Крупнейшие месторождения

Месторождения естественных выходов нефти на поверхность земли: в нашей стране - на Кавказе, в Поволжье, Приуралье, на острове Сахалин. За рубежом - в Северной и Южной Америке, в Индонезии и на Ближнем Востоке.

Уникальные нефтяные месторождения мира: в Саудовской Аравии, Кувейте, Венесуэле, России, Ирак, Иран.

Крупнейшим нефтяным месторождением мира яв-ся Гавар в Саудовской Аравии. Большинство зарубежных гигантов нах-ся в странах Ближнего и Среднего Востока. В них сосредоточено около 50 млрд т доказанных запасов нефти.

Самым крупным газовым месторождением мира яв-ся Северное-Южный Парс в Кактаре. Несколько уступают ему российские.

В 1892 г. русский геолог В.Д. Соколов предложил "космическую" гипотезу возникновения нефтяных углеводородов в коре нашей планеты. По его мнению, углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля. Впоследствии они стали выделяться из магмы и подниматься в газообразном состоянии по трещинам в верхние слои земной коры, где конденсировались, образуя месторождения нефти. Оппоненты В.Д. Соколова утверждают, что существование в недрах Земли трещин большой протяженности, соединяющих земное ядро с поверхностью, невозможно. Современными же исследованиями установлено, что в атмосфере планет Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна присутствует метан, хотя никакой органики на этих планетах не было и быть не может. Ученые предполагают, что метан образовался в условиях высоких температур из водорода и углекислого газа, широко распространенных в космосе.

В 50-е годы ленинградский геолог-нефтяник Н.А. Кудрявцев собрал и обобщил огромный геологический материал по нефтяным месторождениям мира. Он подтвердил наблюдения Д.И. Менделеева о том, что многие месторождения обнаруживаются под зонами глубинных разломов земной коры. Во-вторых, он собрал сведения об отсутствии прямой связи между наличием нефти и количеством органич-го в-ва в породе. На основании этих и др. фактов Н.А. Кудрявцев выдвинул "магматическую" гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН, СН₂ и СН₃. Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в рез-тате чего образуются различные нефтяные углеводороды.

Наиболее распространены антиклинальные ловушки (а). Если в антиклинальной складке пласт-коллектор перекрыт водогазонефтенепроницаемой толщей (покрышкой), то в нем возможно формирование нефтегазовой залежи. Тектонические движения часто приводят к разрыву сплошности слоев и вертикальному перемещению мест обрыва относ-но друг друга. В результате пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой, что приводит к образованию тектонически экранированной ловушки (б). Если по какой-то поверхности коллекторы перекроются более молодыми непроницаемыми отложениями, то образуется стратиграфически экранированная ловушка (в). В природе встречаются случаи, когда линзы проницаемых пород, например, песчаников, окружены непроницаемыми - глинами. В этом случае образ-ся литологически экранир-ная ловушка (г).

Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. Строение скважины. Виды скважин.

Бурение - процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной наз-ют вертикальную или наклонную горную выработку круглого сечения глубиной свыше 5м и диаметром не менее 75мм, сужающуюся книзу. Верхняя часть скважины наз-ся устьем, дно- забоем, боковая поверх-ть - стенкой, а пространство, огранич-е стенкой,- стволом скважины. Длина скважины - расстояние, от устья до забоя по оси ствола, глубина - проекция длины на вертик. ось.

Начальный участок I скважин называют направлением. Нижерасположенные участки скважины цилиндрич-ие. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую наз-ют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необх-ти перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной По кол-ву промеж-ных колонн различают одноколонные, 2-хколонные и 3-хколонные скважины.

Конструкция скважины:

1 - обсадная труба;

2 - цементный р-р;

3 - пласт;

4 - перфорация в обсадной трубе и цементном растворе.

I – направл-е;

II - кондуктор;

III – промеж-я колонна;

IV – эксплуат-я колонна.

По назначению скважины подраздел-ся на:

1. Разведочные скважины служат для проведения инженерно-геологических изысканий, изучения структур, геофиз-х работ, поисков и разведки нефт-х и газ-х местор-й

2. Эксплуат-ные скважины служат для добычи нефти и газа.

3 К. вспомогат. отн-ся скважины, обслужив-щие процесс добычи нефти и газа (нагнетат-ные, наблюдательные, пьезометрические, вентиляц-ые,водоотливные и дегазацион-е).

Для бурения скважин исп-ся комплекс оборудования называемый буровой установкой. В ее состав входят: буровая вышка; оборудование для механизации спуско-подъемных операций; буровой станок; буровые насосы; силовой привод; оборудование для приготовления, очистки и регенерации промывочной жидкости. Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб. Применяют буровые вышки высотой до 60 м четырехгранной или А-образной формы. Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает кренблок, талевый блок, вертлюг и лебедку. С их помощью осуществляются спуск и подъем бурильной колонны, спуск обсадной колонны, подача долота и ряд вспомогательных работ при свинчивании и развинчивании бурильных и обсадных труб. Буровой станок состоит из квадратной ведущей штанги, кот. проходит ч/з квадратное отверстие в стальной круглой плите (ротор), соединенной с вращающим ее двигателем.

Верхний конец квадратной штанги соединен с вертлюгом, назначение которого состоит в том, чтобы предотвращать закручивание талевой системы. Нижний конец квадратной штанги соед-ся с бурильной колонной. Ротор служит для вращения бурильной колонны (роторное бурение), периодического проворачивания бурильной колонны (турбинное бурение и электробурение), подвески бурильной колонны во время спуско-подъемных работ и подвески обсадной колонны при спуске ее в скважину. Буровые насосы предназначены для промывки скважины. Силовой привод необходим для работы лебедки, ротора и буровых насосов. Бурение начинают привинтив первоначально к квадратной штанге одну круглую трубу с долотом на конце. Двигатель, установленный около вышки, вращая ротор, передает через квадратную штангу вращение круглой трубе с долотом. По мере углубления скважины к бурильной колонне привинчивают все новые бурильные трубы, длина каждой из которых составляет 6...10 м.Для удаления разбуренной породы ч/з шланг, присоединенный к неподвижной части вертлюга, в бурильную колонну насосами закачивается глинистый раствор. Последний, пройдя по бурильным трубам вниз, выходит ч/з отверстие в долоте к забою скважины, захватывает частички породы, затем поднимается ме/у стенками скважины и бурильными трубами. Глинистый раствор, выйдя из скважины, по желобу поступает в отстойник, где частицы взвешенной в нем породы постепенно оседают. После этого раствор вновь закачивается в скважину.

Фракционный, групповой и элементный состав нефти. Качество нефтей Башкирии и Западной Сибири. Как влияет состав перерабатываемой нефти на оборудование и профиль нефтехимических предприятий.

Нефть и газ - это тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Различают элементный, фракционный и групповой составы нефти. Осн-ми ее элем-ми являются углерод С (83...87 %) и водород H (11...14%).

Кислород встречается в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях; его в нефти не более 3,6%. Из металлов в нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, ртуть и др.

Фракционный состав нефти опред-ся при разделении соединений по темп-ре кипения. Фракцией (дистиллятом) наз-ся доля нефти, выкипающая в определ-м интервале темп-р. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считают темп-ру, при кот. испарение фракции прекращ-ся.

Под групповым составом нефти понимают колич-ое соотношение в ней отдельных групп углеводор-в и соединений.

Углеводороды представляют собой хим-е соединения С и H. Они бывают парафиновые, нафтеновые и ароматич-е

Кроме углеводородов в нефти содержатся кислородные, сернистые и азотистые соединения. К числу осн-х кислородных соединений, содержащихся в нефтях, относятся нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые в-ва. Нафтеновые кислоты вызывают коррозию металлов. Асфальто-смолистые в-ва это сложные высокомолек-е соед-ния,содержащие кроме С и H, О (до 2%), S (до 7%) и N (до 1%). При обычных темпер-рах они представляют собой малотекучее или тв. в-во с плотностью, превышающей плотность воды. Часть асфальто-смолистых в-в, растворимая в бензине, наз-ся смолой,а нераст-мая- асфальтом. Азотистые соед-я представлены порфиринами.

Содержание сернистых соединений в отдельных нефтях доходит до 6%. Однако встречаются и малосернистые нефти.

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Т.к. 1) вода - это балласт, перекачка кот. не приносит прибыли.2)при совместном течении нефти, газа и воды им. место значит-но большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми тапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. 3)сильно минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборуд-я.

Для обеспеч. высоких показателей работы установок по переработке нефти в них необх-мо подавать нефть с содержанием солей не более 6 г/л и воды 0,2%. Поэтому нефть, поступающую на НПЗ, подвергают дополнит-му обезвоживанию и обессоливанию. Эта доочистка осущ-ся на электрообессоливающих установках ЭЛОУ.

Для вымывания солей в нефть добавляют щелочную воду. Осн-е ее кол-во затем отделяют в электродегидраторе 1-й ступени. Оконч. обезвож-е нефти осущ-ся в электродегидраторе 2-й ступени. Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. Состав и конц-ция примесей, сод-щихся в дистиллятах, зависят от вида исп-мого сырья, применяемого процесса его переработки, технологич-го режима установки. Для удаления вредных примесей дистилляты подверг-ся очистке.

Дата добавления: 2015-11-14