Технологические особенности нефтегазовой промышленности

2. Месторождения солянокупольных поднятий представляют собой своеобразный тип, развитый главным образом в краевых частях платформ. Особенностью строения солянокупольных поднятий является наличие в них соляного ядра, имеющего иногда вид штока или каравая. В отношении сил, вызывающих образование солянокупольных поднятий, можно провести параллель с диапировыми вкладками геосинклинальных поднятий. Здесь также пластичные массы соли и гипса оказывали давление на перекрывающие их породы и приподнимали последние, образуя поднятие. При наличии благоприятных условий соль и гипс внедрялись по разрывам в вышезалегающие породы, образуя соляной покров или шток.

Образование солянокупольных поднятий можно представить себе как результат выжимания пластичных пород вследствие большого статического давления. Каменная соль и гипс по сравнению с другими породами весьма пластичны, они способны течь при давлении 150 кг/см2, которое может быть создано покрывающими породами при их мощности всего 700 м. Отложение осадков на дислоцированной неровной поверхности вызывает неравномерное накопление их. В депрессионных частях накапливаются осадки большой мощности, оказывающие значительное давление на пластичные породы, что вызывает перемещение последних в сторону, характеризующуюся меньшей нагрузкой. Возникает внутриформационное перемещение; перетекание пластичных масс вызывает соляной поток. Кроме солей и гипсов, в этом перемещении могут участвовать ангидриты и гипсы.

При формировании залежей в месторождениях, приуроченных к соляным куполам, существенное значение имеют три момента: 1) разрывы растяжения, возникающие при росте соляных куполов и штоков, могут служить благоприятными путями для продвижения нефти и газа из одних отложений в другие; 2) несогласное залегание осадков, исчезновение ряда горизонтов в сводах и присводовых частях поднятий, образовавшихся в результате много фазных движений, также может способствовать проникновению нефти и газа по поверхностям несогласия из одних слоев в другие; 3) накопление нефти в природных резервуарах, заключенных в толще пород, образующих солянокупольные поднятия, обусловливается либо куполовидной формой изгиба пористого пласта, либо срезанием его вверх по наклону слабопроницаемыми породами; такое срезание пласта может произойти при литологическом изменении пласта, при его несогласном перекрытии, а также при наличии разрыва, по которому прорывается соль.

Классической областью развития солянокупольных поднятий и приуроченных к ним месторождений нефти и газа в Советском Союзе является Прикаспийская впадина. Месторождения возрожденных и погребенных поднятий наиболее широко распространены в пределах внутриплатформенных впадин, в то время как месторождения солянокупольных поднятий встречаются исключительно во впадинах краевых частей платформ или глубоких грабенах.

Г. Месторождения, связанные с эрозионными и рифовыми массивами.

Наиболее значительные месторождения нефти и газа, связанные с биогенными выступами, приурочены к рифовым образованиям. Последние для своего роста требуют особых физико-географических условий. Как правило, рифогенные массивы располагаются вдоль крупных дизъюнктивных нарушений, отразившихся на рельефе дна, или вдоль структурных выступов. Наиболее благоприятные условия для развития рифов существовали в бассейнах краевых частей платформ. Здесь не происходило быстрого накопления огромных масс терригенного материала, мешающего жизнедеятельности организмов. В то же время подвижность краевых частей платформы сказывалась благоприятно на росте тела массива. В пределах Русской платформы рифогенные образования развиты в бортовых зонах Камско-Кинельской системы прогибов и, вероятно, в бортовой зоне Прикаспийской впадины, где можно встретить рифы, сходные с рифами Кэптен Северной Америки. Особенно широко развиты рифы вдоль Предуральского краевого прогиба. Схема распределения рифовых массивов в Предуралье. Залежи могли возникать как в самом теле массива, так и в окружающих его породах. Здесь иногда образовывались поднятия облекания. Такое образование не связано непосредственно с тектоническими явлениями. При погружении массива и захоронении его под толщей осадков последние сначала образовывали негоризонтальные слои, которые, обволакивая выступ, приобретали его форму. Условия миграции в таких поднятиях близки к условиям в обычных складках. Таким образом, если в теле массива возникают главным образом массивные залежи, то вокруг него и над ним могут возникнуть все остальные разновидности залежей табл. 3.

Табл. 3. Месторождения платформенных областей, связанные с эрозионными и рифовыми массивами, и присущие им залежи нефти и газа

Д. Месторождения, связанные с гомоклиналями.

В платформенных условиях можно наблюдать огромные территории, занятые полого падающими слоями.

Структурный элемент в пределах платформы со сравнительно однородным моноклинальным падением пластов, не превышающим 1--2 м на 1 км, получил название гомоклинали. В структурном отношении гомоклиналь является аналогом моноклинали складчатых областей. Основное отличие гомоклинали заключается в меньшей мощности осадочного покрова и меньших углах регионального наклона пород. Так же, как и в моноклиналях, для возникновения залежей в резервуарах, слагающих гомоклиналь, необходимо присутствие структурных или литологических осложнений.

В то же время в связи с более спокойным залеганием пластов даже в очень слабо выраженных ловушках здесь может произойти скопление нефти и газа.

В пределах гомоклиналей можно выделить два типа месторождений:

1) месторождения, связанные с зонами разломов и другими структурными осложнениями;

2) месторождения, связанные с зонами выклиниваний и несогласий.

Табл. 4. Месторождения платформенных провинций, связанные с гомоклиналями, и присущие им залежи нефти и газа.

В массивных резервуаров возможно и вертикальное направление внутрирезервуарной миграции. Ловушки могут возникнуть в зоне крупного тектонического нарушения, секущего гомоклиналь. Следует иметь в виду возможность возникновения залежей в структурных осложнениях моноклинали, имеющих очень незначительную амплитуду подъема, но достаточно резко очерченных в плане. Группы залежей, наиболее характерные для месторождений этого типа, представлены в табл.

