НЕФТЬ
НЕФТЬ
Нефть (через тур. neft, от
перс, нефт)-горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая
в осадочной оболочке Земли, являющая важнейшим полезным ископаемым. Обзуется
вместе с газообразными углево, родами (см. Газы природные горючие обычно
на глубинах более 1,2-2 км Вблизи земной поверхности H. преоразуется
в густую малъту, полутвёрдый асфальт и др.
I. Общие сведения
H. состоит из различных углеводородов
(алканов, циклоалканов, аренов- ароматич. углеводородов - и их гибридов)
и соединений, содержащих, помимо углерода и водорода, гетероато-мы - кислород,
серу и азот.
H. сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой,
почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной) и по плотности - от весьма
легкой (0,65-0,70 г/см3) до весьма тяжелой (0,98-1,05
г/см3).
Пластовая
H , находящаяся в залежах на значит глубине, в различной степени насыщена
газообразными углеводородами. По химич. составу H. также разнообразны.
Поэтому говорить о среднем составе H. или "средней" H можно только условно
(рис. 1). Менее всего колеблется элементный состав 82,5 -87% С; 11,5-14,5%
H, 0,05-0,35, редко до 0,7% О, 0,001 /5,3% S, 0,001- 1,8% N. Преобладают
малосернистые H. (менее 0,5% S), но OK 1/всей
добываемой в мире H. содержит св. 1% S.
Мировые (без социалистич. стран) разведанные
запасы H. оценивались к нач. 1973 в 71,2 млрд. то (данные по запасам H.,
публикуемые за рубежом, возможно занижены) Запасы H. в недрах по странам
и регионам распределяются крайне неравномерно (рис. 2).
Мировая добыча H. удваивается примерно
каждое десятилетие. В 1938 она составляла ок. 280 млн. т, в 1950
OK 550 млн. то, в 1960 св. 1 млрд. то, а в 1970 св. 2 млрд. то. В 1973
мировая добыча H. превысила 2,8 млрд. то. В СССР в 1940 было добыто 31,1
млн. т, в 1973- 429 млн. т. Всего с начала пром. добычи (с кон.
1850-х гг.) до кон. 1973 в мире было извлечено из недр 41 млрд. то, из
к-рых половина приходится на 1965-73.
Рис 2 Распределение мировых запасов нефти
и её суммарной добычи в капиталистическом мире (по обзору "Бритиш петролеум
компани", 1971).
Рис 3 Соотношение добычи и потребления
нефти в капиталистических странах (по обзору ч Бритиш петролеум компани",
1971)
H занимает ведущее место в мировом топливно
энергетич. хозяйстве. Ее доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно
растет 3% в 1900, 5% перед 1-й мировой войной 1914- 1918, 17,5% накануне
2-й мировой войны 1939-45, 24% в 1950 и 41,5% в 1972. H. составляет основу
топливно-энергетич. балансов всех экономически разви тых стран. В США на
ее долю (включая газовый конденсат) приходится 46% общего потребления энергии
(1972), в странах ЕЭС - св. 60% (1972), в Японии - 70% (1972). В СССР доля
H в суммарной добыче топлива (в пере счете на условное топливо) составила
42,3% в 1972. Опережающий рост потребления жидкого топлива в развитых капиталистич.
странах (США, страны Зап. Европы, Япония, Канада, Австралийский Союз),
на долю к-рых приходится ев 4/5 потребления нефтепродуктов в
мире (без социалистических стран), но ок. 10% разведанных запасов и ок.
30% ее добычи, привел к углублению геогр разрыва между районами добычи
и потребления H (рис, 3).
Быстрый рост добычи H. в развивающихся
странах (особенно на Ближнем и Cp. Востоке), за счет к-рых покрываются
растущие пром. и воен.-стратегич. потребности развитых капиталистич. стран,
оказывает решающее воздействие на нефт. хозяйство капиталистич. мира См.
Нефтяные
монополии.
П. Происхождение в условия залегания
В познания генетич. природы H. и условий
ее образования можно выделить неск. периодов Первый из них (донауч-ный)
продолжался до ср веков. Так, в 1546 Агрикола писал, что H и каменные угли
имеют неорганич. происхождение; последние образуются путем сгущения и затвердевания
H.
Второй период - науч. догадок - связывается
с датой опубликования труда M В. Ломоносова "О слоях земных" (1763), где
была высказана идея о дистилляционном происхождении H. из того же органич.
вещества, к-рое дает начало каменным углям.
Третий период в эволюции знаний о происхождении
H. связан с возникновением и развитием нефтяной промышленности. В
этот период были предложены разнообразные гипотезы неорганич. (минерального)
и органич происхождения H.
В 1866 франц. химик M Бертло высказал предположение,
что H. образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные
металлы. В 1871 франц. химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении
H. путем взаимодействия воды, COжелезом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу,
согласно к-рой возникновение H. связано с проникновением воды в глубь Земли
по разломам, где под воздействием ее на "углеродистые металлы" - карбиды
- образуются углеводороды и окись железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил
гипотезу космич. происхождения H. По этой гипотезе исходным материалом
для возникновения H. служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке
Земли ещё во время её звёздного состояния. По мере остывания Земли углеводороды
поглотились расплавленной магмой. Затем, с формированием земной коры, углеводороды
проникли в осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались
и образовали H.
В 50-60-е гг. 20 в. в СССР (H. А. Кудрявцев,
В. Б. Порфирьев, Г. H. Доленко и др.) и за рубежом (англ, учёный Ф. Хойл
и др.) возрождаются различные гипотезы неорганич. (космич., вулка-нич.,
магматогенного) происхождения H. Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м
(1971) Междунар. нефт. конгрессах неорганич. гипотезы не получили поддержки.
Важным для познания генезиса H. являлось
установление в кон. 19 - нач. 20 вв. оптич. активности H., а также тесной
связи H. с сапропелевым органич. веществом в осадочных породах. Сапропелевую
гипотезу, высказанную впервые нем. ботаником Г. Потонье в 1904-05, в дальнейшем
развивали рус. и сов. учёные - H. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. M.
Губкин, H. Д. Зелинский и др. Сапропелевая гипотеза ассимилирована совр.
теорией осадочно-миграцион-ного происхождения H. Развитию представлений
о природе H. и условиях формирования её залежей способствовали также труды
нем. учёного К. Энглера, амер. геологов Дж. Нъюберри, Э. Ортона, Д. Уайта,
рус. и сов. учёных - Г. П. Михайловского, Д. В. Голубятникова, M. В. Абрамовича,
К. И. Богдановича и др.
