Мұнай және газ

Физикалық шамаларды анықтайтын қысым, температу-

ра жəне тағы басқа факторлардың ықпалымен мұнай жəне

газ бірінші физикалық  күйден екіншісіне ауысып отырады.

Заттардың бір-біріне түрленуі салдарынан сапа жағынан алғанда

бұрын белгілі заттан басқа  өзіндік ерекшелігі, қасиеті бар  жаңа

өнім пайда болады. Сонымен  қатар мұнай мен газ өздері түзілген

төл жыныстан бөлек басқа  жынысқа ауысуға қабілетті. Осының

бəрі мұнайдың пайда болуы  жөніндегі зерттеуді қиындатады.

Қазір осы проблеманы шешу екі бағытта жүргізіліп отыр.

Бірі – анорганикалық  бағытты ұсынса, екіншілері осы пайда-

лы қазбалардың органикалық  пайда болуын жақтайды. Мұнай

жəне табиғи газдың анорганикалық  пайда болуының негізгі

қағидаларын 1877 жылы Д.И. Менделеев  тұжырымдаған ол

1.3 – сурет. Қазақстанға тиісті Каспий теңіздегі сектордан

мұнайды өндіру болжамы.

12

жоғары температура мен  қысым жағдайында ауыр металдар-

дың карбидтеріне қызған су буы əсер еткенде жер қойнауын-

да көмірсутектері түзілуі  мүмкін. Реакция нəтижесінде сұйық

түрінде мұнай емес, көмірсутектерінің  буы, яғни мұнай мен

табиғи газдың құрамдас бөлігі пайда болады деген қағиданы

ұсынған.

Мұнай мен табиғи газдың органикалық тұрғыда түзілуі

жөніндегі болжамның негізін  қалаған орыстың ұлы ғалымы

М.В. Ломоносов болды. Ол 1759 жылдың өзінде-ақ мынадай

тұжырымға келген: жер қойнауында оттегінің жеткіліксіздігінен

хайуанаттар мен өсімдіктердің  органикалық қалдықтары қысым

мен температураның, бактериялардың, катализаторлардың (саз-

балшық жəне əк) əсерінен шіри бастайды. Басқаша айтқанда,

органикалық қалдықтардың ыдырауынан мұнай мен газдың

құрамдас бөлігі – көмірсутектері түзіледі. Өте ұп-ұсақ қосылыс

түріндегі мұнай тау жынысына жайылып, сіңе бастайды. Уақыт

өте келе шөгінді жыныстар біртіндеп қалыңдай түседі. Жи-

нақталған жиынтық шөгінділердің  қуаттылығының артатыны

соншалық, мұнай үсті-үстіне тау қысымына ұшырайды. Тау қы-

сымының əсерінен мұнай кеніші түзіледі. Ол бара-бара едəуір

кеуекті (құм-тасты жəне əк тасты) жынысқа ауысады.

Мұнай мен табиғи газдың органикалық тұрғыда пайда болуы

жөніндегі көзқарасты дүние  жүзі оқымыстыларының көпшілігі

мойындап та отыр. Бұл  болжам ғалымдарды мұнай мен газды

шөгінді тау жыныстарының қалың қабаттарынан іздестіру ісіне

қарай бұрды, өйткені бұған  қазіргі бізге белгілі деген  мұнай

жəне газ кен орындарының  осындай шөгінді қабаттарды, қатпар-

қатпар тау жыныстарының терең қойнауынан табылып отырғаны

дəлел.

Мұнай мен судың көлемдік жəне тығыздық коэффициен-

тері. Дегазацияландырылған мұнайдың тығыздығы біраз шама-

да өзгеруі 600-ден 1000кг/м3-ке дейін жəне одан да көп болуы

мүмкін. Қабаттағы жағдайда мұнайдың тығыздығы қысымына,

температураға жəне еріген газ көлеміне байланысты өзгереді.

Қысым ұлғайған сайын мұнайдың тығыздығы да ұлғаяды, ал тем-

пература мен еріген газдың көлемі ұлғайған сайын – тығыздық-

тың мəні азаяды. Еріген газдың мөлшері мен температураның

13

əсері басым екені айқын, сондықтан қабаттағы мұнайдың ты-

ғыздығы жер үстіндегі  мұнайдан əрдайым кем (кіші) болып  та-

былады.

Қабаттағы судың тығыздығына, жоғарыда айтылған фактор-

лардан басқа, көп əсер ететін оның минерализациясы: тұздың

концентрациясы (еріген тұздың массасы) 643кг/м3 болғанда,

тығыздық – 1450кг/м3 жетуі мүмкін.

