Нефтяная промышленность Башкортостана

Работники заводов по праву гордятся тем, что они пионеры в освоении ряда процессов переработки нефти - каталитического крекинга, каталитического риформинга, в производстве синтетических масел и освоении карба-мидной депарафинизации дизельных топлив. Не случайно наши предприятия стали подлинной школой передового опыта в отрасли. Быстро строящиеся поселки вырастали в большие города. Так возникли Ишимбай, Октябрьский, Нефтекамск. Коренным образом изменился облик старых уездных городов Бирска и Белебея. Теперь ими гордится вся Республика Башкортостан.

Когда были получены первые тонны  нефти в Ишимбае, сразу возникла транспортная проблема: новый нефтеперерабатывающий  район не мог успешно развиваться на базе гужевого транспорта. В рекордно короткий срок была сооружена железная дорога Уфа-Ишимбаево протяженностью около 160 км. Тогда же был проложен нефтепровод. Сегодня протяженность трубопровода по территории республики составляет 15 тыс. км. Первые в республике автомобильные дороги с асфальтовым и бетонным покрытием появились на нефтяных промыслах. Потом такие дороги стали обычными. Нефть способствовала развитию новых отраслей машиностроения. Были построены Ишимбайский завод нефтепромыслового оборудования. Октябрьский ре-монтно-механический завод и завод «Нефтеавтоматика», Уфимский и Туйма-зинский заводы геофизического приборостроения и оборудования. Эти заводы снабжали и снабжают нефтяников Башкортостана и других республик и областей механизмами и инструментами для бурения, ремонта скважин, добычи нефти и газа, оснащают отрасль проборами и автоматами. Республика становилась поставщиком металлообрабатывающих станков, оборудования для горной и металлургической промышленности, различных двигателей, насосов, строительной техники и другой продукции [2].

Нефтяные районы Республики Башкортостан  становились и энергетическими центрами. На жидком и газовом топливе стали работать электростанции Уфы, Стерлитамака, Ишимбая, Салавата. Благодаря нефтепромыслам полностью электрифицированы сельские районы. Первым в республике районом сплошной электрификации стал Туймазинский - это было еще в середине 50-х годов. Нефть стала могучим ускорителем науки и культуры, оказала сильное воздействие и на научно технический прогресс в республике.

В первые годы освоения нефтяных месторождений  республики на помощь приезжали опытные нефтяники из «старых» нефтяных районов страны. Они были первыми учителями той большой армии покорителей недр, которые в последующие годы принесли заслуженную славу нефтяной Республики Башкортостан.  Шли  годы, и ученики сами стали учителями. Со всех концов страны к нам стали приезжать нефтяники, чтобы перенять трудовой опыт, прогрессивную технологию  бурения и нефтедобычи. В свою очередь питомцы нефтяной Республики Башкортостан сами стали работать повсюду, где велась разведка и добыча «черного золота». Они открывали и осваивали подземные кладовые соседних республик и областей, ставили рекорды скоростной проходки в Западной Сибири и на Мангышлаке. Нефтяники Республики Башкортостан  - пионеры многих начинаний. На буровых республики впервые в стране были осуществлены массовое бурение скважин турбобурами, промывка забоя водой, проходка скважин малого диаметра, форсированные режимы бурения с аэрацией бурового раствора, внедрение новых буровых установок, электробуров, легкосплавных бурильных труб. Здесь зародился прогрессивный метод сооружения буровых - транспортирования их на новые точки в собранном виде. Именно на месторождениях Республики Башкортостан была применена новая технология эксплуатации с искусственным поддержанием пластовых давлений. На Туймазинских промыслах найдены и отработаны оптимальные способы поддержания высокого давления, управления разработкой залежей. Эта технология стала обязательной при разработке всех новых месторождений страны. Начиная с 1970 г. в течение нескольких лет добыча нефти и газоконденсата удерживалась на стабильном уровне - 40 млн. т/год. По объему добычи республика твердо занимала третье место в стране после Западной Сибири и Татарии. Улучшение организации и качества подземного и капитального ремонта скважин позволяло нефтяникам из года в год повышать коэффициент эксплуатации скважин, увеличивать меж-ремонтный период. С успехом внедрялись на промыслах форсированный отбор жидкости, прогрессивные системы сбора и подготовки нефти, утилизации пластовых вод. Башкирские нефтяники первыми в стране в больших масштабах стали использовать извлеченные из скважин вместе с нефтью пластовые воды для обратной закачки их в продуктивные горизонты. Под действием этих вод нефтеотдача пластов увеличивается. Для этой цели стали применять различные химические реагенты, тепловые и термохимические способы интенсификации добычи нефти, закачку в продуктивные пласты газа. Большой эффект получен от разбуривания месторождений по оптимальной сетке [3,5].

