Характеристика свойств российских нефтей

????????? ?? http://www.Allbest.Ru/

????????? ?? http://www.Allbest.Ru/

????????? ?? http://www.Allbest.Ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Астраханский государственный технический университет

Институт (факультет) Морских технологий, энергетики и транспорта

Направление подготовки 13.03.01 Теплоэнергетика и теплотехника

Специализация: Энергообеспечение предприятий

Кафедра "Теплоэнергетика и холодильные машины"

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Топливо»

Тема:

Характеристика свойств российских нефтей

Работу выполнил Воронов С.А.

студент группы ЗТЕТБ-41

Руководитель работы

к.т.н., доцент Ильин Р.О.

Астрахань 2020

Содержание

Ведение

1. Классификация нефтей

2. Химический состав и физические свойства нефти

3. Нефтегазоносные провинции России

4. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Заключение

Список литературы

Введение

Нефть представляет собой сложную смесь различных веществ. Различная комбинация этих веществ обусловливает самые разнообразные свойства нефти, которые обнаруживаются даже невооруженным глазом - нефть бывает почти бесцветная, желтая, зеленоватая, коричневая или даже почти черная. При этом ее вязкость также будет варьироваться в весьма широких пределах.

Основную часть нефти составляют углеводороды, то есть соединения углерода и водорода, которые делятся на три класса: парафины, нафтены и ароматические углеводороды. Кроме этого в нефти присутствует сера и более редкие примеси, в том числе негорючие, формирующие так называемую зольную составляющую.

Разнообразие химического состава создает и широкую палитру физических свойств. В отличие от воды у нее нет строго определенной температуры кипения - можно говорить лишь о начале процесса кипения самой легкой фракции. Нет постоянной вязкости - она обычно уменьшается с нагреванием. И при нормальной температуре трудно найти нефть с одинаковой плотностью - она варьируется в достаточно широких пределах и даже может быть тяжелее воды.

1. Классификация нефтей

Уже в XIX веке возникла необходимость хотя бы какой-то базовой классификации нефти по комплексу ее свойств. Изначально были весьма экзотические классификации, например на «сладкую» или «кислую» нефть. С развитием нефтехимии и аналитических исследований, классификации стали развиваться и теперь их достаточно много.

Химическая классификация базируется на соотношении парафино-нафтено-ароматических углеводородов. Для нужд нефтеперегонки имеет большое значение классификация по содержанию серы в нефти, а также ее плотность. Бывают нефти с малым (до 0,5-0,6%), средним (до 1,8%) и высоким (более 1,8-3,5%) содержанием серы. Нефти с содержанием серы более 3,5% относятся к особо высокосернистым. В свою очередь они могут быть легкими, средними или тяжелыми, с выделением также «особо легких» и битуминозных (то есть «особо тяжелых»).

Нефти также делят на три типа по объему легких фракций, кипящих при нагреве до 350 градусов Цельсия, из которых получают разнообразные бензины, керосин, дизельное топливо, легкий газойль. Есть классификация по содержанию парафина или так называемых базовых масел. Есть и другие специальные классификации.

Можно сказать, что нефть - это чрезвычайно разнообразный по своим свойствам продукт. Свойства конкретного образца нефти могут указать не только на регион, где она была добыта, но и на месторождение, а в ряде случаев даже на скважину. Однако для практических целей приходится огрублять ее оценку. Для этого существуют так называемые маркерные, или эталонные, сорта нефти, свойства которых приняты за определенную точку отсчета.

2. Химический состав и физические свойства нефти

Нефти - это природные маслянистые горючие жидкости со своеобразным запахом. Они обладают различной консистенцией - от легкотекучих до густых, малоподвижных. Цвет нефтей в большинстве случаев бурый и темно-коричневый (до черного), реже желтый и зеленоватый и совсем редко встречается почти бесцветная, так называемая «белая нефть». Цвет нефтей зависит от растворенных в них смол. Нефть представляет собой смесь жидких углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических), в которой растворены газообразные и твердые углеводороды. В незначительных количествах она содержит серные и азотные соединения, органические кислоты и некоторые другие химические соединения.

С физической точки зрения нефть рассматривается как раствор газообразных и твердых углеводородов в жидкости. Природная нефть, добываемая из недр Земли, всегда содержит некоторое количество растворенных в ней газов (попутные природные газы), главным образом метана и его гомологов.

Анализ нефтей с выделением индивидуальных соединений требует много времени. В технологических расчетах при определении качества сырья, продуктов нефтепереработки и нефтехимии часто пользуются данными технического анализа, который состоит в определении некоторых физических, химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов. С этой целью используют следующие методы, в комплексе дающие возможность охарактеризовать товарные свойства нефтепродуктов в различных условиях эксплуатации, связать их с составом анализируемых продуктов, дать рекомендации для наиболее рационального их применения:

физические - определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы, а также некоторых условных показателей (пенетрация, дуктильность);

химические, использующие классические приемы аналитической химии;

физико-химические - колориметрия, потенциометрическое титрование, нефелометрия, рефрактометрия, спектроскопия, хроматография;

специальные - определение октанового и цетанового чисел моторных топлив, химической стабильности топлив и масел, коррозионной активности, температуры вспышки и воспламенения и др.

