Презентация на тему "Лекция 6Геохимия нефти и газа"

Содержание

• 
  Слайд 1

  Лекция 6Геохимия нефти и газа

  Природные газы Метан в природных средах (атмосфера, океан, литосфера), состав горючих газов, Газогидраты Свойства и состав нефти, Классификации нефтей Природные битумы 1

• 
  Слайд 2

  Природные газы

  Природные газы могут быть горючими и не горючими. Способностью гореть обладают метан (CH4) и его газообразные гомологи: этан (С2Н6), пропан (С3Н8) и бутан (н-С4Н10) и изобутан (i-С4Н10), а также непредельные газы: этилен (С2Н4), пропилен (С3Н6), бутилен (С4Н8), и некоторые неуглеводородные газы  водород (Н2), сероводород (H2S) и окись углерода (CO). К негорючим газам относятся: углекислота (СО2), азот (N2) и инертные газы (He, Ne, Ar, Kr). Метан присутствует во всех оболочках Земли (в атмосфере, гидросфере и верхней части литосферы) . 2

• 
  Слайд 3

  Состав атмосферы

  Концентрация метана в атмосфере неодинакова – зависит от природных и техногенных факторов. Метан, как и СО2, парниковый газ. Метан взрывоопасен при концентрации в воздухе от 4,4 % до 17 %. Наиболее взрывоопасная концентрация 9,5 %. СН4+2О2=СО2+2Н2О 1 моль газа = 22,4 л 3

• 
  Слайд 4

  Физическая характеристика газов Плотность газов

  Плотность газов – вес 1 моля газа, зависит от составагаза (молекулярного веса), давления и температуры. Относительная плотность = плотность газа/плотность воздуха (безразмерная). Плотность воздуха=28,98 г/моль При Р=1 атм и t=0 С отн.плотность СО2=1,519, Н2S 1,176, горючих газов зависит от состава и для С1С4меняться в пределах 0,5552,074. 4

• 
  Слайд 5
  

  Гибель мелких животных и насекомых в гроте в месте выхода углекислого источника из-за более высокой плотности СО2 (Малый Кавказ, Нахичевань)

  5

• 
  Слайд 6

  Растворимость газа в воде

  зависит от состава газа, температуры, давления и минерализации воды. Наибольшей растворимостью обладают полярные газы, вступающие в реакцию с водой (СО2, H2S). Неполярные газы (инертные газы, азот и углеводородные газы) менее растворимы. Растворимость неполярных газов возрастает с увеличением их молекулярного веса (плотности). Растворимость углеводородов в воде при прочих равных условиях увеличивается в ряду от С1 до С4. С ростом минерализации пластовых вод растворимость уменьшается («эффект высаливания»), а с повышением давления  увеличивается. 6

• 
  Слайд 7

  Сорбция газов

  Величина сорбции однородного газа пропорциональна его концентрации над поверхностью сорбента и обратно пропорциональна температуре. С увеличением удельной поверхности пород их сорбционная способность возрастает, особенно с увеличением в них содержания органического вещества. Влажные породы сорбируют газы хуже, чем сухие. Сорбция углеводородных газов возрастает с увеличением их молекулярной массы. Сорбционная способность уменьшается в ряду: оксид углерода  диоксид углерода  бутан  пропан  этан  азот  метан  водород. Большая часть газов находятся в сорбированном (не свободном) состоянии в углях и тонкодисперсных породах. 7

• 
  Слайд 8
  

  Классификация рассеянных углеводородных газов (по И.С. Старобинцу с соавторами)

  8

• 
  Слайд 9

  Образование углеводородов на различных глубинах

  УВ газы генерируются при разных Р-Т-условиях и, соответственно, имеют разный генезис: СН4 бывает биогенный (болотный газ, диагенетический и раннекатагенетический) и абиогенный (средне-поздне-катагенетический , образующийся за счет термической диссоциации молекул ОВ). Помимо метана на разных стадиях литогенеза образуются и его гомологи (этан, пропан, бутан). Природный горючий газ – метан+гомологи с примесью CO2, N2, He и др. 9 Концентрации гомологов метана максимальны в зоне нефтегенерации и кондесатообразования

• 
  Слайд 10
  

  Классификация газов по содержанию углеводородных компонентов (по И.С. Старобинцу, 1991)

  Коэффициент жирности газов увеличивается в ряду залежей, содержащих различное фазовое состояние углеводородов: чисто газовые залежи  газоконденсатные залежи  нефтяные залежи. Обратноесоотношениеметанаиегогомологов - коэффициент сухости газов, а отношение С2/С3 или С2/С3 С4 коэффициент этаносности. В пределах территорий, где расположены однотипные залежи, коэффициент жирности используется также как показатель направления возможной миграции углеводородов (разная подвижность газов при миграции). 10

• 
  Слайд 11

  Газогидраты (клатраты)

  При низких температурах углеводородные газы при определенных условиях могут создавать с водой твердые растворы (лед), которые называют газовыми гидратами. Большинство природных газов (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, изобутан и т. п.) образуют гидраты – кристаллические структуры 11

• 
  Слайд 12
  

  Физико-химические свойства некоторых гидратов (С.Ш. Бык, В.И. Фомина, 1970)

  12 Плотность газогидратов составляет 0,8–1,24 г/см3. В 1 м3 газогидрата может содержаться 160-180 м3 УВ газов.

