ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Сучасний стан виявлених запасів та видобутку нафти і газу

Велике значення нафти і газу в світовому господарстві зумовило бурхливе зростання їхнього споживання, особливо з середини ХХ століття. Це призвело до розширення пошуково-розвідувальних робіт і відкриття численних нафтових і газових родовищ у багатьох країнах світу.

Зараз на територіях і в акваторіях близько 120 країн світу виявлено понад 50 тисяч нафтових і газових родовищ й щорічно ця кількість зростає. Зараз сумарні доведені запаси цих родовищ оцінюють у таких обсягах: нафти — близько 240 млрд т (1800 млрд барелів), газу — близько 210 трлн м3 (7400 трлн куб. футів).

Довідка: Оскільки в зарубіжних виданнях відомості про запаси і видобуток нафти і газу часто наводять не в системі СІ, то нижче наведені відповідні орієнтовні перевідні коефіцієнти:

— для нафти:1 барель≈159 літрів ≈ 0,159 м3; 1 м3≈6,29 барелів;

— для газу: 1 куб.фут≈0,028 м3; 1м3≈35,3 куб.футів.

Для «світової» нафти з усередненою густиною 850 кг/м3 1 барель нафти≈135,15 кг, 1т нафти≈7,4 барелів.

Видобуток нафти і газу ведуть майже в 110 країнах світу й за останні роки коливається в межах: нафти — 3,5–4 млрд т (26–30 млрд барелів) за рік, газу —3–3,3 трлн м3 за рік (106–116 трлн куб. футів). При нинішніх рівнях доведених запасів і видобутку нафти вистачить приблизно на 60–70 років, а газу — на 65–70 років.

Родовища нафти і газу та їхні запаси в різних частинах світу поширені вкрай нерівномірно. Не тільки окремі країни, а й великі регіони різняться за кількістю виявлених родовищ і величиною запасів. Значні запаси нафти і газу виявлені в таких регіонах:

– Азія (Близький Схід, Середня Азія, Казахстан, Центральна Азія, Південно-Східна Азія, Західний Сибір, Каспійське море);

– Північна Америка (Мексиканська затока, Аляска, Мідконтинент, Каліфорнія), – Південна Америка (озеро Маракайбо);

– Африка (Сахара і західне узбережжя);

– Європа (Урало–Поволжя, Прикаспійська низовина, Північне море).

Серед країн, в яких зосереджені найбільші доведені запаси нафти, можна виділити такі 2 групи (в дужках наведені запаси нафти в мільярдах тонн на кінець 2013 р.):

1) країни, в надрах яких виявлені супергігантські запаси нафти (більше 10 млрд т): Венесуела (47, у т. ч. у нафтоносних пісках), Саудівська Аравія (37), Канада (28, у т. ч. у нафтоносних пісках), Іран (22), Ірак (20), Кувейт (14), Об’єднані Арабські Емірати (13), Росія (13);

2) країни, в яких виявлені гігантські запаси нафти (від 1 до 10 млрд т): Лівія (6,3), Нігерія (5,0), Казахстан (3,9), США (5,4), Катар (2,6), Китай (2,5), Бразилія (2,3), Ангола (1,7), Алжир (1,5), Мексика (1,5), Еквадор (1,2), Норвегія (1,0), Азербайджан (1,0).

Серед країн, в яких зосереджені найбільші доведені запаси газу, можна виділити такі 2 групи (в дужках наведені запаси газу в трильйонах кубометрів на кінець 2013 р.):

1) країни, в надрах яких виявлені супергігантські запаси газу (більше 10 трлн м3): Росія (31–48), Іран (34), Катар (25), Туркменістан (17);

2) країни, в надрах яких зосереджені гігантські запаси газу (від 2 до 10 трлн м3): США (9), Саудівська Аравія (8), Об’єднані Арабські Емірати (6), Венесуела (6), Нігерія (5), Алжир (5), Австралія (4), Ірак (4), Китай (3), Індонезія (3), Норвегія (2), Канада (2).

Основний видобуток нафти в світі ведеться у таких країнах, які за щорічним рівнем видобутку можна поділити на такі 3 групи (в дужках наведено видобуток нафти в мільйонах тонн у 2014 р.):

1) країни, в яких щорічний видобуток нафти сягає більше 100 млн т: Саудівська Аравія (526), Росія (511), США (352), Іран (206), Китай (203), Канада (164), Об’єднані Арабські Емірати (150), Мексика (145), Кувейт (140), Венесуела (140), Ірак (137), Нігерія (117), Бразилія (115);

2) країни, в яких щорічний видобуток нафти сягає від 30 до 100 млн т: Норвегія (93), Ангола (85), Алжир (74), Катар (71), Великобританія (52), Колумбія (49), Азербайджан (46), Індонезія (46), Оман (42), Індія (41), Єгипет (35), Аргентина (30);