Сұйықтың ішіне газ  еріген сайын, сұйықтың көлемі ұлғая

түседі. Қабат жағдайындағы сұйықтың (еріген газбен бірге)

көлемінің, дегазацияланған  сұйықтың, стандарттық жағдайда-

ғы, көлеміне қатынасын –  көлемдік коэффициент деп атаймыз.

Көлемдік коэффициент b – еріген газ мөлшерінен, температураға

жəне қысымна байланысты болады. Мұнайдың көлемдік

коэффициенті судың көлемдік коэффициентінен анағұрлым

жоғары, ол газдың мұнай ішінде жəне су ішінде еруіне сəйкес.

Мұнайдың көлемдік коэффициентінің  – 3,5-тен жоғары болған

кен орындары белгілі. Қабаттағы  судың көлемдік коэффициенті

0,99-1,06-ға дейін болады.

Мұнайдың шөгу коэффициенті (%-те) деп келесі қатынасты

түсінеміз:

U

b

b

=

− 1

100 .

Бұл коэффициент қабаттағы  мұнайды жер үстіне шығарып,

газдан айырған жағдайдағы көлемінің төмендеуін (кішіреюін)

сипаттайды. Қысымның бір  өлшемге өзгергеніне сəйкес, бір

өлшемдегі көлемі сұйықтың көлемінің өзгерісін сығылу (тығыз-

дылу) коэффициенті βв деп атайды. Мұнайлардың сығылу коэф-

фициенті 7*10-10 - 13*10-9 м2/Н немесе (7-130)*10-5 см2/кгс дейін

өзгереді, ол мұнай ішіндегі еріген газдың мөлшеріне байланы-

сты.

Судың сығылу коэффициенті βв=(4-5)10-10 м2/Н немесе

(4-5)10-5 см2/кгс.

Қабаттағы үрдістердің пайда  болуына жəне өзгеруіне ең

зор əсер ететін факторларды  ескергеніміз жөн. Олар – мұнай

кеніштерін сиғызып жатқан суарынды жүйелердің үлкен көлем-

ділігі; қабаттың серпімділігі; қабаттағы қаныққан сұйықтың сер-

14

пімділігі жəне қабат қысымына байланысты өзгеретін қабатта ғы

сұйықтың тығыздығы, көлемдік коэффициенті, жыныстардың

кеуектік коэффициенті. Осының бəрін ескеруіміз қажет. Ең ке-

ректі түсініп еске сақтайтынымыз  – қабаттағы жыныстардың

жəне сұйықтардың серпімділігіне байланысты қабаттағы қы-

сымның тез өзгермеуі, біртіндеп қабат бойына тарауы. Бұл

өзгерістер пайдалану (өнім өндіретін) ұңғымалардың жұмыс

істеу режиміне (тəртібіне) жəне оларды тоқтатуына (жабуына)

немесе жаңадан бұрғыланған  ұңғымаларды іске қосуына байла-

нысты.

Қабаттағы сұйықтың тұтқырлығы. Қабаттағы сұйықтың тұт-

қырлығына негізінде температураның жəне еріген газдың мөл-

шері əсер етеді. Еріген газдың мөлшері біраз көп болған жағдай-

да – қабаттағы мұнайдың тұтқырлығы судың тұтқырлығынан  аз

болуы мүмкін (t=200C-да ≈ 1сП). Судың тұтқырлығы негізінде

температураға байланысты, ал басқа көрсеткіштер (қысым, ми-

нирализация, еріген газдың мөлшері оған көп əсер етпейді.

Қабаттағы жағдайда мұнайдың физикалық қасиеттерін зерт-

теу үшін əдейі арналған аспаптар қолданылады. Олар сына-

ма алатын аспап – ұңғымадан  мұнайдың сынамасын қабаттағы

қысымда алып жер үстіне көтеріп, зерттеу үшін арналған.

Жоғарғы қысымда жəне температурада  мұнайды, газды жəне

қоспаларды зерттеу үшін – əдейі арналған аспаптар кешені бар.