• 
  Слайд 13

  Условия образования газовых гидратов (С.Ш. Бык, В.И. Фомина, 1970)

  Процессы образования гидратов могут происходить практически во всех акваториях мира. Образуются в океане и на континентах – в зоне вечной мерзлоты. 1 атм = 10 м воды Гидрат метана при 0° C стабилен при Р-2,5 МПа, при атмосферном давлении разлагается при температуре минус 29° С. 13

• 
  Слайд 14
  

  Распространение газогидратов в Мировом океане (Гинсбург, Соловьев, 1994)

  1 – прямые находки, 2 – признаки газогидратоносности. Всего выявлено ~200 залежей 14 Карта постоянно обновляется Кстати, в пределах срединно-океанических хребтов залежи газогидратов до сих пор не обнаружены – это к вопросу об объемах синтеза абиогенного метана (его поток незначителен)

• 
  Слайд 15
  

  99% ресурсов газогидратов приходится на морские залежи.

• 
  Слайд 16

  Генетические типы газогидратов (по Е.С. Баркану и Г.Д. Гинсбургу)

  16

• 
  Слайд 17

  Состав и свойства нефти

  Н.Б. Вассоевич: «Нефть  это жидкие гидрофобные продукты фоссилизации (преобразования) органического вещества пород, захороненного в субаквальных отложениях» 17

• 
  Слайд 18

  Физические свойства нефти

  Плотность Вязкость Текучесть Поверхностное натяжение Коэффициент сжимаемости Оптическая активность Растворимость и растворяющая способность Температура: кипения, застывания, плавления Теплота сгорания 18

• 
  Слайд 19
  

  Плотность (количество массы, заключенное в единице объема). Зависит от состава, температуры, давления, газосодержания и других факторов. Ед. измерения: кг/м3, г/см3 – в России (СИ и СГС) оAPI – за рубежом, оAPI - «относительная плотность» (удельный вес) отношение массы объема жидкости при температуре 15 С (60 F) к массе объема чистой воды при той же температуре 19

• 
  Слайд 20

  Сопоставления плотности нефти в системах API и СГС

  20

• 
  Слайд 21

  Плотность нефти в системах API и СГС

  21

• 
  Слайд 22

  Вязкость

  Вязкость это внутреннее трение, возникающее между двумя смежными слоями жидкости, которое необходимо преодолеть, чтобы началось их взаимное перемещение. Вязкость - важнейшая характеристика, которую учитывают при разработке месторождений и проектировании трубопроводов Измерение вязкости проводятся на специальных приборах вискозиметрах. Различают динамическую(v)и кинематическую (m) вязкости. 22

• 
  Слайд 23

  Динамическая вязкость

  Динамическая вязкость  это сила сопротивления, которуюнеобходимопреодолетьдляперемещениядвухслоевжидкостиотносительно друг друга, площадью 1 см2 каждый на 1 см со скоростью 1 см/с (СГС). Ед. измер.: в СГС - в пуазах (г/смс) в СИ - паскаль в секунду (Пас) 23

• 
  Слайд 24

  Кинематическая вязкость

  Кинематическая вязкость это отношение динамической вязкости к плотности нефти. В единицах системы СГС измеряется в стоксах (см2/с). В единицах системы СИ: 1104 м2/с. Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений колеблется от 2 до 300 мм2/с (сСт – санти стокса) при 20 С и для большинства нефтей обычно не превышает 4060 мм2/с. 24

• 
  Слайд 25
  

  Вязкость нефти зависит от ее состава, давления и температуры С вязкостью непосредственно связан еще один параметр нефти текучесть (), представляющий собой величину, обратную вязкости:  1/. 25

• 
  Слайд 26

  Поверхностное натяжение

   это сила, с которой нефть сопротивляется изменению своей поверхности. Это свойство обусловлено молекулярно-поверхностными характеристиками нефти на границе различных фаз: нефти и газа, нефти и пластовых вод, нефти и поверхности твердого тела (коллектора). В системе единиц СИ поверхностное натяжение () измеряется в дж/м2 или Н/м (ньютон на метр). В системе единиц СГС - в дин/см (в динах на см). Величина поверхностного натяжения нефти значительно меньше, чем у воды, что во многом определяет возможность ее продвижения по коллекторам во вмещающих породах 26

• 
  Слайд 27

  Оптические свойства.