3) країни, в яких щорічний видобуток нафти сягає від 10 до 30 млн т: Еквадор (27), Малайзія (27), Лівія (22), Судан (22), Сирія (17), В’єтнам (16), Конго (15), Таїланд (14), Екваторіальна Гвінея (13), Габон (12), Німеччина (11), Йемен (11), Туркменістан (11);

Основний видобуток газу в світі ведеться у таких країнах, які за щорічним рівнем видобутку можна поділити на такі 2 групи (в дужках наведено видобуток газу в мільярдах кубометрів у 2011 р.):

1) країни, в яких щорічний видобуток газу сягає більше 100 млрд м3: США (651), Росія (607), Канада (161), Іран (152), Катар (147), Китай (103), Норвегія (101);

2) країни, в яких щорічний видобуток газу сягає від 30 до 100 млрд м3: Саудівська Аравія (99), Алжир (78), Індонезія (76), Нідерланди (64), Малайзія (62), Єгипет (61), Туркменістан (60).

Підводячи підсумок вищенаведених даних по регіонах і країнах можна констатувати, що в світі зафіксовано такі регіональні суперцентриконцентрації запасів і видобутку нафти і газу:

1) суперцентри концентрації запасів нафти: а) Близький і Середній Схід в районі Перської затоки (Саудівська Аравія, Іран, Ірак, Кувейт, ОАЕ); б) Північна Америка (Канада); в) Південна Америка (Венесуела); г) Росія;

2) суперцентри концентрації запасів газу: а) північ Західного Сибіру (Росія); б) Близький і Середній Схід в районі Перської затоки (Іран, Катар); в) Середня Азія (Туркменістан);

3) суперцентри видобутку нафти: а) Саудівська Аравія; б) Росія; в) США;

4) суперцентри видобутку газу: а) США; б) Росія.

 

Перший суперцентр — нафтовий — розташований на Близькому Сході в районі Перської затоки. Другий суперцентр — газовий — розміщений на півночі Західного Сибіру.

Підводячи підсумок вищенаведених даних по регіонах і країнах можна констатувати, що основні доведені запаси нафти зосереджені на Близькому Сході, у Латинській Америці, у Сибіру й Африці. У потужних споживачів нафти – США і європейських країнах – її запаси не такі великі.

 

група — країни, в надрах яких зосереджені супергігантські запаси газу (більше 20 трлн м3): Росія (45), Іран (33),

 

Алжир, Єгипет, Оман, Канада, Норвегія, Великобританія, Нідерланди (газ), Казахстан, Азербайджан, Туркменія (газ), Індонезія, Малайзія, Індія, Австралія Мексика, США, та Китай

І група — країни, в надрах яких зосереджені супергігантські запаси нафти і газу (більше 10 млрд т умовного палива). Щорічно видобуток нафти в цих країнах сягає, зазвичай, перших сотень мільйонів тонн, а газу — перших сотень мільярдів кубометрів. До цієї групи належать Саудівська Аравія, Іран, Ірак, Об’єднані Арабські Емірати, Кувейт, Мексика, США, Венесуела, Росія та Китай.

ІІ група — країни, в яких виявлені гігантські запаси нафти і газу (від 1 до 10 млрд т умовного палива). Видобуток нафти в них здебільшого становить 30–100 млн т на рік. До цієї групи входять Нігерія, Лівія, Алжир, Єгипет, Оман, Канада, Норвегія, Великобританія, Нідерланди (газ), Казахстан, Азербайджан, Туркменія (газ), Індонезія, Малайзія, Індія, Австралія.

У багатьох країнах видобуток нафти лімітується або жорсткими квотами, які встановлює Організація країн-експортерів нафти (ОПЕК), щоб не допустити падіння цін на нафту, або політичною ситуацією в певному регіоні.

В Україні відкрито понад 330 родовищ нафти і газу. Розвідані запаси нафти в Україні оцінюються в 150 млн т, а газу — в 1 трлн м3. В останні роки щорічний видобуток нафти в Україні становить близько 4 млн т (при потребі 25–30 млн т), а газу — близько 20 млрд м3 (при потребі 50–60 млрд м3).

Витрати на пошук, розвідку та видобування нафти і газу в світі безперервно зростають. Причиною цього є освоєння великих глибин і віддалених районів, в т. ч. арктичних і морських. Зараз з акваторій видобувається близько 22% нафти. Незважаючи на великі витрати, нафтогазодобувні компанії мають значні прибутки.

