Пошук та розвідка нафтових та газових родовищ. Пошук і розвідка нафтових і газових родовищ

У раціональному комплексі геологорозвідувальних робіт на нафту і газ розвідувальний етап, як видно з таблиці раціональної послідовності цих робіт, є продовженням пошукового. Розвідувальні роботи мають на меті промислову оцінку відкритих на пошуковому етапі покладів та родовищ та підготовку їх до розробки. При цьому отримані в результаті пошукового буріння запаси вуглеводнів промислової категорії С1 та попередньо оцінені запаси категорії С2 повинні бути переведені в промислові по всій площі відкритого родовища або поклади.

Основними видами розвідувальних робіт є: буріння та випробування розвідувальних свердловин, аналіз усієї необхідної геолого-геохімічної інформації для уточнення параметрів покладу (родовища) та підготовки його до пробної експлуатації. За потреби можуть передбачатися свердловинна сейсморозвідка методом ОГТ та у невеликому обсязі польові геофізичні методи.

Основним методологічним принципом розвідки, сформульованим Г.А. Габріелянцем та В.І. Пороскуном ще в 1974 році є принцип рівномірності буріння, який реалізується шляхом рівномірного розміщення розвідувальних свердловин за обсягом покладу. Відповідно до цього принципу передбачається детальне вивчення насамперед тих частин покладу (родовищ), які містять основні запаси вуглеводнів. При цьому підвищується точність оцінки запасів, а отже, і якість підготовки родовища до пробної експлуатації та подальшої розробки. Одночасно передбачається диференційоване розміщення розвідувального буріння, що враховує морфогенетичні особливості будови покладу чи родовища.

Сучасна розвідка нафтових та газових родовищ враховує принципи оптимізації та універсальності процесу розвідувального буріння, які вперше запропоновані В.М. Крейтером та В.І. Бірюковим (1976). Ці принципи формулюються так:

Принцип раціональної системи та повноти досліджень окремого покладу чи родовища.
Принцип послідовних наближень у вивченні родовища чи окремого покладу.
Принцип відносної рівномірності вивчення об'єкта розвідки.
Принцип найменших трудових, науково-ужиткових та матеріально-технічних витрат.
Принцип найменших витрат часу та досягнення найбільшої економії за дотримання енергозберігаючих технологій.

Раціональна система розвідки нафтових і газових родовищ передбачає буріння деякої, як правило, мінімальної кількості розвідувальних свердловин, що закладаються в певній послідовності для отримання інформації, необхідної і достатньої для промислової оцінки відкритого родовища і підготовки його до розробки. При цьому система розміщення розвідувальних свердловин має відповідати особливостям геологічної будовидосліджуваного об'єкта.

Розріз відкритого покладу (родовища) розбивається поверхи розвідки. Під поверхом розвідки розуміється частина розрізу осадового чохла, що включає один або кілька продуктивних пластів, розташованих на близьких гіпсометричних рівнях і характеризуються подібністю по геологічній будові порід, що вміщають, і фізичним властивостям вуглеводневих флюїдів. Їхню розвідку можна проводити однією сіткою свердловин.

Виділяються три системи та відповідні методики розвідувального буріння: трикутна, кільцева та профільна з системою паралельних поперечних та поздовжніх профілів розвідувальних свердловин.

Трикутна система розміщення розвідувального буріння. Ця методика є найстарішою і використовувалася на зорі розвитку нафтової промисловості. При цьому, як видно із рис. 65 перша пошукова свердловина розташована в найбільш оптимальних структурно-гіпсометричних умовах, інші закладаються як розвідувальні у вигляді рівносторонніх трикутників зі стороною, довжина якої не повинна перевищувати 500 метрів при кутах нахилу крил локального підняття до 10 градусів. При 20 градусах нахилу вона зменшується до 400 метрів, далі скорочуючись приблизно на 50 метрів зі зростанням кута нахилу крил на кожні 5-6 градусів.

Нераціональність прийнятої трикутної системи розміщення розвідувальних свердловин навіть за прийнятих максимальних відстанях з-поміж них 500 метрів полягає у бурінні дотримання зазначеного принципу рівномірності зайве великого їх числа. Це призводить до суттєвого подорожчання бурових робіт. Процес певною мірою виправданий з досягненням вельми скромної геологічної ефективності (до 80-100 ум. тонн на 1 метр пошуково-розвідувального буріння) лише при площі пастки та прогнозованого покладу не більше 2-2,5 км2. Досвід розвідки виявлених літологічних та стратиграфічних вуглеводневих скупчень розмірами до 1-1,5 км2 також свідчить про рентабельність реалізації трикутної системи розвідувального буріння.

У широким поширенням, поруч із великими затолоподібними литолого-стратиграфічними покладами, користуються невеликі літологічно обмежені, чи «шнуркові», чи лінзоподібні, скупчення нафти й газу з запасами до 1,5 млн. ум. т розмірами до 1,5-2 км2. Для розвідки подібних родовищ також застосовується трикутна сітка свердловин з кількістю від 12 до 15, що у межах рентабельності з отриманням середньої ефективності до 120 ум. т/м. У Росії її подібна система розміщення розвідувального буріння як раціональної успішно використовувалася 1912 року на початковому етапі розвідки відкритої вперше у світовій практиці І.М. Губкіним «рукавоподібним» покладам нафти з переходом з 1916 року на профільне буріння. В даний час дана методика розвідувальних робіт застосовується при розвідці невеликих нафтових покладів, пов'язаних з ерозійними "врізами" довізійського та дотурнейського віку в межах Волго-Уральської та сусідніх з півдня нафтогазоносних областей.

Кільцева система розміщення розвідувального буріння. Раціональний характер кільцевої системи розвідки відкритих покладів і родовищ, що успішно поєднується з освоєнням окремих поверхів, що розвідуються, підтверджено на прикладі унікального Заполярного. газоконденсатного родовищазагальною площею понад 2000 км2 і величиною запасів газу, що видобуваються, 1,5 трлн. м3. Пошуки загалом здійснено системою “хрест пошукового буріння” 12 пошуковими свердловинами, а розвідка – 27 розвідувальними свердловинами, розміщеними за кільцевої методикою, показаної на рис. 66.

Специфіка кільцевої системи визначається на заполярному родовищі наступним положенням свердловин на структурних міжізогіпсових полях. У межах першого поля першовідкривачки від свердловини 1 закладаються 4 бурові. Після оконтурювання внутрішньої площі родовища в наступному зовнішньому полі по відношенню до вже оконтуреної центральної зони проектуються 5 бурових, помічених квадратами. Завершивши оконтурювання і цієї частини покладу, передбачається освоєння зовнішньої зони газоконденсатного родовища із закладенням спочатку 7 розвідувальних свердловин в передостанньому полі, а потім 9 - в останньому контурі міжізогіпсовому, що обрамляє родовище.

Раціональний характер кільцевої системи розвідувального буріння у освоєнні унікального Заполярного ГКМ підтверджується досягнутою величиною геологічної ефективності, що перевищує тут 1000 ум. т на 1 м пошуково-розвідувального буріння.

Отже, висока ефективність застосування кільцевої системи досягається наявністю великих (до гігантських і більше) запасів вуглеводневої сировини та відносно простою будовою родовища із покладом пластової або масивної будови склепінного типу. На це слід, перш за все, орієнтуватися при виборі раціональної методики розвідувальних робіт, що, як видно на прикладі унікального родовища Заполярного, цілком виправдано отриманими результатами. Кільцева система була застосована при розвідці ряду великих газоконденсатних родовищ Єйсько-Березанської газоносної області, зокрема Канівського та Ленінградського. У США на цій методиці була розвідана основна склепіння у вапняках почту арбокл на найбільшому нафтовому родовищі Оклахома-Сіті Західної внутрішньої провінції.

Профільна система розміщення розвідувальних свердловин

У сучасній-
них умовах для розвідки нафтогазових покладів та родовищ антиклінального та неантиклінального типів будь-якої складності будови, крім випадків, зазначених вище в перших методиках, найбільш ефективною та повсюдно раціональною є профільна система розвідувального буріння. Сутність її полягає в проектуванні певної кількості розвідувальних свердловин, що закладаються кожною в точках перетину поперечних та поздовжніх профілів. Причому залежно від величини розвідуваного родовища суворо регламентуються відстань між поперечними та поздовжніми профілями і площа, що припадає на одну свердловину, що проектується бурінням. Порівняно з попередніми методиками, профільна методика є найбільш "гнучкою", допускаючи поточні зміни раціональної сітки свердловин і тим самим площі охоплення розвідуваної частини родовища.

Розглянемо типові приклади розміщення розвідувальних свердловин за профільною системою. На рис. 67 дано розташування свердловин на газоконденсатному родовищі. У розвідку за профільною методикою введено більший східний блок, причому раціональна площа на кожну свердловину сягає 26 км2. Положення свердловин на профілі показано на прикладі центральної частини розвідуваного блоку. Загальна кількість свердловин для східного блоку родовища становить 38. При тих же обраних параметрах раціональна кількість розвідувальних свердловин для меншого за величиною західного газоконденсатного покладу з тією ж відміткою ГВК складе 26. Однак, враховуючи газоконденсатний тип вуглеводневого флюїду і можливість збільшення півтора між відстаней , що припадає однією свердловину, загальна кількість свердловин у східному блоці без порушення принципу раціональності може становити 25, а західної поклади – 18.

На рис. 68 показано раціональну методику для антиклінального блоку
розмірами 30х70 км, ускладненого скидами і включає нафтовий поклад
з відміткою ВНК мінус 1590 м. Тут найбільш раціонально розміщення хіба-
дочних свердловин за системою паралельних взаємоперпендикулярних профілів
із площею кожного квадрата 18 км2.

Положення профілів та свердловин показано на прикладі центральної частини західного бані антикліналі.

На прикладі центральної частини покладу дано раціональне розміщення розвідувальних свердловин для більш великого західного блоку антиклінальної пастки з прогнозованою нафтовою покладом при відмітці ВНК мінус 3200 метрів. В якості найбільш раціональної прийнята методика, аналогічна зазначеній вище, з площею окремих квадратів сітки свердловин 10 км2 і кількістю свердловин 12, починаючи з пошукової свердловини-відкривачки родовища. Для розвідки на рис. 69 та 70 відповідно прогнозованих газоконденсатного та нафтового родовищРаціональна система розміщення свердловин розглядається для продуктивних блоків.

Від пошукової свердловини 1, що дала промислові притоки газоконденсату і нафти, передбачається розвиток раціональної сітки бурових проектованих із збереженням "квадратичного" принципу розміщення. Для розвідуваного газоконденсатного родовища площа, що припадає на одну свердловину, становить з урахуванням газоконденсатного типу УВ флюїду 12 км2 замість 8 км2 для нафти, а раціональний комплекс розвідки включає 24 свердловини.

Освоєння розвідкою інших блоків родовища має передбачати збільшення кількості бурових. В якості раціонального для більшого прогнозованого нафтового покладу (рис. 70) з відміткою ВНК мінус 2400 м також передбачається в центральній частині структури від свердловини пошукової 1 за схемою, показаною на рисунках вище; як ефективніша прийнята площа 28 км2 на одну бурову, а загальна кількість розвідувальних свердловин - 32. Далі за тією ж схемою виконується розвідка 16 свердловинами меншого, центрального структурного блоку.

На рис. 71 наведено газоконденсатний поклад склепінного типу з відміткою ГВК мінус 1050 м, ускладнена в центральній частині горстом, обмеженим поверхнями зміщувачів у вигляді двох променів.

Найбільш раціональним для розвідки даного родовища буде послідовне розбурювання за профільно-квадратною схемою спочатку центральної частини покладу при площі 8 км2 одну свердловину, починаючи з горста. За межами горста відстань між свердловинами може бути збільшена до 3 км, а площа на одну бурову – до 10 км2. Раціональне число свердловин для розвідки родовища має перевищувати 20. Для західного меншого блоку – 12 свердловин.

Для розвідки нафтового покладу склепінного типу в антиклінальній пастці, ускладненій з півдня скиданням (рис. 72), з відміткою ВНК мінус 2810 метрів площею 18х6 км використовується та сама квадратна раціональна сітка свердловин площею 5 км2. Вихідною для початку розвідки є пошукова свердловина 1. Мінімальна кількість свердловин для повного охоплення покладу з переведенням ресурсів до категорії С1 становитиме 20.

Розвідка склепінних нафтових покладів, зображених на рис. 73 і 74 здійснюється за аналогічною профільною системою з площею 4 км2 на одну розвідувальну свердловину. Загальна площа родовища, як і морфоструктурні умови в цілому, тотожні покладам (рис. 70 та 71) з використанням також як основи для розміщення раціональної схеми бурових у центральній частині покладу з пошуковою свердловиною 1.

На рис. 75 зображено газоконденсатний поклад складної будови склепінного тектонічно-екранованого типу з відміткою ГВК мінус 775 метрів. Раціональне розміщення розвідувального буріння передбачає закладення розвідувальних свердловин у центральному блоці від свердловини 1 по сітці площею 8 км2 (до ГВК) десяти свердловин, що дозволяє розраховувати найбільш ефективну розвідку родовища з показником щонайменше 500 ум. т на метр розвідувального буріння.