Глава III. Природные факторы развития нефтяной промышленности Республики Башкортостан

3.1. Геологическое   и тектоническое строение территории  Республики Башкортостан

Геология. Башкортостан характеризуется многообразием природных факторов, включающих геологическое строение, геоморфологические, климатические и гидрологические условия, почвы и типы растительности, что обусловлено его физико-географическим положением.

По геологическому строению Башкортостан представляет собой различные условия образования, возрасту и минералогическому составу осадочные (морские и континентальные), магматические и метаморфические породы. При этом осадочные породы имеют наиболее широкое распространение. Магматические образования, состоящие из глубинных и изверженных разностей, слагают преимущественно восточный склон Урала и менее распространены в его центральной (осевой) части. Метаморфические породы, представленные в основном хлоритово-полевошпатовыми, тальковыми, слюдисто-кварцитовыми, кремнистыми и кристаллическими сланцами, наибольшее распространение имеют в центральной водораздельной части Башкирского Урала.

Территория Башкортостан имеет  гетерогенное геологическое строение и разделяется на три тектонические  области. 

Западная часть расположена  на восточной окраине Восточно-Европейской  платформы, где осадочный чехол  палеозойского возраста мощностью от 1700 м в западных районах до 10000 м и более – в восточных и юго-восточных покрывает кристаллический фундамент (архей – нижний протерозой). Платформенная часть республики представляет собой несколько регионов, различающихся, кроме глубины залегания кристаллического фундамента, фациальными особенностями отложений и относительной структурной разобщенностью.

Бассейны, представляющие территорию в составе Башкирского и Южно-Татарского сводов, разделяются Бирской седловиной и окраинами Благовещенской, Салмышенской и Бымско-Кунгурских впадин. Бассейн «открывается» с северо-запада в Верхне-Камскую впадину, а с востока и юго-востока в Предуральский прогиб, где выделяются Юрюзано-Сылвенская, Бельская, Мраковская депрессии и Шихано-Ишимбайская седловина. Регион сложен, в основном, осадочными комплексами пород близкого состава для большей части разреза всех этих структур.

Складчатый Урал объединяет ряд  регионов (Уфимский амфитеатр, Башкирский антиклинорий, Зилаирский и Магнитогорский синклинорий), сформировавшихся в палеозойское время. В его строении участвуют  в разной степени метаморфизированные  породы протерозоя и нижнего палеозоя, в меньшей мере осадочные отложения  среднего палеозоя.[12].

Тектоника. Сложная тектоника горной и зауральской частей Башкортостана создавалась на протяжении всей геологической истории Урала. Горообразовательные процессы происходили неоднократно, чередуясь с длительными промежутками времени относительного покоя.

Тектонические элементы выделяются по кристаллическому фундаменту и палеозойскому этажу. Наивысшее гипсометрическое положение этих комплексов фиксируется на вершинах Татарского свода. В сторону Урала фундамент погружается на значительную глубину (до 10000-15000м). Погружение отмечается и по подошве палеозойских отложений. Пологие погружения образуют  окаймления сводов как Башкирского, так и Татарского. Русская платформа на востоке смыкается со складчатым Уралом, предгорным Предуральским прогибом. Его ширина составляет от 0,5 км (в районе антиклинория Кара-Тау) до 60-80 км на юге Башкортостана.