І ще одна особливість, що стосується нафти і газу, і яку необхідно знати фахівцям-нафтовикам. Світову ціну на нафту встановлюють не за принципом рентабельності (певної прибутковості) її видобування, а за кон’юнктурою ринку (сукупністю умов, які характеризують співвідношення між попитом і пропозицією на нафту). Саме тому на світових ринках і відбуваються різкі коливання цін на нафту в різні періоди часу. Продажну ціну за природний горючий газ вираховують за спеціальною формулою, в яку основною складовою входить ціна на нафту.

 

Каустобіоліти

Нафта, вуглеводневий газ, торф, вугілля, горючі сланці, а також інші природні органічні сполуки складають особливу групу мінеральних утворень земної кори. Їх називають горючими корисними копалинами чи каустобіолітами. Буквальний переклад цього терміну з грецької — горючий камінь органічного складу.

В сучасному розумінні каустобіоліти — це горючі корисні копалини, які мають органічний склад, здатні легко загорятись і горіти після усунення джерела вогню, виділяючи при цьому значну кількість теплоти.

За умовами утворення серед каустобіолітів розрізняють 2 основні ряди (за Г. Потоньє):

1. Вугільний ряд, до якого належать каустобіоліти, які залягають на місці свого утворення (сингенетичні до порід): торф, сапропеліт, буре вугілля, вуглисті і горючі сланці, кам’яне вугілля, антрацит. Вугілля відмежовують від сланців за вмістом більше 50% органічної речовини (ОР), а сланці від розсіяної ОР за вмістом приблизно 25% ОР при збереженні ознаки горючості. Сапропелі з озер використовують як органічне добриво в місцевих господарствах і додають у раціон тваринам, оскільки він багатий солями Ca, Fe і P.

2. Бітумний або нафтовий ряд, до якого належать каустобіоліти, що мають переважно міграційну природу, а саме: нафти зі всіма їхніми природними похідними і спорідненими речовинами (мальти, асфальти, озокерит, вуглеводневі гази тощо).

Виходячи із фізичних властивостей (агрегатного стану), бітуми поділяють (за Гефером) на:

1. Гази: а) природний; б) нафтовий; в) вугільний або рудниковий; г) болотний; д) сланцевий.

2. Рідкі бітуми: а) нафти; б) конденсати; в) мальти; г) смоляний, чорний дьоготь.

3. Тверді бітуми: а) озокерит (гірська смола, гірський віск); б) асфальт.

4. Мішані бітуми (суміші з кам’яним вугіллям або гірськими породами): а) бітумінозні сланці; б) гагат (з бурим вугіллям); в) смолистий пісковик; г) асфальтовий вапняк.

На відміну від каустобіолітів вугільного ряду газоподібні та рідкі горючі корисні копалини бітумного ряду характеризуються надзвичайною рухливістю в земній корі.

Нафта

 

Слово “нафта” походить від мідійського “нафата” (та, що просочується, витікає), яке в подальшому трансформувалось в персидське “нефт” і грецьке “нафта”. В різних країнах нафту називають по-різному (ойл, петролеум, ердель), але в більшості випадків змістове значення цих найменувань — “земляне”, “гірське” або “кам’яне” масло.

Що таке нафта? Однозначно визначити це поняття неможливо із-за його багатогранності.

З погляду геологів нафта це корисна копалина з ряду бітумів, яка має міграційну природу скупчення в гірських породах земної кори.

Для технологів нафтоперегінних заводів нафта — це сировина для одержання пального (бензину, гасу, мазуту), мастил, парафіну, синтетичних матеріалів тощо.

З погляду хіміків нафта — це складна суміш алканів, цикланів і аренів з гетероатомними органічними сполуками.

Для фізиків нафта — це колоїдно-дисперсна складно організована система природних гідрофобних розчинів.

Узагальнюючи ці погляди, можна дати таке тлумачення.

Нафта — це рідка горюча корисна копалина, яка являє собою складну природну суміш вуглеводнів, гетероатомних сполук і смолисто-асфальтових речовин. Зазвичай нафта перебуває в надрах у фазовідокремленому стані, не змішуючись з природними водними розчинами.

Зовнішні ознакинафти: на дотик масляниста рідина, має специфічний (бензиновий) запах, легша за воду, легко загоряється, гідрофобна (у воді не розчиняється), з водою може утворювати емульсії (суміш двох взаємно нерозчинних рідин, з яких нафта розподілена у воді у вигляді дрібних краплинок), розчинна в органічних розчинниках, на світлі люмінесціює. Легкі нафти звичайно світло-коричневі, іноді бруднувато-молочного кольору (“біла” нафта). Важкі нафти — темно-бурі або чорного кольору, деколи із зеленкуватим відтінком.

Хімічний склад

 

Розглядаючи хімічний склад нафти, розрізняють елементний, вуглеводневий і груповий її склад.