  Нефти оптически активны, то есть обладают способностью вращать плоскость поляризованного луча света, преломлять световые лучи, люминесцировать и др. Большинство нефтей вращают плоскость поляризованного света вправо, хотя известны некоторые нефти, вращающие плоскость поляризованного света влево. Это качество унаследовано нефтью от исходного органического вещества пород, поскольку образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для биологических систем. 27

• 
  Слайд 28
  

  Удельная теплота сгорания некоторых каустобиолитов (по данным В.В. Семеновича, И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагиной и др., 1987) Теплота сгорания(калорийность топлива)характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании весовой единицы вещества. 28 Зависит от состава УВ

• 
  Слайд 29

  Фракционный состав нефти

  фракционный состав - разделение нефти на фракции по температурам кипения. При атмосферном давлении путем перегонки из нефти выделяют фракции: петролейный эфир (начало кипения  40 С), бензиновая (40140 С), лигроиновая (140180 С), керосиновая (180220 С) дизельная (220–3500С). В дизельной фракции выделяют легкий газойль (180350 С) и соляровый дистиллят (220350 С). Фракции, выкипающие до 350 С, называются светлыми, а выкипающие после 350 С  черными (мазутом). Гудрон (>500 С) фракцию, выкипающую до 200 С, называют бензиновой, от 200 до 300 С керосиновой, а фракцию, выкипающую при температуре более 300 С, масляной. 29

• 
  Слайд 30

  Составнефти

  Элементный состав: С, Н, О, N, S В элементном составе нефтей содержание углерода составляет порядка 8387 %, а водорода  1214 %. Заметные вариации отмечаются в концентрациях S и O Элементный состав нефтей 30

• 
  Слайд 31

  Компонентный состав нефти

  В химическом отношении нефть  сложный коллоидный раствор, в котором содержатся углеводородные и неуглеводородные соединения. В нефтях выявлено более 1000 органических соединений. Определение состава используют при генетических построениях – выяснения происхождения залежей, путей миграции, степени преобразования и биодеградации ОВ и т.д. Биомаркеры: углеводороды (и неуглеводородные компоненты), сохранившие ископаемые биомолекулы (или их опознаваемые фрагменты), называют биометками или биомаркерами (>300 соединений). 31

• 
  Слайд 32
  

  32

• 
  Слайд 33
  

  две большие группы соединений: углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют открытые («линейные») или разветвленные цепи и углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют кольца. 33

• 
  Слайд 34
  

  Углеводороды в молекулах, которых атомы углерода соединены простыми связями (СС) называются метановыми углеводородами. В литературе встречаются различные названия метановых УВ: алканы, алифатические, парафиновые, насыщенные или предельныеуглеводороды. Все это одни и те же углеводороды, которые имеют общую формулу CnH2n2. Алканы, образованные линейными цепочками называются нормальнымиалканами, а с разветвленными цепочками изоалканами. Алканы образуют гомологический ряд, в котором каждый следующий углеводород имеет на один атом углерода и два атома водорода больше, чем предыдущий (СН4; С2Н6, С3Н8…). С увеличением числа углеродных атомов температура кипения и плавления у метановых углеводородов нормального строения растет. Разница Ткип у нормальных алканов (для соседних гомологов) С5С10 составляет 2030 С, и ~15оС дляС15С20 34

• 
  Слайд 35
  

  Некоторые физические свойства алканов нормального строения 35 Изомеры - соединения одинаковые по составу и молекулярной массе, но различающиеся по строению или расположению атомов в пространстве и, вследствие этого, по свойствам. Пример – бутан СН3—СН2—СН2—СН3 и изобутан (СН3)3СН.

• 
  Слайд 36
  

  Алканы содержатся практически во всех нефтях. Если их концентрации превышают 50 %, то такие нефти называются метановыми. Метановые нефти характерны для отложений, характеризующихся достаточно жесткой термобарической обстановкой. По содержанию легких алкановстроения С5Н12С9Н20 можно судить о степени метаморфизма нефтей:с увеличением степени метаморфизма происходит заметное увеличение концентрации алканов нормального строения по сравнению с их изомерами. С ростом катагенеза (t) в метановых углеводородах ряда С12С32увеличивается доля низкомолекулярных углеводородов (по сравнению с высокомолекулярными). Для идентификации этого процесса используется соотношение (н-С12н-С21)/(н-С22н-С32) 36

• 
  Слайд 37

  Коэффициенты нечетности алканов

  Используют как коррелятивный признак нефтей, показатель степени их «зрелости», и для определения состава исходного органического вещества. Высокая концентрация нормальных алканов С15С23с преобладанием «нечетных членов» характерна для нефтей, генерированных органическим веществом низших организмов (бактерий и водорослей). Высокое содержание алканов нормального строения С23С31 с преобладанием в них «нечетных членов» наблюдается в нефтях, генерированных органическим веществом, в составе которого участвуют липиды высших наземных растений. 37

• 
  Слайд 38

  Изоалканы, изопреноиды

  Отличительная черта - наличие метильной группы у каждого четвертого атома углерода Одним из показателей типа исходного органического вещества, а также степени «зрелости» нефтей является соотношения пристана и фитана и углеводородов нормального строения С17 и С18. График определения типа исходного органического вещества и степени «зрелости» нефти 38

• 
  Слайд 39
  

  Ненасыщенные (непредельные) углеводороды алифатические, олефины (ациклические) углеводороды.