Четвёртый период характеризуется организацией
широких геолого-геохимич. исследований, направленных на решение проблемы
нефтеобразования и органически связанной с ней проблемы нефтемате-ринских
отложений. В СССР такие работы осуществлены А. Д. Архангельским в 1925-26.
В США аналогичные исследования начаты в 1926 П. Траском. В 1932 была опубликована
классич. работа И. M. Губкина "Учение о нефти", сыгравшая огромную роль
в развитии представлений о генезисе H. и формировании её залежей. В 1934
в H., асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу
хлорофилла и др. природных пигментов.
Начало пятого периода связано с открытием
в 50-е гг. 20 в. (в СССР - А. И. Горской, в США - Ф. Смитом) нефт. углеводородов
в осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах).
Дальнейшему прогрессу в этой области способствовали работы MH. учёных и
коллективов исследователей в разных странах: в СССР (А. Д. Архангельский,
В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. M. Губкин,H. M. Страхов, А. А. Трофимук,
A. M. Акрамходжаев, И. О. Брод, H. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский,
H. А. Ерёменко, А. Э. Конторович, M. Ф. Мирчинк, С. H. Неручев, К. Ф. Родионова,
В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.), в США (Ф. M. Ван-Тайл, К. Зобелл,
У. Майн-шайн, А. Леворсен, Дж. Смит, Ф. Смит, Дж. Хант, X. Хедберг, Э.
Эванс, П. Эй-белсон, Дж. Эрдман и др.), во Франции (Б. Тиссои др.), в ГДР
(P. Майнхольд, П. Мюллер и др.), в ФРГ (M. Тайхмюл-лер, Д. Вельте и др.),
а также в Японии, Великобритании и др. Убедительные доказательства биогенной
природы нефте-материнского вещества были получены в результате детального
изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимич. предшественников
(про-гениторов) в исходных организмах, в органич. веществе осадков и пород
и в различных H. из залежей. Важным явилось обнаружение в составе H. х
е м офоссилий - весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных
структур явно биогенной природы, т. е. унаследованных (целиком или в виде
фрагментов) от органич. вещества. Изучение распределения стабильных изотопов
углерода (С12, С13) в H., органич. веществе пород
и в организмах (А. П. Виноградов, Э. M. Галимов) также подтвердило неправомочность
неорганнч. гипотез. Было установлено, что H. - результат литогенеза.
Она
представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации
(захоронения) органич. вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях.
Нефтеобразо-вание - стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет)
процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий:
подготовительная, во время к-рой под влиянием биохимич. и биокаталитич.
факторов образуется диффузно рассеянная в материнской породе H. (микронефть);
главная, когда в результате битуминизации генерируется осн. масса микронефти,
происходит её "созревание", сближение по составу с собственно H.
и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумная, когда усиливается
накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование
обычно лёгкой газорастворённой H. - газоконденсата; постепенно газы становятся
всё более "сухими" (т. е. богатыми CHтакже стадию разрушения нефтяных месторождений.
Считается, что осн. исходным веществом
H. обычно является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию
в водоёмах и накопление в осадках органич. вещества сапропелевого типа,
характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керо-гене
алифатич. и алициклич. молекулярных структур). Породы, образовавшиеся из
осадков, содержащих такого типа органич. вещество, потенциально нефте-материнские.
Чаще всего это глины, реже - карбонатные и песчано-алеври-товые породы,
к-рые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза
(см. Катагенез), где вступает в силу главный фактор нефтеобразования
- длит, прогрев органич. вещества при темп-ре от 50 0C и выше.
Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глуб.
от 1,3- 1,7 км (при ср. геотермич. градиенте 4 0С/100
м)
до
2,7-3 км (при градиенте 2 0С/100 м) и фиксируется
сменой буро-угольной степени углефикации органич. вещества каменноугольной.
Гл. фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органич. вещества
достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь). Эта
фаза характеризуется значит, усилением термич. и (или) терм оката литич.
распада полимер-липоидных и др. компонентов керогена. Образуются в большом
количестве нефт. углеводороды, в т. ч. низкомолекулярные (CCорганич. вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой
фракциям H., значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно,
вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутр.
давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается
перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам
в ловушки H. всегда поднимается, поэтому её макс. запасы располагаются
на несколько меньших глубинах, чем зона проявления гл. фазы нефтеобразования
(рис. 4), нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органич.
вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям
(К). В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница
проходит на глубинах (имеются в виду макс, глубины погружения за всю геол.
историю данной серии осадочных отложений) от 3-3,5 до 5-6 км.
Рис. 4. Распределение мировых запасов нефти
(в крупных и средних месторождениях) по глубинам залегания (по H. Б.Вассоевичу,
1973): 1- интенсивность генерации нефти (в условных единицах); 2 -
запасы нефти (%). ГЗН - главная зона нефтеобразовання.
H. находится в недрах в виде скоплений
различного объёма от неск. мм3 до неск. десятков млрд.
м3.
Практич.
интерес имеют залежи H., представляющие её скопления с массой от нескольких
тыс. т и больше, находящиеся в пористых и проницаемых породах-коллекторах.
Различают 3 осн. типа коллекторов: межгранулярные (гл. обр. песчаные и
алевритовые породы), кавернозные (напр., карстово-кавернозные, рифогенные
и др. известняки) и трещинные (карбонатные, кремнистые и др. трещиноватые
породы). Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими
покрышку.
Каждая залежь H. находится в ловушке, задержавшей
мигрировавшие H. и газ и сохранявшей их в течение длит, времени. Можно
выделить 3 осн. типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые
2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфич. несогласие, тектонич.
экранирование) коллекторов (рис. 5) и поэтому именуются ловушками выклинивания.
Незамкнутые ловушки являются гидравлическими - в них газ и H. удерживаются
в сводовой части антиклинального перегиба слоя (весьма распространённый
тип залежей H.) или выступа подземного рельефа (напр., захороненного рифа).
Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ ("газовая шапка");
в этом случае залежь наз. газонефтяной; под H. полагается вода. H. залегает
на раз) глубинах, вплоть до 6-7 км, однако на глубине 4,5-5 км
нефт.
залежи чаще сменяются газовыми и газоконденсатными. Макс. число залежей
H. располагается в интервале 0,5-3 км, а наибольшие запасы сосредоточены
в пределах 0,8-2,4 км.