1. Елементний склад, тобто кількісний вміст хімічних елементів у сполуках, що утворюють нафту. В складі нафти обов’язково містяться 5 хімічних елементів: карбон, гідроген, сульфур, нітроген, оксиген при різкій кількісній перевазі карбону та гідрогену (в сумі більше 90% за масою). Склад нафт різних родовищ неоднаковий. Середній елементний склад «світової» (усередненої) нафти такий: карбону — 82–87% (мас.), гідрогену — 11–14%, сульфуру — до 3% (рідко до 5–8%), нітрогену — до 2%, оксигену — до 1%. Всі атоми (крім атомів карбону), що входять до складу органічних сполук називають гетероатомами. Хоча вміст гетероатомів у нафті незначний, їхній вплив на склад нафт дуже великий.

У золі, яку одержують у вигляді пилу після спалювання нафти, виявлено до 50 мікроелементів — металів і неметалів: кремній, фосфор, ферум, алюміній, калій, йод, бром, кальцій, магній, натрій, купрум, плюмбум, арґентум, нікель, хром, молібден, ванадій та ін. (елементи розташовані приблизно в порядку зменшення їх вмісту в нафті). Більша частина цих хімічних елементів вміщується в морській воді і могла потрапити в нафту саме звідти. Найцікавішим є підвищений вміст у нафті ванадію та нікелю, які використовують для кореляції (зіставлення) нафт при дослідженні родовищ. Відомо, що ванадій і нікель концентруються в порфіринах (зокрема у хлорофілі — барвній органічній речовині рослин), в результаті чого вміст цих елементів в нафті в декілька разів перевищує їхню концентрацію в земній корі. Кількість золи, що утворюються при спалюванні нафт, невелика — звичайно соті частки відсотка.

2. Груповий склад, тобто вміст різних груп хімічних сполук, що утворюють нафту. Усього з нафт виділено понад 1000 індивідуальних хімічних сполук. При цьому розрізняють вуглеводневий і невуглеводневий склад.

Вуглеводневийсклад нафти служить важливою характеристикою, яка визначає тип нафти, оскільки вуглеводні (ВВ) здебільшого переважають над іншими класами речовин.

У нафті виділяють 3 класи ВВ:

1) метанові (парафінові), або алкани, із загальною формулою CnH2n+2. Це ланцюгові насичені ВВ (тобто такі ВВ, у яких всі валентності С повністю насичені), які здатні лише до реакцій заміщення.

Представники метанових вуглеводнів: СН4 — метан; С2Н6 — етан; С3Н8 — пропан; С4Н10 — бутан; С5Н12 — пентан; С6Н14 — гексан; С7Н16 — гептан; С8Н18 — октан; С9Н20 — нонан; С10Н22 — декан.

За нормальних умов (00С і 760 мм ртутного стовпчика) метанові вуглеводні перебувають у такому агрегатному стані: від СН4 до С4Н10 — гази; від С5Н12 до С15Н32 — рідини; від С16Н34 і вище — тверді речовини (парафіни та церезини).

Починаючи з бутану, метанові вуглеводні поділяють на:

а) нормальні (з прямим ланцюгом), наприклад, n–бутан СН3–СН2–СН2–СН3;

б) ізомерні (з розгалуженим ланцюгом), наприклад, i–бутан:

Вуглеводні метанового ряду складають основну частину нафт, які не зазнали істотних змін.

Парафінові нафти мають найменшу густину та найбільшу теплотвірну здатність.

2) нафтенові (поліметиленові, або циклани, або циклопарафіни) із загальною формулою СnH2n. Це насичені вуглеводні, які мають в основі замкнуте кільце (цикл) із метилових (СН2) груп. Найчастіше в нафтах трапляються циклопентани й циклогексани та їхні похідні.

Циклопентан C5H10 Циклогексан C6H12

 

До кілець можуть приєднуватись ланцюжки метанової будови.

При звичайних температурах нафтенові вуглеводні стійкі.

Будь-який вуглеводень, який складається із радикалів метанового ряду й містить хоча би один цикл нафтенового ряду, належить до нафтенового.

3) ароматичні, або арени, із загальною формулою CnH2n–6. Це ненасичені циклічні вуглеводні, в основі яких лежить бензольне кільце. Наприклад,
бензол C6H6:

Ароматичні вуглеводні завжди присутні в нафтах, але рідко переважають в їхньому складі над іншими вуглеводнями. Ці вуглеводні досить стійкі, але вони більш хімічно активні в порівнянні з метановими і нафтеновими вуглеводнями, оскільки мають подвійні зв’язки між атомами карбону, що зумовлює їхню здатність до реакцій приєднання та полімеризації. При нагріванні ароматичні вуглеводні розкладаються з переходом в насичені вуглеводні.