В пределах Урала отчетливо выделяются миогеосинклинальная и эвгеосинклинальная зоны. На западе миогеосинклиналь  граничит с Восточно-Европейской платформой через Предуральский краевой прогиб, состоящий из серии прогнутых впадин с севера на юг: Печорско-Варкутинской, Соликамской, Юрюзано-Сылвинской и Бельской. Восточные края впадин на всем протяжении закрыты аллохтонами передовых складок Урала (надвиги Урала), на юге как Уралтауский антиклинорий, а на севере как Центрально-Уральское поднятие. Эвгеосинклинальная зона включает с запада на восток Магнитогорский синклинорий, Восточно-Уральский антиклинорий, Восточно-Уральский синклинорий, Зауральский антиклинорий и Зауральский синклинорий.

В пределах Бельской впадины в палеозойских и докембрийских отложениях обнаружены многочисленные региональные надвиги, прослеживающиеся параллельно Уралу на десятки и сотни километров. Впадина представляет тектонические чешуи, вытянутые в плане в виде пород субмеридионального простирания и последовательно надвинутые одна на другую с востока.

Большая часть площади Башкирского  мегасинклинория сложена различно метаморфизованными  верхнедокембрийскими образованиями.

Структура Башкирского мегантиклинория  представлена серией чешуй, объединяемых в пять крупных аллахтонных пластин, надвинутых одна на другую с востока - это (с запада на восток) Нугушская, Алатауская, Зильмердакская, Ямантауская и Зюраткульская пластины.

Поверхность кристаллического фундамента Зилаирского синклинория погружается  к востоку до глубин 10-12 км и более. Структура палеозойских отложений (широтное течение р.Большой Ик) представляет собой моноклиналь, погружается к западу. Зилаирский синклинорий надвинут с востока на Предуральский краевой прогиб по относительно пологой поверхности и состоит из ряда крупных тектонических пластин, каждая из них перемещена с востока не менее чем на 15-20 км.

Аллохтон состоит из пяти крупных  тектонических пластин (с запада на восток): Суреньской, Суюшевской, Уваринской, Икской, Мурадымовской.

 Уралтауский антиклинорий имеет  субмеридиональное простирание  и характеризуется асимметричным  строением. Западное крыло структуры  пологое, и здесь наблюдается наиболее полный разрез слагающих его пород; восточное крыло более крутое (40-50º) и на всем протяжении перекрыто главным Уральским шарьяжем. Уралтауский  антиклинорий почти на всем протяжении состоит из двух тектонических пластин, надвинутых одна на другую с востока. Восточная, Иткуловская, пластина сложена породами максютовского комплекса, а западная, Юмагузинская – суванякского (рис.3).

3.2. Происхождение и условия залегания  нефти 

В 1546г. Агрикола писал, что нефть  и каменные угли имеют неорганическое происхождение; угли образуются путем сгущения нефти и  ее затвердевания. М.В.Ломоносов («О слоях земных», 1763г.) высказал идею о дистилляционном происхождении нефти под действием глубинного тепла из органического вещества, которое дает начало и каменным углям. Со второй половины XIX в. усиливается интерес к нефти. В связи с развитием нефтяной промышленности, появляются разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения нефти. В 1866г. французский химик М.Бертло, - «Нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы». В 1871г. французский химик Г.Биассон обосновал идею о происхождении нефти путем взаимодействия воды с раскаленным железом. В 1877г. Д.И.Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение нефти связано с проникновением воды вглубь Земли по разломам, где под действием ее на «углеродистые металлы» – карбиды – образуются углеводороды и оксид железа. В 1889г. В.Д.Соколов – изложил гипотезу космического происхождения нефти (возникновению нефти способствовали углеводороды, содержащиеся в газовой оболочке Земли). Были  предложены гипотезы вулканического происхождения нефти (Ю.Кост,1905г.), минерального мантийного образования (Н.М.Кинжер, 1914г., Е.Мак-Дермот, 1939г., К. ван Орстранд, 1948г.). В 50-60-е годы в СССР Н.А.Кудрявцев, В.Б.Порфирьев, Ф.Хайл (Великобритания), Т.Голд (США) и др.ученые выдвинули различные гипотезы неорганического происхождения нефти.