Месторождения платформенных провинций, связанные с гомоклиналями, и присущие им залежи нефти и газа.

Е. Месторождения, связанные с синклинальными прогибами.

Залежи на месторождениях этой группы формируются исключительно под действием гравитационных сил. Нефть скапливается в синклиналях только в том случае, если жидкие углеводороды оказываются в сухом, безводном пласте. Сухие, безводные пласты-резервуары встречаются в природе очень редко. Процесс накопления осадочных толщ большей частью связан с водными бассейнами.

Образование залежей газа в синклиналях совершенно исключено. Углеводородные газы легче газов, которые могут заполнять сухие породы, поэтому они всегда будут подниматься вверх по крыльям синклинали. К этому следует добавить, что сухие породы хорошо проницаемы для газа даже в том случае, если они сложены плотными, но сухими глинами. Формирование залежей газа может произойти в ловушках, расположенных в верхних частях крыльев синклинали.

Такого типа месторождения нефти встречаются в Аппалачской впадине в США. В месторождениях залежи нефти часто занимают не дно синклинали, как это следовало бы ожидать, а нижнюю часть склона. Это объясняется литологическими особенностями резервуаров, уменьшением пористости в данном направлении. О таких залежах можно сказать, что они литологически ограничены вниз по падению пласта. Из известных месторождений этого типа в США можно упомянуть Кэбин-Криг, Бег-Криг, Гриффитсвилл и Копли. В Советском Союзе месторождения, связанные с синклиналями, пока не обнаружены.

26. Методика и стадийность геохимических поисков нефтегазовых месторождений

Несмотря на то, что залежи нефти и газа располагаются гораздо глубже, чем рудные тела, геохимические методы поисков нефти и газа основаны также на изучении ореолов рассеяния. Эти ореолы являются газовыми. Методы их исследования относятся к атмогеохимическим. В образовании этих ореолов принимают участие легкие и подвижные углеводородные соединения.

Легкие компоненты нефтяных углеводородов непрерывно, хотя и очень медленно, мигрируют из залежей нефти и газа через вышележащие слои в атмосферу. Механизм миграции углеводородов изучен еще недостаточно, но, очевидно, основную роль в миграции играет диффузия. Экспериментальные данные показывают, что диффузия газов происходит сквозь среды, которые в обычных условиях считаются для этих газов надежной преградой. Например, в лабораторных условиях была доказана возможность диффузии гелия сквозь стекло, водорода сквозь пластину и никель. Таким образом, существует вполне реальная возможность медленного проникновения углеводородов даже сквозь так называемые непроницаемые покрышки -- слои глины, каменной соли и др. Кроме диффузии углеводородов сквозь ненарушенные пачки осадочных пород, утечка газа возможна сквозь тектонически ослабленные зоны -- сбросы, зоны трещиноватости и т.д. Влияние тектонических дислокаций на направление потоков рассеяния углеводородов сильно осложняет картину образования их ореолов рассеяния.

Наличие ореола рассеяния прежде всего проявляется в появлении повышенного содержания углеводородов в почвенном воздухе. Микроанализ содержания углеводородов в почвенном воздухе и составляет сущность метода газовой съемки, предложенного в 1932 г. и в дальнейшем разработанного В.А. Соколовым и его сотрудниками.

Пробы почвенного воздуха для анализа берут при газовой съемке пробоотборником с глубины 2--4 м из мелких скважин небольшого диаметра через каждые 100--200 м вдоль профилей, расстояние между которыми 0,5--2 км.

При анализе в поле почвенный газ очищают от примеси атмосферной углекислоты пропусканием через раствор едкого натрия, а затем сжигают в специальной камере и по количеству вновь образованной при сжигании углекислоты измеряют общее содержание углеводородов в почвенном воздухе.

В лаборатории исследуемую пробу газа очищают от углекислоты, водяных паров и других примесей и пропускают через ловушку с жидким воздухом. При низкой температуре из газа вымерзают тяжелые углеводороды (тяжелая фракция), а более легкие -- метан и этан (легкая фракция) -- попадают в камеру, где сгорают при соприкосновении с раскаленной нитью из платины. Вследствие повышения при сжигании легкой фракции температуры окружающей среды тепловые потери платиновой нити уменьшаются, что увеличивает ее электрическое сопротивление. Таким образом, содержание легкой углеводородной фракции в газовой пробе может быть установлено по отсчетам чувствительного гальванометра, включенного в мостик сопротивлений, одним из плеч которого служит платиновая нить. Содержание тяжелой фракции устанавливают по отсчетам манометра системы Мак-Леода.

Еще большей чувствительностью и разрешающей способностью обладает хрома тографический анализ, основанный на разделении углеводородов по температуре их сжигания в вертикальной стеклянной колонке со слоистым распределением температур. Чувствительность хроматографического метода обеспечивает получение результата с точностью до 10-3%, а разрешающая его способность позволяет определить не только легкую и тяжелую фракции, но и отдельные углеводородные соединения, что особенно важно для тяжелых углеводородов, характерных для нефтей.

Содержание легкой и тяжелой углеводородных фракций в почвенном воздухе или в породах, отобранных из скважины, наносят на графики и карты. Для каждого изучаемого района устанавливают нормальный фон содержаний газа, относительно которого выделяют газовые аномалии. Смещение газовых аномалий относительно нефтяных и газовых месторождений представляет обычное явление, что указывает на большую роль тектонических и литологических условий при миграции нефтяных углеводородов. Значительную помеху для газовой съемки представляет образование в почве и подпочве в результате биохимических процессов довольно больших количеств (до 10-3%) метана. Поэтому наибольшее диагностическое значение при проведении газовой съемки имеют этан, пропан и бутан.