Приклад раціональної розвідки нафтового покладу приконтактного типу, присвяченої діапірової брахіантикліналі показаний на рис. 76.

У межах покладу проектується раціональна сітка бурових за вказаною профільною схемою з величиною площі, що припадає на свердловину, 6 км2. Проект передбачає, як видно з малюнка, буріння 30 розвідувальних свердловин аж до ВНК на позначці мінус 3300 м, починаючи від пошукової свердловини 1 – першовідкривачки родовища.

Для розглянутих вище покладів структурно-літологічного та структурно-стратиграфічного типів раціональної зберігається та сама профільна система розміщення розвідувальних свердловин із зазначеною квадратною сіткою. У цьому площа однією свердловину змінюється від 5 км2 для середніх за розміром покладів до 18 км2 – у великих.

Буду вдячний, якщо Ви поділитеся цією статтею у соціальних мережах:

Пошук по сайту.

Видобуток нафти - складний та багатоступінчастий процес. Необхідний комплексний підхід, що включає кілька стадій вивчення, що вимагає величезних інвестицій та трудовитрат. Прагнення до максимізації ефективності, скорочення витрат та виключення негативних наслідків для довкілляпідштовхує компанії до впровадження інновацій та ретельного дослідження родовища задовго до того, як на ньому розпочалася робота.

Розвідка

Геологорозвідка та видобуток у всі часи вимагали величезних інвестицій, використання найсучасніших технологій, глибокої та всеосяжної експертизи, і навіть попри все це ризики — величезні.

Буріння найпростішої неглибокої свердловини обходиться в мільйони рублів, на шельфі, наприклад, у Північному морі витрати можуть досягати 1,5 млрд, і це не межа.

На такому фоні значення всіх етапів геологорозвідки важко переоцінити, адже кожна свердловина, що промахнулася повз нафту, може спричинити величезні збитки. Щоб вкладені в проект гроші окупилися, необхідно заздалегідь переконатися, що сировини в надрах достатньо, і її вийде.

А для довгострокового розвитку компанії та галузі загалом необхідно постійно шукати нові місця залягання нафти. Навіть невеликі перерви загрожують різким зниженням видобутку в майбутньому.

У ті часи, коли вуглеводні практично не застосовувалися в промисловості, а цінувалася лише їхня горючість і в'язкість, за мільйонами барелів ніхто не гнався. Тому видобували сировину часто там, де побачили її на поверхні ґрунту, і ніхто не міг передбачити, коли вона закінчиться.

У 1962р. в американському гумористичному шоу Beverly Hillbillies був такий епізод: головний герой зі рушницею полює на кролика, стріляє, промахується і потрапляє в землю, а звідти відразу витікає нафта. Ще хвилина й простий американець стає мільярдером.

У міру розвитку індустрії на початку двадцятого століття були потрібні великі обсяги сировини, і саме цей час можна вважати точкою відліку для геологорозвідки в сучасному розумінні. Для того, щоб бурити там, де нафти достатньо, необхідно було з'ясувати кілька речей: як виглядає структура шарів ґрунту, і в якому шарі залягає сировина, як візуально оцінити потенційну привабливість ділянки, як перевірити наявність нафти і газу, а потім оцінити обсяг.

Як залягає нафта

Одна з ключових властивостей нафти полягає в тому, що вона має меншу щільність, ніж вода. Перевірити це дуже легко: налийте в будь-яку ємність соняшникової олії та додайте воду. Вода виявиться внизу, олія підніметься нагору. Якщо в ємності залишилося і повітря, що є сумішшю газів, то він розташується на самому верху, сформувавши третій шар. Саме так нафтоносні пласти і формуються: знизу вода, посередині нафта, вища — природний газ.

Породи, що укладають нафту і допускають вільне переміщення та накопичення рідин та газів, називаються колекторами. Найчастіше вони – осадові. Пористість колекторів залежить від типів зерен, а також наявності цементу. Проникність визначається розміром пір та їх сполученістю.

Найголовнішими колекторами нафти є піски, пісковики, конгломерати, доломіти, вапняки та інші добре проникні гірські породи.

При цьому для формування колектора необхідно, щоб шар пористий був укладений між непроникними шарами, наприклад, глиною і гіпсом.

Нафта залягає у про «пастках». Бурити навмання марно. Щоб збільшити шанси на успіх, нафтовики використовують аерофотозйомку та сейсморозвідку.

Пастка, в якій багаті вуглеводнями шари виявляються затиснутими між непроникними шарами і є головним видобутком нафтовиків. Але бурити навмання марно, адже більшість родовищ розташовані на глибині понад кілометр і з поверхні пастки не видно.

Аерофотозйомка та сейсморозвідка

Щоб збільшити шанси на успіх, людство спочатку навчилося аналізувати місцевість, за непрямими ознаками визначаючи, де знаходиться нафту. Цей напрямок отримав розвиток після появи аерофотозйомки. У наші дні наголос робиться на аеромагнітну та гравіметричну зйомку — за допомогою таких методів можна виявити структурні особливості ґрунту.

Більше того, сьогодні нафтовикам допомагають і космічні технології: угруповання російських наукових супутників допомагає визначити, як формувався ґрунт, і де може залягати сировина. Важливу роль відіграють і експедиції, які мають на меті з'ясувати, чи доцільно розпочинати буріння.

Сьогодні сейсморозвідка на суші здійснюється за допомогою спеціальних пересувних платформ та мережі з тисяч високоточних датчиків. Комп'ютери на основі отриманих даних складають карту, на якій чітко видно не тільки контури, а й відомості про склад тих чи інших верств. Справа в тому, що різні за типом породи по-різному відбивають звук, тобто сіль «співає» не так, як, наприклад, глина.

Звукові хвилі здатні пронизувати землю на 3 км. у глибину та більше. Ґрунт справді добре проводить звук, і не дарма наші предки прикладали вухо до землі, щоб почути тупіт кінських копит на відстані кількох верст. За підсумками такого безпечного «простукування» та «прослуховування» приймається остаточне рішення про буріння свердловини.

Документальний фільм «Увага! Вибух!» (Куйбишевська студія кінохроніки, 1975)

Специфіка роботи на шельфі полягає в тому, що тут потрібно використовувати пневматику. Спочатку на дно опускається мережа датчиків, а потім корабель за допомогою спеціальних звукових гармат, що вивільняють стиснене повітря, відправляє звукові сигнали, які дозволяють дізнатися, що ж знаходиться під морським дном. Дані технології застосовуються лише разом із цілим комплексом заходів щодо запобігання впливу на морську фауну.

Взагалі дивно, наскільки у світі пов'язані різні галузі знання. Так Енді Хільдебранд, автор сучасного комп'ютерного аналізу сейсмічних даних, зробив революцію і в музичній індустрії, створивши систему корекції нот вокалу («Автотюн»).

	Ще до революції з ініціативи В.І. Вернадського та А.П. Карпінського було створено комісію з геологорозвідки. Після революції діяльність було відновлено. Перед Геолкомом було поставлено завдання з наукового супроводу геолого-пошукових та розвідувальних робіт, розвитку відповідних напрямів науки, підготовки фахівців.

	До цього моменту більшість території СРСР було досліджено геологами з повітря. Складено карти в масштабі 1:5000000 та 1:2500000, а окремі рудні райони геологічними картами масштабів 1:200000 і більше. У цей період було виявлено нові родовища мідно-нікелевих, залізних, апатитових руд та рідкісних металів.
	1941-1945 У роки війни перед геологічною службою країни було поставлено невідкладне завдання щодо розширення та використання мінерально-сировинних бах Уралу, Сибіру, Далекого Сходу та Середньої Азіїзадля забезпечення фронту стратегічними видами мінеральної сировини. Багато родовищ, відкритих у довоєнні роки, були залучені в експлуатацію.
	Відбулося якісне перетворення геологічної служби країни. Геологорозвідка перейшла до Міністерства геології та охорони надр СРСР. До найбільших досягнень відносяться відкриття родовищ алмазів в Якутії, нафти і газу в Тюмені та Прикаспії, нікелю, міді та дорогоцінних металів у Норильську, на Кольському півостріві, Курській магнітній аномалії та ін.
	Знову реорганізація. За її підсумками в системі Міністерства геології СРСР діяло понад 200 територіальних та спеціалізованих підрозділів, що об'єднували 700 стаціонарних експедицій та кілька тисяч геологічних партій. Кадри дипломованих фахівців готувалися у 50 вишах країни та численних технікумах.
	Відповідно до сформованої в 1981р. у Мінгео СРСР було 90 об'єднань, у тому числі — 3 всесоюзні. У 1980 років чисельність працівників у геологічній галузі досягла 700 тис. чол., їх понад 100 тис. фахівців із вищою освітою. Науковий сектор був представлений спеціалізованими НДІ та конструкторськими бюро, в яких працювало понад 400 докторів та понад 4000 кандидатів наук.

Пробні вежі

Після того як було прийнято рішення про те, наскільки глибоко і де конкретно знаходиться пастка з нафтою, приходить час перевірочних свердловин. Насправді, якщо ми говоримо про стратегічну геологорозвідку, то опорні, параметричні та структурні свердловини можуть буритись і на ранніх етапах, щоб визначити, на які родовища компанія може розраховувати в майбутньому.

Якщо ж говорити про запуск комерційного використання конкретного родовища, то тут важливо зрозуміти, сировина якої категорії та в якому обсязі знаходиться під землею, наскільки легко вона витягується, і взагалі, з погляду монетизації, чи варто починати тут повномасштабний видобуток?

Цікаво, що першою метою буріння пошукових свердловин стає не сама нафта, а стовпчик породи, так званого керна. На поверхню піднімають зразок того чи іншого пласта циліндричної форми, який потім прямує на детальний аналіз лабораторію. Зробивши висновки про перспективи видобутку нафти на основі структури керна, пробу відправляють до спеціального керносховища, де вона залишатиметься завжди, навіть коли саме родовище буде вироблено.

Крім фізичних проб, потрібно видобути і додаткову інформацію. Наприклад, про те, як пласт ґрунту змінюється в міру віддалення від свердловини. Під землю можуть опустити спеціальний геофізичний зонд. Треба сказати, що нафтовики не позбавлені гумору. Цей метод називається каротаж від французького carotte (морква). Надто вже високотехнологічний зонд схожий на моркву.

Величезну роль геологорозвідці грають непрямі методи дослідження — від космічної і повітряної зйомки — до сейсмічного аналізу. Всі ці технології дозволили одночасно скоротити витрати компаній, прискорити процес ухвалення рішення про буріння та зменшити негативний вплив на екологію. Важливо, що збільшилася точність визначення місць залягання нафти. Спочатку до трьох чвертей попередніх свердловин доводилося запечатувати назавжди: нафти під землею не знаходили. Сьогодні компанія «Роснефть» у своїх дослідженнях приймає вірні рішення у 70-80% завдяки використанню сучасних технологій та всебічної експертизи.

«Роснефть» активно веде геологорозвідувальні роботи у таких перспективних регіонах як Східна Сибір, арктичний шельф, Далекий Схід та шельф південних морівРосії. Без цих робіт не було б розробки Ванкорського родовища, проектів Сахалін-3 та Сахалін-5. Зазначимо, що шельфова геологорозвідка — один із найважливіших стратегічних напрямків, оскільки, незважаючи на значні капвкладення, саме вона дозволить наростити загальний обсяг запасів та забезпечить перспективи зростання бізнесу на роки вперед.

У 2014 році «Роснефть» утримувала лідерство серед російських компанійу галузі геологорозвідки.

У 2014 році відзначено зростання за основними видами геологорозвідувальних робіт: обсяг сейсморозвідувальних робіт 2Д (плоскі карти) збільшився на 3%, до більш ніж 2 тис. пог. км. Сейсморозвідувальні роботи 3Д (об'ємні карти) перевищили 9 тис. кв. км. Зростання порівняно з 2013 р. близько 9%. Пошуково-розвідувальним бурінням пройдено 223 тис. м гірських порід, що на 4 тис. м більше за аналогічний показник попереднього року. Ефективність пошуково-розвідувального буріння зросла до 80% порівняно з 76% у 2013 р.

Витрати на геологорозвідку склали 42,9 млрд руб., при цьому в 2014 р. питомий показник вартості приросту 1 тонни н.е. знизився на 7%, до 112 руб.

Приріст запасів у Західному Сибіру - 186,5 млн т нафти та 72,2 млрд куб. м газу. 57 пошуково-розвідувальних свердловин із успішністю 89%. Відкрито Таврійське родовище у рамках Уватського проекту на півдні Тюменської області та 18 нових покладів.

Загальний приріст запасів у Східному Сибіру - близько 49 млн т нафти та 43,6 млрд куб. м газу. Відкрито 9 нових покладів.

Загальний приріст запасів у Волго-Уральському регіоні - 42,5 млн т нафти та 4,0 млрд куб. м газу. Відкрито Рудниківське та Південно-Барсуківське родовища у Самарській області та 37 нових покладів.