Крім того, в нафтах міститься значна кількість «гібридних» вуглеводнів різноманітних типів. У таких вуглеводнях разом пов’язані різні структурні групи — алканові ланцюги, циклопарафінові та аренові цикли. В нафтах переважно трапляються нафтеново-ароматичні вуглеводні. Прийнято вважати, що якщо вуглеводень має хоча би один цикл ароматичного ряду, то його зараховують до ароматичного. Гібридні вуглеводні сконцентровані переважно у висококиплячих фракціях нафти

Невуглеводневі компоненти нафти поділяють на такі, які можна описати хімічною формулою, і ті, структура яких не може бути визначена однозначно. До перших належать сульфурні, нітрогенні та оксигенні сполуки, до других — смолисто-асфальтові речовини та домішки.

Сульфурні сполуки. Сульфур в нафті може перебувати у складі неорганічних і органічних сполук.

Серед неорганічних сполук сульфуру в нафті присутні елементна сірка (колоїдний розчин) і сірководень.

Органічні сполуки сульфуру в нафті: меркаптани (тіоспирти), сульфіди, дисульфіди, тіофени та тіофани. Меркаптани мають сильний неприємний запах. Цю властивість використовують для виявлення витоків газу на нюх при експлуатації побутового газового обладнання шляхом додавання їх у газорозподільну систему;

Елементна сірка, сірководень і меркаптани належать до так званої “активної сірки” і є шкідливими компонентами в нафті через їхню здатність активно реагувати з металами, спричиняючи їхню корозію. Крім того, сульфурні сполуки в нафтах і нафтопродуктах сприяють забрудненню навколишнього середовища, додають їм неприємний запах, мають токсичні властивості, а також погіршують антидетонаційні властивості бензинів. Все це знижує якість нафт з великим вмістом сульфуру та відповідно їхню продажну ціну на світових ринках. Нафти з великою густиною звичайно вміщують сульфуру більше, ніж легкі нафти. Близько третини всієї нафти, що видобувають у світі, вміщує більше 1% сульфуру. Високий вміст сульфурних сполук характерний для нафт, які залягають у карбонатних відкладах осадової товщі земної кори.

Нітрогенні сполуки. Найчастіше в нафті містяться піридин, хінолін, порфірин.

Вміст нітрогенних сполук у нафті 1,0–1,5%, більша половина їх зосереджена в смолисто-асфальтовій частині.

Оксигенні сполуки. Оксиген утворює в нафті такі основні хімічні сполуки: нафтенові кислоти(сполуки нафтенового циклу з карбоксильною групою СООН; мають діагностичне значення при пошуку нафти) феноли, жирні кислоти та їхні похідні. Переважна частина оксигенних сполук міститься в смолисто-асфальтовій частині нафти.

Смолисто-асфальтові (асфальто-смолисті) речовини. Хімічна будова цих компонентів нафти дуже складна й мало вивчена. Смолисто-асфальтові речовини не є вуглеводнями, а являють собою високомолекулярні поліциклічні органічні сполуки, до складу яких входять, окрім карбону та гідрогену, сульфур, нітроген і оксиген. Вони колоїдно розчинені в нафті, при перегонці не википають і мають темно-бурий і чорний колір. Смолисто-асфальтові речовини присутні у всіх нафтах і кількість їх іноді перевищує 45%. Основна маса цих речовин міститься в гудроні — в’язкій смолистій масі, яка залишається після виділення із нафти легких і масляних фракцій. Цей гудрон являє собою високодисперсні колоїдальні розчини асфальтенів у нафтових смолах.

Смолисто-асфальтові речовини хімічно неактивні, що не дає змоги розділяти їх на складові частини за допомогою функціональних реактивів. Тому в нафтовій хімії прийнято поділ їх на групи проводити не на основі хімічного складу, а за відношенням до різних розчинників. З цією метою використовують адсорбційні та екстракційні методи. Адсорбційні методи ґрунтуються на здатності поверхневих шарів твердого тіла (силікагелю) поглинати рідини. Екстракційні методи дають змогу розділяти суміші речовин на компоненти за допомогою органічних розчинників (петролейного ефіру, хлороформу, бензолу, спиртобензолу та ін.), в яких вони розчиняються неоднаково. За допомогою цих методів смолисто-асфальтові речовини нафти поділяють на смоли і асфальтени. Нафтові смоли являють собою напіврідкі або тверді речовини, які розчиняються в петролейному ефірі та адсорбуються з цього розчину силікагелем. Густина смол дещо більша 1000 кг/м3, а молекулярна маса коливається від 500 до 1000. Асфальтени є твердою, аморфною, крихкою речовиною і на відміну від смол більш високомолекулярні (а це свідчить про те, що вони мають більш складну молекулу, ніж смоли), нерозчинні в петролейному ефірі, але розчиняються в бензолі й хлороформі. При нагріванні асфальтени не плавляться, а здуваються та розкладаються, перетворюючись в коксоподібну речовину. Асфальтени є головними складовими частинами таких твердих бітумів, як гільсоніт і асфальтит.