Используя структурно-поисковые или взрывные сейсморазведочные скважины, можно проанализировать на углеводороды образцы горных пород с глубин несколько десятков метров» Изучение концентрации углеводородов в образцах пород, взятых с таких глубин, подтверждает в ряде случаев существование ореола рассеяния углеводородов над нефтяными и газовыми залежами.

Образцы почвы или горных пород из более глубоких слоев могут быть подвергнуты люминесцентному анализу. Люминесценция, возникающая при облучении битуминозных веществ ультрафиолетовыми лучами, тем интенсивнее, чем большее количество углеводородов нефтяного месторождения задерживается в земной коре и покрывающем ее слое почвы.

Своеобразный геохимический метод поисков нефтяных месторождений -- микробиологический -- разработан Г.А. Могилевским. Среди микробактериальной фауны, присутствующей в почве, имеются бактерии, разлагающие углеводороды. Присутствие этих бактерий в повышенных количествах свидетельствует о наличии для них благоприятной питательной среды -- углеводородов в ореоле рассеяния нефтяного или газового месторождения. Присутствие этих бактерий должно быть более чувствительным признаком ореола рассеяния, чем сами углеводороды, концентрация которых не может превзойти известный предел из-за их разложения в результате микробиологических процессов.

По существу все перечисленные геохимические методы поисков нефти и газа основаны на обнаружении различными индикационными способами в поверхностных слоях земли ореола рассеяния углеводородов, источники которых находятся на большой глубине. Этим они существенно отличаются от радиометрического метода съемки, использующего косвенное воздействие залежи нефти или газа на геохимическую обстановку вблизи дневной поверхности. Так как методы углеводородных геохимических съемок, так же как и радиометрическая съемка на нефть и газ, преследуют одну и ту же цель -- получение указаний на наличие залежей этих полезных ископаемых на глубине, они обычно проводятся как съемки, взаимно дополняющие одна другую.

Геохимические методы могут с большим основанием, чем какие-либо другие методы, претендовать на роль прямых методов поисков нефти и газа.

Геохимические методы применяют при рекогносцировочных (региональных) (1 : 200 000--1 : 100 000), поисковых (1 : 50 000-- 1 : 25 000) и детальных (1 : 10 000--1 : 2000) работах.

27. Горючие полезные ископаемые. Основные группы, представления об условиях образования

КОКСУЮЩИЕСЯ УГЛИ -- каменные угли средний стадий углефикации, из которых в условиях промышленного коксования в смесях (шихтах) с другими углями или без смешивания получают кусковой КОКС определённой крупности и прочности. Коксующиеся угли, в отличие от других каменных углей, при нагревании без доступа воздуха переходят в пластическое состояние и спекаются. Коксующиеся угли характеризуются в необогащённом виде или в концентратах зольностью менее 10% и низким содержанием S (менее 3,5%), выход летучих веществ (V а) 15--37%. По способности к коксообразованию коксующиеся угли подразделяются на 5 категорий -- коксовые, жирные, отощёиные коксовые, газовые и слабоспекающиеся. В России отнесение углей к группе коксующихся углей прежде всего базируется на их пригодности для производства кондиционного доменного кокса. В действующих в России классификациях к коксующимся углям относят угли марок Г, ГЖ, Ж, КЖ, К, К2, ОС и СС с подразделением на технологические группы по СПЕКАЕМОСТИ. Коксовые угли марок К (коксовые) и КЖ (коксово-жирные) дают кондиционный доменный кокс без смешивания с другими углями. Жирные угли марок Ж (жирные) и ГЖ (газово-жирные) без смешивания с другими дают хорошо сплавленный, но более мелко дробящийся кокс с физико-механическими характеристиками, ниже принятых для доменного кокса. Доменный кокс из жирных углей может быть легко получен в бинарных смесях с коксовыми или отощёнными коксовыми углями. Отощённые коксовые угли марок К2 (коксовые вторые) и ОС (отощённо-спекающиеся) без смешивания с жирными дают кокс повышенной истираемости с физико-механиескими. характеристиками, не соответствующими доменному коксу. Додленный кокс из отощённых коксовых углей получается в бинарных смесях с жирными. Газовые угли марки Г (газовые) без смешивания с другими дают кокс достаточно сплавленный, но легко разделяющийся на мелкие и хрупкие куски, характеризующиеся малой механической прочностью. Газовые угли для получения доменного кокса в современных коксовых печах при обычной технологии подготовки шихты могут применяться только в смесях с хорошо коксующимися углями. Слабоспекающиеся угли марки СС (слабо-спекающиеся) без смешивания с другими не дают кускового кокса. Доменный кокс может быть получен из них только в смесях с жирными углями (не менее 70--85% жирных углей). дленный кокс из отощённых коксовых углей получается в бинарных смесях с жирными. Газовые угли марки Г (газовые) без смешивания с другими дают кокс достаточно сплавленный, но легко разделяющийся на мелкие и хрупкие куски, характеризующиеся малой механич. прочностью. Газовые угли для получения доменного кокса в совр. коксовых печах при обычной технологии подготовки шихты могут применяться только в смесях с хорошо коксующимися углями. Слабоспекающиеся угли марки СС (слабо-спекающиеся) без смешивания с другими не дают кускового кокса. Доменный кокс может быть получен из них только в смесях с жирными углями (не менее 70--85% жирных углей). Коксующиеся угли известны в угленосных формациях от карбона до палеогена включительно, однако свыше 90% их запасов сконцентрировано в бассейнах и месторождениях карбона и перми. Значительными, запасами коксующегося угля располагают Россия (Донецкий, Печорский, Кизеловский, Кузнецкий, Карагандинский, Юж.-Якутский, Тунгусский и др. басе), США (Аппалачский, Западный, Юинта, Грин-Ривер и др.), Великобритания (Нортамберлендский, Юж.-Уэльский, Ланкаширский и Йоркширский басе), ФРГ (Нижнерейнско-Вестфальский, или Рурский, Нижневестфальский), ПНР (Верхне- и Нижнесилезский, Люблинский), Бельгия (Льежский), Индия (Бокаро, Ранигандж, Джхария), Канада (Альберта), Австралия (Боуэн, Новый Юж. Уэльс), КНР (Шаньси, Датун), МНР (Тавантолгой), ЧССР (Остравско-Карвинский и Трутновский); ограниченные по запасам м-ния известны также во Франции (Саарско-Лотарингский, Нор и Па-де-Кале, Аквитанский басе), в Испании (Астурийский и Юж.-Кантабрийский басе), Венгрии, Румынии, Югославии, Турции, Японии, Иране, Афганистане, Мексике, Бразилии, Аргентине. Коксующиеся угли выявлены также в ЮАР (Витбанк), Зимбабве (Саби), Мозамбике. В перечисленных бассейнах К. у. составляют 10--65% общих запасов углей и разрабатываются наиболее интенсивно.