За підсумками 2014 р. залишкові запаси (МСФЗ) ВАТ «НК «Роснефть» за категорією ABC1+C2 становлять 11,5 млрд т нафти і конденсату і 7,2 трлн куб. м газу.

Заміщення промислових категорій запасів вуглеводнів ABC1 з урахуванням придбань становить 461 млн т н.е., або 156% до 2013 р. При цьому кратність запасів до поточного видобутку становить 45 років.

Нарощування ресурсної бази є одним із ключових пріоритетів Компанії. У 2014 р. в результаті успішного проведення геологорозвідувальних робіт відкрито 64 нові поклади та 5 родовищ, у тому числі 2 родовища на шельфі. Сумарні запаси відкриттів становлять близько 560 млн. тонн нафтового еквівалента.

У 2014 р. приріст запасів за категорією ABC1 за рахунок геологорозвідувальних робіт становив по нафті та конденсату 252 млн т, по газу — 132 млрд куб. м.

Доведені запаси вуглеводнів НК «Роснефть» за стандартами SEC (Комісія з бірж та цінних паперів США) склали близько 34 млрд бар. н.е. (близько 4,6 млрд т н.е.). У тому числі запаси рідких вуглеводнів (нафта, конденсат, NGL) становили близько 25,4 млрд бар. н.е. (3,4 млрд т н.е.), запаси газу – близько 50 трлн куб. футів (понад 1,4 трлн куб. м). Таким чином, у 2014 р. коефіцієнт заміщення запасів вуглеводнів за класифікацією SEC становив 154%; коефіцієнт заміщення запасів нафти, газового конденсату та NGL досяг 116%, коефіцієнт заміщення газу – 263%. Збільшення запасів вуглеводнів становило 963 млн бар. н.е. (134 млн т н.е.).

Забезпеченість ресурсами за класифікацією prms налічує 20 років із запасів нафти та 39 років із запасів газу.

Геологорозвідка «Роснафти»

Доведені запаси вуглеводнів: 33 977 млн бар. н.е.
Коефіцієнт заміщення запасів вуглеводнів: 154%.
Приріст запасів вуглеводнів: 963 млн бар. н.е.

Видобуток нафти

Потенціал нафти та газу людство по-справжньому розкрило лише у XX столітті. Вуглеводні започаткували найважливіші технології і дали імпульс до розвитку промисловості та енергетики. При цьому саме роль нафти у світовій економіці залишається ключовою. Такої думки дотримуються не лише нафтовики, а й інші представники сфери ПЕК, а також профільні відомства.

Всі цифри лежать на поверхні: більше половини всієї енергії, що виробляється, забезпечує нафту. До того ж 90% усієї хімічної продукціїстворюється з її основі.

У 2014 р. у світі щодня добувалося понад 84 млн барелів «чорного золота». В списку найбільших виробниківнафти країни ОПЕК, США, Росія та КНР.

Однак повномасштабний видобуток почався порівняно недавно, адже рідку сировину викачувати з надр землі не так просто. У попередньому розділі ми розповіли про те, в яких підземних пластах залягає нафта і як її виявити. Торкнулися і теми оцінного та попереднього буріння. Але коли ж людство почало добувати нафту, і які технології застосовуються сьогодні?

Історія нафтовидобутку

	6 тисячоліття до н. Людство навчилося добувати нафту Першим способом видобутку нафти був збирання з поверхні водойм - його застосовували в Мідії, Вавилонії та Сирії ще до нашої ери (за деякими даними 6-4 тисячоліття до н.е.). У Єгипті нафту застосовували для бальзамування. Черпали як із колодязя – цебром. До речі, у англійськоюдля позначення свердловин досі використовується термін “Well” («криниця»).
	4 століття У стародавньому Китаї добували нафту за допомогою бамбукових труб Китайці навчилися добувати сировину з-під землі за допомогою бамбукових бурів. Вже в четвертому столітті нашої ери вони вміли викачувати нафту зі свердловин до 240 метрів завглибшки! У давнину не було необхідності виробляти нафту у великих обсягах, адже використовувалася вона насамперед як пальний матеріал, у тому числі й у військовій справі.

	18 століття Ухта стає центром нафтовидобутку Росії Ця річка, де пізніше побудували ціле місто, у 18 столітті стала першим центром нафтовидобутку. Тут треба сказати спасибі Петру Великому, котрий заснував Берг-колегію – перше відомство, відповідальне за гірничорудну справу. Усього до 1767 року у Росії видобуто 3,6 т нафти, проте тим самим «колодезним» способом.
	19 століття Починається промисловий видобуток нафти з використанням свердловин У 19 столітті навчилися маніпулювати тиском для підйому сировини на поверхню. Першу справжню свердловину пробурили в 1846 році в селищі Бібі-Ейбат, яке тоді входило в Російську імперію. Родовище розташоване поруч із містом Баку, яке ще Марко Поло оспівав як центр світового нафтовидобутку. Але це буріння було розвідувальним. Реальний видобуток почався 1864г. на Кубані, у селі Київському. Видобувати нафту на шельфі першими вирішили американці: у 1896р. вежу поставили біля берегів Каліфорнії.

Нафтовидобуток в СРСР і РФ

Радянський Союз повністю забезпечив себе нафтою та став одним із головних експортерів сировини. У 1940р. напередодні Великої вітчизняної війни було видобуто понад 30 млн. тонн нафти, і хоча центри нафтовидобутку стали однією з головних цілей противника в ході війни, позбавити радянську армію палива так і не вдалося. А СРСР почав розробку нових родовищ нафти крім нафтоносних районів Баку та спорудження нових НПЗ.

Завдяки розвитку нових родовищ, в першу чергу, Західного Сибіру, СРСР швидко нарощував обсяги видобутку Так у період з 1971 по 1975 роки він виріс із 7,6 мільйонів барелів на день до 9,9 мільйонів барелів на день. І до цього дня регіон залишається одним із головних «нафтових козирів» Росії: у Ханти-Мансійському автономному окрузі видобувають близько 60% від обсягу щорічного видобутку нафти в нашій країні. У 1988 році Радянський Союз досяг рекорду - 11, 4 мільйонів барелів на день, причому більша частина припадала на родовища Західного Сибіру. Але з цього моменту технологічні недогляди далися взнаки – довго стримувати падіння обсягів було неможливо.

Великий вплив на кризу в галузі надав розпад Радянського Союзу. Внутрішній попит упав, можливостей для експорту не вистачало. Через фінансові труднощі скорочувалося буріння, свердловини не отримували належного обслуговування, не проводився ремонт. Падіння обсягів видобутку нафти припинилося лише 1997 року.

У 2014 році Росія щодня видобувала в середньому 10,578 млн. барелів нафти. Це рекордний показник за весь пострадянський період.

У майбутньому рівень видобутку може продовжити зростання за рахунок освоєння нових родовищ, наприклад, на шельфі Арктики.

1934
Саратовський НПЗ було побудовано 1934 року. За трудовий подвиг у роки ВВВ підприємство нагороджено Орденом Вітчизняної війни І ступеня та йому передано на вічне зберігання Прапор Державного Комітету Оборони СРСР. Сьогодні потужність Саратовського НПЗ становить 7 млн т. (50,7 млн бар.) нафти на рік (потужність була збільшена після реконструкції ЕЛОУ-АВТ-6 у жовтні-листопаді 2013 р.). що надходить трубопроводом, і навіть нафта Сорочинського, Оренбурзького і Зайкинского родовищ, що надходить залізницею.Все моторні палива, що випускаються заводом, відповідають класу 5.

Буріння свердловини

З того часу, як у 19 столітті пробурили перші свердловини, багато нафти витекло… Нафтовики навчилися викачувати сировину і після того, як свердловина перестане фонтанувати. А якщо ні, то 80-85% нафти не вдалося б підняти на поверхню, а глибина свердловин може досягати декількох кілометрів. Які ж влаштовані сучасні бурові вежі, і які методи використовуються для максимально ефективного нафтовидобутку?

Для буріння свердловини використовуються бурові установки, які в народі називають вежами. Насправді вежа – лише частина комплексу споруд, задіяних у процесі.

Діаметр нафтових та газових свердловин зменшується від початку «устя» до кінця – «забою». Діаметр не перевищує 900 мм у гирлі і майже ніколи не буває менше 165 мм у вибої. Глибина може становити від кількох десятків до кількох тисяч метрів. Після буріння свердловина зміцнюється спеціальними трубами та цементом. Під час буріння свердловина промивається, зайві рештки породи викачуються на поверхню.

Є два основних типи буріння – роторне та буріння за допомогою вибійних двигунів.

Основна відмінність полягає в тому, що роторне буріння передбачає розташування двигуна на поверхні, а в забійному двигун знаходиться над долотом, що «вгризається» в породу.

У різних ситуаціях використовується вертикальне буріння, похило-спрямоване, у тому числі горизонтальне, кущове (мережа похилих свердловин, гирла яких згруповані), багатовибійне (свердловина розгалужується) і окремо виділяється шельфове буріння, про яке розповімо у спеціальному розділі.

Сучасні методи видобутку

Зараз актуальні три методи нафтовидобутку залежно від тиску в нафтоносному пласті та способів його підтримки.

Первинний методпередбачає вихід нафти поверхню під впливом природних сил. Це той самий нафтовий фонтан, який часто показують у кіно. Після розтину пластів, що стримують сировину, відбувається заміщення нафти підземними водами, виштовхування за рахунок розширення газів та інші процеси, що змінюють тиск природним способом. Як ми вже згадували, лише малий обсяг сировини можна видобути первинним методом.

Для підвищення ефективності використовуються додаткові інструменти. Застосовуються різні типинасосів, у тому числі занурювальні, штангові та електричні. Штангові насоси використовують у поєднанні з механічними приводами, розташованими землі. Нам вони добре відомі: це верстати-гойдалки. Близько 2/3 всіх свердловин у світі використовують штангові насоси, тому «качалка» стала символом нафтової промисловості. Штангові насоси з наземним приводом можуть використовуватися для вертикальних неглибоких свердловин і похилих свердловин з незначним відхиленням від вертикалі. Типові глибини – від 30 метрів до 3,3 км, максимальні глибини – 5 км.

Вторинний методнафтовидобування використовується, коли сировину неможливо підняти на поверхню за рахунок природних сил або за допомогою насосів. Будь-яке родовище у певний момент потребує такого підходу. Тоді доводиться нарощувати тиск або зменшувати щільність нафти, закачуючи в родовище газ або воду. Технологія airlift піднімає нафту зі свердловини разом з бульбашками повітря. Його спеціально вкачують у трубу, і оскільки повітря є ще менш щільною речовиною, ніж нафта, його бульбашки допомагають сировині вийти назовні. Gas lift передбачає використання інших газів, наприклад, вуглекислого. Можливе застосування води. Такий варіант передбачає додаткові витрати, оскільки нафта поєднується з водою, і в результаті доводиться їх розділяти. Це називають «обводненістю» нафти. Поєднання первинного та вторинного методів забезпечує вилучення зі свердловини 35-45% сировини.

Третічний метод- Територія високих технологій. В'язкість нафти знижується з допомогою нагрівання. Найпоширеніший інструмент - гаряча водяна пара. Найпростіше використовувати когенерацію, іншими словами, потужності, що дозволяють комбінувати виробництво електроенергії та тепла. За таким принципом працюють усім відомі ТЕЦ. Замість пари можна спробувати спалювання частини нафти у пласті. А ще є детергенти – речовини, здатні змінити поверхневий натяг та звільнити нафту, яка відмовляється пробиватися крізь воду. В результаті використання третинного методу викачується ще 5% - 15% сировини, що залягає під землею.

Показники видобутку разом із результатами геологорозвідувальних робіт становлять основу статистики, яка дає інвесторам зрозуміти, наскільки та чи інша компанія готова до викликів сьогоднішнього та завтрашнього дня.

Тепер докладніше зупинімося на результатах видобутку нафти.

За підсумками 2014р. "Роснефть" була найбільшою публічною компанією у світі за рівнем видобутку. Загальний обсяг виробництва досяг 251,6 млн. т н.е. Таким чином, органічне зростання склало 4,8%. А з урахуванням нових активів з дати придбання зростання досягло 14,5%. Рекорд та з ефективності видобутку. У «Роснафти» найкращий показник собівартості виробництва. Питомий показник операційних витрат - $3,9 за барель н.е.

Левову частку видобувного бізнесу "Роснефти" забезпечують саме нафтові активи. Видобуток нафти та інших рідких вуглеводнів забезпечив 204,9 млн т н.е. Добовий видобуток нафти та рідких вуглеводнів зберігся на рівні 4,2 млн барелів на добу.

Важливо, що на таких перспективних родовищах, як Ванкорське, Верхньоченське, а також у рамках Уватського проекту, було поставлено рекорд з видобутку з початку розробки — 22 млн тонн. Проте компанія продовжила ефективно розробляти й ті родовища, які давно освоєно. Цікаво звернути увагу на успішні роботи компанії щодо уповільнення природних темпів падіння видобутку на родовищах ВАТ «Вар'єганнефтегаз» та ВАТ «Самотлорнафтогаз». Зокрема, цього вдалося досягти за рахунок ефективного управління заводненням та буріння свердловин з мультистадійним гідророзривом пласта.