Рис 5 Различного типа залежи нефти в гидравлически
незамкнутых (1 - 3) и замкнутых (4-6) ловушках / - пласто
вые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи 2 - массивная сводовая газонефтяная
залежь 3 - нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр
, рифа) или вторичного (эрозионного), 4 - нефтяная залежь, экранированная
страти графическим несогласием, 5 - нефтяная залежь в ловушке первичного
(фациального, литологического) выклинивания кол лектора, 6 - тектонически
экранирован ная залежь нефти, а - нефть, б - газ, в - вода
III. Нефтегазоносные бассейны, области,
районы, месторождения
Обязательным условием нефтеобразования
явтяется существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития
к рых осадки (породы), содержащие уперодистое органич вещество, могли при
опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования.
Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной H , имеет большое значение
при нефтегазогеочогич районировании территорий и акваторий Такие бассейны
сильно варьируют по размерам - от неск тыс до неск млн км2,
однако
OK 80% их имеют площадь от 10 тыс до 500 тыс км2Всего
в совр структурном плане Земли насчитывается (если исключить неботьшие,
преим межгорные) OK 350 таких бассейнов Пром нефтегазоносность у становлена
в 140 бассейнах, остальные являются перспективными По тектонич строению
среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (OK 30% ), внутри-
складчатые (OK 35%), CKтадчато платформенные, или краевых прогибов (OK
15% ), периокеанические татформен-ные (OK 15%) и др К кайнозойским отложениям
приурочено OK 25% всех известных запасов H. , к мезозойским - 55% , к палеозойским
- 20% В предепах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области,
районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией
Месторождения H. явтяются осн низшей единицей
районирования Это участки земной коры тощадью в десятки - сотни, редко
тысячи км2 имеющие одну или неск залежей H. в ловушках
(рис 6) Большей частью это участки, где H собирается путем боко вой или
реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования месторождений H., из
них 15-20% газонефтяные.
В мире известно (1973) OK 28 тыс.
Рис. 6 Геологический разрез месторождений
Локбатан (по A. M Ахмедову и Б К Бабазаде) 1 - песчаники, 2 - глины, 3
-
нефть, 4 - газ
Распределение месторождений по запасам
подчинено закону, бтиз кому к логнормальному На долю месторождений с общими
геологич запасами каждого ев 3 млн т
(извлекаемые запасы H обычно
составляют OK 1/4-1/2 геологических) прлходится лишь 1/6 всех месторождений,
из них более 400 находится в прибрежных зонах моря Oк 85% мировой добычи
H дают 5% разрабатываемых месторождений, среди них в 1972 насчитывалось
27 гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими 0,5
млрд. т. Больше всего таких месторождений на Бл. Востоке. Только
в двух из них - Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) - сосредоточено
более 20% всех разведанных запасов H. мира (без социалистич. стран).
Месторождения H. выявлены на всех континентах
(кроме Антарктиды) и на значит, площади прилегающих акваторий (см. карту).
На территории СССР месторождения H. были
открыты в 19 в. на Апшеронском р-нe (см. Бакинский нефтегазоносный район),
в
районе Грозного, Краснодарском крае, на п-ове Челекен, в Тимано-Печорской
области и на о. Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941-45
открыты и введены в разработку месторождения в Волга-Уральской неф-тегазоносной
области, позже выявлены месторождения в Зап. Туркмении, в Казахстане
(см. Мангышлакский нефтегазоносный район), в Ставропольском крае,
на Украине и в Белоруссии. В 50- 60-х гг. 20 в. был открыт один из крупнейших
в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах к-рого
обнаружены значит, месторождения H. (табл. 1).
Среди др. социалистич. стран ряд месторождений
имеется в Румынии и Китае, а также на терр. Югославии, Польши, Венгрии.
Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии, ГДР и Монголии.
Среди развитых капитал и-стич. и развивающихся
стран наиболее крупные месторождения открыты в странах Бл. и Cp. Востока
(табл. 2). Крупные месторождения H. открыты в 50-60-х гг. 20 в. также в
странах Сев. и Зап. Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии
и Юго-Вост. Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам - в
Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие - в Японии. В США известно св. 13
000 (в основном мелких) месторождений H.; наиболее крупное открыто на Аляске
(Прадхо-Бей), второе по величине - в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие
(по запасам) месторождения известны в Калифорнии (см. Калифорнийская
нефтеносная область), Оклахоме и др. штатах (см. Мексиканского залива
нефтегазоносный бассейн). Крупные месторождения H. выявлены в Канаде
и Мексике. В Юж. Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле,
где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее
группу месторождений (напр., Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на сев.-вост.
побережье оз. Маракайбо (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн)',
единичные
крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на о. Тринидад
и в смежных с ним акваториях. В Зап. Европе крупные месторождения открыты
лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и
Дании).
Месторождения H. открыты во MH. акваториях:
Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского,
Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексикчнского,
Кука и Пария заливов, прол. Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи
Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии,
Перу и Экуадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. (О
размерах добычи по странам см. Нефтяная промышленность.)
IV. Разведка
Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономич.
оценка и подготовка к разработке пром. залежей H. и газа.
Нефтеразведка производится с помощью геологич.,
геофизич., геохимич. и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании
и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на H. и газ в СССР
подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.
Поисковый этап включает три стадии: региональные
геолого-геофизич. работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению
и поиски месторождений. Разведочный этап на стадии не разделяется и завершается
подготовкой месторождения к разработке.
На первой стадии поискового этапа в бассейнах
с неустановленной нефтега-зоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных
тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной
нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются
геологическая, аэромагнитная и гравиметрнч. съёмки (1 : 1 000 000-1 200
000), геохимич. исследования вод и пород, профильное пересечение территории
электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и пара-метрич. скважин (см.
Геофизические
методы разведки, Геохимические поиски, Опорное бурение, Параметрическое
бурение). В результате выявляются возможные продуктивные комплексы
отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количеств, оценка прогноза нефтегазоно-сности
и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ.
На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазонос-ных
зон путём структурно-геологич. съёмки, детальной гравиразведки, электроразведки,
сейсморазведки и структурного бурения. Составляются структурная и др. виды
карт в масштабах 1 : 100 000- 1 : 25 000. Детальное изучение строения площадей
для подготовки их к поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным
бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке, которая позволяет
изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии уточняется оценка
прогноза нефтегазоносно-сти, а для структур, расположенных в зонах с доказанной
нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы. На третьей стадии
поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений.
Поисковые скважины закладываются в присводовых частях антиклиналей, брахиантиклнналей,
куполов (рис. 7, а) или в районах развития ловушек (рис. 7, б).
Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород,
как правило, бурят на макс, глубину. Обычно первым разведуется верхний
этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварит, оценка
запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.
T а б л. 1. - Важнейшие нефтяные месторождения
ряда социалистических стран (1973)
|
Страна, название
месторождения, год открытия
|
Нефтегазоносные
бассейны, области, районы
|
Продуктивные
отложения
|
Плотность нефти,
г/см1
|
|
|
|
средняя глубина,
м
|
геологический
возраст
|
литологический
состав
|
|
|
СССР
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Арланское, 1955
|
Волго-Уральская
|
1200
|
карбон
|
песчаники и известняки
|
0,900
|
3,15
|
|
|
Балаханы-Сабунчи,
1871
|
Южно-Каспийская
|
1500
|
плиоцен
|
песчаники
|
0,865-0,940
|
0,2
|
|
|
Западно-Тэбукское,
1959
|
Тимано-Печорский
|
1900
|
девон
|
песчаники
|
0,852
|
0,50
|
|
|
Ленинское, 1956
|
Южно-Каспийская
|
2000
|
плиоцен
|
пески
|
0,860
|
0,2
|
|
|
Нефтяные Камни*,
1951
|
Южно-Каспийская
|
1000
|
плиоцен
|
песчаники
|
0,820-0,925
|
0,2
|
|
|
Ромашкинское,
1948
|
Волго-Уральская
|
1500
|
девон
|
песчаники
|
0,810
|
1,7
|
|
|
Самотлорское,
1965
|
Западно -Сибирский
|
2000
|
нижний мел
|
песчаники
|
0,850
|
0,76
|
|
|
Старогрозненское,
1893
|
Предкавказская
|
300-3000
|
миоцен и верхний
мел
|
песчаники и известняки
|
0,850 0,850
|
0,2 0,2
|
|
|
Туймезинское,
1937
|
Волго-Уральская
|
1480
|
девон и кар-
|
песчаники
|
0,850
|
1,50
|
|
|
Узеньское1961
|
Мангышлакский
|
800
|
|
песчаники
|
0,855
|
0,2
|
|
|
Болгария Долни-Дыбник,
1962
|
Мизийская
|
3400
|
триас
|
известняки
|
0,814
|
0,12
|
|
|
Венгрия Будафапуста,
1937
|
Панонская
|
1000
|
миоцен
|
песчаники
|
0,833
|
|
|
|
Китай Карамайское,
1955
|
Джунгарская
|
200
|
триас
|
песчаники
|
0,860
|
________
|
|
|
Румыния Кыштна-Драгонянска,
1883
|
Плоештинская
|
600
|
миоцен
|
песчаники
|
0,850
|
0,20
|
|
Табл. 2. - Важнейшие нефтяные месторождения
развитых капиталистических и развивающихся стран (1973)
|
Страна, название
месторождения, год открытия
|
Запасы извлекаемые
, млн. т
|
Продуктивные
отложения
|
Средняя плотность,
г/см3
|
|
|
|
начальные
|
на 1 янв. 1973
|
|
геологический
возраст
|
литологический
состав
|
|
Ближний и Средний Восток
|
Ирак Киркук,
1957
|
2115
|
1322
|
1300
|
палеоген-неоген
|
известняки
|
0,845
|
2,0
|
|
|
Эр-Румайла, 1953
|
1852
|
1639
|
3300
|
мел
|
известняки
|
0,850
|
|
|
|
Иран
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гечсаран, 1928
|
1557
|
1169,4
|
2130
|
палеоген-неоген
|
известняки
|
0,869
|
1,66
|
|
|
Марун, 1964
|
1472
|
1279,9
|
3350
|
палеоген-неоген
|
известняки
|
0,859
|
|
|
|
Агаджари, 1938
|
1367
|
663,2
|
1980
|
палеоген-неоген
|
известняки
|
0,856
|
1,36
|
|
|
Ахваз, 1958
|
1246
|
1144,5
|
2740
|
палеоген-неоген
|
известняки
|
0,861
|
1,66
|
|
|
Сассан2,
1966
|
203
|
175
|
2100
|
юра
|
известняки
|
0,855
|
|
|
|
Катар
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Духан, 1940
|
323
|
152
|
2200
|
юра
|
известняки
|
0,820
|
1,3
|
|
|
Кувейт
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурган, 1938
|
2240
|
1140
|
1460
|
мел
|
песчаники
|
0,871
|
2,5
|
|
|
Объединённые
Арабские эмираты
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Абу-Заби
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мурбан, 1960
|
439
|
267,3
|
2600
|
юра
|
известняки
|
0,830
|
0,6
|
|
|
Дубай
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фатех2,
1966
|
216
|
198,9
|
2600
|
юра
|
известняки
|
0,861
|
-
|
|
|
Саудовская Аравия
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гавар, 1948
|
10142
|
9784
|
2040
|
юра
|
известняки
|
0,845
|
1,7-2,1
|
|
|
Сафания2,
1951
|
2913
|
2583
|
1550
|
мел
|
известняки
|
0,898
|
2,90
|
|
|
Абкайк, 1940
|
1120
|
578
|
2030
|
юра
|
известняки
|
0,835
|
1,30
|
|
|
Манифа2,
1957
|
1015
|
1002
|
2420
|
юра
|
известняки
|
0,887
|
3,00
|
|
|
Берри, 1964
|
999
|
961
|
2270
|
юра
|
известняки
|
0,860
|
2,40
|
|
Северная Америка
|
Канада
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пембина, 1953
|
240
|
143
|
1940
|
мел
|
песчаники
|
0,8524
|
0,42
|
|
|
Суан-Хилс, 1957
|
173
|
140
|
2660
|
девон
|
известняки
|
0,8251
|
0,80
|
|
|
Редуотер, 1948
|
107
|
47
|
975
|
девон
|
известняки
|
0,8498
|
0,42
|
|
|
Ледюк, 1947
|
78
|
37
|
930
|
девон
|
известняки
|
0,8251
|
0,30
|
|
|
Мексика
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Поса-Рика, 1930
|
270
|
132
|
2160
|
мел
|
известняки
|
0,845
|
1,77
|
|
|
Эбано-Пануко,
1901
|
204
|
59,4
|
492
|
мел
|
известняки
|
0,986
|
5,38
|
|
|
Наранхос-Серро,
1909
|
173
|
2,4
|
440
|
мел
|
известняки
|
0,934
|
3,80
|
|
|
Аренке3,
1970
|
142,5
|
142
|
3640
|
мел
|
известняки
|
0,898
|
|
|
|
США
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Прадхо-Бей (Аляска),
1968
|
1400
|
1400
|
2640
|
триас
|
песчаники
|
0,8735
|
-
|
|
|
Ист-Тексас (Техас),
1930
|
790
|
250
|
1100
|
мел
|
песчаники
|
0,830
|
0,31
|
|
|
Уилмингтон (Калифорния),
1932
|
332
|
116
|
311
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,874
|
1 ,00
|
|
|
Панхандл (Техас),
1910
|
187,5
|
20,7
|
950
|
пермь
|
известняки
|
0,835
|
0,13
|
|
|
|
|
|
|
|
доломит
|
|
|
|
|
Элк-Хилс (Калифорния),
1919
|
177
|
138,5
|
700
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,78-0,93
|
0,68
|
|
|
Хантингтон-Бич
(Калифорния), 1920
|
166
|
19,1
|
640
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,887 - 0,986
|
1,57
|
|
|
Шо-Вел-Там (Оклахома),
1955
|
155
|
29,0
|
580
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,850
|
|
|
|
Лонг-Бич (Калифорния).