ТОРФ -- горючее полезное ископаемое растительного происхождения, предшественник генетического ряда углей. Образуется в результате естественного отмирания и неполного распада болотных растений под воздействием биохимических процессов в условиях повышенной влажности и недостатка кислорода. Залегает на поверхности Земли или на глубине первых десятков м под покровом минеральных отложений. От почвенных образований торф отличается по содержанию в нём органических соединений (не менее 50% по отношению к абсолютно сухой массе), от БУРОГО УГЛЯ -- повышенным содержанием влаги и форменных растительных остатков, а в химическом отношении -- наличием сахаров, гемицеллюлоз и целлюлозы.

Состав и свойства торфов. Состоит из не полностью разложившихся остатков растений, продуктов их распада (гумуса) и минеральных частиц; в естественном состоянии содержит 86--95% воды.

Растительные остатки и гумус содержат органическую и минеральную части, последняя определяет зольность торфов. Перегной (гумус) придаёт торфу тёмную окраску. Относительное содержание в торфе бесструктурной (аморфной) массы, включающей гуминовые вещества и мелкие растительные ткани, утратившие клеточное строение, определяет степень разложения. Различают торфы слаборазложившийся (до 20%), среднеразложившийся (20-- 35%) и сильноразложившийся (св. 35%). В ботаническом составе торфов присутствуют остатки древесины, коры и корней деревьев и кустарников, различные части травянистых растений, а также гипновых и сфагновых мхов. В зависимости от ботанического состава, условий образования и свойств выделяют 3 типа торфов (ВЕРХОВОЙ ТОРФ, ПЕРЕХОДНЫЙ ТОРФ, НИЗИННЫЙ ТОРФ).

Химический состав и свойства торфов тесно связаны с его типом, ботаническим составом и степенью разложения. Элементный состав (% на органич. массу): С 48--65, О 25--45, Н 4,7--7, N 0,6-- 3,8, S до 1,2, реже до 2,5. В компонентном составе органической массы содержание битумов (бензольных) 1,2--17 (максимум у верховых торфов высокой степени разложения), водорастворимых и легкогидролизуемых веществ 10--60 (максимум у верховых торфов моховой группы), целлюлозы 2--10, гуминовых кислот 10--50 (минимум у слаборазложившихся верховых и максимум у сильноразложившихся Т. всех типов), лигнина (негидролизуемый остаток) 3--20. Содержание макро- и микроэлементов в Т. зависит от зольности и ботанического состава. Содержание в торфах оксидов достигает (ср. %): Si и Са-- 5, AI и Fe 0,2--1,6, Mg 0,1--0,7, Р 0,05--0,14; микроэлементов (мг/кг): Zn до 250, Си 0,2--85, Со и Мо 0,1--10, Мп 2-- 1000. Макс, содержание этих элементов выявлено в Т. низинного типа. Содержание общего азота в органической массе торфа варьирует от 0,6 до 2,5% (верховой тип) и от 1,3 до 3,8% (низинный тип).

Торф -- сложная полидисперсная многокомпонентная система; его физические свойства зависят от состава твёрдой фазы, степени её разложения или дисперсности и степени увлажнённости. В зависимости от типа и степени разложения цвет торфы варьирует от светло-жёлтого до тёмно-коричневого (верховой) и от серо-коричневого до землисто-чёрного (низинный). Структура верховых торфов изменяется от губчатой (моховой торф), губча-товолокнистой до пластично-вязкой (древесный торф), низинных -- от войлочной, ленточно-слоистой до зернисто-комковатой. Плотность торфов зависит от влажности, степени разложения, зольности, состава минеральной и органической частей, в естественных условиях залежи достигает 800--1080 кг/м3; плотность сухого вещества 1400--1700 кг/м3. Влагоёмкость торфов в зависимости от ботанического состава и степени разложения колеблется от 6,4 до 30 кг/кг. максимально у верховых торфов моховой группы. Пористость достигает 96--97%, предельное напряжение на сдвиг уменьшается с ростом влагосодержания и степени разложения торфов от 3 до 35 кПа, при пенетрации (зондировании) до 400 кПа. Средняя теплота сгорания Т. 21-- 25 МДж/кг, увеличивается с повышением степени разложения и содержания битумов. Торфы малой степени разложения имеет низкие значения коэффициента теплопроводности и удельной теплоты сгорания (10--12,5 МДж/кг), высокие значения газопоглотительной способности. Коэффициент фильтрации торфов с ненарушенной структурой изменяется от 0,1 * 10-5 до 4,3 * 10-5 м/с. Минимальное значения у торфов верхового типа высокой степени разложения, максимально -- у торфов низинного типа. При осушении коэффициент фильтрации уменьшается в несколько раз.