Смолисто-асфальтові речовини мають високу поверхневу активність і при високому вмісті їх в нафті ускладнюють умови фільтрації її в продуктивних пластах. Припускається, що смолисто-асфальтові речовини утворились частково в результаті окиснення та полімеризації вуглеводнів, що входять до складу нафти.

Домішки. Нафта вміщує дуже малі кількості різноманітних домішок, як органічних, так і неорганічних. Серед органічних домішок в нафті під мікроскопом виявлені такі стійкі утворення, як кременисті скелетні залишки, скам¢янілі уламки деревини, спори, спікули, водорості тощо. Неорганічні речовини в нафті представлені механічними домішками у вигляді піску, глинистих мінералів, солей (переважно хлориди), які іноді виносяться із свердловини на поверхню разом з нафтою. Вони осаджуються із супутньої нафті води, що вказує швидше на їхній зв’язок з морською водою, ніж з нафтою. Більшість нафт вміщує хлорид натрію (кам’яну сіль), яка присутня в пластовій воді, що звичайно вилучається разом з нафтою. Значний вміст солі (більше 0,7%) діє подібно до сірки, спричинюючи корозію обладнання. Технологія видобування нафти та підготовки її до подальшого використання передбачає відділення від нафти води і розчинених в ній солей шляхом обезводнення і знесолювання продукції, що поступає із свердловини .

Крім того, при експлуатації свердловин на поверхню разом із нафтою часто виноситься пластова вода, яка, зрозуміло, не є компонентом нафти.

 

Фізичні властивості

Фізичні властивості нафти, як і хімічний склад, визначають її характер і товарні якості. Нижче наведені основні фізичні ознаки (параметри) нафти, які використовують при підрахунку її запасів, проектуванні розробки родовищ, оцінці якості, розрахунках нафтопроводів, транспортуванні тощо.

1. Густина — це маса нафти в одиниці її об’єму. Густина є найважливішою інтегральною величиною, що відображає склад і властивості нафти та є визначальним показником її якості. Знаючи густину, фахівець має перше наближене уявлення про нафту

Найчастіше густину нафти позначають літерою r і виражають в кг/м3, г/см3 або т/м3. У довідниках часто наводять відносну густину нафти, яка чисельно дорівнює відношенню густини нафти при 200С до густини дистильованої води при 40С. Відносна густина нафти позначається символом r420 або і є безрозмірною величиною, оскільки показує у скільки разів маса нафти певного об’єму при 200С менша (дуже рідко більша) маси дистильованої води при 40С. Чисельно відносна густина нафти дорівнює її значенню в г/см3 або т/м3.

На густину нафти істотно впливають її склад (особливо фракційний) і температура. Якщо в хімічному складі нафти переважають метанові ВВ, то вона легша за нафту, збагачену ароматичними ВВ. Чим більше в нафті смолисто-асфальтових речовин, тим вища її густина. У легких нафтах вихід «світлих» фракцій, що википають при нижчих температурах (бензинових, гасових, газойлевих), більший, ніж вихід фракцій, що википають при вищих температурах. Із збільшенням температури густина нафти зменшується.

У надрах густина нафти завжди менша, ніж на земній поверхні, оскільки в пластових умовах нафта містить розчинений газ (чим його в нафті більше, тим густина нафти менша) і перебуває під більшою температурою. Пластовий тиск на густину нафти має незначний вплив.

На поверхні при стандартних умовах густина нафти може набувати числових значень від 750 до 1040 кг/м3 (найчастіше в межах 820–920 кг/м3). Нафти з густиною понад 1000 кг/м3називають мальтами. У пластових умовах густина нафти змінюється в межах 500–950 кг/м3 (здебільшого в межах 650–850 кг/м3).

Густину дегазованої нафти, відібраної на гирлі свердловини, визначають при стандартних (поверхневих) умовах лабораторними методами переважно за допомогою ареометрів (нафтоденсиметрів) або пікнометрів. Густину пластової нафти, піднятої із свердловини глибинними пробовідбірниками із збереженням пластових умов, визначають у лабораторії на спеціальній апаратурі. Крім того, густину пластової нафти можна розрахувати, використовуючи результати досліджень інших парметрів нафти.

Для переведення густини нафти, виміряної на поверхні при стандартних умовах, у густину нафти в пластових умовах використовують формулу

, (1.1)

де rн.п густина нафти в пластових умовах, кг/м3; rн.дгустина дегазованої нафти, виміряної на поверхні при стандартних умовах, кг/м3; — відносна густина газу, розчиненого в нафті; S — газовміст пластової нафти, м33; b — об’ємний коефіцієнт нафти.