Зазначимо також, що видобуток газу виріс на 48,6% до більш ніж 56,7 млрд куб. метрів з урахуванням нових активів із дати придбання.

Шельф

Шельфове буріння та видобуток — один із найперспективніших напрямків у нафтовій галузі. Морські родовища здатні забезпечити підприємствам багату ресурсну базу. Їхнє значення у довгостроковій перспективі складно переоцінити. І хоча традиційні проекти на суші часто окупаються швидше, нафтовики знають, що шельф, який принесе прибуток у майбутньому, потрібно інвестувати вже сьогодні. Робота в морі потребує не лише грошей, а й всебічної експертизи.

Мабуть, саме технологічний аспект шельфового видобутку найцікавіший, і до нього ми неодноразово звернемося до цього розділу.

Шельф - підводна околиця материка, що примикає до суші і подібна до неї за геологічною будовою. Це своєрідна «полиця», у межах якої море не таке глибоке — зазвичай близько 100-200 метрів.

Назва "шельф" запозичена з англійської, але цікаво, що слово "shelf" англомовні нафтовики рідко застосовують, коли мова заходить про буріння, віддаючи перевагу терміну "offshore drilling/production" ("буріння і видобуток на відстані від берега"). Справа в тому, що в поняття включені не тільки платформи на континентальному шельфі, а й ті, що встановлені на озерах та інших водоймах, що не мають до шельфу відношення, а також у глибокій воді, тобто за межами шельфу.

Однак саме «полиця», що оперізує материки, зберігає у собі величезні запаси вуглеводнів. Так початкові сумарні ресурси вуглеводнів шельфу Росії становлять близько 100 млрд. тонн умовного палива.

Загальна площа світових шельфів - близько 32 млн км. Шельф біля північної околиці Євразії найбільший. Його ширина сягає 1,5 тис. кілометрів. Інші широкі місця знаходяться в Берінговому морі, Гудзоновій затоці, Південно-Китайському морі, біля північного узбережжя Австралії.

Ідея добувати нафту на шельфі виникла наприкінці 19 століття. Звичайно, замислювалися про це і раніше, але не було ні достатнього технологічного рівня, ні особливої потреби качати сировину з-під води, адже вуглеводневе паливо використовувалося не надто активно.

Історія видобутку на шельфі

У 1891 роціамериканцям вдалося випробувати новий метод видобутку, пробуривши свердловини на рукотворному озері Сент-Меріс у штаті Огайо. Цікаво, що інвесторами виступили невеликі компанії, котрі сподівалися заробити грошей на нафтовому бумі.

У 1896 роціпочалася справжня Санта-Барбара: свердловини пробурили в родовищі Саммерланда, розташованому в протоці Санта-Барбара біля берегів Каліфорнії. Але поки що, як і знаменитий серіал, американське шельфове буріння було не надто правдоподібним: бурові розташовувалися на спеціальних пірсах, які починалися на березі та йшли в море.

На початку 20 століттяшельфове буріння йшло повним ходом. У Канаді освоювали родовище на озері Ері, США дісталися озера Каддо, що у штатах Луїзіана і Техас, тобто, зовсім неподалік знаменитого Мексиканської затоки.

Практично відразу після успішної реалізації цих проектів американці почали освоювати Мексиканську затоку, а у Венесуелі освоїли озеро Маракайбо.

Російська імперія, а потім і СРСР займали передові позиції в галузі нафтовидобутку. Селище Бібі-Ейбат поблизу Баку двічі ставало рекордсменом. У 1846 роцітут пробурили першу справжню нафтову свердловину, а 1923 р. насипали острів у Каспійському морі, щоб добувати нафту.

У 1937 роцікомпанії PureOil і SuperiorOil, нині відомі як Chevron і ExxonMobil (SuperiorOil стала її частиною), побудували платформу, здатну добувати нафту на відстані 1,6 км від берегів Луїзіани, але глибина океану при цьому становила лише 4,3 м.

У 1946 році MagnoliaPetroleum, що також стала частиною ExxonMobil, поставила платформу на відстані 29 км від берегів Луїзіани, при цьому глибина води склала 5,5 м.

Однак першу нафту, здобуту на шельфі за межами прямої видимості з берега, продемонструвала Kerr-McGeeOilIndustries (нині AnadarkoPetroleum), яка виступила як оператор за проектом PhillipsPetroleum (ConocoPhillips) і StanolindOil&Gas (нині входить до шельфу).

1949 рокубула побудована платформа під назвою «Нафтові Камені» (також називають селище та родовище). Її звели на металевих естакадах у Каспійському морі, на відстані близько 40 км на схід від Апшеронського півострована території Азербайджану.

У середині 20 століттявиникла потреба вести видобуток далі від берега. У міру зростання глибини океану розроблялися нові технології. Так з'явилися самопідйомні бурові установки, перша з яких належала майбутньому президентові США Джорджу Бушу (старшому).

1961 рокуз'явилася перша напівзанурювальна нафтова платформа. Історія її створення досить цікава: компанія BlueWater побудувала звичайну платформу для Shell, проте потім партнери вирішили спробувати використовувати її в «плавучому» режимі, і виявилося, що це досить вигідно. Досі у відкритому морі на великій глибині нафту видобувають саме з таких платформ. Іноді для їх утримання на одному місці використовують якорі, іноді, як у випадку з сумнозвісною DeepwaterHorizon, спеціальні двигуни.

Нафтові платформи

Нафтові платформи можна розділити на кілька типів. Нові варіанти розроблялися в міру технологічного розвитку галузі, і в результаті сьогодні існують платформи практично для будь-яких типів родовищ — від тих, що розташовані на мілководді, до глибоководних.

	Встановлюється на металеві або залізобетонні опори і, таким чином, забезпечує високу стійкість. Однак перемістити її не можна, тож сенс зводити таку платформу є лише на тлі наявності великих запасів у конкретному родовищі.
	Різновид стаціонарної платформи під назвою CompliantTower: платформа на фермінній несучій конструкції та з розтяжками. Її можна встановлювати у глибокій воді, але така конструкція погано переносить сильні течії та удари хвиль.
	Плаває на поверхні води на кількох колонах, але прикріплена до дна потужними тросами. Підходить для видобутку на глибинах 300–1,5 тис. метрів.
	Також утримується тросами, але здатна і без них залишатися на поверхні та у вертикальному стані завдяки потужній підводній противазі. Також може переміщатися з боку на бік, змінюючи натяг тросів, які утримуються якорями.
	Відмінно підходить для буріння у відкритому морі. Її використовують за глибини моря до 3 тис. метрів, а глибина свердловини може досягати 10 тис. метрів. Розміщується над місцем буріння на понтонах. На місці її утримують якорі чи спеціальні двигуни.

Робота на шельфі в нашій країні розпочалася ще у 19 столітті. Ми вже розповідали про Каспійське море, яке довгий час залишалося ключовою точкою у світовому нафтовидобутку. Проте для СРСР шельфові проекти були ключовими. Крім Каспію та Сахаліну об'єктів для інвестицій по суті не було. Лише останні десятиліття Росія починає активно освоювати шельф.

Очікується, що у Росії частка видобутку вуглеводнів на континентальному шельфі до 2020 року становитиме 4% загального обсягу. Насамперед зростання видобутку забезпечать Сахалін та Арктика. Тут розташовані Приразломне та Штокман, а також Південно-Карська нафтогазоносна область, де вже активно веде буріння «Роснефть».

Шельфові проекти – стратегічний напрямок діяльності НК «Роснефть».

Компанія є лідером освоєння російського шельфу і має 51 ліцензійні ділянки з сукупним обсягом ресурсів вуглеводнів, що перевищує 45 млрд тонн нафтового еквівалента, в Арктиці, на Далекому Сході, у Чорному, Каспійському та Азовському морях на півдні Росії. НК «Роснефть» уклала угоди про стратегічне партнерство з найбільшими міжнародними компаніями, які мають передовий досвід розробки проектів на шельфі.

Арктичний шельф

У 2014 році в Карському морі пробурили північну у світі свердловину на структурі «Університетська-1».

Площа структури Університетська – 1200 квадратних кілометрів при висоті «пастки» 550 м. Ресурси цієї структури становлять понад 1,3 млрд. тонн нафтового еквівалента. Усього на трьох Східно-Приновоземельських ділянках Карського моря виявлено близько 30 структур, а експертна оцінка ресурсної бази 3 дільниць становить 87 млрд. барелів або 13 млрд. тонн нафтового еквівалента.

Карська морська нафтоносна провінція, за оцінками експертів, за обсягом ресурсів перевершить такі нафтогазоносні провінції як Мексиканська затока, бразильський шельф, арктичний шельф Аляски та Канади, і можна порівняти з усією поточною ресурсною базою Саудівської Аравії.

Глибина моря у точці буріння становить 81 м, проектна глибина вертикальної свердловини – 2350 м від столу ротора. Для реалізації проекту було розроблено та узгоджено в регулюючих органах такі розділи проектної документації, як оцінка впливу свердловини на довкілля, план ліквідації аварійних розливів нафти тощо.

Перед початком робіт було проведено громадські консультації, державну екологічну експертизу та головну державну експертизу.

«Роснефть» та ExxonMobil

Влітку 2014р. «Роснефть» та ExxonMobil у рамках спільного підприємства «Карморнафтогаз» провели буріння найпівнічнішої свердловини в Російської Федерації"Університетська-1" за допомогою платформи West Alpha.

Платформа West Alpha поставлена норвезькою компанією North Atlantic Drilling, з якою «Роснефть» 30 липня 2014 р. уклала довгострокові угоди щодо буріння на шельфі. West Alpha була транспортована через Баренцеве, Печорське та Карське морята встановлена на точці буріння на ліцензійній ділянці Східно-Приновоземельський-1 у Карському морі. До місця призначення бурова платформа здолала шлях понад 1900 морських миль. Водотоннажність установки складає 30 700 тонн, довжина – 70 м, ширина – 66 м, висота бурової вежі над головною палубою – 108,5 м, осаду під час буріння – 21,5 м.

На точці буріння бурова установка утримується 8-якорною системою позиціонування. Установка здатна бурити на глибину до 7 км. На платформі розміщено інноваційний комплекс контролю льодової обстановки для виявлення айсбергів та стеження за морським льодом. У його роботі використовуються інфрачервоні камери та сучасні бортові радіолокаційні станції. Аналізуються дані супутникової зйомки та повітряної розвідки.

Для забезпечення безпечної роботи West Alpha у важкій льодовій обстановці «Роснефть» та ExxonMobil розробили унікальну схему запобігання зіткненням з айсбергами. Вона передбачає навіть фізичний вплив на лід: якщо експерти вважатимуть, що торос чи крижина може пошкодити встановлення, спеціалізовані судна підтримки відбуксують його на безпечну відстань. Якщо ж фізична дія неможлива, система ізолює свердловину без шкоди для навколишнього середовища, а бурова установка переміщається в безпечне місце. Платформа оснащена двома групами противикидних превенторів та незалежним підводним запірним пристроєм.

Освоєння Арктики займає особливе місце у шельфових проектах "Роснефти". За своїм сукупним нафтогазовим потенціалом осадові басейни російського арктичного шельфу можна порівняти з найбільшими нафтогазоносними регіонами світу. За оцінками фахівців, до 2050 року Арктичний шельф забезпечуватиме від 20 до 30 відсотків всього російського нафтовидобутку.

За 20 років "Роснефть" планує інвестувати в арктичні проекти $400 млрд. При цьому мультиплікаторний ефект перевищить цю суму більш ніж у 7 разів. Іншими словами, незважаючи на високу вартість видобутку, родовища Арктики є виключно перспективними з фінансової точки зору.

далекий Схід

Бурова платформа "Беркут"

Крім арктичних проектів, "Роснефть" активно продовжує роботу на Сахаліні. Раніше нафту тут видобували лише на суші.

Сьогодні доводиться ввозити левову часткусировини з західних регіонівРосії. Проте нові проекти можуть переламати таку динаміку.

У 2014 році "Роснефть" та ExxonMobil у складі консорціуму "Сахалін-1" ввели в експлуатацію платформу "Беркут" на родовищі Аркутун-Дагі.

Окремо варто розповісти, що верхню частину платформи довелося транспортувати на відстань понад 2,6 тис. км. При цьому її загальна вага разом із основою — понад 200 тис. тонн.

Розробка родовища Аркутун-Дагі дозволить додати до річного видобутку проекту Сахалін-1 до 4,5 млн. тонн нафти. Проект "Роснефти" забезпечить суттєві інвестиції в економіку Далекосхідного регіону.

Бурова платформа "Беркут" - вагоме підтвердження високого рівня професіоналізму та унікальних компетенцій "Роснефти" на шельфі Російської Федерації. Старт роботи «Беркуту» посилить позиції Росії на світових ринках, зміцнить енергетичну безпеку країни, збільшить надходження до бюджету Сахалінської області.