Плотность. Нефти различаются по плотности, т.е. по массе, содержащейся в единице их объема. Если в сосуд с нефтью налить воду, то, за исключением редких случаев, нефть всплывает. Обычно она легче воды. Плотность нефти, измеренная при 20°С, отнесенная к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной плотностью нефти. Определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение относительной плотности, используя коэффициент объемного расширения, значения которого приводятся в справочной литературе. Относительная плотность нефтей колеблется в пределах 0,5-1,05 кг/дм 3 (обычно 0,82-0,95). Нефти с относительной плотностью до 0,85 называются легкими. Своей легкостью они обязаны преобладанию в их составе метановых углеводородов. Относительную плотность от 0,85 до 0,90 имеют средние нефти, а свыше 0,90 - тяжелые. В тяжелых нефтях содержатся преимущественно циклические углеводороды.

Плотность нефти зависит от многих факторов: химической природы входящих в нее веществ, фракционного состава, количества смолистых веществ, количества растворенных газов и других. Плотность нефти зависит и от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с ее увеличением. Исключения из этого правила объясняют вторичными явлениями, например, миграцией легких нефтей в более высокие горизонты залегания.

При определении плотности нефтей и нефтепродуктов обычно пользуются несколькими методами: с помощью ареометров (нефтеденсиметров), методом взвешенной капли, с помощью гидростатических весов, пикнометрическим методом (наиболее точный).

В сочетании с другими показателями (коэффициент преломления, молекулярная масса) плотность используется для определения углеводородного или структурно-группового состава нефтяных фракций.

Вязкостные свойства. При добыче и транспортировке нефти большое значение имеет такое ее свойство, как вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление (трение) отдельных частиц жидкости движению общего потока.

У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. Она уменьшается также с повышением температуры, так как при этом увеличивается расстояние между молекулами. Поэтому при добыче и дальнейшей транспортировке по трубопроводам тяжелые нефти требуют подогрева. При 80-100°С вязкость тяжелых нефтей приближается к вязкости легких.

Для характеристики вязкости нефтей и нефтепродуктов на практике наиболее широко используется кинематическая вязкость, равная отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения.

Вязкость очень сильно зависит от температуры, поэтому всегда указывается температура ее определения. Вязкость нефти при 50°С колеблется в пределах 1,2-55 сСт (сантистоксов) и зависит от ее химического и фракционного состава, содержания асфальто-смолистых веществ. Чем легче фракционный состав нефти и чем выше ее температура, тем ниже вязкость; чем больше асфальто-смолистых веществ, тем она выше.

Поверхностное натяжение. Поверхностным натяжением (плотностью поверхностной энергии) называется отношение работы, требующейся для увеличения площади поверхности, к величине этого приращения плотности. Для различных нефтей поверхностное натяжение на границе с воздухом колеблется в пределах 25-30 мН/м. Нефтепродукты, слабо очищенные от полярных примесей, имеют низкое поверхностное натяжение на границе с водой. Для хорошо очищенных бензинов и масел (медицинское, трансформаторное) значения поверхностного натяжения составляют до 50 мН/м. Что касается зависимости поверхностного натяжения нефтепродуктов от их химического состава, то при одинаковом числе углеродных атомов в молекуле (С 6) наибольшим поверхностным натяжением при температуре 20°С обладают ароматические углеводороды, наименьшим - метановые, а нафтеновые и олефиновые углеводороды занимают промежуточное положение.

Поверхностное натяжение углеводородов и нефтяных фракций является линейной функцией температуры. С повышением температуры оно уменьшается и при критической температуре равно нулю. С увеличением давления поверхностное натяжение в системе газ - жидкость уменьшается.

Застывание и плавление, загустевание и размягчение, испарение, кипение и перегонка. У нефтей и нефтепродуктов, как у сложных смесей, нет одной какой-либо точки застывания или точки плавления. Для них характерно наличие лишь температурных интервалов как застывания, так и плавления. Застывание и плавление нефтепродуктов всегда сопровождаются промежуточными стадиями - загустеванием и размягчением. Жидкая нефть обычно застывает около -20°С, но иногда она загустевает даже при незначительном охлаждении (температура приблизительно +11°С). Чем больше содержание в нефти твердых парафинов, тем при сравнительно более высокой температуре она застывает.

Наименьшую температуру застывания (до -80°С и ниже) имеют бензины, затем - в порядке возрастания этой температуры - располагаются керосины, легкие и тяжелые масла.

Природные вещества могут находиться в четырех агрегатных состояниях: твердом, жидком, газообразном и плазме. Каждое агрегатное состояние характеризуется определенной внутренней структурой вещества и соответственно определенными свойствами. При переходе из твердого состояния в жидкое происходит плавление, при переходе из жидкого в газообразное - испарение. В твердом теле молекулы вещества колеблются относительно своих положений равновесия в кристаллической решетке. Если кристаллу сообщить энергию, колебания усиливаются и кристаллическая решетка может разрушиться. Фазовый переход из твердого состояния в жидкое происходит при определенной, зависящей от давления температуре. Обычно температура плавления повышается с возрастанием давления.