  Содержат кратные связи СС, СС. Этилен (С2Н4): СН2СН2; Пропилен (С3Н6): СН2СНСН3; Бутилен (С4Н8): CH2CHCH2CH3 и СН3СНСНСН3 В нефтях может содержаться до 15 % олефинов По мнению Е.Б. Фролова и М.Б. Смирнова (1990) олефины образуются под воздействием радиоактивного природного излучения. связаны с нефтями, залегающими близко к поверхности фундамента 39

• 
  Слайд 40

  Цикланы – нафтены, нафтеновые углеводороды (группа циклических УВ)

  углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют замкнутые цепи  кольца(циклы), состоящие из трех или более атомов углерода. Их общая формула СnH2n. Цикланы представлены в основном углеводородами, содержащими пять и шесть циклов. Изомеры цикланов: Содержание нафтенов в нефтях колеблется широких пределах, как правило, от 25 % до 75 %. 40

• 
  Слайд 41

  Полициклические - нафтены

  Цикланы также образуют бициклические, три-, тетра – и пентациклические нафтены Встречаются и 3-х мерные цикланы– алмазоподобные молекулы (адамантаны), они химически устойчивы, некоторые используются в качестве биомаркеров. 41

• 
  Слайд 42
  

  Соотношения регулярных стеранов (полициклические нафтены) строения С27, С28 и С29 в различных нефтематеринских породах по (К.Е.Петерсу и Дж.М. Молдовану (1993)

  Пример диагностики исходного ОВ пород Глины «А»  с водорослевым органическим веществом. Глины «Б»  с гумусовым ОВ 42

• 
  Слайд 43
  

  Определение возраста нефтей по отношению регулярных стеранов С28/С29 (по Р.М. Ваплесу и Т.И. Мачехаре, 1978)

  43

• 
  Слайд 44
  

  Ненасыщенные циклические углеводороды арены или ароматические углеводороды.

  Арены, или ароматические углеводороды  содержат в молекуле особую циклическую группировку из шести атомов углерода, которая называется бензольной (бензольное ядро) Образуют моноароматические, бициклические и полициклические ароматические структуры 44

• 
  Слайд 45

  Ароматические УВ, свойства

  Общее содержание ароматических углеводородов в нефтях составляет 1020 % масс., в нефтях ароматического типа - до 35 %. С увеличением температуры кипения фракций повышается содержание аренов: в бензиновых фракциях - от 5 до 25 %, в керосиновых и газойлевых фракциях - от 15 до 35 % 45

• 
  Слайд 46
  

  Ароматические ядра часто формируют гибридные соединения, например, нафтено-ароматические (циклоалкано-ароматические) соединения. Нафтено-ароматические УВ, характерны для молодых или неглубоко залегающих нефтей. Ароматические структуры начинают преобладать в нефтях после термической эволюции. 46

• 
  Слайд 47
  

  Исследование происхождения нефти с помощью «хемофоссилий» ароматического ряда

  Идентификация нефтематеринских пород, сформировавшихся в неморских условиях, по соотношению моноароматических стероидов в нефтях (по К. Петерс и Дж. Молдован (1993) ). А  водорослевое, В  гумусовое ОВ 47

• 
  Слайд 48

  Неуглеводородные компоненты нефти

  Сера в нефтях встречается в виде элементарной серы, сероводорода, меркаптанов, сульфидов и дисульфидов, производных тиофена. Азотсодержащие соединения делятся на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения. С увеличением температуры кипения нефтяных фракций содержание нейтральных азотистых соединений увеличивается и основных – падает. Кислородсодержащие соединения представлены кислотами, эфирами, фенолами и др., из них до 9095 % кислородсодержащих компонентов приходится на смолы и асфальтены. Металлы. В нефти присутствуют: V (105102 %) и Ni (104103 %), Cu, Zn, B, Hg, Wo, U, щелочные и щелочноземельные металлы и другие элементы. Основная часть металлов связана со смолами и асфальтенами. 48

