении, исключающем дополнительные

3.БУРОВЫЕ НАСОСЫ, КОМПРЕССОРЫ И ВЕРТЛЮГИ

Буровой насос НБ-50 -- горизонтальный, двухцилиндровый, двустороннего действия, приводной со встроенным зубчатым редуктором.

Насос НБ-50 -- предназначен для нагнетания промывочной жидкости (воды, глинистого раствора) в скважину при геологоразведочном и структурно- поисковом бурении на нефть и газ. Насосы также нашли широкое применение на предприятиях пищевой, химической и строительной промышленности для перекачки различных неагрессивных жидкостей.

Наличие пневматического компенсатора в нагнетательной системе насоса практически полностью устраняет неравномерность подачи жидкости на выходе насоса. Буровые насосы завоевали большую популярность у потребителей благодаря высокой надежности, простоте обслуживания и ремонтопригодности.

Технические характеристики Мощность, кВт 50

Ход поршня, мм 160

Число двойных ходов в мин 105

Частота вращения трансмиссионного вала, об/мин 394 Высота всасывания, м 3 Диаметр патрубков, мм:

— всасывающего 113

— нагнетательного 50

Насосы НБ50, НБ32 предназначены для нагнетания промывочной жидкости (воды, глинистого раствора) в скважину при геологоразведочном и структурно-поисковом бурении на нефть и газ. Привод бурового насоса осуществляется от шкива раздаточной коробки клиноременной передачей. Производительность (подача) насосов изменяется путем смены цилиндрических втулок.

К наиболее нагруженным частям насоса относятся детали гидравлической части: поршни, цилиндрические втулки, штока поршней и ползунов, клапаны и седла клапанов.

Поршневые буровые насосы НБ-32, НБ-50, НБ-80 и НБ-125 предназначены для подачи промывочной жидкости в скважину при геологоразведочном бурении на нефть и газ. Параметры насосов соответствуют ГОСТ 6031-81 "Насосы буровые. Основные параметры". Условное обозначение: Н - насос; Б - буровой; цифры после тире - приводная мощность (кВт).

Насосы изготовляют в следующих исполнениях:

- насосы НБ-32, НБ-50: 01, 02 - со шкивом с правой и левой стороны;

03, 04 - с шинно-пневматической муфтой и шкивом с правой или левой стороны;

05, 06 - с фрикционной муфтой и шкивом с правой или левой стороны;

07, 08 - со шкивом с правой или левой стороны и боковым расположением манометра;

09, 10 - с пневматической муфтой, шкивом с правой или левой стороны и боковым расположением манометра;

11, 12 - с фрикционной муфтой, шкивом с правой или левой стороны и боковым расположением манометра;

- насос НБ-80: 01, 02 - со шкивом с правой или левой стороны;

03, 04 - с пневматической муфтой и шкивом с правой или левой стороны;

05, 06 - с фрикционной-муфтой и шкивом с правой или левой стороны;

07 - без рамы со всасывающим коллектором для установки на цементировочном агрегате;

- насос НБ-125 (9МГр-73) - со шкивом с правой или левой стороны.

При определении правой или левой стороны (исполнение насоса оговаривается при заказе) следует смотреть со стороны гидравлической части к приводной.

Насосы исполнений 03; 04; 05 и 06 более удобны в эксплуатации, так как обеспечивают оперативное дистанционное управление пуском и остановом, что особенно важно при частых наращиваниях инструмента в процессе разбуривания осадочных пород.

Насосы типа НБ имеют общую схему компоновки основных конструктивных элементов. Насос состоит из двух основных частей: приводной и гидравлической. Обе части, соединенные между собой в единую конструкцию, смонтированы на раме.

В табл. 1 приведена техническая характеристика насосов. Степень неравномерности давления на выходе из насоса - не более 12%. Насос НБ-80 в исполнении 08 не выпускается. Габаритные и присоединительные размеры насосов показаны на рисунке

Таблица 1

Рис. 1.

Вертлюг предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к забою скважины при роторном и турбинном бурении, а также для обеспечения возможности вращения колонны бурильных труб.

Вертлюг - один из основных узлов механизма подачи бурового раствора несет на себе наибольшую нагрузку в процессе бурения и от его надежности зависит безотказная работа всей буровой установки.

Вертлюг является соединительным звеном между талевой системой и буровой колонной, обеспечивает подачу промывочной жидкости во вращающуюся колонну бурильных труб и поддерживание вращающего инструмента при бурении.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дегазация Земли, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. М.: ГЕОС, 2002.

2.Генезис нефти и газа ( А.Н. Дмитриевский, А.Э Конторович, отв.ред.). М.: ГЕОС,2003.

3.Карцев А.А., Лопатин Н.В., Соколов Б.А. и др. «Геология нефти и газа», №3, 2001.

4.Родкин М.В. в кН. Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений. М.: ГЕОС, 2002.

5. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа. Изд-во МГУ, 2001.

Размещено на Allbest.ru