На международных нефтяных и  геохимических конгрессах (1963-1983гг.) гипотезы неорганического происхождения  нефти не получили поддержки. Большинство геологов-нефтяников в нашей стране и за рубежом – сторонники концепции органического происхождения нефти. В своем становлении теория о происхождении нефти прошла этапы сложной внутренней борьбы представителей различных научных школ и направлений и превратилась в научную теорию, на основе которой осуществляются нефтепоисковые работы. [15, 25].

Установление в конце XIX-начале XX века оптической активности нефти и тесной связи ее с сапропелевым органическим веществом осадочных пород привело к возникновению сапропелевой гипотезы, (немецкий  ботаник Г.Потонье в 1904-1905 гг.). В дальнейшем ее развивали русские и советские ученые Н.И.Андрусов, В.И.Вернадский и др., а также немецкие, американские и др. геологи.

В 20-е гг. начаты геолого-геохимические  исследования по проблеме нефтеобразования  и связанной с ней проблеме нефтематеринских отложений. В 1932г. была опубликована классическая работа И.М.Губкина «Учение о нефти», сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе нефти и формировании ее залежей. В 50-е годы (в СССР – А.И.Горская, в США – Ф.Смит) были открыты нефтяные углеводороды в современных осадках водоемов различного типа (в озерах, заливах, морях, океанах).

Дальнейшему прогрессу представлений  о происхождении нефти способствовали работы многих ученых и коллективов исследователей разных стран. Убедительные доказательства биогенной природы нефтематеринского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молодого состава углеводородов и их биохимических предшественников в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различной нефти из залежей. Важным явилось обнаружение в составе нефти хемофоссимий – своеобразных молодых структур, унаследованных целиком или в виде фрагментов от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углеводорода, серы, азота, кислорода в нефти, органическом веществе пород и в организмах (А.П.Виноградов, Э.М.Галимов), также подтвердило связь нефти с органическим веществом осадочных пород.

Основным исходным веществом нефти  является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоемах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода. Потенциально нефтематеринскими породами являются глины, реже – карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые, в процессе погружения достигают зоны мезокатагенеза, где наиболее активно действует главный фактор нефтеобразования – длительный прогрев органического вещества при температуре свыше 50ºС. Верхняя граница этой зоны располагается на глубине от 1,3-1,7 (при среднем геометрическом градиенте 4ºС/100м) до 2,7-3 км (при градиенте 2ºС/100м) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Нижняя – 3,5-5 км и характеризуется степенью углефикации органического вещества, свойственной коксовым углям.

Большая часть залежей нефти  связана с осадочными породами (покрышками) – глины, аргиллиты, соленосные отложения, реже – карбонатные породы. Залежи нефти чаще всего образуются: в сводах антиклинальных структур – структурный тип ловушек, в зонах выклинивания вверх по восстанию пласта коллектора или линзовидного его залегания, а также в областях резкого изменения его физических свойств – литологические залежи в зонах срезания и несогласного перекрытия коллектора покрышкой – стратиграфические залежи. Нефть в залежах находится под давлением, близкому к нормальному гидрографическому (давлению столба минерализованной воды высотой равной глубине залегания коллектора). Известны залежи с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями. Эти аномалии формируются в гидродинамических замкнутых частях разреза. Встречающееся аномальное давление в 1,4-2 раза превышает нормальное гидростатическое. Пластовая температура также растет с глубиной в среднем на 2,5-3,5ºС/100 м. Отмечаются и температурные аномалии, связанные с неоднородностью эндогенного теплового потока, тепловой анизотропией, а также с процессами  преобразования углеводородов в залежах, конвективным переносом тепла при их формировании, процессами сжатия газа и др. Нефть залегает на глубине от десятков метров до 5-6 км, однако на глубинах свыше 4,5-5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством легких фракций нефти. Максимальное число залежей нефти располагается в интервале 1-3 км. Современными методами возможно извлечение до 70% заключенной в пласте нефти, однако средний коэффициент извлечения 0,3-0,4, т.е. извлекаемые запасы составляют только 30-40% геологических запасов. Практическое значение имеют залежи с извлекаемыми запасами от сотен  тысяч тонн и более; обычно извлекаемые запасы залежей – млн.т., очень редко – млрд.т. Совокупность залежей, контролируемых структурным элементом, образует нефтяное месторождение. [25].