Важлива заувага: Не слід плутати поняття «густина нафти» із поняттям «питома вага нафти», оскільки питома вага нафти — це відношення ваги (не маси!) нафти до її об’єму. Питому вагу нафти вимірюють у Н/м3 і зазвичайпозначають літерою g. Густина та питома вага нафти пов’язані між собою співвідношенням

g =r g,

де g = 9,8 м/с2 прискорення вільного падіння.

2. В’язкість — властивість нафти чинити опір взаємному руху її частинок під дією зовнішніх сил. В’язкість визначає ступінь рухливості нафти в надрах і суттєво впливає на продуктивність свердловин і ефективність розробки покладів.

Розрізняють два види в’язкості: динамічну та кінематичну.

Динамічна (абсолютна) в’язкість (η) виражається величиною, що кількісно (в Па·с) характеризує опір взаємному переміщенню шарів нафти. Оскільки числові значення динамічної в’язкості, виражені в Па∙с, для нафти надто малі й незручні для вживання, то на практиці використовують тисячну частку цієї одиниці — мПa·с. Зручною та допустимою до застосування у нафтовій промисловості є одиниця динамічної в’язкості в системі CГС — пуаз (П) та її сота частка — сантипуаз (сП). При цьому між вказаними одиницями виміру існують такі співвідношення:

1 Па·с=103 мПа·с=10 П=103 сП

1 мПa·с=10–3 Пa·с=10-2 П=1 сП

1 П=10–1 Пa·с=102 сП=102 мПа⋅с

1 сП = 10–2 П= 1 мПа⋅с = 10-3 Па⋅с

Між наведеними розмірностями динамічної в’язкості справедливі такі співвідношення:

1 Па∙с=1000 мПа∙с=10 П=1000 сП;

1 мПа∙с=10–2 П=1 сП;

1 П=100 сП=0,1 Па·с=100 мПа∙с;

1 сП =10–3 Па·с=1 мПа∙с.

Величину, обернену до динамічної в’язкості, називають текучістю (φ):

φ=1/η. (1.2)

Кінематичнав’язкість (ν) — це відношення динамічної в’язкості нафти (η) до її густини (ρ) при тій же температурі:

ν=η/ρ. (1.3)

Одиниця її виміру в системі CІ — м2. Прийнятними та зручними до застосування на практиці й при розрахунках є одиниця кінематичної в’язкості в системі CГС — стокс (Ст) та її сота частка — сантистокс (сСт). При цьому

1 м2/с=104 см2/с =104 Ст=106 сСт

1 Ст=1 см2/с=102 сСт=10-4 м2/с.

1 сСт=10–2 Ст=10–2 см2/с=10–6 м2.

Окрім цих видів в’язкості на практиці для зручності та оперативності вимірювання ще використовують поняття «умовна в’язкість», під якою зазвичай розуміють відношення в’язкості нафти до в’язкості води. При цьому в’язкість визначають у різних умовних одиницях — наприклад, у градусах Енглера (оЕ). Число градусів Енглера являє собою відношення часу витікання 200 см³ нафти при певній температурі до часу витікання такого ж об’єму води при температурі 200С через отвір певного діаметра спеціального приладу. Переведення градусів Енглера в одиниці кинематичної в’язкості проводять за спеціальними таблицями.

В’язкість нафти залежить від її складу, термобаричних умов і особливо від кількості розчиненого газу. Меншу в’язкість мають легкі нафти, нафти з високою температурою та нафти з великим вмістом розчинених газів.

В поверхневих умовах при 200С в’язкість нафти змінюється в широких межах від 0,2 до 2000 мПа∙с (сП), а найчастіше має значення 0,8–50 мПа∙с (сП). При цьому нафти з в’язкістю менше 5 мПа∙с (сП) вважаються малов’язкими, а з в’язкістю більше 25 мПа∙с (сП) — високов’язкими. Деякі нафти при охолодженні утворюють колоїдні системи в результаті кристалізації або коагуляції частини компонентів, що входять в її склад (асфальтенів, парафінів). В’язкість таких нафт різко підвищується, причому швидкість їх руху не пропорційна силі, що прикладається. Такі нафти називають неньютонівськими.

Високов’язкі нафти видобувають з використанням спеціальних методів, що ґрунтуються на тепловій дії, або на застосуванні загущених і хімічно активних витіснювальних агентів.

В пластових умовах, де в нафті є розчинений газ і діє висока температура, в’язкість нафти значно понижується (інколи в десятки разів) в порівнянні з поверхневими умовами після сепарації.

В'язкість нафти при стандартних (поверхневих) умовах визначають за допомогою віскозиметрів різноманітних конструкцій.