В жидкостях молекулы связаны между собой молекулярными силами сцепления. При подводе энергии к жидкости тепловое движение молекул усиливается и эти силы уже не могут удержать молекулы в жидкости. Фазовый переход из жидкого в газообразное состояние происходит при определенной (сильно зависящей от давления) температуре, называемой температурой кипения.

С явлением испарения нефтей и нефтепродуктов приходится считаться главным образом при их хранении и транспортировке.

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой весьма сложные смеси различных углеводородов и неуглеводородных соединений с разными температурами кипения, то речь может идти лишь о температурных пределах, в которых выкипает та или иная смесь. Температура кипения нефти колеблется в интервале 50-550°С.

Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные ее компоненты переходят в газообразное состояние при различной температуре кипения.

Легкие нефти вскипают при 50-100°С, тяжелые - при температуре более 100°С. Самая высокая температура кипения у парафинов, поэтому при понижении температуры они выпадают из нефти в осадок. При извлечении нефти из высокотемпературных пластовых условий на земную поверхность по стволу буровой скважины парафины откладываются на стенках труб.

Различие температур кипения углеводородов, входящих в состав нефтей, широко используется на практике для разделения нефти на температурные фракции (франц. «фрактьон» - доля, часть от лат. «фракцио» - излом, ломание). Так, при нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С - лигроиновой, при 250-315°С - керосиново-газойлевой и при 315-550°С - масляной. Остаток представлен гудроном.

Элементный состав нефти

Состав и свойства нефтей зависят от месторождения и могут колебаться в довольно широких границах.

Многочисленными химическими анализами установлено, что нефть состоит главным образом из углерода и водорода - соответственно 79,5-87,5 и 11,0-14,5% от массы (рис. 8.3). Кроме них, в нефтях присутствуют еще три элемента - сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5-8%. В очень незначительных концентрациях в нефтях встречаются металлы - ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, калий, натрий, цинк, кальций, серебро, галлий и др., а также бор, мышьяк, йод. Общее содержание металлов в нефти редко превышает 0,02-0,03% от ее массы.

Указанные элементы образуют различные классы химических соединений, из которых и состоят нефти.

Наряду с углеводородами в нефтях присутствуют другие химические соединения.

Сера содержится почти во всех нефтях. Типы сернистых соединений в них очень разнообразны. Отдельные нефти содержат свободную серу, которая при длительном хранении выпадает в резервуарах в виде аморфной массы. В других случаях сера находится в нефтях и нефтепродуктах в связанном состоянии, то есть в виде сероводорода и сероорганических соединений (меркаптанов, сульфидов и т.п.).

Основная масса сернистых соединений нефти имеет значительный молекулярный вес и высокую температуру кипения. Поэтому от 70 до 90% всех сернистых соединений концентрируется в мазуте и гудроне.

Нефть, которая добывается на промыслах, содержит растворенные газы, механические примеси в виде песка и глины (до 0,15%), воду (до 50% и больше), соли (от 0,0001 до 10 г/дм 3). Для увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта, предотвращения коррозии оснащения, откладывания парафинов и солей используются специальные способы. В нефть могут попадать нежелательные компоненты. Поэтому с целью обеспечения необходимого качества нефти для ее дальнейшего транспортирования и переработки на промыслах проводится соответствующая подготовка (стабилизация, обезвоживание, обессоливание нефти и др.).

Качественные характеристики нефти

Плотность нефти

По плотности нефть подразделяется на легкие и тяжелые сорта.

Наибольшей ценой обладают легкие светлые нефтепродукты, такие как бензин, авиакеросин, дизельное топливо.

Темные нефтепродукты (мазут, печное топливо) иногда стоят дешевле сырой нефти.

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) предпочитают производить больше дорогостоящих светлых нефтепродуктов и сократить выпуск темных.

При поступлении на завод нефть подвергается первичной перегонке, в ходе которой исходное сырье разделяется на фракции, отличающиеся температурой кипения.

Нефть низкой плотности (легкая нефть) при первичной перегонке дает больший выход светлых фракций, поэтому такие сорта нефти ценятся выше.

Доля светлых н/продуктов в ассортименте выпускаемой продукции зависит не только от характеристик сырья, но и от уровня технического оснащения НПЗ.

Современные заводы, оснащенные оборудованием для глубокой переработки нефти, добиваются очень высокого выхода светлых нефтепродуктов даже из тяжелой нефти.

Это становится возможным за счет применения так называемых деструктивных процессов, в первую очередь, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Темные фракции в результате крекинг-процессов преобразуются в светлые, что позволяет использовать их для производства бензина и дизтоплива.

Тем не менее, современные технологии не отменяют преимущество легких сортов нефти, поскольку использование дополнительных процессов при переработке нефти неизбежно увеличивает стоимость полученных н/продуктов.

Наличие серы и ее соединений

По наличию серы нефть подразделяется на сернистую и малосернистую.

В состав нефти входят различные соединения серы, доля которых может находиться в пределах от долей процента до нескольких %.

