Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 [ 3 ] 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

УВ с числом атомов углерода до 4 - газ, от 5 до 16 - жидкость, выше 16 - твердые (парафин).

Нафтеновые УВ - CnH2n (цикланы)

H H H H \ / \ / H C - C H

\ / \ /

C C .

/ \ / \ H C C H / \ / \

H H H H

Ароматические УВ (арены) бедны водородом, а химическая формула имеет вид кольца (CnHn):

CH CH \\ CH CH.

CH CH

Различают нефти метановые (метановых УВ более 65 %), нафтеновые (нафтеновых УВ более 66 %), нафтено-метановые и ароматические.

К основным показателям физических свойств нефтей относятся плотность, вязкость, температура застывания, кипения и испарения, теплота сгорания, растворимость, электрические и оптические характеристики.

Углеводородный природный газ образует как самостоятельные промышленные скопления, так и встречается в земной коре вместе с нефтью. Он представляет собой смесь нескольких газов: 95 % метан СН4, остальное - этан C2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10 и другие метановые УВ. Основные свойства газа: молекулярная масса, плотность, вязкость, растворимость, сорбционная способность, упругость паров, критическое давление, теплотворность, теплоемкость, температура.

Как видим, нефть и газ - это сложные естественные соединения УВ. Как правило, нефть имеет темный цвет, резкий запах, масляниста наощупь; плотность нефти менее 1000 кг/м3. Газ бесцветен, не имеет запаха, тяжелее воздуха, ядовит; в смеси с воздухом взрывоопасен.

1.6. ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Для того чтобы открыть (обнаружить) нефтяное и газовое месторождение необходимо выполнить целхй комплекс поисково-разведочных работ, который включает в себя несколько этапов: полевые, геологические работы, поверхностные геофизические и геохимические исследования, бурение разведочных скважин с одновременными глубинными исследованиями.

История разведочных работ на нефть и газ богата парадоксами. В 1859 г. американский полковник Дрейк пробурил удачную скважину в одной из низин штата Пенсильвания и это дало основание закладывать нефтегазовые скважины в пониженных частях рельефа местности. Однако многочисленные неудачи, связанные с этим правилом, привели к появле-

нию прямо противоположного мнения - искать нефть на возвышенностях рельефа. Это был более логичный подход, так как к возвышенностям часто приурочены антиклинальные складки. Следуя этому правилу, на побережье Мексиканского залива в 1901-1905 гг. выявили 17 месторождений нефти.

Оба метода называли методом «дикой кошки». Однако уже в тот период были сделаны попытки научно обосновать направление и методы разведочных работ на нефть и газ.

В 1863 г. российский академик Г.В. Абих опубликовал результаты своих исследований на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова. Основные выводы: нефтяные месторождения приурочены к антиклинальным складкам; пластовые флюиды дифференцируются по глубине: сверху газ, под ним нефть, ниже вода. Выводы Г.В. Абиха и высказанные позже аналогичные идеи американского геолога И.С. Уайта подтверждались опытом Мексиканских работ и были успешно использованы в 1913 г. при обнаружении Новогрозненского месторождения нефти. Поэтому и до сегодняшнего дня стремятся уже на раннем этапе разведки обнаружить прежде всего антиклинали.

Основная задача первого этапа разведки - выполнить геологическую съемку - метод изучения поверхностной геологии и геоморфологии местности, на основании чего составляется геологическая карта района. На этом этапе изучают выходящие на дневную поверхность элементы пластов и образцы горных пород, окаменевшие остатки древних животных и растений, измеряют угл1 и направление простирания (падения) пластов, выполняют необходимые лабораторные анализы.

Для более детальной структурной геологической съемки бурят мелкие картировочные и структурные скважины глубиной от 20 до 300 м, которыми «проходят» все наносные современные отложения и достигают коренных пород, устанавливая структуру их и отбирая пробы коренных пород для описания и последующего лабораторного изучения.

По результатам первого этапа работ строят геологическую карту района, на которой условными обозначениями отражают распространение пород различного возраста.