УГЛИ ИСКОПАЕМЫЕ -- твёрдые горючие горные породы, образовавшиеся из отмерших растений. Угли ископаемые залегают в виде пластов и прослоев или мощных (десятки, реже первые сотни м) пластообразных и линзовидных залежей в осадочных толщах, выделяемых как УГЛЕНОСНЫЕ ФОРМАЦИИ. Имеют землистую, массивную, слоистую или зернистую текстуру, однородную или полосчатую структуру; цвет от коричневого до серо-чёрного, блеск от матового до металловидного.

Общие сведения. Угли ископаемые -- один из наиболее распространённых видов полезных ископаемых, они выявлены на всех континентах земного шара. Известно около 3000 угольных месторождений и бассейнов. Общие ресурсы углей ископаемых мира (1984) оцениваются в 14,8 трлн. т в натуральном выражении, или в 12 трлн. т условного топлива (тут); разведанные (соответствующие категориям А, В, С) в 1,24 трлн. т (1,02 трлн. тут). Ресурсы углей ископаемых России оцениваются в 5,58 трлн. т., но из них 3,7 трлн. т заключено в слабоизученных и трудных для освоения бассейнах-гигантах -- Тунгусском, Ленском и Таймырском. Из зарубежных стран наиболее крупные общие ресурсы углей ископаемых учтены (млрд. т): в США (3600), КНР (1465), Австралии. (783), Канаде (582), ФРГ (287), ЮАР (206), Великобритании (189), Польше (174), Индии (115).

Доля углей ископаемых в мировом энергетическом балансе мира в 1913 была 93%. В связи с более широким использованием в 20 в. других, более эффективных видов энергетических ресурсов (нефть, газ, энергия ГЭС, атомная энергия) она снизилась до 56% в 1950 и до 29% в 1985.

Основное направления современного использования углей ископаемых: энергетическое -- производство электроэнергии и тепла (около 73% углей ископаемых, добываемых в России) и технологическое -- получение металлургического кокса, химического сырья (более 300 наименований) и др.; в меньших масштабах осуществляются газификация и полукоксование углей. Они используются также для получения карбидов кальция и кремния, термоантрацита, термографита, катодных блоков, электродов, углещелочных реагентов, гуминовых кислот и азотистых удобрений и как энерго-технологическое сырьё (для агломерации руд, в производстве строит, материалов и для др. целей). Перспективные направления переработки углей ископаемых -- гидрогенизация и пиролиз угля с целью получения жидкого и газообразного топлива, а также продуктов для органического синтеза, новых видов пластмасс, извлечения серы. Значит, масштабы добычи, а также совершенствование методов переработки углей ископаемых -- основа комплексного использования недр (в т. ч. сопутствующих полезных ископаемых, содержащихся в отходах добычи и переработки и извлекаемых при осушении и дегазации горн, работ подземных вод и метана).

Природные типы, состав и свойства. Угли ископаемые по характеру исходного для УГЛЕ-ОБРАЗОВАНИЯ материала угли ископаемые подразделяются на группы: ГУМОЛИТЫ (преобладающая часть), САПРОПЕЛИТЫ и САПРОГУМОЛИТЫ. По преобладанию в органич. веществе тех или иных продуктов преобразования растений выделяются подгруппы гумолитов: гумиты и ЛИПТОБИОЛИТЫ и классы сапропелитов и сапрогумолитов (напр., БОГХЕДЫ, КЕННЕЛИ), отличные по микрокомпонентному составу и свойствам. С учётом изменений химического состава, физических и технологических свойств углей ископаемых, обусловленных их УГЛЕФИКАЦИЕЙ, выделяются основные природные виды углей ископаемых: БУРЫЙ УГОЛЬ, КАМЕННЫЙ УГОЛЬ и АНТРАЦИТ, каждый из которых соответственно различиям в их вещественном составе и степени углефикации характеризуется широким диапазоном колебаний основных показателей качества и технологических свойств.

Основные компоненты углей ископаемых: органическое вещество, минеральные примеси и влага. Органическое вещество -- носитель ценных свойств углей ископаемых -- представлено различным сочетанием компонентов из полностью утратившего при торфо- и углеобразовании и углефикации или частично сохранившего первоначальную структуру раститительного материала. В химическом отношении органическое вещество сложено высоко молекулярными соединениями, структура которыхрых изучена недостаточно. В его элементном составе преобладает углерод, подчинённое значение имеют кислород, водород и сера; в незначителных количествах присутствуют соли органических кислот и металлоорганические соединения. Масса органического вещества составляет 50--97% от общей массы сухого угля. Минеральные примеси рассеяны в органической массе или в угольных пластах в виде кристаллов, конкреций, тонких прослоев и линз. Наиболее распространены глинистые минералы; содержание их в среднем составляет 60--80% от общей массы неорганического материала. Подчинённое значение имеют карбонаты, сульфиды железа и кварц. В незначительных количествах содержатся сульфиды цветных и редких металлов, фосфаты, сульфаты, соли щелочных металлов. Относительное содержание минеральных примесей в сухом веществе угля колеблется в широких пределах, с условным разграничением углей ископаемых и углистых пород по ЗОЛЬНОСТИ (А-- 50--60%). Влага частично входит в состав органической массы или содержится в кристаллизационных решётках некоторых минералов. Большая её часть удерживается сорбционными и капиллярными силами в мелких порах и трещинах угля (связанная влага) или содержится в крупных трещинах и порах (свободная влага). Массовая доля суммарной свободной и связанной влаги колеблется от 60% в мягких рыхлых до 16% в плотных бурых углях, снижаясь до 6--10% в слабометаморфизованых каменных углях и антрацитах. Минимальная влажность (до 4%) имеют среднеметаморфизованные каменные угли. Величина этого показателя -- один из основных параметров классификации бурых углей. Повышенные содержания минеральных примесей и влаги отрицательно сказываются на теплотехнические свойствах и технологических процессах переработки углей ископаемых, а также удорожают (как балласт) стоимость их транспортировки. В России предельные их величины лимитируются государственными стандартами для всех направлений хозяйства использования углей ископаемых. Большая часть энергетических углей и всех углей ископаемых, направляемых для коксования, подвергается обогащению. Высшая теплота сгорания сухого беззольного угля (Qsa колеблется в пределах (МДж/кг): для бурых 25,5--32,6, для каменных 30,5--36,2 и для антрацитов 35,6--33,9; низшая теплота сгорания в пересчёте на рабочее топливо (Q,) -- показатель количества тепла, которое может быть реализовано в топках (МДж/кг): 6,1--18,8 для бурых углей, 22,0--22,5 для каменных углей и 20--26 для антрацитов.