Сорта, содержащие менее 0,5% серы, называются малосернистыми (сладкими, sweet), более 2,0-2,5% серы - высокосернистыми (кислыми, sour).

Соединения серы наносят серьезный вред природной среде, кроме того, они нарушают работу каталитических систем нейтрализации выхлопных газов, устанавливаемых на современных автомобилях. Требования к содержанию серы в топливе ужесточаются.

Всего несколько лет назад широко применялось дизельное топливо, содержащее 0,3-0,5% серы, а сейчас счет ведется на сотые доли %. Принятый в Европе стандарт Евро-5 ограничивает содержание серы в дизельном топливе уровнем 0,001%.

Аналогичные требования предъявляет к топливу класса 5 российский Технический регламент.

Технологии сероочистки сложны и дороги, поэтому нефть с большим содержанием серы продается со скидкой по отношению к малосернистым сортам.

3. Нефтегазоносные провинции России

Нефтегазоносная провинция - это сравнительно крупный участок земной коры, объединяющий несколько смежных нефтегазоносных областей с общими чертами региональной геологии и сходными условиями регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Бассейн (basin) уточняет связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами.

Провинция - более широкое понятие.

Деление условное - используется в рамках Нефтегазогеологического районирования.

Характеристики НГП:

региональный стратиграфический диапазон нефтегазоносности,

близкие геохимические, литолого-фациальные и гидрогеологические условия,

значительные возможности генерации и нефти и газа аккумуляции нефти и газа.

НГП ограничены бесперспективными или малоперспективными территориями, крупными разломами или зонами резкой смены возраста осадочного чехла.

Различие НГП по тектоническим признакам:

платформенные области,

подвижные пояса,

переходные области;

Различие НГП по возрасту регионально нефтегазоносных комплексов геохронологической шкалы:

мезозойской (например, Западносибирская),

венд-кембрийский ярус (например, Лено-Тунгусская) и др.

Различие НГП по возрасту:

консолидации складчатого фундамента (на платформах),

формирования складчатости,

и мощности основных мегациклов осадконакопления.

Различают НГП по фазовым состояниям углеводородов и др.

Площади НГП находятся в диапазоне 350 - 2800 тысяч км2.

В CCCP разные исследователи выделяют 12 и более НГП (Западно-Сибирская, Волго-Уральская, Тимано-Печорская, Прикаспийская и др).

За рубежом выделено свыше 70 НГП.

Нефть, газ, газовый конденсат находятся в недрах суши и на шельфе России. физический химический нефтегазоносный российский

Более 50% начальных ресурсов углеводородов расположены на территории молодых и древних платформ и (около 1/3) в зонах их сочленения со складчатыми областями, где они связаны с областями развития не дислоцированного или слабо дислоцированного осадочного чехла повышенной (более 1,0-1,5 км) мощности.

Залежи углеводородов установлены в отложениях от рифея до плиоцена:

большая часть (примерно 60-70%) начальных суммарных ресурсов приурочена к мезозойским отложениям;

вклады палеозойских и кайнозойских комплексов близки,

доля докембрийских комплексов пока ограниченна.

В каждой провинции основная часть ресурсов обычно локализуется в сравнительно узких, как правило, относительно выдержанных, интервалах разреза.

Около 60% ресурсов связана с терригенными комплексами, около 1/3 - с карбонатными, небольшая доля - с кремнисто-глинистыми.

Среди установленных ловушек в большинстве регионов основное значение имеют антиклинальные, в ряде регионов существенную роль играют рифогенные, стратиграфические и литологические (чаще всего контролируемые зонами выклинивания), а также связанные с соляно-купольной тектоникой.

Перспективными являются зоны поднадвигового распространения осадочных комплексов в обрамлении платформ.

В европейской части России выделяются: Тимано-Печорская, Волго-Уральско-Прикаспийская, Северокавказско-Мангышлакская НГП и Балтийская нефтеносная область, в которых сосредоточены основные запасы углеводородов региона, а также Московская и Мезенская перспективные нефтеносные области.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,6 млн. км2) расположена на территории одноименной эпибайкальской платформы, включает северную часть Предуральского краевого прогиба; продолжается на шельф Баренцева моря.

Фундамент (байкальский) залегает на глубинах от 1-3 до 7-12 км.

Нефтегазоносность распространена в отложениях от ордовика до триаса, в разрезе выделяется 8 нефтегазоносных терригенных и карбонатных комплексов.

Подавляющая часть ресурсов (75-95%), заключена в отложениях среднего-верхнего палеозоя, примерно поровну в визейско-нижнепермских и ордовикско-турнейских комплексах.

Нефтематеринскими считаются широко распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего карбона.

Большинство месторождений приурочено к брахиантиклинальным поднятиям и рифовым массивам.

В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды.

В бассейне открыт ряд крупных нефтяных и газовых месторождений.

Запасы нефти категорий А+В+С1 учтены более чем по 110 месторождениям.

Величины начальных и прогнозных ресурсов значительны.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,7 млн км2) - наиболее крупная провинция в Европейском регионе.

Включает перикратонную область Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб (его центральную и южную части).

