В 1968 году было введено в эксплуатацию новое Мартышское нефтяное месторождение Казахской ССР. Промышленные притоки нефти из этого месторождения получены из аптско-неокомского, а также из I и II неокомских горизонтов нижнемеловых отложений и из среднеюрских отложений. Наиболее перспективными с точки зрения запасов являются аптско-неокомский и I неокомский горизонты, которые разрабатываются совместно.

Читайте также: Нефть и ее влияние на ход мировой истории

Как видно из данных таблицы 1, образцы нефти, полученные из разных горизонтов (пластов) в скважинах №27 и №28, имеют схожие характеристики. Это тяжёлая нефть — она густая, вязкая и содержит много смолистых веществ. В отличие от лёгкой нефти, из неё испаряется очень мало лёгких фракций (бензиновых компонентов) — всего около 2–3% при нагревании до 200 °C.

Таблица 1. Физико-химические характеристики нефти Мартышского месторождения Казахской ССР

В отличие от более плотной и вязкой нефти, легкая нефть из среднеюрских слоёв (скважина №13) содержит меньше смол и кислот, но зато богата лёгкими компонентами — примерно 40% её состава испаряется уже при нагревании до 200 °C. По содержанию твёрдых парафинов (восковых веществ) она похожа на нефть из II неокомского горизонта. Ниже приведены данные о свойствах нефти из аптско-неокомского и I неокомского пластов.

На рисунке 1 показаны результаты лабораторного анализа нефти, выполненного на установке АРН-2. С её помощью нефть разделили на части (фракции) по 3%, чтобы изучить, как меняются свойства вещества при постепенном нагревании и испарении.

Рис. 1. Кривые перегонки нефти Мартышского месторождения (скв. 27): A – температура застывания, °C; B - вязкость, Cs (указана температура, при которой измерена вязкость); C - показатель преломления nᴅ²⁰; D - истинная температура кипения, °C; E - температура вспышки, °C; F - плотность .

Бензиновые фракции исследуемой нефти отличаются хорошими моторными свойствами и почти не содержат серы, что делает их экологически чище. Бензин, полученный при нагревании нефти до 180 °C, имеет октановое число 72 — это показатель, отражающий устойчивость топлива к детонации в двигателе. Такой бензин можно использовать как компонент топлива марки А-72, а при добавлении специальных присадок (например, 0,41 г тетраэтилсвинца на 1 кг) — и в составе бензина марки А-76.

Относительно высокие октановые числа бензиновых фракций объясняются их химическим составом: в них много нафтеновых и парафиновых углеводородов особого — изомерного — строения (см. табл. 2 и рис. 2). Именно эти соединения повышают качество топлива, делая его более устойчивым к детонации. В некоторых фракциях их доля достигает 92%.

Таблица 2. Групповой углеводородный состав легких (бензиновых) фракций

Рис. 2. Групповой углеводородный состав бензиновых фракций нефти Мартышского месторождения (скв. 27): 1 — ароматические; 2 — нафтеновые; 3 — парафины нормальной структуры; 4 — парафины изомерной структуры.

Фракции нефти, которые выкипают при температуре от 85 до 240 °C, могут использоваться для производства компонентов реактивного топлива. Их доля составляет около 8,8% от всей массы нефти. Эти фракции ценны тем, что содержат мало ароматических соединений (около 9,4%), почти не имеют серы (всего 0,02%) и обладают высокой теплотворной способностью — 10 305 ккал на килограмм, что означает эффективное и чистое сгорание.

Из этой нефти можно получить тракторный керосин — топливо, выкипающее при температуре от 28 до 260 °C. Оно отличается хорошими эксплуатационными свойствами: имеет октановое число 57 и составляет около 13,9% от общей массы нефти. Такой керосин может использоваться в двигателях сельскохозяйственной техники и других машинах, рассчитанных на низкооктановое топливо.

Из этой нефти можно производить дизельное топливо, пригодное для эксплуатации при низких температурах. Благодаря тому, что дизельные фракции застывают при очень холодных условиях, из неё получают зимние и арктические марки топлива — ДЗ и ДА. Например, дистиллят, выкипающий в диапазоне температур от 28 до 310 °C, полностью соответствует стандартам ГОСТ для арктического дизеля. Его доля в нефти составляет около 24,8% от массы.