• 
  Слайд 49

  Смолисто-асфальтовые вещества

  Cложная смесь высокомолекулярных компонентов нефти (содержание до1050 % масс). Это гетероорганические соединения гибридной структуры, включающие в состав молекул кроме углеводородов азот, серу, кислород и некоторые металлы. Наиболее богаты смолисто-асфальтовыми веществами нефти ароматического основания. Нефти алканового ряда содержат смолисто-асфальтовых веществ значительно меньше. В них входят 2 большие группы высокомолекулярных соединений смолы(молек. масса 500-2000) и асфальтены(массаот 1500 до 10 000). 49

• 
  Слайд 50

  Классификация нефтей

  Существуют множество классификаций УВ, основанных на каком-либо их физико-химическом показателе, часто классификации имеют региональное значение 50

• 
  Слайд 51

  Классификация нефтей по плотности

  оченьлегкие (до 0,800), легкие (0,8000,840), средние (0,8400,880), тяжелые (0,8800,920) очень тяжелые (> 0,920)  Российская (г/см3) по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988) Международная, (1987) (кг/м3) легкие ( 1000) 51

• 
  Слайд 52
  

  Классификация по содержанию серы по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988)

  По содержанию асфальтеново-смолистых веществ: малосмолистые  до 10 %, смолистые  1020 % и высокосмолистые  более 20 %. 52

• 
  Слайд 53

  Классификация нефтей по групповому углеводородному составу (ГрозНИИ)

  Эта классификация базируется на групповом составе фракции НК- 300 С. Если во фракции содержание одного класса углеводородов превышает 50 %, то название типа нефтей дается по преобладающей группе углеводородов, например: 1  метановые, 2  нафтеновые, 3  ароматические. Если во фракции содержание одной группы углеводородов более 25 %, но не превышает 50 %, то такие нефти относят к нефтям смешанного типа: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые и нафтеново-ароматические. Названия даются в порядке убывания. 53

• 
  Слайд 54
  

  Классификация компонентов нефти по их способности к биодеградации (Л.А. Кодина, 1988)

  Биодеградация – процесс разрушения залежи УВ в приповерхностной зоне под воздействием микроорганизмов и кислорода. 54

• 
  Слайд 55

  Классификация УВ по составу по М.А. Бестужеву (1972)

  Зарубежные классификации: 55

• 
  Слайд 56

  Классификация нефтей по Б. Тиссо и Д. Вельте (1976)

  56

• 
  Слайд 57
  

  Химическая типизация нефтей по Ал.А.Петрову (1984) -по соотношению алканов, аренов и цикланов

  Распределение различных классов углеводородов в нефтях и выделение двух типов нефтей А и Б (Ал.А. Петров, 1984). а  диаграмма распределения углеводородов различных классов в нефтях:  нефти типа Б, ○  нефти типа А; б относительное распределение алканов и цикланов в нефтях различных химических типов; в связь между суммарным содержанием в нефтях изопреноидных алканов и суммарным содержанием прочих изопарафинов:  нефти типа А1, ○  нефти типа А2,  нефти типа Б2 57

• 
  Слайд 58

  Принципы классификации по Ал.А. Петрову

  Хроматограммы нефтей Ал.А. Петров подразделил на две большие группы: нефти группы «А» и нефти группы «Б». Характерным признаком нефтей группы «А» является то, что на хроматограммах алканы нормального строения и изопренаны проявляются аналитически. На хроматограммах группы «Б»пики нормальных алканов отсутствуют. Таким образом, Ал.А. Петров выделил четыре группы нефтей: А1, А2, Б1, Б2, отличающиеся друг от друга по групповому и индивидуальному углеводородному составу. 58

• 
  Слайд 59
  

  Основные отличия в групповом и индивидуальном углеводородном составе различных типов нефтей (по Ал.А. Петрову, 1984)

  59

• 
  Слайд 60
  

  Зональность распространения различных типов нефтей по глубине и возрасту вмещающих пород (Ал.А. Петров, 1984)

  Выделенные типы нефтей образуют четко проявляющуюся зональность по глубине и по возрасту вмещающих пород 60

• 
  Слайд 61

  Газоконденсаты

  Газоконденсаты могут иметь различный генезис: На больших глубинах они соответствуют поздним стадиям катагенеза - это продукт высокотемпературного преобразования органического вещества. Если они встречены в верхних стратиграфических комплексах, а нижние горизонты нефтегазоносны, то это, как правило, легкие фракции нефтей, растворенные в сжатых газах (термическое фракционирование нефти). Фазовое состояние газогидратов зависит от температуры и давления. Газоконденсатная залежь представляет собой углеводородную систему, в которой при существующих термобарических условиях в парообразном состоянии находится часть жидких углеводородов (бензиново-керосиновые фракции, реже более высокомолекулярные углеводороды) 61