Использование углей ископаемых в коксохимическом производстве лимитируется их спекаемостью -- способностью переходить при нагревании в пластичном состояние и образовывать при затвердевании пористый монолит. Этим свойством обладают только каменные угли средних (II--V) стадий метаморфизма определённого петрографического состава. Бурые угли и антрациты дают неспёкшийся порошкообразный нелетучий остаток, слабо- и сильнометаморфизованные каменные угли -- порошкообразный или слабоспекшийся. Основные носители спекаемости -- компоненты ВИТРИНИТА ГРУПП и ЛЕЙПТИ-НИТА; частично размягчаются компоненты группы семивитринита. Компоненты группы инертинита (фюзинита) не обладают способностью даже частичного размягчения. На различиях в спекаемости (соотношении плавких и отощающих компонентов) основана шихтовка углей, направляемых для коксования (см. КОКСУЮЩИЕСЯ УГЛИ). Для всех направлений технологического использования угля нормируется содержание серы. Большинстве месторождений содержит малосернистые (Sf -- 0,1--1,5) угли, но в некоторых бассейнах средняя массовая доля серы в углях повышается до 3-- 6% (Донбасс), 6% (Подмосковный, Кизеловский) и 8--10% (Иркутский). Массовая доля серы в сухом угле нормируется с учётом направлений использования углей ископаемых.

Углей ископаемых всех разведываемых и вовлекаемых в разработку месторождений подвергаются техническому анализу с определением рабочей влаги, зольности, содержания серы, ВЫХОДА ЛЕТУЧИХ ВЕЩЕСТВ (V ). Определяется их элементный состав, теплота сгорания: высшая (по бомбе) и низшая (рабочего топлива). Изучаются петрографический состав и физические свойства углей -- плотность действительная и кажущаяся, обогатимость, механическая прочность и размолоспособность, в необходимых случаях -- термическая стойкость, электрические свойства. С учётом возможного и намечаемого использования углей производятся специальные исследования по определению для бурых и низкометаморфизованных углей -- выхода смол, битумов, гуминовых кислот, для каменных -- спекаемости, коксуемости, содержания фосфора. Для всех направлений использования и особенно для сжигания изучается состав и свойства ЗОЛЫ, содержания в углях попутных полезных компонентов -- урана, германия, галлия, ванадия, вольфрама, благородных металлов и др.

ГОРЮЧИЕ СЛАНЦЫ, пиробитуминозные сланцы,-- осадочные породы карбонатно-глинистого (мергелистого), глинистого или кремнистого состава, содержащие 10--50%, редко до 60% сингенетичного осадконакоплению органического вещества (керогена). Горючие сланцы имеют коричневую, коричнево-жёлтую, серую, оливково-серую окраску, листоватую или массивную текстуру. Термин «горючие сланци» иногда применяют для обозначения всех высокозольных твёрдых каустобиолитов, содержащих органические вещества различного происхождения и различных условий преобразования (углистых, битуминозных и липтобиолитовых сланцев).

Кероген -- сингенетичное осадконакоплению органическое вещество с высоким выходом смол при сухой перегонке, при органическом выходе битумов, экстрагируемых органическими растворителями при низких температурах. Исходным материалом органического вещества горючих сланцев служила биомасса преимущественно низших водорослей (сапропелевые компоненты), в меньшей степени -- высших растении (гумусовые компоненты) и частично животных организмов. По соотношению сапропелевых и гумусовых компонентов горючие сланцы подразделяются на сапропелиты (горючие сланцы Прибалтийского сланцевого бассейна, Волжского басе, и Болтышского месторождения) и сапрогумиты (менилитовые сланцы Карпат). Отличительная генетическая особенность органическрог вещества большинства горючих сланцев -- его накопление в донных осадках при нормальном кислородном режиме. Органическое вещество горючих сланцев характеризуется высоким содержанием водорода (7--10%), большим выходом летучих при термической переработке (до 90%), высокой удельной теплотой сгорания (Q =29--37 МДж/кг). Основные минеральные компоненты горючих сланцев -- кальцит, кварц и глинистые минералы, подчинённое значение имеют полевые шпаты, пирит, акцессорные минералы.