1921
|
126,5
|
3,4
|
1340
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,865-0,910
|
1,29
|
|
|
Трейдинг-Бей4
(Аляска), 1963
|
56,6
|
3,1
|
3500
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,834
|
0,50
|
|
Южная Америка
|
Аргентина
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чубут, 1907
|
105
|
27,7
|
1830
|
мел
|
известняки
|
0,907-0,919
|
-
|
|
|
Санта-Крус, 1944
|
97
|
18
|
1830
|
мел
|
известняки
|
0,815
|
-
|
|
|
Бразилия
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Агуа-Гранди,
1951
|
36,6
|
8,7
|
1500
|
девон
|
известняки
|
0,815-0,835
|
-
|
|
|
Вэнесуэла
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Лагунильяс5,
1926
|
1500
|
356
|
914
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,902
|
2,18
|
|
|
Бачакеро5,
1930
|
962
|
327
|
1050
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,912
|
2,62
|
|
|
Миа-Хуана5,
1928
|
668
|
271
|
914
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,935
|
1,49
|
|
|
ма, 1957
|
568
|
339
|
2535
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,863
|
--
|
|
|
гбимас ,1917
|
232
|
57,4
|
670
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,911
|
1,71
|
|
|
-Пас, 1925
|
225
|
118,8
|
2450
|
мел
|
известняки
|
0,863
|
|
|
|
мар8,
1958
|
184
|
103,6
|
3960
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,856
|
--
|
|
|
ане-Гранде, 1914
|
175
|
89,5
|
1260
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,944
|
2,65
|
|
|
Колумбия
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РИТО, 1963
|
137
|
126,3
|
2000
|
мел
|
известняки
|
0,853
|
|
|
Продолжение табл. 2
|
Страна, название
месторождения, год открытия
|
Запасы извлекаемые,
млн. т
|
Продуктивные
отложения
|
Средняя плотность,
г
/см3
|
|
|
|
начальные
|
на 1 янв. 1973
|
|
геологический
возраст
|
литологический
состав
|
|
|
Алжир
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Хасси-Месауд,
1956
|
1420
|
1230
|
3350
|
кембрий-ордовик
|
песчаники
|
0,811
|
0,1
|
|
|
Зарзаитин, 1958
|
149
|
79
|
1400
|
девон-карбон
|
песчаники
|
0,815
|
|
|
|
Ангола
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кабинда, 1966
|
182
|
162,6
|
2350
|
мел
|
песчаники
|
0,913
|
-
|
|
|
Арабская Республика
Египет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Эль-Морган1,
1965
|
219
|
166,4
|
1950
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,865
|
-
|
|
|
Ливия
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Серир, 1961
|
1105
|
101,7
|
2740
|
мел
|
песчаники
|
0,836
|
-
|
|
|
Зельтен, 1959
|
551
|
342,8
|
2320
|
мел
|
песчаники
|
0,830
|
0,23
|
|
|
Джало, 1961
|
558
|
431,7
|
1920
|
палеоген-н еоген
|
песчаники
|
0,847
|
0,52
|
|
|
Нигерия
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бому, 1968
|
85
|
55,4
|
2290
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,859
|
|
|
|
Мерен', 1965
|
69,5
|
54,8
|
2740
|
па леоген-не
оген
|
песчаники
|
0,830
|
0,1
|
|
Африка Юго-Восточная Азия и Австралия
|
Бруней
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сериа, 1928
|
137
|
29,2
|
1600
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,845
|
-
|
|
|
Ампа, 1963
|
137
|
113,6
|
2480
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,820
|
-
|
|
|
Индонезия
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Минас, 1944
|
987
|
779,6
|
730
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,860
|
0,1
|
|
|
Дури, 1941
|
294
|
261,1
|
300
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,918
|
-
|
|
|
Австралийский
Союз
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кингфиш, 1967
|
127
|
117,4
|
2575
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,793
|
-
|
|
|
Халибут, 1967
|
83
|
63,6
|
2290
|
палеоген-неоген
|
песчаники
|
0,811
|
-
|
|
Западная Европа
|
Великобритания
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фотиз10,
1970
|
266
|
266
|
2440
|
палеоген
|
песчаники
|
0,837
|
-
|
|
|
Брент10,
1971
|
200
|
200
|
3200
|
палеоген
|
известняки
|
-
|
-
|
|
|
Норвегия
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Экофиск10,
1970
|
155
|
153,2
|
3300
|
мел
|
известняки
|
0,845
|
0,18
|
|
Примечание. Месторождения расположены в акваториях:
1-Суэцкий залив; 2 - Персидский залив; 3 - Мексиканский залив: 4-залив
Кука; 5 -оз. Маракайбо; 6 -шельф Атлантического океана; 7 - Гвинейский
залив; 8 - Южно-Китайское море; 9 -пролив Басса; 10 - Северное море.
Рис. 7. Схема заложения поисковых скважин
а
-
сво-довые пластовые залежи; б - пластовые литологически экранированные
залежи (1 - нефтенасыщенные песчаники; 2 - водонасыщенные песчаники;
3 - шток каменной соли).
Разведочный этап - завершающий в геологоразведочном
процессе. Осн. цель этого этапа - подготовка месторождения к разработке.
В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологич.
состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных
горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химич.
свойства H., газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество
разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой
структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. При
наличии нескольких нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически
целесообразно вести по этажам (рис. 8). В этажи выделяются пром. объекты,
отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных
работ подсчитываются пром. запасы и даются рекомендации о вводе месторождения
в разработку.