• 
  Слайд 62
  

  От нефтяных залежей газоконденсатные отличаются однофазным парообразным состоянием углеводородного флюида, а от газовых наличием в состоянии обратного испарения жидкой фазы (конденсата). Решающее значение имеет давление, которое предопределяет минимальную глубину залегания газоконденсатной залежи, так как повышение температуры способствует только удержанию конденсата в состоянии ретроградного испарения. Фазовая диаграмма, иллюстрирующая ретроградные явления: 1 линии равных содержаний жидкой фазы; 2  область ретроградных процессов; ркр  критическое давление; Ткр  критическая температура; С  критическая точка; рm криконденбар (Рмах существования газовой фазы), Tm крикондентерм (Тмах существования жидкости 62

• 
  Слайд 63

  Продукты изменения нефтей –«природные битумы» или «эпинафтиды»

  Битумы – в генетическом плане  включает все родственные нефти твердые и жидкие вещества, а также их аналоги, образующиеся в результате термической деструкции органического вещества пород. Битумы (битумоид) – в аналитическом - природное вещество, растворимое в органических растворителях, например, в хролоформе, бензоле и т.п. В нефтяной геологии для обозначения только твердых или вязких битумов введено понятие «природные битумы» или «эпинафтиды» (А.А. Карцев, 1978), которое не включает горючие природные газы и нефти. 63

• 
  Слайд 64

  Природные битумы – одно из направлений развития нефтяной геологии

  Соотношение разведанных запасов легкой нефти, тяжелой нефти и природных битумов (И.В. Николин, 2007) Мировые запасы тяжелой нефти и битумов превышают запасы обычной («легкой») нефти. Скопления высоковязких нефтей и природных битумов сосредоточены в Западной Сибири, республиках Удмуртия и Коми, Архангельской области, Татарстане, на территории Сахалина, Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и др. Тяжелые нефти - источник металлов V, Ni 64

• 
  Слайд 65

  Положение природных битумов в классификации нафтонитов

  Нафтоиды («нефтеподобные» по В.А. Успенскому, 1936)  особая генетическая ветвь природных битумов, не связанных с нефтью и представляющих из себя продукт термической деструкции органического вещества пород в условиях контактного метаморфизма. 65

• 
  Слайд 66

  Генетические процессы битумогенеза по О.К. Баженовой (1979)

  Гиперегенные (окисление, биодеградация, испарение) - до 60-80 оС Миграционно-фильтрационные(изменения состава нефтей в результате восходящей миграции и снижения давление в пласте – накопление высокомолекулярных- парафиновых, а также асфальтово-смолистых компонентов нефтей). Термально-метаморфические (продукты метаморфизма нефтей, а также пиролиза и возгонки органического вещества пород) Некоторые вещества (асфальтиты) могут быть продуктом всех этих процессов 66

• 
  Слайд 67
  

  Схема образования нафтидов различных генетических линий (О.К. Баженова и др., 2004)

  1 первичный продукт; 2  новообразованный продукт 67

• 
  Слайд 68

  Мальта

  МАЛЬТА (от греч. maltha, malthe — смесь воска и смолы) — вязкое, подвижное вещество, продукт преобразования (окисления, дегазации, испарения, полимеризации) нефтей в процессе разрушения залежей вблизи или на дневной поверхности. В классификации битумов мальты занимают промежуточное место между нефтями и асфальтами. Содержат наряду с углеводородами большое количество асфальтосмолистых компонентов. Элементный состав мальты (%): С 80-84; Н 10-12. Групповой состав (%): масла 40-65; смолы + асфальтены 35-60. Границы класса мальты определяются содержанием масел. Консистенция, плотность (970-1030 кг/м3), коксовое число (не более 10-15%) зависят в основном от соотношения смол и асфальтенов, при преобладании последних консистенция может быть твёрдой (t плавления не выше 40°С). Мировые запасы мальты исчисляются сотнями млрд. т, крупнейшие месторождения сосредоточены в Оринокском поясе тяжелых нефтей. В PФместорождения мальты обнаружены на севере восточной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской (Татария) нефтегазоносных провинциях. 68

• 
  Слайд 69

  АСФАЛЬТ

  АСФАЛЬТ (от греч. asphaltos — горная смола * а. asphalf; н. Asphalf; ф. asphalte; и. asfalto) — твёрдое или вязкое природное вещество почти чёрного цвета. Растворяется скипидаром, хлороформом, сероуглеродом, частично бензолом, спиртом. Элементный состав (%): С — 67-88, Н — 7-10, О — 2-23. Плотность 1000-1200 кг/м3; t плавления от 20 до 80-100°С. Образуется из некоторых нефтей в результате их окисления и испарения лёгких фракций. Представляет собой смесь окисленных углеводородов. Широко распространён в нефтегазоносных бассейнах в районах неглубокого залегания или выхода на поверхность продуктивных толщ. Асфальт насыщает поры песчаников, трещины и каверны известняков и доломитов, иногда образует мощную кору на поверхности больших "нефтяных озёр" (асфальтовый покров озера Мёртвое море; асфальтовое море на острове Тринидад). Содержание в породах от 2-3 до 20%. Месторожденияв РФ — в Самарской, Оренбургской областях, Коми, на севере Якутии, за рубежом — в Венесуэле, Канаде, Франции, Иордании, Израиле. Применяют главным образом в дорожном строительстве, электротехнике и химической промышленности. 69