Раннедокембрийский фундамент залегает на глубинах от 3-5 до более 10 км в Предуральском прогибе.

Практически все ресурсы находятся в отложениях среднего-верхнего палеозоя.

Продуктивным является ряд терригенных и карбонатных комплексов в разрезе девонской-пермской систем.

В качестве нефтематеринских рассматриваются регионально распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего (турне и визе).

Среди ловушек преобладают структурные и рифовые; перспективны также стратиграфические и литологические зоны выклинивания.

В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды.

Плотность общих ресурсов высокая, наибольшая приурочена к Южно-Татарскому и Соль-Илецкому сводам, в пределах которых находятся самые крупные месторождения: Ромашкинское (нефтяное) и Оренбургское (газоконденсатное), которое содержит также крупные запасы газовой серы.

В результате геологоразведочных работ на нефть и газ было открыто 212 месторождений с нефтяными запасами и 19 месторождений с запасами газа, что составляет 46% всех открытых нефтяных месторождений России на суше. Запасы нефти в этих месторождениях составляют 25% от общих разведанных запасов категорий А+В+С1 по России в целом.

Прикаспийская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,5 млн км2).

Отвечает одной из наиболее глубоких депрессионных структур мира, с мощностью осадочного чехла до 20 км и возможно больше.

Важные особенности разреза - региональное распространение мощной (до 3-4 км) нижнепермской толщи солей, сильно осложненной солянокупольной тектоникой, и широкое развитие в разрезе подсолевых отложений (от средне-верхнедевонских до нижнепермских) масштабных рифогенных комплексов, высотой до 2-5 км.

Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях от среднедевонских до палеоген-неогеновых.

Около 90% залежей содержится в подсолевых верхнедевонско-каменноугольных карбонатно-рифогенных и терригенных комплексах, примерно 10% - в надсолевых мезозойских.

Битуминозные глинисто-карбонатные образования, рассматриваемые в качестве нефтематеринских, присутствуют в верхнедевонских, нижне- и среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях.

Месторождения приурочены к антиклинальным складкам и рифовым массивам, частично связаны с соляно-купольными структурами.

Максимальная плотность ресурсов установлена на Астраханском своде, где находится одноименное гигантское газоконденсатное месторождение, содержащее уникальные концентрации и запасы сероводорода.

Объемы начальных суммарных ресурсов значительны.

Прикаспийская впадина и ее платформенное обрамление являются одним из немногих регионов европейской части России, где могут быть открыты крупные залежи углеводородов.

Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,4 млн. км2) включает эпигерцинскую Скифскую плиту и альпийские Предкавказские краевые прогибы и распространяется в пределы акватории Каспийского моря.

Осадочный чехол, мощностью от 2-3 до 8-12 км, представлен нижним доплитным (PZ3-T) и плитным (J-N) комплексами, перекрытыми в пределах краевых прогибов олигоцен-неогеновой молассой.

Нефтегазоносность установлена в отложениях от пермотриаса до неогена.

Выделяется до 7-8 песчаных и известняковых продуктивных комплексов.

В качестве нефтематеринских рассматриваются обладающие повышенной битуминозностью глинисто-карбонатные породы юры, мела и глинистые олигоцена-неогена.

Залежи нефти и газа контролируются антиклинальными поднятиями, частично рифовыми массивами, в меньшей мере зонами стратиграфического и литологического выклинивания.

К крупнейшим месторождениям относятся Старогрозненское (нефтяное), Анастасиевско-Троицкое (газонефтяное), Северо-Ставропольское (газовое).

Плотность начальных ресурсов высокая.

Дополнительные перспективы этой старейшей нефтегазоносной провинции связаны с нетрадиционными типами ловушек и с доплитным комплексом.

Балтийская нефтеносная область

В геологической структуре прогнозных ресурсов нефти основная роль отводится кембрийскому нефтеносному комплексу, с которым в данном регионе связаны все открытые в настоящее время промышленные залежи нефти.

Несмотря на значительную степень разведанности ресурсов и выработанности запасов, этот комплекс на данный момент является в Калининградской области наиболее перспективным для освоения.

В азиатской части России наиболее крупными являются Западно-Сибирская и Лено-Тунгусская нефтегазоносные провинции, Енисейско-Анабарская, Хатанго-Вилюйская и Лено-Вилюйская газонефтеносные провинции.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 2,0 млн. км2) одна из крупнейших нефтегазоносных провинций мира, занимающая большую часть молодой эпигерцинской плиты и продолжающаяся в пределах шельфа Карского моря.

Фундамент гетерогенный: на западе - герцинский, на севере, в центре и востоке - в основном, байкальский частично более древний, на юге - салаирский, каледонский, герцинский.

Залегает на глубинах от 2-3 до 5-10 км и более, регионально погружается в северном и северо-восточном направлениях.

В основании осадочного чехла располагается система грабенов, выполненных отложениями T-J1.

Выделяются 2 комплекса: доплитный (PZ-T), мощностью до 5 км, и плитный (J-N), мощностью 7-8 км.

Нефтегазоносны отложения палеозоя, нижней, средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела.