Более детально геология района описывается дополнительно предполагаемым сводным стратиграфическим разрезом в виде колонки с последовательно изображенными по глубине породами и структурной картой, отражающей поверхность характерного пласта и форму его распространения.

На втором этапе используют поверхностные геофизические, геохимические и биологические методы разведки, позволяющие косвенно установить вероятное местонахождение нефтегазового пласта.

Наибольшее распространение из поверхностных геофизических методов получили сейсмо- и электроразведка, грави- и магниторазведка.

В основе сейсморазведки лежат особенности распространения упругих колебаний в земной коре. Сейсмические волны (упругие колебания), вызванные искусственным путем (например, взрывом), в зависимости от плотности пород распространяются в них со скоростью 2-8 км/с. Чем плотнее порода, тем выше скорость сейсмической волны в ней. На границе пород различной плотности волны частично отражаются и возвращаются на поверхность Земли, а частично преломляются и продолжают распространяться в глубь Земли до новой границы пород разной плотности.

Отраженные сейсмические волны улавливают и регистрируют на земной поверхности приборами сейсмографами, а затем, анализируя время

прохождения волн в горных породах, устанавливают глубину залегания пород, образовавших волны, угл1 падения пластов, относительную плотность пород. По этим данным строят профили и карты глубинного рельефа. Заметим, что метод отраженных волн (MOB) предложен российским геофизиком В.С. Воюцким в 1923 г., и с тех пор и до настоящего времени широко и успешно используется во всем мире.

Помимо MOB в поверхностной геофизике широко распространены: корреляционный метод преломленных волн (КМПВ), основанный на регистрации преломленных волн при встрече их с границей раздела различных пород под так называемым критическим углом; метод регулируемого направленного приема (РНП); метод общей глубинной точки (ОГТ).

В последние годы взрыв как источник излучения упругих колебаний уходит в прошлое. Стали применять невзрывные методы: падающий груз (Джиограф), вибраторы (Вибросейс), механические излучатели на основе «закрытых» взрывов (Диносейс). Себестоимость этих методов по меньшей мере на 50 % ниже себестоимости взрывных методов.

В морской сейсморазведке в качестве излучателей колебаний чаще других используют пневматические и электроискровые источники.

Применение современной компьютерной техники позволило существенно улучшить сейсморазведку до возможности обнаружения залежей нефти и газа, которые выявляются по рассеиванию упругих колебаний в виде «яркого пятна» (так называемая АТЗ - аномалия типа залежь).

В основе электроразведки, разработанной французом Шлюмберже в 1923 г., лежит различие в удельном электрическом сопротивлении горных пород. Хорошо проводят электрический ток кристаллические породы, осадочные породы, насыщенные минерализированной водой; плохо проводят электрический ток пористые осадочные породы, насыщенные нефтью и газом. Поэтому по характеру искусственно создаваемого в земной коре электрического поля можно определить последовательность и условия залегания горных пород.

Технически электроразведка осуществляется так: через заглубленные в грунт металлические стержни - электроды создают в земной коре искусственное электрическое поле, а при помощи других стержней, расположенных между электродами, исследуют различные аномалии искусственно созданного электрического поля земной коры. Сравнивая нормальное поле с аномальным, устанавливают литологическую характеристику разреза и наличие скоплений УВ.

Гравиметрический метод основан на неоднородности гравитационного поля земной поверхности, обусловленной различной плотностью горных пород. В зонах распространения пород с низкой плотностью (например, каменной соли) ускорение сил1 тяжести меньше, чем в зоне распространения более плотных пород (например, гранита). Измеряя силу тяжести в разных точках земной поверхности, можно обнаружить аномальные отклонения в ту или иную сторону от нормальной сил1 тяжести и по этим данным дифференцировать распространение пород с различной плотностью. Прибор, фиксирующий аномалии сил1 тяжести, называют гравиметром.

В последние годы гравиметрический метод стал распознавать флюидо-насыщенные пористые породы (коллекторы), причем, дифференцировать водоносные коллекторы от нефтеносных и газоносных, так как разница в плотности флюидов значительная (для нефти 60-80 кг/м3, для газа 160220 кг/м3 в сравнении с водой).