«Освоєння Сахаліну: природних ресурсіві морського шельфу – мають нам велике, можна сказати – загальнодержавне значення. І завдяки таким проектам, як платформа «Беркут», ми можемо задіяти найбагатші, але малодоступні родовища, створювати нові виробництва, нові робочі місця, загалом зміцнювати соціально-економічний розвиток найважливішого для нашої країни регіону – Далекого Сходу».

«Роснефть» освоює шельф за участю провідних міжнародних сервісних та видобувних компаній. Історія партнерства бере початок ще в 2011 році, коли було підписано угоду про стратегічне співробітництво з американською ExxonMobil. З того часу підписані договори з Eni та Statoil.

На початку 2013 року «Роснефть» та ExxonMobil розширили стратегічну співпрацю, додатково включивши сім ліцензійних ділянок в Арктиці загальною площею близько 600 тис. кв. км у Чукотському морі, морі Лаптєвих та Карському морі, а в червні компанії оголосили про завершення декількох етапів робіт, включаючи створення спільних підприємств з реалізації проектів у Карському та Чорному морях, узгодження основ провадження діяльності спільних підприємств у рамках семи додаткових ліцензій у російській арктичній зоніі за проектом дослідного видобутку складів запасів нафти в Західному Сибіру.

Крім того, «Роснефть» та Statoil оголосили про завершення угод з розробки ділянок на російському шельфі в Баренцевому та Охотському морях, а саме: Лисянському, Кашеварівському, Персіївському дільницях та ділянці Магадан-1. Також «Роснефть» та Eni S.p.A. оголосили про завершення формування організаційних структур співробітництва, а також підписання всіх остаточних угод, та виконання всіх умов, необхідних для реалізації проектів на шельфі Баренцева та Чорного морів.

Варто врахувати, що обсяг спільних капіталовкладень лише «Роснефти» та її іноземних партнерів компаній американської ExxonMobil, норвезької Statoil та італійської Eni – оцінюються у $500 млрд.

Нафта

Знайомий силует верстата-гойдалки став своєрідним символом нафтовидобувної галузі. Але до того, як настає його черга, геологи та нафтовики проходять довгий і важкий шлях. А починається він із розвідки родовищ.

У природі знаходиться в пористих породах, в яких рідина може накопичуватися та переміщатися. Такі породи називають колекторами. Найважливішими колекторами нафти є піски, пісковики, конгломерати та тріщинуваті породи. Але щоб утворилася, потрібна присутність так званих покришок - непроникних порід, які перешкоджають міграції. Зазвичай пласт-колектор розташований під ухилом, тому газ просочуються вгору. Якщо їх виходу поверхню заважають складки породи та інші перешкоди, утворюються пастки. Верхню частину пастки іноді займає шар газу – «газова шапка».

Таким чином, щоб виявити родовище нафти, необхідно знайти можливі пастки, в яких вона могла скупчитися. Спочатку потенційно нафтоносний район досліджували візуально, навчившись виявляти присутність нафтових покладів за багатьма непрямими ознаками. Однак, щоб пошуки були максимально успішними, необхідно вміти «бачити під землею». Це стало можливим завдяки геофізичним методам дослідження. Найбільш ефективним інструментом виявився , який був призначений для реєстрації землетрусів. Його здатність уловлювати механічні коливання знадобилася в геологорозвідувальній справі. Коливання від вибухів динамітних снарядів заломлюються підземними структурами, і, реєструючи їх, можна визначити розташування та форму підземних пластів.

Звісно, важливим методом дослідження є . Керн, отриманий із глибоких свердловин, ретельно вивчається за шарами геофізичними, геохімічними, гідрогеологічними та іншими методами. Для такого виду досліджень буряться свердловини завглибшки до 7 кілометрів.

З розвитком технологій до арсеналу геологів додавалися нові методи. Аерофотозйомка та космічна зйомка забезпечує ширший огляд поверхні. Аналіз викопних залишків із різних глибин допомагає точніше визначити тип та вік осадових порід.

Основна тенденція сучасної геологорозвідки – мінімальний вплив на навколишнє середовище. Якомога більшу роль намагаються відводити теоретичним передбаченням і пасивному моделюванню. За непрямими ознаками сьогодні можна простежити всю «кухню нафти» - де вона зароджувалася, як рухалася, де зараз. Нові методи дозволяють бурити якнайменше пошукових свердловин, одночасно підвищуючи точність прогнозів.

Отже, родовище знайдено, і вирішено розпочати його розробку. нафтових свердловин - це процес, у ході якого руйнуються і роздроблені частинки виносяться на поверхню. Воно може бути ударним або обертальним. При ударному бурінні породу кришать важкими ударами бурового інструменту і роздроблені частинки виносяться зі свердловини водним розчином. При обертальному бурінні зрізані уламки породи піднімаються на поверхню за допомогою робочої рідини, що циркулює у свердловині. Тяжка бурова колона, обертаючись, тисне на , яке й руйнує породу. Швидкість проходження при цьому залежить і від характеру породи, і від якості обладнання, і від майстерності бурильника.

Дуже важливу роль відіграє , який не тільки виносить на поверхню частинки породи, але й працює як мастило та охолоджувач бурових інструментів. Він же сприяє утворенню глинистої кірки на стінках свердловини. може бути зроблений на водній або навіть нафтовій основі, в нього часто додають різні реагенти та добавки.

Як же нафту витягують із свердловин? У материнських пластах вона знаходиться під тиском, і якщо цей тиск досить високий, при розтині свердловини нафту починає фонтанувати. Зазвичай цей ефект зберігається на початковій стадії, а потім доводиться вдаватися до механізованого способу видобутку - за допомогою різного роду насосів або за допомогою введення в свердловину стиснутого газу (цей спосіб називають газліфтним). Щоб підвищити тиск у пласті, у нього закачують воду, де вона виконує роль свого роду поршня. На жаль, у радянські часи цим способом зловживали, прагнучи отримати максимальну віддачу найшвидшими темпами. В результаті після розробки свердловин залишалися ще багаті на нафту, але вже надто сильно заводні пласти. Сьогодні для підвищення пластового тиску застосовують також одночасне закачування газу та води.

Чим нижче тиск, тим складніші технології використовують для вилучення нафти. Для вимірювання ефективності нафтовидобутку застосовується такий показник, як «коефіцієнт отримання нафти», або скорочено КІН. Він показує співвідношення видобутої нафти загальному обсягу запасів родовища. На жаль, неможливо повністю викачати все, що міститься в надрах, і тому цей показник завжди буде меншим за 100%.

Розвиток технологій також пов'язане з погіршенням якості доступних нафт і утрудненим доступом до покладів. Для підгазових зон та родовищ на шельфі застосовують горизонтальні свердловини. Сьогодні за допомогою високоточних приладів можна потрапити в область площею кілька метрів з відстані кількох кілометрів. Сучасні технології дозволяють максимально автоматизувати всю процедуру. За допомогою спеціальних датчиків, що працюють у свердловинах, процес постійно контролюється.

На одному родовищі бурять від кількох десятків до кількох тисяч свердловин - не лише нафтових, а й контрольних та нагнітальних - для закачування води чи газу. Щоб керувати рухом рідин та газів, свердловини розміщують особливим чином і експлуатують в особливому режимі – весь цей процес у комплексі називають розробкою родовища.

Після завершення експлуатації родовища нафтові свердловини консервуються чи ліквідовуються залежно від рівня використання. Ці заходи необхідні для того, щоб забезпечити безпеку життя та здоров'я людей, а також захистити довкілля.

Все, що виходить із свердловин - нафта з попутним газом, водою та іншими домішками, наприклад піщаними - заміряють, визначаючи відсоток води та попутного газу. У спеціальних газонафтових сепараторах нафту відокремлюють від газу, і вона надходить у збірну. Звідти розпочинається шлях нафти на нафтопереробний завод.

Цікаві факти

Найпершим способом видобутку нафти був збирання з поверхні водойм - його застосовували в Мідії, Вавилонії та Сирії ще до нашої ери.
Знаменита надглибинна на Кольському півострові, яку бурять із науковими цілями, досягла позначки 12 262 метри.
У щільних вапнякових породах буря проходить всього 30 сантиметрів на годину, а в м'яких відкладеннях - до 24 метрів.
Якби свердловини переставали експлуатувати після того, як вона перестане фонтанувати, під землею залишалося б понад 80% нафти.
У 1865 р. США вперше для викачування нафти застосували насос. Пізніше з'явився досконаліший спосіб підняття нафти поверхню - компресорний. При цьому способі спеціальним пристроєм - газліфтом в свердловину нагнітається стиснений газ або повітря, і нафта піднімається за рахунок енергії цього газу, що змішується з нею.

Пошуково-розвідувальні роботи на нафту і газ включають всі види людської діяльності - від прогнозування нафтогазоносності невивчених територій і до підрахунку запасів УВ у виявлених покладах та родовищах та підготовках до розробки. Пошуками та розвідкою займаються фахівці різного профілю, включаючи геологів, геофізиків, геохіміків, гідрогеологів, гідродинаміків, буровиків, хіміків, економістів і т.д.

На різних стадіях пошуково-розвідувального процесу виконується комплекс певних видів діяльності та досліджень із застосуванням сучасної апаратури та обладнання, включаючи використання ЕОМ та програмування, дешифрування аеро та космічних знімків, буріння свердловин різного призначення, випробування пластів на нафту та газ тощо.

Висока ефективність пошуків та розвідки скупчень нафти і газу можлива лише за умови проведення досить науково обґрунтованих досліджень у конкретних перспективних у нафтогазовому відношенні районах та областях з урахуванням загальних закономірностей утворення та розміщення нафти та газу в земній корі. При пошуках та розвідці нафти та газу важливо враховувати економічні знання, а також екологію навколишнього середовища, стан промисловості та транспорту в районах передбачуваного проведення пошуково-розвідувальних робіт.

У проектах пошуків та розвідки скупчень нафти і газу в перспективних районах та областях, які представляють різні геологічні організації, дається обґрунтування економічної доцільності проведення робіт, що враховує застосування найефективніших методів, що дозволяють отримати максимальний приріст розвіданих запасів нафти та газу за мінімальних витрат.

Пошуки нафти й газу Росії та суміжних країнах проводяться суші й у море (на континентальному шельфі), у своїй технологія пошуково-розвідувальних робіт у тому й іншому випадках істотно різниться. Однак, при тому, що буріння і розвідка в морі становлять великі труднощі в порівнянні з аналогічними роботами на суші, іноді навіть у континентальних умовах бувають великі проблеми. Так, технічні складнощі та великі витрати виробництва виникають при освоєнні скупчень УВ на великій глибині (понад 5 км), а також – під потужною товщею кам'яної солі, як у Прикаспійському регіоні (і те, й інше разом).

У проектах пошуків і розвідки скупчень нафти і газу, крім технологічної частини, де викладено завдання, види, обсяг та методику проведення всіх робіт, є екологічна та економічна частини, що передбачають проведення заходів з охорони надр та навколишнього середовища, а також оцінюють геолого-економічну значимість проектованих робіт. Після обговорення та затвердження проектів виділяються матеріально-технічні, трудові та інші ресурси на проведення геологорозвідувальних робіт на нафту та газ.

Після закінчення пошуково-розвідувального процесу проводиться наукова обробка усієї отриманої інформації, виконується підрахунок запасів УВ, складається геологічний звіт. В результаті визначається ступінь виконання проекту та дається оцінка геологічної ефективності проведених пошуково-розвідувальних робіт, а потім розраховуються економічні показники.

Пошуки та розвідку нафти і газу, а також розробку їх скупчень проводять різні організації, більшість з яких останні рокиперетворилися на акціонерні товариства(АТ), наприклад, у Тюменській області Західного Сибіру: ВАТ «Роснефть-Пурнефтегаз», ВАТ «Сургутнефтегаз», ВАТ «ЛУКОЙЛ-Когалимнефтегаз» та інших.

Таким чином, геологорозвідувальний процес, пов'язаний з пошуками та розвідкою скупчень нафти та газу, складається з комплексу робіт, які мають забезпечити відкриття родовища УВ, його геолого-економічну оцінку та підготовку до розробки.

У цьому обов'язково проводиться геологічне вивчення надр, що передбачає раціональне використання коштів, відпущених державою, акціонерним товариством чи іншими замовниками робіт. На жаль, при виробництві геологорозвідувальних робіт на нафту і газ у ряді випадків наноситься істотна шкода навколишньому середовищу, при цьому страждають не тільки природа, тварина і рослинний світ, а й сільськогосподарські угіддя, і навіть люди, які безпосередньо беруть участь у пошуково-розвідувальних роботах, що у районах відкритих родовищ нафти й газу. Так, освоєння багатств Західного Сибіру та напрямок пошукових робіт все далі на північ у райони тундри принесли ускладнення у життя північних народів, що займаються оленярством, через пошук нових пасовищ тощо. Або інший приклад - Астраханський газоконденсатний об'єкт у Прикаспійському регіоні, де газ має високий вміст сірчистих сполук, що, звісно, негативно впливає на людей, які там проживають і працюють.

Тому успішне виконання пошуково-розвідувальних робіт на нафту та газ має передбачати комплекс необхідних для попередження зараження землі, повітря та водних джерел, а також лісу, сільгоспугідь та інших елементів довкілля. Дотримання екологічних норм необхідне під час всіх видів людської діяльності, включаючи пошуки, розвідку і розробку вуглеводневої сировини.

Пошуково-розвідувальний процес на нафту і газ включає три послідовні етапи: регіональний, пошуковий і розвідувальний, кожен з яких підрозділяється на дві стадії

. Регіональний етап проводиться в невивчених і слабовивчених регіонах або їх частинах, а також при пошуках скупчень УВ у маловивчених глибокозалягаючих частинах розрізу, наприклад, під кам'яною сіллю на глибинах більше 4 км, як у Прикаспійському регіоні.

На стадії прогнозу ефтегазоносності проводиться вивчення літолого-стратиграфічних комплексів розрізу відкладень, виділення структурних поверхів, проводиться вивчення основних етапів тектонічного розвитку досліджуваної території та тектонічне районування. Отже, на цій стадії встановлюються основні риси геологічної будови та геологічної історії. Потім проводиться виділення нафтогазо-перспективних горизонтів та зон можливого нафтогазононакопичення. Далі проводяться якісна та кількісна оцінка перспектив нафтогазоносності, а також вибір основних напрямків та першочергових об'єктів подальших досліджень.

На наступній стадії оцінки зон нафтогазонакопиченняуточнюється нафтогазогеологічне районування, виділяються найбільші пастки, наприклад, валоподібні підняття , з якими можуть бути пов'язані зони нафтогазононакопичення . Проводиться кількісна оцінкаперспектив нафтогазоносноети, та обираються райони та першочергові об'єкти (регіональні пастки) для проведення пошукових робіт.

Пошуковий етапнастає, коли повністю закінчено регіональний етап та проведено геологічне обґрунтування до виконання пошукових робіт на нафту та газ на виявленій перспективній регіональній пастці. У ній можна відкрити зону нафто-газонакопичення, що включає низку родовищ нафти і газу в межах окремих площ - локальних підіймань або інших локальних пасток, що ускладнюють регіональну пастку. Пошуковий етап поділяється на дві стадії, причому перша з них ділиться своєю чергою на дві підстадії.

Стадія виявлення та підготовки об'єктів до пошукового бурінняділиться на підстадії: 1 – виявлення об'єктів та підстадію; 2 – підготовка об'єктів. На першій підстадії виявляються умови залягання та параметри перспективних пластів, а також найбільш перспективні локальні пастки (об'єкти, площі), вибираються першочергові об'єкти та проводиться їхня підготовка до пошукового буріння. Наприклад, якщо регіональний пасткою є вал, то вибираються найбільші і добре підготовлені до буріння локальні структури (антикліналі, бані), серед яких намічається черговість їх підготовки до пошукового буріння. Найбільш підготовленими до буріння структурами вважаються такі, які за даними польових геофізичних досліджень досить чітко визначені в розмірах (довжина, ширина, амплітуда), конфігурація та склепіння структури, а також положення структурних ускладнень (розломів та ін), якщо виявлено складну структуру.

До великих пасток відносяться підняття площею 50-100 км2 і більше, до середніх - 10-50 км2, до дрібних - до 10 км2. При цьому як першочергові обирають структури, ресурси яких перевищують запаси середнього в районі родовища. Крім цього, на черговість введення структур у пошукове буріння впливають і економічні показники (близькість до родовищ, трубопроводів, віддаленість від баз глибокого буріння, Глибина залягання продуктивних пластів, якість УВ та ін). На другій підстадії проводяться: деталізація виявлених перспективних пасток; вибір об'єктів та визначення черговості їх введення у пошукове буріння; кількісна оцінка ресурсів ПВ на об'єктах, підготовлених до пошукового буріння; вибір місць закладання пошукових свердловин на підготовлених об'єктах.

На стадії пошуку родовищ (покладів)основною метою є відкриття скупчень УВ: відкриття родовища чи виявлення нових покладів у невивченої частини розрізу не більше родовищ, що у розвідці. До комплексу завдань, розв'язуваних на цій стадії, входять: виявлення продуктивних пластів-колекторів, перекритих непроникними шарами (покришками); визначення параметрів пластів; випробування та випробування продуктивних горизонтів та свердловин; отримання промислових приток нафти та газу; визначення колекторських властивостей пластів та фізико-хімічних властивостей флюїдів (нафти, газу, конденсату, води); оцінка запасів ПВ відкритих покладів; вибір об'єктів для проведення деталізаційних та оціночних робіт.

Розвідувальний етапє завершальним у геологорозвідувальних роботах на нафту та газ. Розвідка проводиться на площах, де отримано промислові притоки нафти та газу. Метою розвідувальних робіт є оцінка відкритих скупчень нафти та газу та підготовка їх до розробки.

На першій стадії розвідки (оцінка родовищ чи покладів) проводиться таке: визначення параметрів покладів та родовищ для встановлення їх промислової значущості; підрахунок запасів УВ покладів та родовищ; вибір об'єктів та поверхів розвідки; визначення черговості дослідно-промислової експлуатації та підготовки об'єктів до розробки.

На наступній стадії розвідки (підготовка розташувань або покладів до розробки) основними завданнями є: геометризація покладів УВ; оцінка достовірності значень колекторських властивостей продуктивних пластів та підрахункових параметрів для розрахунку запасів та складання технологічної схеми розробки для нафтового об'єкта або схеми дослідно-промислової експлуатації газового об'єкта; підрахунок запасів ПВ та визначення коефіцієнта вилучення (нафтовіддачі); довивчення покладів та родовищ у процесі розробки.

При пошуках та розвідці нафти та газу використовуються в комплексі різні методи досліджень, включаючи: геологічні, геофізичні (польові та свердловинні), геохімічні, гідрогеологічні, геотермічні, гідродинамічні, дистанційні, геоморфологічні, математичні методи, застосування ЕОМ та програмування. Тому у пошуково-розвідувальному процесі беруть участь різні фахівці: геологи, буровики, геофізики, геохіміки, гідрогеологи, гідродинаміки, математики та інші.

Основними видами досліджень вважаються геофізичні дослідження

В даний час використовується чотири основні геофізичні методи досліджень: сейсмічний, гравіметричний, магнітний та електричний. Розглянемо їх у порядку.

Сейсморозвідка заснована на вивченні особливостей поширення пружних коливань у земній корі. Пружні коливання (чи, як їх називають, сейсмічні хвилі) найчастіше викликаються штучним шляхом.
Сейсмічні хвилі поширюються в гірських породах зі швидкістю від 2 до 8 км/с - в залежності від щільності породи: чим вона вища, тим більша швидкість поширення хвилі. Інша ж частина заломлюється, долає межу розділу та йде в надра глибше – до нової поверхні розділу. І так доти, доки остаточно не згаснуть.
Відбиті сейсмічні хвилі, досягнувши земної поверхні, уловлюються спеціальними приймачами та записуються на самописці. Розшифрувавши графіки, сейсморозвідники встановлюють потім межі залягання тих чи інших порід. За цими даними будують карти підземного рельєфу.

Рис.13 Схема проведення сейсморозвідки

Такий метод відбитих хвиль був запропонований радянським геологом В.С.Воюцьким у 1923 році і набув широкого поширення в усьому світі. Нині, поруч із цим методом, використовують і кореляційний метод заломлених хвиль. Він заснований на реєстрації заломлених хвиль, що утворюються під час падіння пружної хвилі на межу розділу під деяким, заздалегідь розрахованим критичним кутом. Використовуються на практиці сейсморозвідувальних робіт та інші способи. Раніше як джерело пружних коливань найчастіше використовували вибухи. Тепер їх почали замінювати на вібратори. Вібратор можна встановити на вантажівку та за робочий день обстежити досить великий район. Крім того, вібратор дозволяє працювати у густонаселених районах. Вибухи напевно потривожили б мешканців довколишніх будинків, а вібрації можна підібрати такої частоти, що вони не сприймаються людським вухом. Єдиний недолік цього способу – мала глибина досліджень, не більше 2-3 кілометрів. Тому для більш глибинних досліджень застосовують перетворювач вибухової енергії. Джерелом хвиль тут по суті залишається той самий вибух. Але відбувається він уже не в ґрунті, як раніше, а у спеціальній вибуховій камері. Вибуховий імпульс передається на ґрунт через сталеву плиту, а замість вибухівки часто використовують суміш пропану із киснем. Все це, звісно, дозволяє набагато прискорити процес зондування надр.

Гравіметричний метод заснований на вивченні зміни сили тяжіння у тому чи іншому районі. Виявляється, якщо під поверхнею ґрунту знаходиться гірська порода малої щільності, наприклад, кам'яна сіль, то й земне тяжіння тут дещо зменшується. А ось щільні гірські породи, такі як, наприклад, базальт або граніт, навпаки, збільшують силу тяжіння.

Ці зміни встановлюють спеціальний прилад – гравіметр. Один з його найпростіших варіантів – вантаж, підвішений на пружині. Тяжіння збільшується - пружина розтягується; це фіксується покажчиком на шкалі. Тяжіння зменшується, пружина відповідно скорочується. А яким чином на земне тяжіння впливають поклади нафти та газу? Нафта легша за воду, і породи, насичені нафтою або її неодмінним супутником - газом, мають меншу щільність, ніж якби в них поміщалася вода. Це фіксується гравіметром. Однак, подібні гравітаційні аномалії можуть бути викликані й іншими причинами, наприклад, заляганням пластів кам'яної солі, як ми вже говорили. Тому гравірозвідку зазвичай доповнюють магніторозвідкою.

Наша планета, як відомо, є величезним магнітом, навколо якого розташоване магнітне поле. І на це поле можуть ефективно впливати серед усього іншого і гірські породи, що залягають у цьому районі. Наприклад, родовища залізнякубували відкриті внаслідок того, що пілоти літаків, що пролітали тут, дивувалися дивною поведінкоюмагнітної стрілки? Нині цей принцип використовується і для пошуку інших видів корисних копалин, у тому числі нафти та газу.

Справа в тому, що в нафті дуже часто містяться домішки металів. І, звичайно, присутність металу відчувається, правда не «магнітною стрілкою», а сучасними високочутливими приладами – магнітомірами. Вони дозволяють промацати земні надра на глибину до 7 кілометрів.

Ще один геофізичний метод пошуку корисних копалин-електророзвідка розроблений у 1923 році у Франції і знаходить застосування й донині. Власне це різновид магнітної розвідки з тією лише різницею, що фіксується зміни не магнітного, а електричного поля.
Оскільки природне електричне поле Землі майже відсутня, його створюють штучно, з допомогою спеціальних генераторів і зондують з допомогою потрібний район. Зазвичай гірські породи є діелектриками, тобто їх електричний опір велике. А ось нафта, як ми вже говорили, може містити метали, які є добрими провідниками. Зниження електричного опору надр служить непрямим ознакою присутності нафти.

В останні роки все ширше став застосовуватися ще один спосіб - електромагнітна розвідка за допомогою магнітогідродинамічних (МГД) генераторів. Електромагнітним хвиль стали доступні глибини від кількох кілометрів, коли ведуться пошуки корисних копалин; до сотень кілометрів, якщо мова заходить про загальні дослідження земної кори.
Серцем сучасного МГД-генератора є ракетний двигун, що працює на пороху. Але порох цей не зовсім простий: електропровідність створюваної ним плазми порівняно із звичайним ракетним паливом у 16000 разів вища. Плазма проходить через МГД канал, розташований між обмотками магніту. За законами магнітодинаміки в плазмі, що рухається, виникає електричний струм, який, у свою чергу, збуджує електромагнітне поле в спеціальному випромінювачі - диполі. За допомогою диполя відбувається зондування Землі.
Усього за кілька секунд МГД-установка розвиває потужність у десятки мільйонів Вт. І при цьому обходиться без громіздких систем охолодження, які були б неминучими при використанні традиційних джерел випромінювання. Та й сама установка в кілька разів легша за інші види електрогенераторів.
Вперше ефективність МГД-установки була перевірена наприкінці 70-х у Таджикистані. Тоді в районі хребта Петра I вчені провели перші досліди з МГД-зондування, намагаючись вловити ознаки землетрусу, що наближається. Сигнали потужної 20-мегаватної установки Памір-1 реєструвалися на відстані до 30 кілометрів від неї. Трохи пізніше МГД-установки були використані для пошуку нафтових та газових родовищ. Для початку був обраний досить відомий нафтовий район – Прикаспійська низовина. Завдяки МГД-зондуванню з'явилася ще одна можливість не лише визначити наявність нафтогазоносних верств, а й чітко оконтурювати родовища. Адже зазвичай для цього доводиться бурити кілька дорогих свердловин.
Отримавши перші достовірні інформацію про надійності МГД-способа, вчені стали обмежуватися лише розвідкою в Прикаспійської низовини. Новий спосіб геофізичної розвідки надр був використаний на Кольському півострові, на шельфі Баренцеве море- У районах, що мають потужні пласти осадових порід, в яких зазвичай і ховається нафта. Аналіз отриманих даних показав, що залягання нафти тут цілком імовірно.

Геофізичних методів на озброєнні мають нафторозвідники багато. Однак, жоден із методів не дає стовідсоткової вказівки на присутність нафти. Ось і доводиться використовувати їх у комплексі. Для початку зазвичай проводять магнітну розвідку. Далі доповнюють її даними гравіметрії. Потім йдуть методи електро- і сейсморозвідки. Але навіть цього найчастіше буває недостатньо для точної відповіді. Тоді геофізичні методи доповнюють геохімічними та гідрогеологічними дослідженнями.
Серед геохімічних методів насамперед слід відзначити газову, люмінісцентно-бітумінологічну та радіоактивну зйомки.

Газова зйомка була розроблена у 1930 році. Було помічено, що навколо будь-якого покладу утворюється ніби найлегший туман – так званий ореол розсіювання. Вуглеводневі гази по порах і тріщин порід проникають з глибини Землі до поверхні, при цьому зростає їх концентрація в ґрунтових водах і верхніх шарах породи. Взявши пробу ґрунту та ґрунтових вод, нафторозвідник за допомогою чутливого газоаналізатора встановлює підвищений вміст вуглеводневих газів, що і є прямим покажчиком близького розташування покладу.
Правда, щоб такий спосіб працював досить надійно, необхідні прилади найвищої чутливості – вони повинні надійно виявляти один атом домішки серед десяти чи навіть ста мільйонів інших! Крім того, як показує практика, газові аномалії можуть бути зміщені по відношенню до покладу або просто вказувати на дрібні родовища, що не має промислової цінності.
Тому цей метод намагаються доповнювати, наприклад, люмінісцентно-бітумінологічну зйомку. Її принцип заснований на якому природне явище. Над покладами нафти збільшено вміст бітумів у породі. І якщо пробу породи підставити під джерело ультрафіолетового світла, то бітуми відразу ж починають світитися. За характером світіння, його інтенсивності визначають тип бітуму та його можливий зв'язок із покладом.

Радіаційна зйомка ґрунтується на іншому природному феномені. Відомо, що в будь-якому районі є так зване радіоактивне тло - невелика кількість радіації, обумовлена впливом на нашу планету космічного випромінювання, наявністю в її надрах радіоактивних трансуранових елементів і т.д. Так ось, фахівцям вдалося виявити цікаву закономірність: над нафтовими та газовими покладами радіоактивне тло знижується. Наприклад, для родовищ Південного Мангишлаку таке зниження дорівнює 1,5 – 3,5 мкКі/год. Такі зміни досить впевнено реєструються наявними приладами. Однак цей метод знаходить поки що обмежене застосування.

Класичні методи розвідки дуже дорогі: їхня середньосвітова вартість на пошуковому етапі становить 3000-5000 доларів на 1 км 2. Тому застосовуються інші, наприклад геоморфологічні методи розвідки.

Мета нафторозвідки – виявлення, геолого-економічна оцінка та підготовка до розробки покладів нафти. Нафторозвідка проводиться за допомогою геологічних, геофізичних, геохімічних та бурових робіт у раціональному поєднанні та послідовності.

На першій стадії пошукового етапу в басейнах з не встановленою нафтогазоносністю або вивчення слабо досліджених тектонічних зон або нижніх структурних поверхів у басейнах з встановленою нафтогазоносністю проводяться регіональні роботи. Для цього здійснюються аеромагнітна, геологічна та гравіметрична зйомки, геохімічні дослідження вод та порід, профільне перетин території електро- та сейсморозвідкою, буріння опорних та параметричних свердловин. Внаслідок цього встановлюються райони для подальших пошукових робіт.

На другій стадії проводиться детальніше вивчення нафтогазоносних зон шляхом детальної гравірозвідки, структурно-геологічної зйомки, електро- та сейсморозвідки, структурного буріння.

Порівняно знімки масштабів 1:100.000 – 1:25.000. уточнюється оцінка прогнозів нафтогазоносності, а для структур із доведеною нафтогазоносністю підраховуються перспективні запаси.

На третій стадії проводиться буріння пошукових свердловин з метою відкриття родовищ. Перші пошукові свердловини буряться на максимальну глибину. Зазвичай першим розвідується верхній поверх, а потім глибші. В результаті дається попередня оцінка запасів.

Розвідувальний етап – завершальний у геологорозвідувальному процесі. Основна мета - підготовка до розробки. У процесі розвідки мають бути оконтурені поклади, визначено літологічний склад, потужність, нафтогазононасиченість. По завершенню розвідувальних робіт підраховуються запаси та даються рекомендації щодо введення родовища у розробку. Ефективність пошуку залежить від коефіцієнта відкриттів родовищ – ставленням числа продуктивних площ до загальної кількості розбурених пошуковим бурінням площ.

Видобуток нафти

Майже вся нафту, що видобувається в світі, витягується за допомогою бурових свердловин, закріплених сталевими трубами високого тиску. Для підйому нафти та супутніх їй газу та води на поверхню свердловина має герметичну систему підйомних труб, механізмів та арматури, розраховану на роботу з тисками, порівнянними з пластовими. Видобуванню нафти за допомогою свердловин передували примітивні способи: збір її на поверхні водойм, обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою, за допомогою колодязів.

Збір нафти з поверхні водоймищ– це, очевидно, перший час появи спосіб видобутку, який до нашої ери застосовувався в Мідії, Вавилонії та Сирії. Збір нафти в Росії, з поверхні річки Ухти розпочато Ф.С. Прядуновим 1745 р. У 1858 на півострові Челекен нафту збирали в канавах, якими вода стікала з озера. У канаві робили запруду з дощок із проходом води у нижній частині: нафта накопичувалася на поверхні.

Розробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою, та вилучення з нього нафти, вперше описані італійським ученим

Ф. Аріосто у 15 столітті. Недалеко від Модени в Італії такі нафтовмісні ґрунти подрібнювалися і підігрівалися в казанах. Потім нафту вичавлювали в мішках за допомогою преса. У 1833 -1845 р.р. нафту видобували з піску на березі Азовського моря. Пісок поміщали в ями з похилим дном і поливали водою. Вимиту з піску нафту збирали з поверхні води пучками трави.

Видобуток нафти з колодязіввироблялася в Кисії, давній області між Ассирією та Мідією в 5 столітті до нашої ери за допомогою коромисла, до якого прив'язувалося шкіряне відро. Детальний опис колодязного видобутку нафти в Баку дав німецький натураліст Е. Кемпфер . Глибина колодязів сягала 27 м, їх стінки обкладалися каменем або укріплювалися деревом.

Видобуток нафти за допомогою свердловинпочала широко застосовуватися з 60-х р. 19 ст. Спочатку поряд з відкритими фонтанами та збиранням нафти у вириті поруч із свердловинами земляні комори видобуток нафти здійснювався також за допомогою циліндричних відер із клапаном у днищі. З механізованих способів експлуатації вперше у 1865 р. у США було впроваджено глибоконасосна експлуатація, яку у 1874 р. застосували на нафтопромислах у Грузії, у 1876 р. у Баку. У 1886 р В.Г. Шухів запропонував компресорний видобуток нафти, яка була випробувана в Баку у 1897р. Більш досконалий спосіб підйому нафти зі свердловини газліфт- Запропонував у 1914 р М.М. Тихвінський .

Процес видобутку нафти, починаючи від припливу її пластом до вибоїв свердловин і до зовнішньої перекачування товарної нафти з промислу, можна розділити умовно на 3 етапи.

ü Рух нафти пластом до свердловин завдяки штучно створюваної різниці тисків у пласті і на вибоях свердловин.

ü Рух нафти від вибоїв свердловин до їх гирла на поверхні – експлуатація нафтових свердловин.

ü Збір нафти та супроводжуючих її газу та води на поверхні, їх поділ, видалення мінеральних солей з нафти, обробка пластової води, збір попутного нафтового газу.

Під розробкою нафтового родовища розуміється здійснення процесу переміщення рідин та газу в пластах до експлуатаційних свердловин. Управління процесом руху рідин та газу досягається розміщенням на родовищі нафтових, нагнітальних та контрольних свердловин, кількістю та порядком введення їх в експлуатацію, режимом роботи свердловин та балансом пластової енергії. Ухвалена для конкретного покладу система розробки визначає техніко-економічні показники. Перед забурюванням покладу проводять проектування системи розробки. На підставі даних розвідки та пробної експлуатації встановлюють умови, за яких протікатиме експлуатація: її геологічну будову, колекторські властивості порід (пористість, проникність, ступінь неоднорідності), фізичні властивості рідин у пласті (в'язкість, щільність), насиченість порід нафти водою та газом, пластові тиски. Базуючись цих даних, виробляють економічну оцінку системи, і вибирають оптимальну.

При глибокому заляганні пластів підвищення нафтовіддачі часом успішно застосовується нагнітання в пласт газу із високим тиском.

Вилучення нафти із свердловин проводиться або за рахунок природного фонтанування під дією пластової енергії, або шляхом використання одного з кількох механізованих способів підйому рідини. Зазвичай у початковій стадії розробки діє фонтанний видобуток, а в міру ослаблення фонтанування свердловину переводять на механізований спосіб: газліфтний або ерліфтний, глибинасосний (за допомогою штангових, гідропоршневих та гвинтових насосів).

Газліфтний спосіб вносить суттєві доповнення до звичайної технологічної схеми промислу, так як при ньому необхідна газліфтна компресорна станція з газорозподільником і газозбірними трубопроводами.

Нафтовим промислом називається технологічний комплекс, що складається із свердловин, трубопроводів, та установок різного призначення, за допомогою яких на родовищі здійснюють вилучення нафти з надр Землі.

На родовищах, що розробляються за допомогою штучного заводнення, споруджують систему водопостачання із насосними станціями. Воду беруть із природних водойм за допомогою водозабірних споруд.

У процесі видобутку нафти важливе місце займає внутрішньопромисловий транспорт продукції свердловин, що здійснюється трубопроводами. Застосовуються 2 системи внутрішньопромислового транспорту: напірні та самопливні. При напірних системах достатньо власного тиску на гирлі свердловин. При самопливних рухах відбувається за рахунок перевищення позначки гирла свердловини над позначкою групового збірного пункту.

При розробці нафтових родовищ, присвячених континентальним шельфам, створюються морські нафтопромисли.

Очищення нафти

Перший завод з очищення нафти було побудовано Росії у 1745 р., під час правління Єлизавети Петрівни, на Ухтинському нафтовому промислі. У Петербурзі та Москві тоді користувалися свічками, а малих містах – лучинами. Але вже тоді в багатьох церквах горіли лампи, що згасали. У них наливалася гарна олія, яка була не чим іншим, як сумішшю очищеної нафти з олією. Купець Набатов був єдиним постачальником очищеної нафти для соборів та монастирів.

Наприкінці XVIII століття було винайдено лампу. З появою ламп зріс попит на гас.

Очищення нафти – видалення з нафтопродуктів небажаних компонентів, що негативно впливають на експлуатаційні властивості палив та олій.

Хімічна очисткавиробляється шляхом впливу різних реагентів на видаляються компоненти продуктів, що очищаються. Найбільш простим способом є очищення 92-92% сірчаною кислотою та олеумом, що застосовується для видалення ненасичених та ароматичних вуглеводнів.

Фізико-хімічне очищеннявиробляється за допомогою розчинників, вибірково видаляють небажані компоненти з продукту, що очищається. Неполярні розчинники (пропан і бутан) використовуються для видалення залишків переробки нафти (гудронів), ароматичних вуглеводнів (процес деасфальтації). Полярні розчинники (фенол та ін) застосовуються для видалення поліциклічних ароматичних вуглеців з короткими бічними ланцюгами, сірчистих та азотистих сполук з масляних дистилятів.

При адсорбційного очищенняз нафтопродуктів видаляються ненасичені вуглеводні, смоли, кислоти та ін. адсорбційну очистку здійснюють при контактуванні нагрітого повітря з адсорбентами або фільтрацією продукту через зерна адсорбенту.

Каталітичне очищення– гідрогенізація у м'яких умовах, застосовувана видалення сірчистих і азотистих сполук.

Перегонка нафти

Брати Дубінини вперше створили пристрій для перегонки нафти. З 1823 р. Дубінини стали вивозити фотоген (гас) багатьма тисячами пудів із Моздока всередину Росії. Завод Дубініних був дуже простий: котел у грубці, з казана йде труба через бочку з водою в порожню бочку. Бочка з водою – холодильник, порожня – приймач для гасу.

В Америці вперше досліди з перегонки нафти здійснив 1833 р. Силліман.

На сучасному заводі замість котла влаштовується фальшива трубчаста піч. Замість трубки для конденсації та розділення парів споруджуються величезні колони ректифікації. А для прийому продуктів перегонки шикуються цілі міста резервуарів.