Мұнайдың үстіңгі керу күші, жаңадан бір өлшемдегі аудан-

ның (аймақтың) пайда болуына  жұмсалатын жұмысты сипаттай-

ды. Үстінгі керу күші екі  фазаның шекарасында өлшенеді. Оның

мөлшері, əр фазаның молекулаларының  байланысы арқылы

жəне түйіскен екі фазаның  молекулаларының зарядтарының

таңбаларына байланысты өзгереді. Мұнайлардың таза су мен

шекарасындағы үстіңгі керу күшінің əр түрлі мəнде өзгеретінін,

молекулалардың зарядтарының əр түрлі орналасуына байла-

нысты болатындығымен түсінуге болады. Молекулалардағы

атомдардың симметриялық орналасуына байланысты мұндай

қасиеттері бар – мұнай  ішіндегі нафтинді қышқылдар, асфаль-

тты жəне смолалы заттар, меркаптандар, тиофендер деп түсіну ге

болады. Бұл заттар шекара бетінде бір-бірімен қосылуы мүмкін

жəне үстіңгі керу күшін  азайтуы мүмкін, сондықтан бұларды

15

беттік əрекетті деп айтамыз. Бір-біріне түйісіп беттік əрекетті

молекулардың əсерінен пайда  болған қабық жеткілікті мықты

болуы мүмкін. Осындай қабықтардың  қасиеттерін мұнайлы-су

эмульсиясын бұзуға пайдаланады  жəне мұнай бергіштікті кө-

бейтудегі əдістерді игеруде  қолданылады жəне т.с.с.

Мұнай құрамына байланысты жəне түйіскен судың құрамына

байланысты олардың шекараларындағы  үстінгі керу күшінің

мəндері бірнеше бірліктің  бөлшегінен бірнеше ондық өлшемінде

эрг/см2 өзгеруі мүмкін.

1.2.1 Мұнайдың қасиеттері  мен құрамы

Мұнай – сұйық каустобиолиттер  қатарына жататын табиғи

ішкі зат. Мұнай – ашық сары, жасыл жəне қоңыр қошқыл, кей-

де қара түсті болып  келетін, өзіне тəн иісі бар, ультракүлгін

сəуле жарығын шығаратын  сұйықтық. Оның түсі құрамындағы

элементтерге байланысты. Кей жағдайларда түсі ақшыл мұнай

да кездеседі, мысалы, Азербайжан мемлекеттеріндегі Сураха-

на кен орнынан ақ түсті  мұнай өндіріліп келеді. Генетикалық

тұрғыдан алғанда мұнай  шөгінді тау жыныстары орталығында

пайда болған, басқаша айтқанда, мұнай тектерінің өзгерістерге

ұшырауынан пайда болған органикалық заттардың қалдығынан

өз алдына көшу (миграция) арқылы шоғырланып жиылған

табиғи концентрат болып  саналады.

Химиялық жағынан мұнай  сұйық көмірсутектерінің метан-

дық (СnH2n+2), нафтиндік (СnН2n), ароматтық (СnН2n-6) қатар-

ларының күкіртті, азотты жəне оттекті қосылыстардың қос-

паларынан тұрады. Мұнай  құрамындағы шекті көмірсутектері

(парафиндер) метаннан (СН4), этаннан (С2Н6), пропаннан (С3Н8),

бутаннан (С4Н10) бастап гексакантанға (С60Н122) дейінгі көмір-

сутектерінен тұрады. Ароматтық  көмірсутектері: бензол (С6Н6)

мен дефелиннің (С6H5) туындылары. Бұларда нафталин (С10Н____________8)

сияқты қоюланған жүйелер  де ұшырайды. Нафтендер шекті жəне

ароматтық көмірсутектер  аралығынан орын алады. Мұнайда

82,5-87%-ке дейін көміртек, 11,5-14,5% сутек кездеседі.

Мұнайдың физикалық қасиеттеріне оның тығыздығы жатады.

Бұл көрсеткіш тұщы судың  тығыздығымен 1 г(см3) салыстыры-

лады. Салмағына қарай  мұнай ауыр жəне жеңіл мұнай деп  екіге

16

бөлінеді. Жеңіл мұнай  қатарына тығыздығы 0,9 г/см3-ге дейінгі,

ал ауыр мұнай қатарына тығыздығы 0,9 г/см2-ден жоғарғы

мұнайлар жатады. Мұнайдың тығыздығы жоғарылаған сайын

қайнау температурасы  арта бастайды. Ауыр мұнайлар 1000С-ден

жоғары температурада  қайнай бастайды. Мұнай құрамында

0,001-5,3%, кейде одан да  жоғарылау мөлшерде күкірт, 0,001-

1,8% азот, 0,7% оттегі, 10%-тен  көбірек парафин, 35%-ке дейін

(əдетте 5-10%) асфальт-шайырлы  заттар болады. Мұнайдың

құрамын зерттеу мақсатында элементтік жəне фракциялық ана-

лиздер қолданылады. Фракциялық құрамына__