• 
  Слайд 70

  АСФАЛЬТИТЫ

  АСФАЛЬТИТЫ (а. asphaltites; н. Asphal-tite; ф. asphaltites; и. asfaltitas) — одна из групп твёрдых природных битумов — производных нефти, образующихся в результате её изменений на поверхности земли или на небольших глубинах. Встречаются в виде жил и пластовых залежей. Асфальтиты растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде. Элементный состав (%): С — 76-86, Н — 8-12, S — 0,25-9, N — 0,3-1,8, О — 2-9. Характерно высокое содержание Асфальтенов (до 70%) и относительно невысокое содержание масел (до 30%). Среди Асфальтитов различают гильсониты (плотность 1050-1150 кг/м3, t плавления 100-200°С) и более высокомолекулярные грэемиты (плотность 1150-1200 кг/м3, плавятся с разложением при t 200-300°С). 70

• 
  Слайд 71

  ОЗОКЕРИТ

  ОЗОКЕРИТ, горный воск (от греч. ozo — пахну и keros — воск) — минеральное вещество, природная смесь твёрдых углеводородов парафинового ряда (CnH2n+2) с жидкими нефтяными маслами и смолистыми веществами. Элементарный состав (%): С 84-86; Н 13,5-15. Представляет собой парафинистый осадок, выпадающий из нефти при её охлаждении в результате подъёма к поверхности по трещинам. Образует жильные заполнения пустот. Цвет от светло-жёлтого до почти чёрного. Консистенция от мягкой, пластичной до твёрдой, хрупкой. Плотность 850-1000 кг/м3. Плавится обычно при температуре 50-85°С, иногда выше. Крупнейшие месторождения в бывш. CCCP — на Украине (Львовская область), в Туркмении (полуостров Челекен), Узбекистане (Фергана); за рубежом — в Румынии и США (штат Юта). Озокерит используется в радио- и электротехнике как электроизоляционный материал, в химической промышленности при производстве лаков, в медицине для изготовления вазелина, мазей, кремов и др., а также для теплолечения (озокеритолечение). Разновидности: гумбед, бориславит, нефтегиль, цитризикит и др. 71

• 
  Слайд 72

  Асфальты и тяжелая нефть

  Под природным асфальтом понимается, в соответствии с зарубежными классификациями, группа вязких и твердых битумов, характеризующаяся удельным весом 1,0-1,1 г/cм3 и содержанием масел 25-50 %. Иногда в англоязычной литературе их называют еще “сверхтяжелой нефтью” (extraheavyoil) и “природными битумами” (naturalbitumen). Правда, в последнее время за рубежом и в отечественных классификациях наметилась тенденция к разделению двух названных продуктов. Например, в последних ежегодных обзорах Всемирного энергетического совета (ВЭС) сверхтяжелой нефтью считается естественный УВ-продукт со средней плотностью 1,018 г/см3, тогда как к природным асфальтам отнесены УВ со средней плотностью 1,037 г/см3. Соответственно меняется и содержание асфальтов в сырце: 61,9 и 69,6 %. Кроме того, природные асфальты характеризуются высокой динамической вязкостью – порядка 10 000 мПас 72

• 
  Слайд 73
  

  Высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески относятся к группе трудноизвлекаемых полезных ископаемых и отличаются от обычных нефтей повышенной вязкостью и комплексным составом. Для промышленного освоения месторождений этих типов УВ требуются специальные технологии добычи, транспортировки и переработки, требующие повышенных энергетических и материальных затрат. 73

• 
  Слайд 74

  Геологические обстановки формирования асфальтов и тяжелых нефтей

  Поскольку природный асфальт является, как правило, продуктом разрушения нефтяных месторождений, то его залежи встречаются практически во всех нефтегазоносных бассейнах. Крупнейшие месторождения сверхтяжелой нефти и природных асфальтов приурочены к платформенным осадочным свитам, перекрывающим континентальные кратоны. Поднятие и эрозия подобных массивов создают условия для деградации УВ, преимущественно бактериальной, нефтяных скоплений и образованию сверхтяжелых и сверхвязких УВ (мальт и асфальтов) . Скопления природных асфальтов, различных по объемам запасов и ресурсов, выявлены во многих странах практически на всех континентах 74

• 
  Слайд 75
  

  Месторождения тяжелой нефти и битумов по регионам РФ (Якуцени и др, 2009)