3. Теплота згоряння (теплотворна здатність, калорійність) нафти — це кількість тепла, що виділяється при повному згоранні 1 кг нафти. Розрізняють вищу Qв та нижчу Qн теплоту згоряння. Qв відрізняється від Qн на кількість тепла, яке виділяється при конденсаціі водяної пари, що утворюється при згоранні. При підрахунку Qв теплота згоряння нафти й теплота конденсації водяної пари сумуються. Проте зазвичай при згоранні палива в промислових установках водяна пара не конденсується і виноситься разом із димовими газами. Тому найчастіше калорійність палива оцінюють за Qн.

Теплота згоряння нафти дуже велика, є найвищою серед каустобіолітів і коливається в межах 43–46 МДж/кг (10 300–11 000 ккал/кг). Для порівняння: теплота згоряння (в МДж/кг) торфу — 8, дров — 10, бурого вугілля — 16, кам’яного вугілля — 22, природного газу — 35, мазуту — 39, бензину — 44. Теплота згоряння вуглеводнів зростає із збільшенням їхньої молекулярної маси. Чим менша густина нафти, тим вище її теплотворна здатність.

Серед нафтовиків для оперативного зіставлення кількості (запасів або ресурсів) нафти, газу та конденсату використовують поняття «умовна одиниця нафтового еквівалента» (у.о.н.е.) із таким співвідношенням:

1 у.о.н.е.=1 т нафти=1 т конденсату=1000 м3газу.

Наприклад, якщо на родовищі підраховані запаси нафти в обсязі 12,6 млн т, газу — 8,8 млрд м3, а конденсату — 500 тис.т, то в цілому на родовищі запаси вуглеводневої сировини в умовних одиницях нафтового еквівалента становлять:

12,6∙106+8,8∙109/1000+0,5∙106=21,9 млн у.о.н.е.

Мовою усного професійного лексикону 1 млн у.о.н.е. неофіційно називають словом «одиничка». Отже, запаси цього родовища становлять майже 22 «одинички», з них нафти — близько 12 з половиною «одиничок», газу — майже 9 «одиничок», конденсату — «піводинички».

4. Температура кипіння нафти. Нафта не має певної постійної температури кипіння, оскільки вона містить компоненти, кожен з яких має свою температуру кипіння. Тому нафта характеризується широким інтервалом температур кипіння — від 30 до 6000С. Температура кипіннявуглеводнів і смолисто-асфальтових речовин, які переважають у складі нафти, залежить від їхньої будови. Чим більше атомів вуглецю входить до складу молекули, тим вища температура кипіння. У нафтенових і ароматичних вуглеводнів, в яких атоми вуглецю з'єднані в цикли (кільця), температура кипіння вища, ніж у метанових при однаковій кількості атомів вуглецю.

Характер нафти щодо вмісту в ній компонентів, які киплять при різних температурах, визначають шляхом розгонки (перегонки) — послідовноого розділення її на окремі фракції методом нагрівання, випаровування та конденсації пари. Виділені в результаті проведення такої розгонки фракції нафти служать сировиною для виробництва великої кількості товарної продукції.

Загальновизнаної класифікації фракційного складу нафти немає. Зазвичай прийнято, що шляхом первинної перегонки одержують такі фракції нафти (з відповідними температурними інтервалами кипіння):

петролейний ефір (википає до 650С);

бензинова фракція або лігроїн (65–2000С);

гасова фракція (200–3000С);

газойлева (солярова) фракція (300–3500С);

масла (350–5000С).

Залишком після відгонки фракцій є гудрон. Перші чотири фракції нафти називають світлими нафтопродуктами, решту — мазутом або темними нафтопродуктами. Глибину переробки нафти визначають як відношення обсягу одержаних світлих нафтопродуктів до кількості переробленої нафти. Залежно від використовуваних технологій глибина переробки нафти на різних заводах змінюється від 60 до 95%.

Чим менша густина нафти, тим при нижчій температурі вона закипає. Здебільшого нафти густиною до 0,9 починають кипіти при температурі нижче 1000С, а важчі нафти — при температурі вище 1000С. Найбільш поширені нафти з виходом бензинової фракції від 20 до 40%.

5. Поверхневий натяг — це властивість нафти зменшувати площу своєї поверхні при незмінному об'ємі. Поняття «поверхневий натяг» має подвійний фізичний зміст — енергетичний і силовий. В енергетичному (термо-динамічному) розумінні поверхневий натяг — це питома робота збільшення поверхні при її розтягуванні за умови постійної температури (виражається в Дж/м2). Силове (механічне) визначення: поверхневий натяг — це сила, що діє на одиницю довжини контуру поверхні поділу фаз і прагне скоротити цю поверхню до мін

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти