Сырьевые источники природного органического сырья для химической и топливной промышленности

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине

«ПРИРОДНЫЕ ИСТОЧНИКИ ОРГАНИЧЕСКОГО СЫРЬЯ В ХИМИЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГИИ»

Я часть

Курс лекций по дисциплине

АННОТАЦИЯ

«Природные источники органического сырья в химической технологии»

 

На фоне использования основных видов органического сырья для химической промышленности — нефти, газа, угля, в курсе лекций подробно рассматриваются перспективы применения альтернативных источников углеводородов и энергии — биоэнергии, нетрадиционных источников нефти, газа, горючих сланцев и др. Дана сравнительная экономическая оценка использования различных источников углеводородного сырья и энергии на их основе. Обоснована необходимость значительного увеличения объемов научно-исследовательских и конструкторских работ по совершенствованию технологии и снижению себестоимости производства и использования альтернативных источников энергии.

Для широкого круга слушателей — школьников, студентов ВУЗов, бакалавров, магистров, научных работников, интересующихся перспективами развития российской и мировой энергетики и сырьевых источников альтернативных углеводородов.

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Топливно-энергетический и добывающий комплекс (ТЭК), химическая промышленность и иные промышленные предприятия, потребляющие природные источники углеводородного органического сырья сегодня являются основными составляющими экономики России. Большое количество специалистов и выпускников ВУЗов (таких как ЯГТУ) трудятся во всех уголках нашей Родины, обеспечивая её нефтью, газом и иными углеводородами, а также работают на предприятиях или в организациях их перерабатывающих и распределяющих. Кроме того, будущие молодые специалисты, закончив ВУЗы, по новым специальностям (дать кратко информацию о новых направлениях подготовки в нашем ВУЗе) ежегодно вливаются в нефтегазовые компании по добыче, первичной переработке нефти и газа на промыслах, их транспортировке, переработке на НПЗ или ГПЗ. В последнее время за рубежом и в нашей стране большое внимание уделяется вопросам добычи и переработки иных природных источников органического сырья для химической и топливной индустрии. Методам добычи и переработки всех этих углеводородов и посвящен данный курс лекций.

 

Общая характеристика нафтидов

 

Нафтиды - это смесь углеводородов различного агрегатного состояния, образовавшихся из рассеянного органического вещества. Нефть и газ образовались, главным образом, из сапропелевого материала, часть газа — из гумусового. Как правило, из гумусовых углей нефть не образуется. Если же встречается нефть, выходящая из пластов гумусовых углей, то она произошла из липтиновых фрагментов угольных скоплений, т.е. из восков и смол.

Нефть — это сложная смесь природных жидких органических веществ, относящихся к углеводородам, сернистым, кислородным и азотистым соединениям, в которых растворены твердые углеводороды и смолы. По внешнему виду нефть — маслянистая, чаще всего темная жидкость, флуоресцирующая на свету (свое название нефть получила от мидийского слова нафата — просачивающаяся, вытекающая в XVI в.).

Природный газ — нафтид, представляющий собой смесь газовых углеводородов (метана, этана, пропана, изобутана) в различных количественных соотношениях. Он может содержать такие жидкие углеводороды, как пентаны и гексаны. В его состав входят неуглеводородные газы: углекислый, сероводород, азот, водород и гелий.

 

Мировые запасы нефти и газа

 

Сведения о доказанных запасах нефти, а также их объемах приведены в табл. 3.1.

Таблица 3,1 Доказанные запасы нефти в мире на 1 января 2000 г.

 

Регион, страна	Доказанные запасы	Добыча нефти в 2000г.	Кратность запасов, лет
млрд. т	% от мировых	млн. т	% от мировых
Азия и Океания, всего в том числе:	5,79	4,2	354,0	11,2	16,4
Китай	3,29	2,4	156,4	4,9	21,0
Индонезия	0,68	0,5	75,8	2,4	9,0
Индия	0,59	0,4	32,1	1,0	18,4
Северная и Латинская Америка, всего в том числе:	21,26	15,2	849,2	26,8	25,0
Венесуэла	8,88	6,4	147,8	4,7	60,1
Мексика	6,68	4,8	142,7	4,5	46,8
США	3,06	2,2	323,8	10,2	9,5
Африка, всего в том числе:	9,25	6,6	334,4	10,6	27,7
Ливия	4,04	2,9	70,1	2,2	58,0
Нигерия	2,13	1,5	100,7	3,2	21,2
Алжир	1,26	0,9	40,8	1,3	30,9
Ближний и Средний Восток всего в том числе:	92,65	66,4	952,0	30,0	97,3
Саудовская Аравия	35,48	25,4	392,0	12,4	90,5
Ирак	15,34	11,0	30,0	0,9	511,3
Кувейт	12,88	9,2	90,9	2,9	141,7
Иран	12,74	9,1	183,8	5,8	69,3
Абу-Даби	12,63	9,0	92,3	2,9	136,8
Восточная Европа, всего в том числе	8,10	5,8	364,1	11,5	22,3
СНГ	7,81	5,6	352,2	11,1	22,2
Румыния	0,22	0,2	6,8	0,2	32,4
Албания	0,02	менее 0,02	0,5	менее 0,1	40,0
Западная Европа, всего в том числе:	2,52	1,8	315,0	9,9	8,0
Норвегия	1,54	1,1	154,3	4,9	10,0
Великобритания	0,62	0,4	131,6	4,2	4,7
Дания	0,13	од	10,3	0,3	12,6
Всего в мире	139,57	100,0	3168,8	100,0	44,1

 

Примечание. Несовпадение итогов - в результате округления.

Из табл. видно, что наиболее богаты нефтью страны Ближнего и Среднего Востока - здесь сосредоточено 66,4 % ее мировых запасов. При сохранении нынешних темпов добычи этих запасов хватит в среднем на 97,3 года. Больше всего нефти в Саудовской Аравии (35,48 млрд. т). Далее в порядке убывания следуют Ирак (15,34 млрд. т), Кувейт (12,88), Иран (12,74), Абу-Даби (12,63). Суммарные запасы нефти перечисленных стран составляют свыше 96 % запасов региона в целом.

Второй по запасам нефти регион - Северная и Латинская Америка. Здесь сосредоточено 15,2 % мировых запасов «черного золота». Его хватит в среднем на 25 лет. Наибольшими запасами нефти здесь обладает Венесуэла (8,88 млрд. т), относительно богаты недра Мексики (6,68) и США (3,06).

В недрах Африки сосредоточено 9,25 млрд. т нефти (6,6 % от мировых запасов). При нынешнем уровне добычи этих запасов хватит в среднем на 27,7 года. Больше всего нефти в данном регионе у Ливии (4,04 млрд. т), Нигерии (2,13) и Алжира (1,26).

Восточная Европа занимает 4-е место в мире по запасам нефти (5,8 % мировых). Здесь вне конкуренции страны СНГ (7,81 млрд. т). У Румынии запасы значительно меньше - около 220 млн. т. Третья по запасам страна Восточной Европы - Албания - располагает всего 20 млн. т нефти.

В недрах Азии и Океании находится около 4,2 % мировых запасов нефти, из которых около 57 % приходится на долю Китая.

Наименьшими запасами нефти в мире располагает Западная Европа - менее 2 % мировых. Свыше половины из них – собственность Норвегии (1,54 млрд. т), примерно четвертая часть - Великобритании (0,62).

В целом доказанные запасы нефти в мире в составляют примерно 120-140 млрд. т, которых при нынешнем уровне добычи хватит в среднем на 35-45 лет.

А дальше? Неужели нефти больше не будет? Мрачные прогнозы о том, что «нефть кончается» звучат уже давно. В 1935 г. ученые предрекали, что через 15...20 лет все известные месторождения нефти будут выработаны. Предсказание не сбылось. В 1955 г. мировая добыча нефти составила свыше 700 млн. т. В 1951 г. ожидали, что «нефть исчезнет через 25 лет». Но в 1976 г. люди умудрились выкачать из недр около 3 млрд. т нефти. Одновременно сроки исчерпания нефтяных кладовых планеты перенесли на XXI в. Сбудется ли этот прогноз? Скорее всего нет.

Доказанные запасы нефти в странах мира постоянно уточняются. В табл. 3.2 приведена динамика изменения доказанных запасов в ряде ведущих нефтедобывающих стран мира.

Таблица 3.2

Месторождения-гиганты

По рекомендации А.Л. Бакирова (1972 г.) в зависимости от запасов различают месторождения следующих размеров (нефть - в млн.т, газ - в млрд. м^:)):

Мелкие до 10

Средние 10...30

Крупные 30...300

Гиганты 300... 1000

Уникальные свыше 1000

(Не давать, просто рассказать) К началу 2000 г. за рубежом из 25 тыс. нефтяных месторождений на долю гигантов приходилось всего 45, в которых тем не менее сосредоточено 65,3 млрд. т нефти. Сведения о крупнейших нефтяных месторождениях мира приведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4 Уникальные нефтяные месторождения за рубежом

 

 

 

 

 

Регион	Страна	Месторождение, год открытия	Начальные доказанные запасы, млрд. т
Ближний и Средний Восток	Ирак	Киркук(1957) Румейла(1953)	2,2 1,85
Иран	Гечсаран (1928) Марун(1964)	1,56 1,47
Кувейт	Большой Бурган (1978) Бурган (1938)	9,13 2,24
Саудовская Аравия	Гавар (1948) Сафания(1951)	10,14 2,91
Северная и Южная Америка	США	Прадхо-Бей(1968)	1,40

Венесуэла Лагунильяс (1926) Боливар (1917) 1,50 4,30 Африка Алжир Хасси-Месауд (1956) 1,42

 

Ливия Серир(1961) 1,10

Как видно из табл. 3.4, крупнейшим нефтяным месторождением мира является Гавар в Саудовской Аравии. Несколько уступает ему по запасам Большой Бурган в Кувейте. На 3-ем месте месторождение Боливар в Венесуэле.

Большинство зарубежных нефтяных гигантов (29 из 44) находится в странах Ближнего и Среднего Востока. В них сосредоточено около 50 млрд. т доказанных запасов нефти. По остальным регионам распределение нефтяных «монстров» следующее: Америка - 7 (9,2 млрд. т), Африка - 6 (4,6 млрд. т), Азия и Океания -1 (0,5 млрд. т), Западная Европа -1(1 млрд. т).

Сведения о крупнейших газовых месторождениях в странах мира приведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Газ как моторное топливо

Резкий рост числа автомобилей в современном мире потребовал значительного увеличения объемов выработки бензина. Это подтолкнуло ученых и инженеров во всем мире к активному поиску его замены.

В этом поиске специалисты разных стран обращают свое внимание прежде всего на то, чего на их родине имеется с избытком. Так, в Бразилии каждый пятый автомобиль ездит на чистом спирте, вырабатываемом из сахарного тростника. На Филиппинах в качестве заменителя бензина опробован кокозин, получаемый из мякоти кокосовых орехов. Во Вьетнаме горючее научились делать из скорлупы кокосовых орехов. В ФРГ убеждены, что наилучшей заменой бензину является метанол (метиловый спирт) и прогнозируют, что с 2030 г. каждый четвертый автомобиль в мире будет работать на нем.

В результате поиска альтернативы бензину отечественные специалисты остановили свой выбор на газе. Свою точку зрения они объясняют следующим:

1) ресурсы газа значительно превосходят ресурсы нефти и поэтому можно будет спокойно разрабатывать другие топлива для двигателей внутреннего сгорания или даже новые типы двигателей на неуглеводородном топливе;

2) в выхлопах газового двигателя нет сернистого газа (т.к. в природном газе серы, как правило, нет), а концентрация окиси углерода в несколько раз меньше (благодаря большей полноте сгорания газа);

3) среднее октановое число природного газа равно 105, что выше, чем у лучших марок бензина;

4) двигатели на газовом топливе работают в 1,5..,2 раза дольше, чем на бензине, т.к. при сгорании газа образуется меньше твердых частиц и золы, вызывающих абразивный износ цилиндров и поршней; кроме того, газ не смывает масляную пленку с поверхности цилиндров, как бензин, и не вызывает коррозию металла.

Для заправки автомобилей газ может применяться в двух видах: газообразном и жидком. В первом случае используется природный газ, который сжимают до 20...25 МПа, а во втором пропан-бутановая смесь, которую сжимают до 1 МПа и охлаждают до минус 10 ^оС или, что более предпочтительно сжиженный природный газ(СПГ) - метан охлаждают до минус 162 ^оС и хранят под давлением 1,6 МПа в жидком состоянии. При этом объем жидного метана уменьшается примерно в 600 раз по ставнению с исходным газом. По этой причине сжиженный метан легче транспортировать и переркачивать, чем традиционный газообразный природный газ. Правда затраты на сжижение газа в 2-3 раза больше, чем на сжатие, но сжиженный (жидкий) природнвый метан приктически не горит (пожаробезопасен), легко перевозится и может заправляеться в автомобили практически на заправках аналогичных бензиновым. Единственноное требование – наличие криогенного бака в автомобиле (на подобие термоса) и оборудования перервода жидкого метана обратно в газообразное состояние. Поэтому экономически более целесообразно использование сжиженного газа.

Во всем мире многие автомобильные заводы уже давно выпускает автомобили, работающие на сжиженном природном газе. В перспективе предполагается перевести на газ весь грузовой и муниципальный транспорт и в Российской Федерации.

Природный газ является перспективным топливом и для авиации. Во всех промышленно развитых государствах она является одним из крупнейших потребителей нефтепродуктов. В 2010 г. совокупное потребление авиационного топлива всеми авиакомпаниями мира составило около 193 млн. т, в том числе странами СНГ - 10 млн. т. В настоящее время практически единственным топливом для воздушного транспорта является авиационный керосин. Однако уже достаточно давно ведутся работы по подбору альтернативных топлив.

В нашей стране в районах нефтедобычи вертолеты завода им. М.Л. Миля летают на так называемом авиационном сконденсированном топливе (АСКТ), получаемом па основе пропан-бутановых фракций, извлекаемых из попутного нефтяного газа.

Одним из альтернативных топлив для авиации является сжиженный природный газ (СПГ). Его применение в качестве авиатоплива имеет ряд достоинств:

1) выбросы вредных веществ при сжигании СПГ значительно ниже, чем при использовании авиакеросина: окислов азота образуется в 1,5...2 раза меньше, сажи - в 5 раз;

2) при одинаковой полезной нагрузке уменьшаются расход и масса топлива; так установка па самолетах ИЛ-86 двигателей, работающих па СПГ, позволит при той же дальности полета снизить взлетную массу самолета на 25,4 т, а расход топлива на 18,6 т.

Перспективность использования СПГ в качестве авиатоплива подтверждается также тем, что его производство ныне превратилось в развитую отрасль мировой экономики: в 2010 г. в мире было произведено около 220 млрд. м³ СПГ, а ежегодный прирост торговли им составляет 7-8 %.

Подводя итог всему вышесказанному, можно сделать вывод, что нефть и газ играют, и будут играть важную роль в жизни человека. Несмотря на расширение применения нетрадиционных возобновляемых источников энергии, в обозримой перспективе нефть и газ останутся основными энергоносителями во всех странах мира. Другое дело, что будет происходить некоторое перераспределение ролей между ними: моторные топлива, получаемые из нефти, будут постепенно заменяться сжиженным газами.

Невозможно представить себе современную цивилизацию без продуктов переработки нефти и газа. Это направление их использования со временем также будет все более и более развиваться.

Нефть и газ

Преимущества нефти и газа перед другими источниками энергии заключаются в относительно высокой теплоте сгорания и в простоте использования с технологической точки зрения.

Так, при полном сгорании 1 кг нефти выделяется 46 МДж тепла, 1 м³ природного газа 36 МДж, 1 кг антрацита 34 МДж, 1 кг бурого угля - 9,3 МДж, 1 кг дров - 10,5 МДж. Если массу нефти принять за единицу, то для получения эквивалентного количества тепла масса антрацита должна составить 1,4; бурого угля - 5,0; дров - 4,4. Аналогичным достоинством обладает газ. Это дает огромные преимущества при транспортировке.

Теперь сравним различные энергоносители с точки зрения технологичности. Нефть и газ транспортируются, в основном, по трубопроводам, работающим в любое время года и суток. Чтобы перекачать нефть (газ), а затем подать ее (его) в топку, достаточно включить насос (компрессор), а порой просто открыть задвижку (край). Транспортировка же твердого топлива требует обязательного проведения погрузочно-разгрузочных работ. Движение транспортных средств с углем, как правило, связано с простоями (при погрузке-разгрузке, заносах и т.д.). Загрузка твердых топлив в топку очень часто связана с большими затратами ручного труда.

Применение газа вместо угля дает большую экономию времени и средств, улучшает условия труда, а также санитарное состояние городов, жилых домов и предприятий. Поэтому в настоящее время почти все тепловые станции Урала и Европейской части России переведены на газ. Проводится большая работа по газификации малых городов и сел.

Пик добычи нефти (4,06 млрд. т/год) ожидается в 2020 г., после чего ожидается период ее стабилизации. Ресурсы газа значительно более велики. Их хватит на несколько сот лет.

Таким образом, нефть и газ в ближайшей перспективе останутся основными источниками энергии для человечества.

Уголь

Большая часть всех ресурсов угля на Земле сосредоточена севернее 30 градусов северной широты, причем 75 % мировых ресурсов находятся в недрах трех государств - России, США и Китая.

Уголь широко применялся в энергетике вплоть до второй половины XX века. О динамике роста его потребления говорят следующие цифры. В XIX столетии в мире было добыто 17,8 млрд. т угля, а за последующие 70 лет - 103,5 млрд. т. Существенно расширилась и география добычи этого энергоносителя. Если в период с 1801 по 1810 гг. уголь добывали лишь в пяти странах мира, а с 1841 по 1951 гг. - в восьми, то с 1961 по 1970 гг. - в 54-х. Только с 50-х годов XX в. в энергетическом балансе почти всех стран мира началось сокращение доли угля. Освобождающуюся нишу заняли нефть и газ - более дешевые и эффективные энергоносители.

Вместе с тем, по данным Американской Национальной Ассоциации по углю при сохранении нынешних темпов потребления к 2000 г. будет израсходовано лишь 2 % мировых ресурсов угля. Таким образом, уголь можно назвать топливом XXI века.

Перспективы использования угля связаны с его открытой (бесшахтной) добычей, применением газификации углей, получением из угля жидких синтетических топлив. Однако пока энергия угля обходится дороже, чем энергия нефти и газа.

Выводы

1. В XXI веке основными природными источниками органического сырья для топливной и химической промышленности останутся нефть, газ и уголь. В топливной индустрии, будет наблюдаться рост роли угля при снижении доли нефти, а также должна наблюдаться стабилизация роли газа. Это связано с тем, что ресурсы угля на порядок превышают ресурсы нефти и природного газа, а цена угля (в условном топливе) в мире в два раза ниже, чем природного газа.

2. Из альтернативных природных источников органического сырья для топливной и химической промышленности в перспективе возрастет добыча и использование торфа, высоковязких нефтей, битумов, водо-растворенных и угольных газов, а также переработка и использование биомассы и вторичных энергоресурсов. Стоимость получения химических продуктов и энергии за счет альтернативных углеводородов пока выше, чем за счет традиционного сырья, но разница будет постепенно сокращаться. В некоторых странах в районах, удаленных от баз основных источников нефти и газа, использование альтернативных источников оправдано уже сегодня.

Торф

 

Основные месторождения торфа находятся в Северном полушарии — на севере Европы, Западной Сибири и северо-востоке Северной Америки, в Южном полушарии — на юго-востоке Азии.

Мировые ресурсы торфа в 33 странах оцениваются в 500 млрд т, из них 82% в 13 странах (табл. 16).

Таблица 16

Горючие сланцы

 

Это горные породы (карбонатные, кремнистые и глинистые) с содержанием органического вещества — керогена — 15 — 40%. При его содержании 5—15% — керогенсодержащая порода, более 40% — сапропелевый уголь. Происхождение — морское и озерное. Мировые ресурсы сланцев 650 млрд т, в основном, в США, Бразилии, Канаде, Австралии, России и др.

Основные показатели качества (табл. 18):

(Q_s^d) - высшая теплота сгорания сухого топлива, (W_t^r) - влажность, (A^d) - зольность, (Т_sk^d) - выход смолы полукоксования, (G_s^d) выход газа, (SK^d) - выход полукокса, (СО₂) - содержание минеральной углекислоты.

Мощность пластов горючих сланцев колеблется в широких пределах от десятков сантиметров до сотен метров (Прибалтийский бассейн 2 —4 м, Грин-Ривер в США — до 600 м).

В настоящее время имеется три основных направления использования сланцев:

энергетическое — сжигание на ТЭЦ и в котельных;

технологическое — полукоксование для получения жидкого топлива и химического сырья, газификация для получения газа и синтез газа;

энерготехнологическое — получение сланцевой смолы и сжигание ее на ТЭС.

Из сланцев получают более 60 химических продуктов, часть которых (например, производные фенола) не могут быть получены из угля, нефти и газа, "нерозин" — стимулятор роста растений, дубители, масло для пропитки шпал, клеи, моющие средства, красители, электродный кокс, ихтиол и другие медицинские препараты.

Из керогена производят пластмассы, резинотехнические изделия. Сланцы содержат редкие элементы Be, U, Ge, Mo, V, R, часто в промышленных масштабах.

Зола сланцев широко применяется при производстве цемента и кирпича. Добыча сланцев ведется только в России, Эстонии и Китае (табл. 19). Проектируется добыча сланцев в США, Бразилии, Австралии, Марокко, Израиле, Румынии и других странах.

Таблица 19

Ресурсы горючих сланцев и сланцевой смолы в России, млн т [12]

 

Бассейн	Ресурсы сланцев	Ресурсы сланцевой смолы
Прибалтийский
(Российская часть)
Тимано-Печорский
Вычегодский
Центральный
Волжский
Южно-Уральский
Оленекский
Синско-Ботомский
Иркутская обл. и Забайкалье
Всего

Таблица 19а

Природные битумы

 

К нетрадиционным природным битумам относятся производные природной нефти - тяжелая нефть, мальты, асфальтиты, кериты, озокериты, антраксолиты и др. Они состоят из высокомолекулярных углеводородов и кислородных, азотистых, сернистых и металлсодержащих соединений. Плотность их меняется от 840 до 2000 кг/м³. Мальты и асфальтиты растворимы в органических растворителях, кериты - почти не растворимы. Мальты содержат 65 - 40% масел, асфальты 40 - 25%, а асфальтиты 25-5% (табл.20)

Таблица 20

Характеристика природных битумов [13]

 

Битум	С, %	Н, %	О + N + S, %	Плотность, кг/м3	Масла, %	Коксовое число
Нефть	84-86	12-14	0,5-4	750-960	более 65	0-5
Мальты	80-87	6-13	3-7	950-1050	40-65	5-15
Асфальты	76-86	7-12	5-10	1000-1120	25-40	10-20
Асфальтиты	75-86	6-11	5-10	1050-1120	5-25	10-55
Кериты	75-91	5-9	5-10	1050-1300	1-15	25-85
Антраксолиты	73-99	1-5	0,5-5	1000-1300	-	80-100
Озокериты	83-86	11-15	0,1-5	840-970	-	-

 

Некоторые битумы содержат ванадий, никель, уран, кобальт, молибден, рубидий, германий и др. Битумы образуются в результате: окисления природной нефти с образованием ряда асфальтовых битумов (мальта - асфальт - асфальтит - оксикерит - гуминокерит); природной деасфальтизации нефтей с образованием асфальтенитов от асфальта до керита; контактового и гидротермального метаморфизма смолистых нефтей с образованием антраксолитов, керитов, нефтяного кокса.

Месторождения могут быть пластовые, жильные, штокверковые.

Пластовые месторождения (до 60 м) охватывают, нередко, многие тысячи квадратных километров (Атабаска, Канада).

Жильные и штокверковые месторождения формируются на путях вертикальной миграции углеводородов по тектоническим трещинам, зонам региональных разрывов. Крупнейшие жильные тела в Турции (Харбол, Авгамасья) достигают длины 3,5 км при мощности 20 — 80 м и прослеживаются до глубины 500 м. Покровные залежи образуются за счет излившихся нефтей. Известны так называемые асфальтовые озера (Охинское на Сахалине, Пич-Лейк на о. Тринидад, Гуаноко в Венесуэле).

Ресурсы битумов оцениваются в 580 млрд м³, из них в Канаде — 71% и Венесуэле - 25% (табл. 21).

Таблица 21

Ресурсы природных битумов [13]

 

Страна	Ресурсы биту-мов, млрд м3	Основные месторождения
Мир
Канада		Атабаска, Колд-Лейк, Пис-Ривер, Трайэнги, Уобаска
Венесуэла		Пояс Ориноко (Суата-Моричаль, Хобо, Терро-Негро, Хамака, Мелонес
Россия		Урало-Поволжье (Ашальчинское, Аканское, Аксубаевское, Сугушлинчское, Подляское, Карасинское и др.) Тимано-Печорская провинция (Мадейюское, Хоседаюское, Серембойское, Ярегское), Оленекское
США		Пэор-Спринг, Саннисанд, Тар-Санд-Трайэнгл
Мадагаскар		Марафенубе, Бемуланга
Ирак	Нет даннывх	Кухе-Мунд
Нигерия	0,84
Турция	0,33

 

Добыча битумов может осуществляться шахтным, карьерным и скважинным методами (табл. 22).

Таблица 22

Методы добычи битумов [13]

Метод добычи	Минимальная мощность пласта, м	Максимальная глубина залегания, м	Минимальное содержание битума, %	Минимальные запасы биту-мов, млн т
Шахтный				10-20
Карьерный				10-20
Скважинный		Тысячи		10-20

 

Скважинные методы разработки битумных месторождений предусматривают применение различных способов воздействия на продуктивный пласт: паротепловое воздействие, внутрипластовое горение, совместная закачка пара и растворителя. Шахтно-скважинным, уклонно-шахтным и термошахтным методами разрабатывается Ярегское месторождение высоковязкой нефти в республике Коми. На Сугушлинском месторождении (Урало-Поволжье) испытаны методы добычи битумов и высоковязких нефтей с применением закачки пара, внутрипластового горения, разогрева пласта токами высокой частоты, закачки серной кислоты и гидродобычи. Было пробурено 35 скважин, закачано 10 млн м³ горячей воды и получено 1000 м³ водобитумной эмульсии. На Мордово-Кармальском месторождении при испытании метода внутрипластового горения было закачано 11,8 млн м³ воздуха, добыто 10660 м³ водобитумной эмульсии, в том числе 5300 м³ битума. Месторождения высоковязкой нефти разрабатываются в Венесуэле (Терро-Негро, Хомака, Мелонес).

В 1981 г. в промышленно развитых и развивающихся странах было добыто 103,5 млн т битумов и высоковязких нефтей скважинным способом и 9,8 млн т карьерами. В Венесуэле добыто 43,2, США - 17,2 и Канаде - 13 млн т.

Наиболее крупным в мире является месторождение битуминозных песков Атабаска в Канаде (провинция Альберта). Мощность песков до 90 м, глубина залегания до 600 м. Пески кварцевые с пористостью до 30%. Битумонасыщенность от 2 до 18%, в среднем 8%. Пески насыщены нефтью и содержат (%): силикатные смолы — 24%, асфальтены - 19%, серу - 5%, азот - 10%, кокс - 19%. Плотность битумов — 1020 кг/м³, запасы — 128 млрд т. Добыча битуминозных песков ведется роторными экскаваторами. На заводе пески обрабатываются водой (70 °С) с химическими добавками. Из двух кубометров песков получают 1 баррель нефти (159 кг). В сутки вырабатывают 8000 м³ нефти, 350 т серы, 260 т кокса и газ. Из отходов извлекают титановые минералы и циркон (до 690 т в год). На юго-запад от Атабаски находятся месторождения Колд-Лейк (14 млрд м³), Пис-Ривер (12 млрд м³), Уобаска (14 млрд м³).

Природные битумы представляют собой комплексное сырье, в основном энергетическое и химическое. Из асфальтовых битумов получают легкую синтетическую нефть, компоненты моторного топлива, нефтяной кокс. Битумы используются для производства дорожных покрытий, асфальтовой мастики, электроизоляторов, антикоррозийных покрытий.

В перспективе добыча и использование природных битумов в мире будет расти.

 

Нефть и газ в угольных бассейнах [2, 5]

 

О наличии нефте- и газопроявлений в угольных бассейнах стран СНГ имеется довольно много сведений. (Так в каменноугольных отложениях Донецкого бассейна на шахте им. XXII съезда КПСС (ПО "Кадиевуголь") при проходке подготовительных горных выработок и в лавах наблюдались в течение семи лет (1961 — 1968 гг.) выделения 7—12 л/час светло-коричневой нефтеподобной жидкости. В 1962г. наш. Чайкино (ПО "Макеев-уголь") жидкие углеводороды выделялись при проходке штреков (60 — 80 л/час); они содержали 94% алканов, 1% цикланов и 5% аренов. В 1977 году на шахте Комсомолец (ПО "Артемуголь") было отмечено выделение жидких углеводородов (200 л/час) плотностью 0,8 г/см³. При их возгонке были получены фракции: бензин (до 200 °С) — 7,5%, дизельное топливо (200-300 °С) - 12,3%, масла (более 300 °С) - 80,2%. Большинство углеводородов выделялось из трещиноватых или кавернозных пород, реже из пластов угля.

В Донецком бассейне открыто более 45 месторождений угля с залежами нефти и газа. На средних глубинах (2000 — 2500 м) в угольных пластах вскрыты небольшие залежи нефти и газа, на глубинах свыше 2500 км имеются многопластовые газоконденсатные месторождения, а в зоне углей более глубокого залегания 3-4 км — только залежи газа.

Такие нефти представлены в основном метаново-нафтеновыми у/в с плотностью 0,74 — 0,83 г/см³. С увеличением плотности нефтей растет содержание в них смол и асфальтенов.

Газы (в количестве до 28 трлн м³) в основном представлены метаном, этаном, пропаном и бутаном с содержанием жидких парафинов – чаще гексаном. Обычно газоносность угольных пластов нарастает с глубиной, достигая 25-30 м³/т (уже начиная с 800 -1000 м). Количество тяжелых углеводородов в газах невелико и составляет — доли процента.

Проявления нефти и газа в угольных бассейнах встречается практически повсеместно.