  75 Тимано-Печорская Волго-Уральская Якутия

• 
  Слайд 76

  Добыча тяжелой нефти и битумов в РФ

  В РФ широкомасштабной добычи битумов не производится – известны небольшие производства (карьеры) для строительных целей. Тяжелая нефть добывается в Тимано-Печорской провинции и в Татарстане. Добыча ведется разными способами: шахтным, скважинным (холодным и горячим) 76

• 
  Слайд 77

  Битуминозные пески

  Битуминозные пески — терригенные (песчаные) осадочные породы, пропитанные тяжелой нефтью или природным битумом (содержание УВ = 1...20 %). 77

• 
  Слайд 78
  

  Составляющие среднесуточной добычи нефти в Канаде по годам (Искрицкая, 2006)

  78 Основной прирост добычи – за счет битуминозных песков Объемы добычи песков и тяжелых нефтей больше чем легких

• 
  Слайд 79
  

  Месторождения битуминозных песков Канады Нефтеносные пески Атабаски — большие месторождения битуминозных и нефтеносных песков (Битуминозные пески) расположены на севере провинции Альберта в Канаде, которые содержат в себе сырую нефть, кварцевый песок, глинозем и воду. Из трех месторождений в Альберте, месторождение Атабаски больше всего; есть также месторождения в Пис-ривер и Колд-лейк. Общая площадь нефтеносных песков Альберты 141 000 кв. км. Месторождение нефтеносных песков (Kalb)названо в честь реки Атабаска, которая течет по его центру: следы тяжелой нефти можно найти просто в устье этой реки. В первый раз нефтеносные пески описаны европейцами в 1788 году; залежи находятся на север и к северо-востоку от города Эдмонтон. 79

• 
  Слайд 80

  Месторождения вязкой нефти и битумов на западе Канады

  Южнее месторождений битуминозных песков имеются месторождения тяжелой нефти 80

• 
  Слайд 81
  

  Добычу песков проводят главным образом карьерным, шахтным или скважинным способом. В настоящее время компании Shell, BP и прочие ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении. Производственные издержки на добычу из битуминозных песков только одного барреля нефти составляют от 18 до 23 долл. Специалисты банка Citibank исходят из того, что разработка нефтеносных песков целесообразна только тогда, когда цены на нефть не опускаются ниже 40 долл. США за баррель. 81

• 
  Слайд 82

  Нефтеносные пески Альберты

  82 20% могут быть добыты открытым способом (при глубине залегания до 100м) 80% требуют разработки пластов с помощью скважин: - гравитационного дренажа с закачкой пара - циклической закачки пара в пласт - закачки воздуха

• 
  Слайд 83
  

  Открытая разработка обычно применяется к породам с содержанием битума больше чем 7%, хотя ключевые критерии для того, чтобы гарантировать устойчивую подачу на обогатительную фабрику включают в себя и сорт, и содержание шлама в несортированной руде, и распределение частиц по размерам. При карьерном способе добычи песок поступает на обогатительную фабрику, где с помощью горячей воды и каустической соды (NaOH) отделяют битум от песка и глины. После всех стадий переработки две тонны породы дают один баррель синтетической нефти. Очищенный песок ссыпают назад в карьеры (рекультивация земель), а жидкий шлам накапливают в хвостохранилищах (экологические проблемы). 83

• 
  Слайд 84

  Технологии подземной добычи

  Для получения вязкой нефти в Канаде используется ряд различных способов, включая обычную разработку первичными методами, закачку воды в грунт, нетрадиционную разработку первичными методами (холодная добыча) и, в меньшей степени, различные термические способы добычи с обработкой на месте. Задача нетрадиционных подземных способов добычи – снизить вязкость (и/или плотность) нефтепродуктов, что позволяет выводить их на поверхность скважинами. Многие приемы используемые для добычи тяжелой нефти применимы и для повышения нефтеотдачи традиционных залежей нефти. 84

• 
  Слайд 85
  

  Оринокский нефтегазоносный бассейн Первая промышленная добыча нефти была начата в бассейне в 1911г. вблизи асфальтого «озера» Гуанако (о.Тринидат). Извлекаемые запасы нефти в бассейне оцениваются более чем в 5 млрд т (по данным озвученным US GeologicalSurvey 22 января 2010 геологические запасы оцениваются от 380-652 млрд. барелей, газа — свыше 2 трлн м3 (запасы попутного растворенного газа 53-262 трлн кубических футов или 1,5-7,4 трлн. м3). В нефтегазоносном бассейне известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений, в том числе 70 нефтяных и более 10 газовых на о-ве Тринидад. 85

• 
  Слайд 86

  Благодарю за внимание

  86 Размер имеет значение. Провинция Альберта

• 
  Слайд 87

  Классификация нефтей по групповому углеводородному составу (ГрозНИИ)

  87