Нафта складається із суміші різних речовин (головним чином вуглеводнів) і тому не має певної точки кипіння. На трубчатках нафту підігрівають до 300-325 про. За такої температури більш леткі речовини нафти перетворюються на пару.

Печі на нафтоперегінних заводах особливі. На вигляд вони схожі на будинки без вікон. Викладаються печі з кращої вогнетривкої цегли. Усередині, вздовж і впоперек, тягнуться труби. Довжина труб у печах сягає кілометра.

Коли завод працює, цими трубами з великою швидкістю – до двох метрів за секунду – рухається нафта. У цей час із потужної форсунки в піч спрямовується полум'я. Довжина мов полум'я сягає кількох метрів.

При температурі 300-325 про нафту переганяється в повному обсязі. Якщо збільшити температуру перегонки, вуглеводні починають розкладатися.

Нафтовики знайшли спосіб перегонки нафти без розкладання вуглеводнів.

Вода кипить при 100 про тоді, коли тиск дорівнює атмосфері, або 760 мм. рт. ст. Але вона може кипіти, наприклад, і за 60 о. Для цього треба лише зменшити тиск. При тиску 150 мм термометр покаже всього 60 про.

Чим менший тиск, тим швидше закипає вода. Те саме відбувається з нафтою. Багато вуглеводнів за умов атмосферного тиску киплять лише за 500 про. Отже, при 325 о ці вуглеводні не киплять.

А якщо знизити тиск, то вони закиплять і за більш низької температури.

У цьому законі заснована перегонка у вакуумі, т. е. при зниженому тиску. На сучасних заводах нафта переганяється чи під атмосферним тиском, або під вакуумом, найчастіше заводи складаються з двох частин – атмосферної та вакуумної. Такі заводи так і називаються атмосферно-вакуумними. На цих заводах виходять одночасно всі продукти: бензин, лігроїн, гас, газойль, мастила та нафтовий бітум. Невипарованих частин при такій перегонці залишається набагато менше, ніж при атмосферній.

Дружніше відбувається випаровування нафти, коли в установку вводиться пара.

Складна та цікава робота ректифікаційної колони. У цій колоні відбувається не тільки поділ речовин за їх температурами кипіння, але одночасно проводиться додаткове багаторазове кип'ятіння рідини, що конденсується.

Колони робляться дуже високими – до 40 м. Усередині вони поділяються горизонтальними перегородками – тарілками – з отворами. Над отворами встановлюються ковпачки.

Суміш вуглеводневої пари з печі надходить у нижню частину колони.

Назустріч залишку нафти, що не випарувався, знизу колони подається перегріта пара. Ця пара прогріває залишок, що не випарувався, і захоплює з собою всі легкі вуглеводні вгору колони. У нижню частину колони стікає звільнений від легких вуглеводнів важкий залишок - мазут, а пари долають тарілку за тарілкою, прагнучи верхівки колони.

Спочатку перетворюються на рідину пари з високими температурами кипіння. Це буде солярова фракція, що кипить при температурі вище 300 о. Рідкий соляр заливає тарілку до отворів. Парам, що йдуть з печі, тепер доводиться пробулькувати через шар соляра.

Температура парів вища за температуру соляра, і соляр знову кипить.

Вуглеводні, що киплять при температурі нижче 300 о, відриваються від нього і летять вгору колони, на секцію гасових тарілок.

У солярі, що виходить із колони, тому немає бензину чи гасу.

У колонах буває 30-40 тарілок, поділених на секції. Через всі тарілки проходять пари, на кожній вони пробулькують через шар сконденсованих пар і в проміжках між ними зустрічають краплі зайвого, що не забрався на верхню тарілку конденсату, що падають з верхньої тарілки.

Принципова технологічна схема установки для атмосферно-вакуумної перегонки нафти. Апарати 1, 3 – атмосферні колони ректифікації; 2 - печі для нагрівання нафти та мазуту; 4 - вакуумна колона ректифікації; 5 – конденсатори – холодильники; 6 – теплообмінники.

Лінії: I – нафта; II – легкий бензин; III – відбензинена нафта; IV – важкий бензин; V – гас та газойль; VI - водяна пара; VII – мазут; VIII - гази розкладання;

IX – масляні фракції; Х – гудрон.

У колоні безперервно йде складна, копітка робота. Вуглеводні збираються у секціях за температурами кипіння. Для кожної групи вуглеводнів у колоні є свої секції та свій вихід.

Вуглеводні згрупуються у своїй секції тільки тоді, коли в них не буде вуглеводнів інших температур кипіння.

Коли вони зберуться разом, вони з колони виходять у холодильник, та якщо з холодильника – до приймача.

З найвищих секцій колони йде не бензин, а пари бензину, так як температура вгорі колони вище температури легко киплячих частин бензину. Пари бензину йдуть спочатку у конденсатор.

Тут вони перетворюються на бензин, який прямує також у холодильник, а потім у приймач.

Крекінг нафтопродуктів

Вихід бензину з нафти можна значно збільшити (до 65-70%) шляхом розщеплення вуглеводнів з довгим ланцюгом, що містяться, наприклад, у мазуті, на вуглеводні з меншою відносною молекулярною масою. Такий процес називається крекінгом (від англ. Crack-розщеплювати).

Крекінгомназивається процес розщеплення вуглеводнів, що містяться в нафті, в результаті якого утворюються вуглеводні з меншим числом атомів вуглецю в молекулі.

Крекінг винайшов російський інженер В.Г. Шухів 1891 р. 1913 р. винахід Шухова почали застосовувати у Америці. Нині США 65% всіх бензинів виходить на крекінг - заводах.

Історична довідка. Володимир Григорович Шухов (1853–1939). Будівельник та механік, нафтовик та теплотехнік, гідротехнік та суднобудівник, учений та винахідник. За проектами Шухова було збудовано понад 500 сталевих мостів. Шухов вперше запропонував використовувати замість складних шарнірів прості з'єднання на заклепках. Надзвичайно цікаві роботи Шухова зі спорудження металевих сітчастих оболонок. Винайшов крекінгу нафти. Нафтопроводи, якими нафта перекачується, також зроблено з його формулам. Резервуари для зберігання нафти також його нагорода.

Наші нафтовики часто розповідають про судову тяганину двох американських фірм. Близько 25 років тому американська фірма "Кросса" звернулася до суду зі скаргою на те, що фірма "Даббса" привласнила собі її винахід - крекінгу. Фірма «Кроса» вимагала з іншого велику суму грошей за «незаконне» використання винаходу. Суд став на бік «Кросу». Але на суді адвокат фірми "Даббса" заявив, що крекінг винайдений не тією і не іншою фірмою, а російським інженером Шуховим .Шухів тоді живий. Приїхали до нього до Москви американці і запитали, чим він може довести, що крекінг винайдений ним. Шухів вийняв зі столу документи, з яких було ясно, що свій крекінг Шухів запатентував ще 35 років тому до позову цих двох фірм.

Апаратура крекінгу - заводів в основному та ж, що і для перегонки нафти. Це печі, колони. Але режим переробки інший. Сировина також інша. Процес розщеплення ведеться за більш високих температур (до 600 0 С), часто при підвищеному тиску. При таких температурах великі молекули вуглеводнів подрібнюються на дрібніші.

Мазут густий і важкий, його питома вага близька до одиниці. Це тому, що складається зі складних і великих молекул вуглеводнів. Коли мазут піддається крекінгу, частина його вуглеводнів розпадаються більш дрібні, та якщо з дрібних вуглеводнів якраз і складаються легкі нафтові продукти – бензин, гас.

При крекінгу нафта піддається хімічним змінам. Змінюється будова вуглеводнів. У апаратах крекінгу – заводів відбуваються складні хімічні реакції. Ці реакції посилюються, коли в апаратуру вводять каталізатори.

Одним із таких каталізаторів є спеціально оброблена глина. Ця глина у дрібному роздробленому стані – у вигляді пилу – вводиться в апаратуру заводу. Вуглеводні, що знаходяться в пароподібному стані, з'єднуються з порошинками глини і подрібнюються на їх поверхні. Такий крекінг називається крекінгом з пилоподібним каталізатором. Цей вид крекінгу широко поширений.

Каталізатор потім відокремлюється від вуглеводнів. Вуглеводні йдуть своїм шляхом на ректифікацію і в холодильники, а каталізатор - у свої резервуари, де його властивості відновлюються.

Процес крекінгу відбувається з розривом вуглеводневих ланцюгів та утворенням більш простих граничних та ненасичених вуглеводнів, наприклад:

З 16 Н 34 З 8 Н 18 + З 8 Н 16

гексадекан октан октен

речовини, що утворилися, можуть розкладатися далі:

8 Н 18 4 Н 10 + 4 Н 8

октан бутан бутен

С 4 Н 10 С 2 Н 6 + С 2 Н 4

бутан етан етилен (етен)

Етилен, що виділився в процесі крекінгу, широко використовується для виробництва поліетилену і етилового спирту.

Розщеплення молекул вуглеводнів протікає за радикальним механізмом. Спочатку утворюються вільні радикали:

СН 3 - (СН 2) 6 - СН 2: СН 2 - (СН 2) 6 - СН 3 t

T СН 3 – (СН 2) 6 – СН 2 . + . СН 2 - (СН 2) 6 - СН 3

Вільні радикали хімічно дуже активні і можуть брати участь у різних реакціях. У процесі крекінгу один із радикалів відщеплює атом водню (а), а інший – приєднує (б):

а) СН 3 - (СН 2) 6 - СН 2 . СН 3 - (СН 2) 5 - СН = СН 2 + Н О

б)СН 3 - (СН 2) 6 - СН 2 . + СН 3 - (СН 2) 6 - СН 3

Розрізняють 2 види крекінгу: термічний та каталітичний.

Термічний крекінг

Розщеплення молекул вуглеводнів протікає при більш високій температурі(470-550 0 С). Процес протікає повільно, утворюються вуглеводні з нерозгалуженим ланцюгом атомів вуглецю.

У бензині, отриманому в результаті термічного крекінгу, поряд з граничними вуглеводнями міститься багато ненасичених вуглеводнів. Тому цей бензин має більшу детонаційну стійкість, ніж бензин прямої перегонки.

У бензині термічного крекінгу міститься багато ненасичених вуглеводнів, які легко окислюються і полімеризуються. Тому цей бензин менш стійкий під час зберігання. При його згорянні можуть засмічитися різні частини двигуна. Для усунення цієї шкідливої дії до такого бензину додають окислювачі.

Каталітичний крекінг

Розщеплення молекул вуглеводнів протікає в присутності каталізаторів і за нижчої температури (450-500 0 С).

Головну увагу приділяють бензину. Його намагаються отримати більше та обов'язково кращої якості. Каталітичний крекінг виник саме внаслідок багаторічної, завзятої боротьби нафтовиків за підвищення якості бензину. Порівняно з термічним крекінгом процес протікає значно швидше, при цьому відбувається не тільки розщеплення молекул вуглеводнів, а й їх ізомеризація, тобто. утворюються вуглеводні з розгалуженим ланцюгом атомів вуглецю.

Бензин каталітичного крекінгу в порівнянні з бензином термічного крекінгу має ще більшу детонаційною стійкістю, Бо в ньому містяться вуглеводні з розгалуженим ланцюгом вуглецевих атомів.

У бензині каталітичного крекінгу ненасичених вуглеводнів міститься менше, і тому процеси окислення та полімеризації в ньому не протікають. Такий бензин стійкіший при зберіганні.

Ріформінг

Риформінг – (від англ. Reforming – переробляти, покращувати) промисловий процес переробки бензинових та лігроїнових фракцій нафти з метою отримання високоякісних бензинів та ароматичних вуглеводнів. У цьому молекули вуглеводнів переважно розщеплюються, а перетворюються. Сировиною служить бензинолігроїнова фракція нафти.

До 30-х років 20 століття риформінг був різновидом термічного крекінгу і проводився при 540 0 С для отримання бензину з октановим числом 70-72.

З 40-х років риформінг – каталітичний процес, наукові основи якого розроблено Н.Д. Зелінським, а також В.І. Каржовим, Б.Л.

Молдавським. Вперше цей процес було здійснено 1940 р у США.

Його проводять у промисловій установці, що має нагрівальну піч і не менше 3-4 реакторів при t 350-520 0 С, у присутності різних каталізаторів: платинових і поліметалевих, що містять платину, реній, іридій, германій та ін. щоб уникнути дезактивації каталізатора продуктом ущільнення коксом, риформінг здійснюється під високим тиском водню, який циркулює через нагрівальну піч та реактори. В результаті риформінгу бензинових фракцій нафти отримують 80-85% бензин з октановим числом 90-95, 1-2% водню та решту газоподібних вуглеводнів. З трубчастої печі під тиском нафта подається в реакційну камеру, де знаходиться каталізатор, звідси вона йде в колону ректифікації, де поділяється на продукти.

Велике значення має риформінг для ароматичних вуглеводнів (бензолу, толуолу, ксилолу та ін.). Раніше основним джерелом одержання цих вуглеводнів була коксова промисловість.