Для изучения состава и качества горючих сланцев используются углехимические методы исследований, регламентированные в России государственными стандартами. В России к пригодным для промышленного применения относятся горючие сланцы с удельной теплотой сгорания сухого топлива (Qb) не менее 5 МДж/кг. Требования к горючим сланцам разрабатываемых месторождений значительно выше. Согласно действующим государственным стандартам, минимальная величина Qb должна составлять: прибалтийские Г. с. для пылевидного сжигания 10,3 МДж/кг и для слоевого сжигания 11,7 МДж/кг, для переработки на газ и смолу -- ленинградские 12,1 МДж/кг и эстонские 13,8 МДж/кг; Г. с. Кашпирского месторождения (Ср. Поволжье) для пылевидного сжигания 8,8 МДж/кг, для полукоксования 9,6 МДж/кг. Промышленной классификации горючих сланцев нет. Добываемые в Прибалтийском сланцевом басейне горючие сланцы подразделяются по крупности кусков на 2 сорта (класса) -- энергетические (0--25 мм) и технологические (25-- 125 мм). Большое число месторождений горючих сланцев относится к платформенным и имеет горизонтальное и слабонаклонное залегание. В России горючие сланцы известны в кембрийских, ордовикских, девонских, каменноугольных, юрских, палеоген-неогеновых отложениях. Общепринятой оценки мировых запасов горючих сланцев нет. Общие потенциальные ресурсы горючих сланцев в мире оценены в 450 трлн. т (26 трлн. т сланцевой смолы). Переработка горючих сланцев в России -- полукоксованием в шахтных генераторах с целью получения сланцевой смолы и водно-растворимых фенолов и коксованием в камерных печах для производства бытового газа. Смола используется как жидкое топливо, компонент шпалопропиточного масла, для производства электродного кокса и др. Фенолы идут на производство синтетических дубителей, клея, лаков, мастик, модификаторов резины, тампонажных составов и др. ценных химических продуктов. Твёрдые отходы переработки горючих сланцев (зола, сланцевый полукокс и кокс) широко используются в промышленности строительных материалов для производства минеральной ваты, сланцезольного портландцемента, силикатного кирпича, автоклавных изделий из тяжёлого сланцезольного бетона и газозолобетона, а также в дорожном строительстве и для известкования почв. Карбонатные отходы добычи и обогащения горючих сланцев применяются для производства строительного щебня. Горючие сланцы отдельных месторождений имеют высокое содержание Си, Mo, U, Pb, Zn, V и оцениваются как рудное сырьё.

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ -- смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворённом (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твёрдом (в газогидратных залежах) состояниях.

Состав и свойства газа природного горючего. Углеводороды метанового ряда представлены метаном (содержание которого часто превышает 85--90%), этаном, пропаном, бутанами и реже пентаном (содержание которыхрых колеблется от 0,1% в газах газовых месторождений до 20% и более в газах нефтяных попутных и увеличивается с глубиной залегания). Углеводороды тяжелее пентана присутствуют в основном в газах нефтяных и газоконденсатных месторождений. Неуглеводородные компоненты представлены главным образом азотом, углекислым газом, водяными парами, кроме того, некоторые газы обогащены соединениями серы (сероводород, меркаптаны, сероокись углерода и др.) гелием, аргоном, встречаются водород, ртуть, пары летучих жирных кислот. Содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10--15%, иногда более, напремер в Астраханском месторождении концентрация СО2 22%. Концентрация азота в газе природном горючем обычно не превышает 10% (часто 2--3%), в газах отдельных нефтегазоносных бассейнов его содержание может достигать 30--50% (например, в Волго-Уральском) и более; известны месторождения с преимуществ, содержанием азота (Чу-Сарысуйская газоносная область: Амангельдинское месторождение -- 80% N2 и 16% СН4; Учаральское месторождение -- 99% N2). Количество сероводорода обычно не превышает 2--3%; как исключение известны газовые залежи с содержанием сероводорода 15--20% и более (Астраханское месторождение -- 22,5%). Концентрации гелия в большинстве случаев составляют сотые и тысячные доли процента; в США и Канаде имеются месторождения с содержанием гелия 5--8% (Ратлснейк --7,6%, Модл-Дом -- 7,2%).

Факторами, определяющими влажность газа, являются давление, температура, состав, а также количество солей, растворённых в воде, контактирующей с данным газом. Чем больше в газе природном горючем тяжёлых углеводородов и азота, тем ниже его влажность. Наличие сероводорода и углекислого газа увеличивает его влажность. При промысловой обработке, транспортировке и переработке газа природного горючего наличие паров воды в них приводит к образованию конденсата водяных паров и ледяных пробок, что осложняет эксплуатацию газопроводов и аппаратов. Наличие влаги в газах при повышенном давлении и пониженных темп-pax вызывает образование и отложение в газопроводах и технологических аппаратах гидратов углеводородных газов. Для удаления влаги из газов используют различные физические и физико-химические методы ОСУШКИ ГАЗОВ.

НЕФТЬ -- горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами обычно на глубине более 1,2--2 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. Нефть в залежах в различной степени насыщена газом, в основном лёгкими углеводородами.

Химический состав и физические свойства. Нефть -- сложное природное образование, состоящее из углеводородов (метановых, нафтеновых и ароматических) и неуглеводородных компонентов (в основном кислородных, сернистых и азотистых соединений).

Элементный состав Н.: С 82,5 -- 87%; Н 11,5 -- 14,5%; О 0,05 -- 0,35, редко до 0,7%; S 0,001 -- 5,5, редко свыше 8%; N 0,02 -- 1,8%. Ок. 1/3 всей добываемой в мире нефти содержит свыше 1 % S. Химический состав нефтей различных месторождений колеблется в широких пределах, и говорить о её среднем составе можно только условно. Бензиновые и керосиновые фракции большинства нефтей России характеризуются значит, содержанием алканов (свыше 50%), иногда преобладают нафтены (50--75%). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства нефтей от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматических углеводородов (в некоторых случаях до 53--65%) отличаются фракции высокосернистых нефтей. Часто нефти характеризуются значительным содержанием твёрдых углеводородов нормального строения -- парафинов. Кислородные соединения присутствуют в виде нефтяных кислот, асфальтенов и смол, содержащих св. 90% находящегося в нефти кислорода. Сернистые соединения нефтей -- сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофаны, а также полицикличные сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения -- в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами нефтей являются также газы, растворённые в ней (от 30 до 300 м3 на 1 т Н.), вода и минеральные соли. Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве нефтей не превышает десятых долей процента. Максимальные концентрации металлов в нефти не превышают сотых долей процента: V -- 0,015%; Ni -- 0,005%; Си -- 0,0001%; Со -- 0,00004%; Мо -- 0,00044%; Сг -- 0,00018%.

Цвет нефтей варьирует от светло-коричневого до тёмно-бурого и чёрного; плотность от 800 до 980--1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю лёгких нефтей (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России -- 66%); на долю средних нефтей (871--910 кг/м3) в России -- около 28%, за рубежом -- 31%; на долю тяжёлых (св. 910 кг/м3) -- соответственно ок. 6% и 10%.

Темпеpaтура начала кипения нефти выше 28 °С. Температуpa застывания колеблется от +26 до --60 °С и зависит от содержания парафина (чем его больше, тем температуpa застывания выше), удельная теплоёмкость нефти 1,7--2,1 кДж, удельная теплота сгорания 43,7--46,2 МДж/кг, диэлектрическая проницаемость 2--2,5, электрическая проводимость 2- 10-10 --0,3-10-18 Ом-1 см-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50°С 1,2-- 55 * 10-6 м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ). Температуpa вспышки колеблется от 35 до 120°С в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима (может образовывать с ней стойкие эмульсии).

28. Пьезопроводность. Методы ее определения

При пуске скважины в эксплуатацию забойное давление снижается, что обусловливает движение нефти из пласта в скважину. Вследствие упругих свойств пластовой системы изменение давления в точке данной скважины передается на ближайщую зону пласта не мгновенно, а постепенно, в течение некоторого времени. Вначале пластовое, давление снижается лишь в непосредственной близости от ствола скважины, затем это снижение распространяется на соседнюю зону, далее до границ залежи и за пределы ее до естественных границ продуктивного пласта. Такое постепенное изменение давления, передающееся от скважины до естественных границ пласта, и представляет собой процесс перераспределения пластового давления.

В.Н. Щелкачевым был введен коэффициент пьезопроводности для оценки скорости перераспределения давления, распространяющегося от возмущающей скважины в упругой пористой среде пласта. Коэффициент пьезопроводности зависит от физической характеристики породы и заключающейся в ней жидкости, определяется по формуле

ч = Кпр/м(mвж +вп),

где ч - коэффициент пьезопроводности, см2/сек Кпр- коэффициент проницаемости, д

м - вязкость жидкости (нефти или воды) в пластовых условиях, спз;

m- коэффициент пористости породы в долях единицы;

вж-коэффициент сжимаемости жидкости (нефти или воды), 1/кГ/см2;

вп -коэффициент сжимаемости породы, 1/кГ/см2

Величина (mвж +вп), входящая в знаменатель этого выражения, представляет собой коэффициент упругоемкости пласта в*.

в*=(трж +рп)

После замены получаем формулу в следующем виде:

х= Кпр/ м в*

Коэффициент пьезопроводности позволяет дать количественную оценку перераспределения давлений в пласте, а также определить время, в течение которого распространится и установится понижение давления от возмущающей скважины к реагирующей, если известны расстояние от возмущающей скважины до реагирующей и величина понижения давления в них. Чем больше величина коэффициента пьезопроводности, тем быстрее распространится давление в пласте и тем быстрее пополнится запас энергии в зоне эксплуатационных скважин. В пластах с низкими коэффициентами пьезопроводности пластовое давление резко падает, что приводит к быстрому прекращению фонтанирования скважин пополнение энергии за счет законтурного заводнения в этом случае происходит очень медленно.

Коэффициент пьезопроводности определяют либо по наблюдению за реагированием скважин на возмущение соседних скважин, либо по кривым восстановления давлений. Для анализа изменений коэффициента пьезопроводности по пласту составляют карту равной пьезопроводности обычным методом построения карты изолиний. Такие карты являются особенно полезными при анализе разработки пласта в условиях упругого режима.

29. Пробная эксплуатация нефтяных и газовых залежей. Методы воздействия на пласт

Основное назначение методов воздействия на пласт или интенсификация добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счёт очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них, а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов.

Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счёт расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта.

Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействия, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твёрдой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.

30. Классификация НГБ: внутриплатформенные бассейны; бассейны эпиплатформенных орегенов; Бассейны, расположенные на стыке складчатых областей и платформ

Внутриплатформенные бассейны, заключённые в сквозных грабенах. В отличии от НГБ синеклиз эти бассейны характеризуются блоковой структурой, обусловленной высокой плотностью размещения сквозных вертикальных конседиментационно развивающихся разрывов. Это обусловливает высокую вертикальную проницаемость бассейна, большой стратиграфический диапазон нефтеносности и широкое развитие тектонически-экранированных залежей нефти, развитых в пределах присбросовых валообразных поднятий. Типичными примерами НГБ, заключённых в грабенах, могут служить Рейнский и Суэцкий. В последнее время установлено, что нефтегазоносные синеклизы и плиты подстилаются грабенами (рифтами), расположенными в теле фундамента и сложенными осадочными породами. Размеры грабенов различны. Одни из них представляют узкие желоба, площадь которых значительно меньше площади синеклизы, площадь других соизмерима с площадью синеклизы. Грабенов может быть несколько. Таким путём образуются двухэтажные, или вертикально-составные бассейны, нижний этаж которых заключён в погребённом рифе, а верхний - в перекрывающей его синеклизе. К составным бассейнам относятся Внутренний Восточно-Австралийский, Гипсленд и другие.