Для всего разреза характерно резкое преобладание терригенных песчано-глинистых отложений.

Региональные покрышки: баженовская глинистая толща (J3-K1) и слои глин в разрезе мела.

В качестве нефтегазоматеринских рассматриваются кремнисто-глинистые породы баженовской толщи (Cорг до 10-12% и более), а также разреза нижнего мела. Среди ловушек преобладают антиклинальные и литологические. Основные ресурсы заключены в отложениях неокома и сеномана; некоторая часть связана с другими подразделениями юры и мела. Для провинции характерны уникальные ресурсы и очень высокая их средняя плотность.

В основных восьми нефтегазоносных комплексах открыто большое количество ловушек (около 4000) и залежей (более 5200) углеводородов. Залежи сконцентрированы в 695 месторождениях, которые тяготеют к центральной части Западно-Сибирской равнины и югу Карского моря, не приближаясь к бортам нефтегазоносных провинций ближе чем на 150 км.

Открыт ряд гигантских нефтяных (Самотлорское и др.), газовых и газоконденсатных (Ямбургское, Уренгойское и др.) месторождений.

Дальнейшие перспективы провинции очень высоки.

Дополнительные перспективы связываются с освоением глубинных объектов (триаса и палеозоя), Гыдано-Енисейского эпибайкальского бассейна.

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 2,5 млн км2).

Занимает большую часть Восточно-Сибирской платформы.

Фундамент дорифейский, залегает на глубинах от 2-5 до 10-12 км.

Продуктивен ряд комплексов:

вендский преимущественно терригенный;

венд-кембрийский глинисто-соляно-карбонатный с рифогенными образованиями,

рифейский терригенно-карбонатный.

Большинство месторождений заключено в венд-нижнекембрийских комплексах; крупные залежи установлены также в рифейском, с которым связываются весьма значительные перспективы.

Повышенная битуминозность характерна для кремнисто-глинисто-карбонатных пород венд-кембрийского разреза.

Месторождения приурочены к антиклинальным ловушкам и рифовым массивам.

По общим ресурсам провинция существенно уступает Западно-Сибирской, особенно по изученности.

Открыто 35 месторождений нефти, газа и газового конденсата, приуроченных преимущественно к крупным положительным структурам: Непско-Ботуобинскому и Байкитскому сводам (на вершине последнего находится самое крупное Юрубчено-Тохомское месторождение нефти), Катангской седловине и др.

Кроме рифейско-кембрийских, к перспективным относятся также ордовикско-пермские отложения в северных областях провинции.

Нефтегазовый потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции высокий, и провинция является основным объектом геолого-разведочных работ.

Енисейско-Хатангский бассейн (площадь - примерно 0,35 млн км2, Енисейско-Анабарская и Хатанго-Вилюйская газонефтеносные провинции).

Приурочен к мезозойскому краевому прогибу, который перекрывает область палеозойского перикратонного опускания Сибирской платформы и складчатые палеозойские комплексы Таймыра.

Фундамент гетерогенный, представлен комплексами докембрия, нижнего и среднего палеозоя.

Глубины залегания от 3 до 8-12 км.

Осадочный разрез представлен терригенно-карбонатными, вероятно соленосными, отложениями палеозоя, мощностью до 5 км, и терригенными мезозоя, мощностью до 8 км.

Нефтегазоносными являются юрские и меловые песчано-глинистые отложения.

В составе углеводородов преобладает газ (свыше 90%).

В качестве нефтематеринских рассматриваются глины верхней юры и нижнего мела.

Ловушки преимущественно антиклинальные.

Открыто 14 газовых и газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное месторождение.

Начальные ресурсы сосредоточены на западе бассейна.

Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция (площадь - примерно 0,35 млн. км2).

Отвечает Предверхоянскому краевому прогибу, расположенному в зоне сочленения древней Сибирской платформы с Верхоянским орогенным поясом, почти повсеместно надвинутым на краевой прогиб.

Прогиб наложен на область перикратонного опускания платформы, осложненную поперечными рифейско-палеозойскими рифтогенными структурами, в т.ч. погруженным северо-восточным звеном крупнейшего Вилюйского авлакогена.

Фундамент архейско-протерозойский

Осадочный чехол (мощностью от 3-6 до 10-12 км) сложен платформенными (венд-юра) и молассовыми (верхняя юра-нижний мел) отложениями.

Нижние части разреза (венд-девон) не вскрыты.

Вскрытый разрез имеет существенно терригенный состав с 2 промышленно-угленосными комплексами: пермским и верхнеюрско-нижнемеловым.

Продуктивны пермские и триасовые песчаники.

В качестве нефтематеринских рассматриваются глинистые слои с повышенной битуминозностью раннего триаса и предполагаются нижележащие глинистые породы венда-кембрия.

В общих запасах преобладает газ.

Открыто 9 газовых и газоконденсатных месторождений в антиклинальных ловушках.

Прогнозный потенциал высокий.