Эффективность поиска нефтяных месторождений
характеризуется коэфф. открытий - отношением числа продуктивных площадей
(структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, ср.
числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения.
Осн. показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного
этапов) - стоимость разведки 1m H. (или 1 м3 газа).
Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 м пробуренных
поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение кочества
продуктивных скважин к общего числу законченных строительством скважин.
В СССР эффективность геологоразведочных работ на H. и газ по большинству
показателей, как правило, выше, чем в США.
Рис. 8. Схема разделения разреза многопластового
месторождения на этажи разведки: 1 - нефтенасыщенные песчаник 2 - водонасыщенные
песчаники; 3 нефтенасыщенные известняки; 4 - водонасыщенные известняки.
V. Добыча
Почти вся добываемая в мире H. извлекается
посредством буровых скважин, закреплённых стальными трубами высокого давления.
Для подъёма H. и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет
герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную
на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми (см. Пластовое давление).
Добыче
H. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор
её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного
H., посредством колодцев.
Сбор H. с поверхности открытых водоёмов
- это, очевидно, первый по времени появления способ добычи H., к-рый до
нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др.
В России сбор H. с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В
1858 на п-ове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве H. собирали в канавах,
по к-рым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом
воды в нижней части: H. накапливалась на поверхности.
Разработка песчаника или известняка, пропитанного
H., и извлечение из него H. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15
в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались
и подогревались в котлах. Затем H. выжимали в мешках при помощи пресса.
В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались
шахтным способом при помощи штолен иногда длиной св. 1 км. Добытую
породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на
поверхность воды всплывала H., к-рую собирали черпаком. В 1833-45 на берегу
Азовского м. добывали песок, пропитанный H. Песок помещали в ямы с покатым
дном и поливали водой. Вымытую из песка H. собирали с поверхности воды
пучками травы.
Добыча H. из колодцев производила с в Киссии
(древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла,
к к-рому привязывалось кожаное ведро. Добыча H. из колодцев на Апшеронском
п-ове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой H. из
колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10-13 вв. Подробное описание
колодезной добычи H. в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина
колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись
деревом. В 1729 была составлена карта Апшеронского п-ова с указанием нефт.
колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев
Добыча нефти посредством скважин начала
широко применяться с 60-х гг. 20 в. Вначале наряду с открытыми фонтанами
(см. Фонтанная эксплуатация) и сбором H. в вырытые рядом со
скважинами земляные амбары добыча H. из скважин осуществлялась также с
помощью цилиндрич. вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание).
Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была
внедрена глубиннонасосная эксплуатация, к-рую в 1874 применили на
нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г.
Шухов предложил компрессорную добычу нефти, к-рая была испытана
в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма H. из скважины - газлифт
- предложил M. M. Тихвинский в 1914.
Процесс добычи H., начиная от притока её
по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внеш. перекачки
товарной H. с промысла, можно разделить на три этапа. Первый - движение
H. по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений
в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения).
Второй этап- движение H. от забоев скважин до их устьев на поверхности
- эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап - сбор H. и сопровождающих
её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных
солей из H. (т. н. подготовка H.), обработка пластовой воды перед закачкой
в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию (т.
н. подготовка воды), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины,
сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи H. с помощью
скважин и техно-логич. установок наз. эксплуатацией нефтяного промысла.
Разработка нефтяного месторождения. Под
разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения
жидкостей (H., воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление
процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении
нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком
ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии.
Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономич.
показатели - дебит H., изменение его во времени, коэфф.нефтеотдачи,
капитальные
вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование
системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и
пробной эксплуатации устанавливают условия, при к-рых будет протекать эксплуатация
залежи, т. е. её геологич. строение, коллекторские свойства пород (пористость,
проницаемость, степень неоднородности), физ. свойства жидкостей и газов,
насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов
в H.), насыщенность пород H. водой и газом, пластовые давления, темп-pa
и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамич. расчётов устанавливают
технич. показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы
разработки и производят экономич. оценку вариантов системы. В результате
технико-экономич. сравнения выбирают оптимальную систему разработки.
Совр. системы разработки в большинстве
случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 ок. 75% всей добычи
по СССР приходилось на системы с искусств, заводнением). Применяются в
основном два вида заводнения (см. Заводнение) - законтурное, или
приконтур-ное (для относительно небольшого размера залежей), и разного
вида внутри-контурные (для залежей ср. размера и крупных).
Наиболее распространены системы внутриконтурного
заводнения, когда залежь в зависимости ог геологич. условий залегания разделяется
нагнетательными скважинами на полосы, в к-рых располагаются пять или три
ряда эксплуатационных скважин (рис. 9). Для более
Рис. 9. Схема расположения скважин при
разработке нефти с заводнением пластов: / - внешний контур нефтеносности;
2
-
внутренний контур нефтеносности; 3 - нагнетательные внутрикон-турные
скважины; 4 - нагнетательные законтурные скважины; 5 - эксплуатационные
скважины.
интенсивной эксплуатации иногда применяется
площадное заводнение; в этом случае нагнетат. скважины располагаются по
всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800
м.
На
одном месторождении пробуривают от неск. десятков до неск. тысяч эксплуатационных
скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных
скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 янв. 1974). Воздействие
на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных
и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой
воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного
давления.
Вытеснение H. водой при разработке залежей
успешно применяется для H. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15-0,2
з (0,015-0,02н-сек/м2). При больших вязкостях коэфф.
нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы
объёма H. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении
H. водой около половины геологич. запасов H. остается в недрах.
Ведутся работы по повышению нефтеотдачи
пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой
воды, добавкой различного рода присадок - поверхностно-активных веществ,
углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное
соотношение вязкостей H. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного
соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости H. Этот способ
может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды
или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие па пласт
путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в
СССР в нач. 30-х п. (см. Термическая нефтедобыча). Большие перспективы
связаны со способом добычи H. при помощи сочетания заводнения с внутри-пластовым
горением, к-рое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся
(1974) теоретич. и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи
путём вытеснения H. растворителями и системами, растворимыми одновременно
в H. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи
в ряде случаев успешно применяегся нагнетание в пласт газа высокого давления.
Разработку неглубоко залегающих пластов,
насыщенных высоковязкой H., в нек-рых случаях осуществляют шахтным способом
(см. Шахтная. добыча нефти).
Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение
H. из скважин производится либо за счёт естеств. фонтанирования под действием
пластовой
энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных
способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений
преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления онтанирования скважину
переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам
относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубин-нонасосный (с помощью штанговых,
по-гружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов). В СССР
штанговые глубиннонасосные скважины составляют 69,1% всех эксплуатируемых
скважин, 15,0% фонтанные, 11,8% скважины с погружными электроцентробежными
насосами, 3,7% газлифтные скважины (1973). Развивающимися способами эксплуатации
скважин являются газлифтный, значительно усовершенствованный в нач. 70-х
гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, к-рый
позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и H.).
В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% - механизированным
(1972). На месторождениях H. Бл. Востока большая часть скважин эксплуатируется
фонтанным способом.
Нефтяным промыслом наз. техноло-гич. комплекс,
состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения,
с помощью к-рых на месторождении осуществляют извлечение H. и сопровождающего
её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из H. с попутным
газом (и, как правило, с пластовой водой, в отдельных случаях с примесью
песка), направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где
производят замер количества поступающей из скважины H., определяют процент
содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1
т добытой H. (т. н. газовый фактор). На основе этих замеров
подсчитывают суточный дебит H. (в т) и газа (в м3)
по
каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно
10-30 скважин. Суточная добыча H. на различных нефтепромыслах колеблется
в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса
добычи H. является сепарация - отделение газа от H., производимое в газонефтяном
сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или неск. пунктах промысла.
H., освобождённая от попутного газа, поступает на промысловые установки
для обезвоживания и обессоливания, где от неё отделяется пластовая вода
с минеральными солями до остаточного содержания солей в товарной H. не
более 50 мг на 1 л. Газ направляют потребителям или на газобензиновый
завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым,
химич. или электрич. способом. Значит, часть солей удаляется при обезвоживании
с отделяемой водой, однако иногда требуется дополнит, обессоливание пропусканием
H. через слой пресной воды. Отделённая от H. вода подвергается очистке
для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. H. также стабилизируют,
т. е. отбирают из неё наиболее летучие углеводородные фракции для сокращения
потерь от испарения при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы.
Процесс стабилизации заключается в нагреве нефти до 80-120 0C,
отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные
при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы,
находящиеся обычно вблизи нефт. промысла. Для уменьшения расхода топлива
на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса -
обезвоживание, обессоливание и стабилизацию - совмещают в установке комплексной
подготовки H. Подготовкой наз. придание H. товарных кондиций. Товарная
H. накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные нефтепроводы
или
в ж.-д. цистерны для доставки к месту переработки. Эта принципиальная технологич.
схема работы нефт. промысла может видоизменяться в зависимости ог продуктивности
скважин, преобладающего способа эксплуатации, величин давления и темп-ры
H. на устье скважин, физико-химич. свойств H., содержания в ней газа, воды
и песка, а также от природных и климатич. условий.
Существенные дополнения в обычную технологич.
схему промысла вносит применение газлифтного способа эксплуатации, при
к-ром на промысле необходима газлифтная компрессорная станция с газо-распределит.
и газосборными трубопроводами.
На месторождениях, разрабатываемых с помощью
искусств, заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями.
Воду берут из естеств. водоёмов с помощью водозаборных сооружений или преим.
используют сточные пластовые воды нефтепромысла после их очистки. В нек-рых
случаях воду извлекают из водоносного пласта в нагнетательной скважине
и перепускают её в продуктивный пласт, используя погруж-ной электроцентробежный
насос. Для очистки закачиваемой в пласт воды от механич. примесей, микроорганизмов,
солей железа, сероводорода и углекислоты на водоочистной установке её обрабатывают
реагентами, подвергают отстою и пропускают через песчаные фильтры. Для
создания напора при закачке воды в нагнетательные скважины на промысле
сооружают кустовые насосные станции, к-рые подают воду через водораспреде-лит.
батареи (для измерения и регулирования её расхода). Большое значение на
нефтепромысле имеет борьба с потерями лёгких фракций. Наиболее эффективно
она осуществляется при закрытой системе сбора H. на промысле, при к-рой
H. на всём пути от скважины до откачки на нефтеперерабатывающий завод не
имеет контакта с атмосферой (рис. 10).
В процессе нефтедобычи важное место занимает
внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам.
От каждой скважины к групповой замерной установке подводится отд. трубопровод.
Отсюда H. поступает в сборный трубопровод (промысловый коллектор) и далее
на установки по её подготовке и в товарные резервуары промысла. Применяются
две системы внутрипромыслового нефтетранспорта - самотёчные и напорные.
При самотёчных системах, действующих на старых нефт. промыслах, движение
H. из скважин происходит за счёт превышения отметки устья скважины над
отметкой групповогс сборного пункта. При напорных системах достаточно собственного
давления н устье скважин для подачи H. с газе к центр, сборному пункту
промысла откуда H. подаётся в товарные резервуары, а газ - на потребление
или переработку. На нефт. промыслах CCCР применяются неск. напорных схем
нефтегазосбора: в Азербайджане и Туркмении распространена т. н. однотрубная
схема Барояна и Везирова, на месторождениях Сибири - схема внутрипромыслового
сбора и транспорта Гипровостокнефти.
Рис. 10. Схема автоматизированной высоконапорной
системы промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды для больших
по площади месторождений: / - трубопроводы от скважин; 2 - автоматизированная
установка по замеру продукции; 3 - сборный коллектор для нефтегазоводяной
смеси; 4 - первая ступень сепарации; 5 - трубопровод для
подачи нефтеводяной смеси на центральный пункт обезвоживания; 6 - подача
газа на газобензиновый завод; 7 - сепаратор - делитель потока жидкости
для равномерного распределения эмульсии по сепараторам-деэмульсаторам;
8
- сепаратор-деэмульсатор; 9 - установка подготовки сточной воды;
10
- сборный водовод сточной воды; // - сборный нефтепровод товарной нефти;
12
- компрессорная станция; 13 - газобензиновый завод;
14 -
герметизированные
резервуары товарной нефти; 15 - нефтяной насос для создания дополнительного
напора; 16 - автоматизированная установка сдачи товарной нефти "Рубин-4";
17
- возврат некондиционной нефти на доочистку; 18 - насосная магистрального
нефтепровода; 19 -
магистральный нефтепровод; 20 - водяной
насос.
Наряду с осн. технологии. оборудованием
на нефт. промысле имеются системы технич. водо- и энергоснабжения, установки
для очистки промысловых сточных вод (рис. 11), ремонтные мастерские, складские
помещения и т. д.
При разработке нефт. месторождений, приуроченных
к континентальным шельфам, создают морские нефтепромыслы.
На нефт. промыслах проводятся большие работы
по автоматизации промысловых технологии. установок, широко распространяются
индустриальные методы строительства технологич. установок. Создаются: групповые
замерные установки, к-рые автоматически переключают скважины на замер,
производят замер, контролируют состояние работы скважин и обеспечивают
блокировку их при аварийных случаях; автоматизированные сепарационные установки;
сепараторы-деэмульсаторы, где происходит одновременное отделение газа и
воды; установки для обработки воды и попутного газа, для учёта и сдачи
товарной H., а также кустовые насосные станции, моноблочные автоматич.
газомотокомпрессоры. Развитие нефтепромыслового строительства основывается
на внедрении заводского изготовления отд. транспортабельных блоков осн.
технологич. оборудования, доставки блоков на промысел и монтирования их
на месте. Это даёт возможность в неск. раз ускорить и удешевить сооружение
важнейших технологич. установок.
Рис. 11. Схема очистки сточных вод нефтепромыслов
по закрытой системе: / - напорный горизонтальный отстойник; 2 -
дегазатор; 3 - напорный кварцевый фильтр; 4 - промежуточная
ёмкость; 5 - насосы для подачи воды в систему заводнения; 6 - насос
для промывки кварцевых фильтров; 7 - резервуар очищенной воды для промывки
кварцевых фильтров; 8 - резервуар-отстойник для воды от промывки
фильтров; 9 - насос для перекачивания воды после промывки фильтров;
10
- сброс ливневых вод. УПН - установка подготовки нефти; 11 - приёмная
камера насоса; 12 - насос для перекачивания промышленных и ливневых
вод в резервуар-отстойник; 13 - аварийная ёмкость; 14 - резервуар-отстойник
для промышленных и ливневых вод; 15 - насос для перекачивания промышленных
и ливневых вод на фильтрование или в поглощающие скважины.
VI. Химический состав и физические свойства.
Технологическая характеристика
1.- сложная смесь алканов (парафиновые
или ациклич. насыщенные углеводороды), нек-рых цикланов (нафтенов)ароматич.
углеводородов различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых
и азотистых соединений. Улеводородный состав H. изменяется в различных
месторождениях. Бензиновые и керосиновые фракции большинства H. СССР характеризуются
значительным содержанием алканов (св. 50%). Во фракциях отдельных
H. преобладают нафтеновые углеводороды (50-75% ). Содержание ароматических
углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства H. колеблется
от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты иногда
значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием
ароматич. углеводородов (в нек-рых случаях до 53-65%) отличаются фракции
высокосернистых H. Часто H. характеризуются значит, содержанием твёрдых
углеводородов, состоящих в основном из углеводородов нормального строения.
Кислородные соединения содержатся в H. в виде нафтеновых кислот и асфаль-тово-смолистых
веществ, состоящих из асфальтов и смол (на их долю приходится св. 90% содержащегося
в H. кислорода). К сернистым соединениям относятся сероводород, меркаптаны,
сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также полициклич. сернистые соединения
разнообразной структуры. Азотистые соединения - это в основном гомологи
пиридина, гидропиридина и гидрохино-лина. Компонентами H. являются также
газы, растворённые в H. (см. Газы нефтяные попутные), вода и минеральные
соли. Газы состоят из углеводородов, содержащих в цепи 1-4 атома углерода;
их содержание - в пределах от десятых долей процента до 3% (по массе).
Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве H. не превышает десятых
долей процента (считая на H.). В составе нефт. золы найдены MH. элементы
(Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). По плотности H. делятся на 3 группы:
на долю лёгких H. (с плотностью до 0,87 г/см3) в общемировой
добыче H. приходится ок. 60% (в СССР -66%); на долю средних H. (0,871-0,910
г/см3)
-
в СССР ок. 28%, за рубежом -31%; на долю тяжёлых (более 0,910 г/см3)
- соответственно ок. 6% и 10%.
Начало кипения H. обычно выше 28 0C.
Темп-pa застывания колеблется от +30 до -60 °С и зависит в основном от
содержания парафина (чем его больше, тем темп-pa застывания выше). Теплоёмкость
H. 1,7-2,1 кдж/кг-К. (0,4- 0,5 ккал/кг-°С), теплота сгорания
43,7- 46,2 Мдж/кг (10400-11000 ккал/кг), диэлектрическая
проницаемость 2-2,5, электрич. проводимость 2·1010-0,ЗХ x10-18ом-1хсм-1.
Вязкость
изменяется в широких пределах (при 50 0C 1,2- 55 сст) и
зависит от химич. и фракционного состава H. и смолистости (содержания в
ней асфальтосмолистых веществ). Темп-pa вспышки H. колеблется в широких
пределах (от ниже - 35 до 120 0C) в зависимости от фракционного
состава и давления насыщенных паров. H. растворима в органич. растворителях,
в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать
с ней стойкие эмульсии.
Основу технологич. классификации H. в СССР
(ГОСТ 912-66) составляют: содержание серы (класс I - малосернистые H.,
включающие до 0,5% S; класс II - сернистые H. с 0,5-2% S; класс III - высокосернистые
H., включающие св. 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих
до 350 0C (тип Tне меньше 45%, тип T30%); потенциальное содержание масел (группы M1, MMкачество масел (подгруппа И1 - нефти с индексом вязкости масла больше 85,
подгруппа Ипарафина в H. и возможность получения реактивных, дизельных зимних или
летних топлив и дистиллятных масел с депарафинизацией или без неё (вид
П1 - нефти с содержанием парафина не выше 1,5%, вид Пс 1,51-6% парафина и вид П6%). Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет
шифр технологич. классификации H. Напр., доссорская (Казах. CCP) малопарафиновая
H. имеет шифр 1Т1М1И1П1, Т. е. H. малосернистая с потенциальным содержанием
фракций, выкипающих до 350 0C, св. 45%, потенциальным содержанием
масел выше 25%, индексом вязкости масла больше 85 и содержанием парафина
менее 1,5%. Технологич. классификация может быть использована для сортировки
H. (при направлении для переработки на заводах), учёта качества при планировании
добычи и переработки и при проектировании новых заводов. За рубежом H.
сортируют в основном по плотности и содержанию серы.
А
Б
В
Г
Д
Е
Ё
Ж
З
И
Й
К
Л
М
Н
О
П
Р
С
Т
У
Ф
Х
Ц
Ч
Ш
Щ
Ъ
Ы
Ь
Э
Ю
Я