На шахтах Северная, им. Ленина и Ключевская [2]. Угли бассейна обладают повышенной газоносностью — до 32 м³/т, причем количество тяжелых углеводородов в углях достигает 5 —6 % (реже 12%), в том числе этана до 4%, пентана 0,1, гексана 0,05%. В составе газов на шахтах Ключевская и им. Ленина содержание этана составило 3 — 6%, пентана 1,3%. В Челябинском угольном бассейне зафиксировано 33 проявления нефти, 20 — газа и 14 — битумов (2). Наиболее интенсивные нефтепроявления установлены на Ерофеевской площади, где при опробовании было получено от 0,4 до 3,5 т нефти при суточном дебите 30 — 700 л. Удельная масса нефти 0,813, содержание углерода 84,4%, водорода 14,2%, серы 0,44%.

На юге пермского Печорского бассейна, расположенного в пределах Косью-Роговской впадины (Северо-Предуральский ГНО) известны Интинское и Кожимское газовые и Падимейское нефтяное месторождение. Нефти метано-нафтеновые, плотностью 0,67 — 0,98 г/см³. Конденсат метано-нафтеновый плотностью 0,67-0,79 г/см³. Алканы 63 — 67%, цикланы 9 — 24%, арены 8 — 16%. Угли бассейна отличаются очень высокой газоносностью (до 40 м³/т) и повышенным содержанием тяжелых углеводородов (от этана до бутана). Общие ресурсы углей в бассейне оцениваются в 260 млрд т, генерационный потенциал которых весьма значителен. В процессе углефикации в бассейне образовалось 52 трлн м³ газа, из которых 9 трлн. м³ осталось в сорбированном состоянии в угле.

В пермском Кузнецком бассейне нефтепроявления представлены углеводородами нефти с удельным весом 0,83 г/см³. В составе дистиллята преобладали алканы (88%), арены (10,3%), цикланы (1,7%). Выход бензиновых фракций составил 1,1%, керосиновых 34,9%, масляных 55,6%, нефть малосернистая (0,08%). На юге Кузбасса в уголных отложениях была вскрыта нефть красно-бурого цвета плотностью 0,81 г/см³. Алканы составили 77,8%, цикланы 19,8%, арены 2,64%. Нефти иного состава с плотностью 0,79 г/см³ обнаружены в северных районах бассейна. Количество алканов в ней составило 26,4%, цикланов 50,2%, аренов 19,1%. Бензиновые фракции 70,9%, керосиновые 24,8%, масляные 4,3%. Близкая по составу нефть была получена из пород Южно-Борисовской площади северных районов Кузбасса (дебит 0,3 т/сут). Алканы составили 40,32%, цикланы 40,85%, арены 18,44%.

В Байдаевском районе Кузбасса присутствие битумов и жидкой нефти обнаружены в шахтах Байдаевская и Абашевская. Нефтегазоносные площади Плотниковского и Салтымаковского районов — Сыромолотненская, Борисовская, Березовская, Грязненская — образуют широкую полосу нефтепроявлении на северо-востоке бассейна.

В угольных газах Кузнецкого бассейна наибольшие содержания тяжелых углеводородов (этана до 30%, пропана 8-22%, бутана 5 — 7%) отмечается в области распространения газовых и жирных углей в Томусинском, Байдаевском, Ерунаковском, Беловском и Ленинском районах.

В Карагандинском бассейне, в отложениях карбона встречены нефтепроявления в виде битуминозной массы, парафинистых и твердых битумов [5]. Наибольший интерес представляет битуминозная масса, связанная с угольными пластами или с зонами тектонических нарушений. Обычно она представлена черной, похожей на гуталин мазью с запахом керосина, которая является смесью тяжелой нефти и угольной пыли. В нарушенных участках доля битумопроявлений весом 50—100 кг достигает 40%. В тектонически несложных участках таких проявлений обычно менее 10%. Групповой состав углеводородов: алканы — 31,8%, цикланы — 35,4%, арены — 32,8%, плотность — 0,89 г/см³. Элементный состав битуминозной массы: углерод - 85%, водород — 13%, азот - 0,4%, сера — 0,6%, кислород — 1,0%. Облегченный изотопный состав битумов (С 12/13 — 91,3) служит индикатором их генетической связи с континентальными отложениями. В процессе углефикации в бассейне образовалось порядка 9 трлн м³ газа, из которых в угольных пластах осталось около 2 трлн м³. Содержание тяжелых углеводородов в угольных газах достигает максимума (2 - 7%).

 

В норвежской части Северного моря (группы Брент и Вестланд) угольные пласты мощностью до 1 м служили генераторами газообразных и жидких углеводородов. В Дании в Центральном грабене на газовом месторождении Хоралд известны пять угольных пластов, которые в определенных условиях могут генерировать нефть.

В целом ряде нефтяных бассейнов Китая большое значение в обр