Ряд возможно нефтегазоносных территорий связан с межгорными впадинами разновозрастных складчатых областей: Северо- и Южно-Минусинский и Кузнецкий перспективные нефтегазоносные районы в палеозоидах Урало-Охотского пояса, Зырянский и Момский прогибы в мезозоидах Верхоянско-Колымского пояса, Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область в альпидах Тихоокеанского пояса и другие более мелкие.

Их нефтегазоносность практически не изучена, углеводородный потенциал в целом низкий.

Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область (площадь - примерно 0,15 млн. км2) отвечает внутрискладчатым прогибам в пределах Тихоокеанского кайнозойского пояса.

Фундамент представлен мезозойскими дислоцированными и метаморфизованными вулканогенными образованиями.

Осадочный чехол, мощностью до 4-5 км, возможно больше, сложен морскими и континентальными породами верхнего мела, палеогена и неогена.

Продуктивность связана с отложениями палеогена и миоцена.

Установлена промышленная нефтегазоносность.

Прогнозные ресурсы ограниченные.

Охотская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 1,7 млн км2).

Представляет собой обширную область преимущественно кайнозойского осадконакопления в пределах альпийского Тихоокеанского пояса.

Включает впадину Охотского моря и прилежащие континентальные области прогибания.

За кровлю фундамента принимается поверхность метаморфизованных пород мелового возраста.

Наибольшие мощности кайнозойской терригенной толщи (до 5 - 8 км и более) контролируются прогибами, обрамляющими приподнятый Охотский массив в центральной части Охотского моря.

Продуктивны песчаные горизонты миоцена.

Глинистые толщи в отложениях нижнего и среднего миоцена, обладающие повышенной битуминозностью, рассматриваются в качестве нефтегазоматеринских и одновременно как региональные флюидоупоры.

Ловушки антиклинального типа, часто тектонически осложненные.

На северо-востоке Сахалина открыто 60 месторождений, в т.ч. 47 нефтяных и 13 газовых.

Месторождения многопластовые (до 8-14 пластов); здесь плотность ресурсов высокая.

Дальнейшие перспективы провинции связаны преимущественно с прогибами на шельфах Охотского моря.

Крупный резерв углеводородного сырья России составляют шельфы арктических и дальневосточных окраинных морей, а также внутренние Каспийское и Балтийское моря.

Значительная часть их площади оценивается как перспективная.

На долю арктического шельфа приходится львиная доля общих ресурсов углеводородов континентального шельфа России.

Перспективен крупный Баренцево-Карский бассейн (площадь - примерно 2,4 млн. км2) с установленной нефтегазоносностью (Западно- и Восточно-Баренцевские нефтегазоносные провинции, Северо-Карская, Северо-Сибирского порога перспективные нефтегазоносные области).

Он отвечает континентальному шельфу в пределах платформенной области с гетерогенным архейско-протерозойским фундаментом.

Бассейн исследован недостаточно, особенно в восточной части (Карское море).

Преобладающая мощность осадочного чехла 5-10 км, в депрессиях до 15-20 км.

Разрез чехла в изученной юго-западной части провинции сложен терригенными, карбонатными и соляными толщами верхнего палеозоя, терригенными угленосными триаса и юры, терригенно-карбонатными и вулканогенными мела и палеогена.

Основные продуктивные породы и горизонты - песчаники триаса и юры и верхнедевонско-нижнепермские карбонатные отложения.

В качестве нефтематеринских рассматриваются битуминозные глинистые пачки и углистые породы в триасовых и юрских толщах.

Ловушки структурного типа

В российском и норвежском секторах Баренцева моря открыто 12, в основном газовых и газоконденсатных, месторождений.

Среди них уникальное по запасам Штокмановское в песчаниках триаса, приуроченное к прибортовой зоне Южно-Баренцевской впадины и Лудловской мегаседловине.

Наиболее изученные районы арктического шельфа - южные части Баренцева и Карского морей являются объектами лицензирования, конкурсов на геологическое доизучение недр, а крупнейшие газоконденсатные месторождения этих морей Русановское и Ленинградское в Карском море и Ледовое в Баренцевом море включены в Государственный стратегический газовый резерв страны.

К востоку от Западно- и Восточно-Баренцевских нефтегазоносных провинций, Северо-Карской перспективной нефтегазоносной области, Северо-Сибирского порога перспективной нефтегазоносной области, в пределах арктических акваторий располагается система слабо изученных территорий, объединенных в 4 перспективных объекта:

Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция,

Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция, субаквальная часть Лаптевской перспективной нефтегазоносной провинции, субаквальная часть Усть-Индигирской перспективной газонефтеносной области.

В пределах дальневосточных акваторий, наряду с субаквальными частями Охотской нефтегазоносной провинции и Анадырско-Наваринской промышленной нефтегазоносной области, выделяется протяженная слабо изученная Притихоокеанская нефтегазоносная провинция.

4. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция является старейшим нефтедобывающим районом страны, и по запасам тяжелых высоковязких нефтей находится на втором месте среди нефтегазоносных провинций России. Извлекаемые запасы ТВВН нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции превышают 600 млн. т. Суммарные запасы составляют более 34% от общероссийских запасов тяжелых нефтей. Месторождения с ТВВН распространены практически на всей территории Волго-Уральской провинции, но больше всего их находится в центральных и северных областях - в Верхнекамской, Мелекесско-Абдулинской, ПермскоБашкирской и Татарской нефтегазоносных областях. На территории Волго-Уральского бассейна месторождение Аксубаево-Мокшинское Татарской нефтегазоносной области обладает в среднем наиболее тяжелыми и высоковязкими нефтями. Трудноизвлекаемые нефти имеют широкий диапазон изменения физико-химических свойств, обуславливающих наряду с такими показателями, как глубина залегания и коллекторские характеристики залежей, эффективность применения различных методов добычи ТВВН.

В России сосредоточены значительные запасы тяжелых высоковязких нефтей в более чем 500 месторождениях, из которых четвертая часть находится на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция является старейшим нефтедобывающим районом страны, и по запасам тяжелых высоковязких нефтей находится на втором месте среди нефтегазоносных провинций России. Извлекаемые запасы ТВВН нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции превышают 600 млн. т. Суммарные запасы составляют более 34% от общероссийских запасов тяжелых нефтей. Месторождения с ТВВН распространены практически на всей территории Волго-Уральской провинции, но больше всего их находится в центральных и северных областях - в Верхнекамской, Мелекесско-Абдулинской, ПермскоБашкирской и Татарской нефтегазоносных областях. На территории Волго-Уральского бассейна месторождение Аксубаево-Мокшинское Татарской нефтегазоносной области обладает в среднем наиболее тяжелыми и высоковязкими нефтями. Трудноизвлекаемые нефти имеют широкий диапазон изменения физико-химических свойств, обуславливающих наряду с такими показателями, как глубина залегания и коллекторские характеристики залежей, эффективность применения различных методов добычи ТВВН. Нефти в Волго-Уральской провинции являются тяжелыми, высоковязкими, сернистыми, высокосмолистыми, среднеасфальтенистыми, со средним содержанием фракции н.к. 3000С, но малопарафинистыми, с низким значением газосодержания в нефтях и фракции н. к. 2000С и низкими пластовыми температурой и давлением. Плотность и вязкость Волго-Уральских нефтей изменяются в весьма широких диапазонах - от очень легких (0,80 г/см3) до сверхтяжелых (> 0,96 г/см3) нефтей и от маловязких (10 мм2/с) до сверхвязких (> 500 мм2/с). Вязкость и плотность нефти во многом определяются содержанием парафинов, смол и асфальтенов. Так, парафины даже при незначительном количестве образуют при определенных условиях кристаллические структуры, а асфальтены - комплексы, обладающие механической прочностью, смолы способствуют увеличению вязкости нефти. Содержание ванадия также определяет в некоторой мере плотности и вязкости нефтей и, более того, присутствие ванадия в нефтях является причиной отравления катализаторов и коррозии деталей в процессе нефтепереработки. Содержание кокса взаимосвязано с плотностью, вязкостью, содержанием асфальтенов и серы. На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции промышленные залежи тяжелых высоковязких нефтей приурочены к карбонатным и терригенным отложениям нижнего и среднего карбона и карбонатам верхнего девона. Большинство залежей сосредоточено на глубинах 700-1500 м, в некоторых случаях глубина залегания продуктивных пластов достигает 2-2,5 км. Нефти, сконцентрированные в карбонатных породах, в среднем являются более тяжелыми и вязкими, с большим содержанием смол, асфальтенов и кокса, но с меньшим содержанием серы, парафинов, фракций, растворенных газов, никеля.

Заключение

Нефть - ценнейшее природное ископаемое, открывшее перед человеком удивительные возможности "химического перевоплощения". Всего производных нефти насчитывается уже около 3 тысяч. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Ее доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет. Нефть составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран. В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов.

Нефть останется в ближайшем будущем основой обеспечения энергией народного хозяйства и сырьем нефтегазохимической промышленности. Здесь будет многое зависеть от успехов в области поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. Но ресурсы нефти в природе ограничены. Бурное наращивание в течение последних десятилетий их добычи привело к относительному истощению наиболее крупных и благоприятно расположенных месторождений.

В проблеме рационального использования нефти большое значение имеет повышение коэффициента их полезного использования. Одно из основных направлений здесь предполагает углубление уровня переработки нефти в целях обеспечения потребности страны в светлых нефтепродуктах и нефтехимическом сырье. Другим эффективным направлением является снижение удельного расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии, а также повсеместное снижение удельного расхода электрической и тепловой энергии во всех звеньях народного хозяйства.

Список литературы

1. Давлетшина, А.Д. Нефти Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / А.Д. Давлетшина. - Молодой ученый. - 2017. - №3 (137). - С. 209-212.

2. Алекперов, В.Ю. Нефть России: прошлое, настоящее и будущее /Алекперов В.Ю. М.: Креативная экономика, 2011. - 432 с.

3. Издательство: «Нефть и газ», 2006. 352 с. Сургутнефтегаз.

4. Поконова Ю. Нефть и нефтепродукты. СПб, Из-во Промис, 2003.

5. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. М., Техника, 2004.

Размещено на allbest.ru

...