8.2Происхождение и условия залегания нефти

Происхождение нефти издавна привлекало внимание естествоиспытателей. В 1546 г. Агрикола писал, что нефть и каменные угли имеют неорганическое происхождение. М.В.Ломоносов высказал идею о дистилляционном происхождении нефти под действием глубинного тепла из органического вещества. Со второй половины XIX века усиливается интерес к нефти в связи с развитием нефтяной промышленности. В 1886 г. химик М.Бертло предположил, что нефть образуется в недрах земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 г. химик Г.Биссон высказал идею о происхождении нефти путем взаимодействия воды, диоксида углерода, сероводорода с раскаленным железом. В 1877 г. Д.И.Менделеев предложил минеральную гипотезу, согласно которой возникновение нефти связано с проникновением воды в глубь земли по разломам, где под действием ее на углеродистые металлы — карбиды — образуются углеводороды и оксид железа. В 50–60 гг. XX века были также выдвинуты различные гипотезы неорганического происхождения нефти, однако в 1963–1983 гг. на международных конгрессах эти гипотезы не получили поддержки. Большинство геологов-нефтяников в России и за рубежом — сторонники концепции органического происхождения нефти.

Нефть — горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Нефть образуется вместе с газообразными углеводородами обычно на глубине более 1,2–2 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвердый асфальт и др. Нефть в залежах в различной степени насыщена газом, в основном легкими углеводородами. По своему химическому составу и физическим свойствам нефть — это сложное природное образование, состоящее из углеводородов (метановых, нафтеновых и ароматических) и неуглеводородных компонентов (в основном кислородных, сернистых и азотистых соединений).

Около одной трети всей добываемой в мире нефти содержит свыше 1% серы. Химический состав нефти различных месторождений колеблется в широких пределах. Компонентами нефти являются также газы, растворенные в ней (от 30 до 300 м³ на 1 т нефти), вода и минеральные соли. Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве случаев не превышает десятых долей процента. Например, вольфрама — 0,015%, никеля — 0,005%, меди — 0,0007% и т. д.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного. Плотность от 800 до 1050 кг/м³. Температура начала кипения нефти выше +28°С Температура застывания колеблется от +26 до –60°С и зависит от содержания парафина. Температура вспышки колеблется от 35 до +120°C в зависимости от фракционного состава и давлений насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически не растворима.

Основу технологической классификации нефти в России составляют: содержание серы; содержание фракций, выкипающих до 350°С; содержание масел; качество масел; содержание парафина. За рубежом нефть сортируют в основном по плотности и содержанию серы.

8.3Добыча нефти

Почти вся добываемая в мире нефть извлекается посредством нефтяных скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъема нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему труб, механизмов и запорной аппаратуры.

Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов (в России в 1745 г, с поверхности реки Ухты); обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью; посредством колодцев (в 1825 г. из колодцев в г. Баку было добыто 4126 т). Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х годов XIX века.

Процесс добычи нефти, начиная от притока по пласту к забою скважин и до внешней перекачки товарной нефти, разделяется на три этапа: разработка нефтяной залежи или месторождения (движение нефти по пласту к скважине благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и забоях скважин); эксплуатация скважин (движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхность); сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из нефти (так называемая подготовка нефти), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа.

Процесс добычи нефти с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла. Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти и сопровождающего ее газа из недр земли.

Под разработкой нефтяного месторождения понимают осуществление процесса перемещения жидкостей (нефти и 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, а также режимом работы скважин.

Одним из важнейших показателей, характеризующих разработку нефтяного месторождения, является нефтеотдача. Нефтеотдача — это мера полноты извлечения нефти из пласта. Под нефтеотдачей понимают также меру истощенности нефтяного пласта. Нефтеотдача зависит от свойств нефти в пластовых условиях, физико-химической характеристики пласта, режима эксплуатации и системы разработки месторождения. По мере развития нефтяной промышленности, совершенствования систем воздействия на нефтяные пласты коэффициент нефтеотдачи возрастал от 0,3 до 0,5, по отдельным месторождениям — до 0,7.

С овременные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (до 75% добычи). Применяют два вида заводнения: законтурное, или приконтурное (для небольших залежей); внутриконтурное (залежи среднего размера и крупные).

Заводнение — закачка воды в нефтяные пласты в целях поддержания и восстановления пластового давления.

Пластовое давление — давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. В нетронутом массиве оно приблизительно равно гидростатическому. Оно увеличивается примерно на 1 МН/м² через 10 м глубины.

Н

Рис. 8.3. Схема расположения скважин:

1 — внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур нефтеносности; 3 — внутриконтурные нагнетательные скважины; 4 — законтурная нагнетательная скважина; 5 — эксплуатационные скважины

аиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в которых располагаются три или пять рядов эксплуатационных скважин (рис. 8.3).

Расстояние между скважинами составляет 400–800 м. Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластового давления, либо путем использования одного из механизированных способов подъема жидкости. Обычно сначала преобладает фонтанная добыча, по мере ее ослабления скважины переводят на механизированный способ добычи.

К механизированным относят: газлифтный (эрлифтный) и турбинонасосный (штанговые, погруженные центробежные, гидропоршневые и винтовые насосы). Применение различных способов подъема нефти примерно таково: фонтанный — 15%, штанговые насосы — 69%, погруженные центробежные — 12%, газлифтные скважины — 4%.