Читайте также: Проект “Алгемба”

 Дизельные фракции этой нефти почти не содержат серы — всего от 0,02 до 0,11%, что делает их экологически чище. Однако они обладают повышенной кислотностью (4,9–7,9 мг КОН на 100 мл), что может требовать дополнительной очистки перед использованием. Октановые числа таких фракций находятся в пределах 44–46, что характерно для дизельного топлива и соответствует его рабочим свойствам.

Около 34,2% нефти составляют тяжёлые фракции, которые можно использовать как сырьё для каталитического крекинга — процесса, при котором из тяжёлых углеводородов получают более лёгкие и ценные продукты, такие как бензин или керосин.
Эти фракции (выкипающие при температуре 350–500 °C) содержат примерно 75% парафиновых и нафтеновых соединений и 23% ароматических. В них относительно немного примесей: серы — 0,22%, ванадия — 0,0001%, азота — 0,04%.

Благодаря низкой температуре застывания и хорошей текучести тяжёлых остатков, эту нефть можно эффективно перерабатывать в судовое и топочное топливо. Из неё получают судовой мазут марки Ф-12, выход которого составляет около 77% от массы нефти, а также топочные мазуты разных типов — марок 40, 100 и 200 (см. табл. 3 и рис. 3). Кроме того, по классификации, разработанной БашНИИ, такая нефть подходит для производства нефтяных асфальтов, которые используются при строительстве и ремонте дорог благодаря своей прочности и устойчивости к перепадам температуры.

Таблица 3. Характеристики мазутов и остатков различной глубины отбора

Рисунок 3. Характеристики остатков различной глубины отбора нефти Мартышского месторождения (скв. 27): A — содержание парафина, %; B — смолы (кремнегелевые), %; C — температура застывания, °C; D — коксуемость, %; E — асфальтены, %; F — сернокислые смолы, %; G — температура вспышки, °C; H — условная вязкость (°Энглера); I - температура отбора (глубина отбора), °C.

При анализе химического состава нефти в диапазоне температур выше 200 °C было установлено, что в этих фракциях содержится от 11 до 24% ароматических углеводородов (см. табл. 4). Среди них преобладают соединения первой группы — с показателем преломления 1.4900–1.5300, их доля составляет 8–12%. Остальная часть смеси представлена парафиновыми и нафтеновыми углеводородами, доля которых варьируется от 88 до 73% в зависимости от температуры отбора фракций. В таблице 4 также приведены данные о структурном составе и физических свойствах фракций нефти, выкипающих в диапазоне 200–500 °C.

Таблица 4. Физические и химические свойства фракций, кипящих выше 200° C

В таблице 5 приведены характеристики дистиллятных и остаточных базовых масел, полученных методом адсорбционного разделения на силикагеле (по ГОСТ 11244–65).

Таблица 5. Характеристики дистиллятных и остаточных базовых масел

Как видно из данных таблицы 5, из этой нефти можно получать базовые масла, которые используются для производства смазочных материалов. Из неё выделяются дистиллятные масла с вязкостью при 50 °C от 15,23 до 42,02 сСт (центтистокс) — их доля составляет 8,6–15,6% от массы нефти. Кроме того, можно получить остаточное масло с вязкостью 12,68 сСт при 100 °C, выход которого — около 11,5%. Все эти масла имеют индекс вязкости 80 и выше, что означает их стабильность и хорошие эксплуатационные свойства при изменении температуры.

Читайте также: Ископаемые богатства Казахстана

Согласно промышленной классификации (ГОСТ 912–66), нефть Мартышского месторождения (скважина №27) относится к малосернистым нефтьям — то есть содержит очень мало серы и поэтому считается более «чистой» при переработке. По своим характеристикам она относится к классу I и типу T2, что означает, что при нагревании до 350 °C из неё можно получить около 34,5% лёгких фракций (например, бензина и керосина). Кроме того, по содержанию базовых масел (35,7% от массы нефти) нефть входит в группу M1 и подгруппу I2, что указывает на её высокую вязкостную стабильность (индекс вязкости 80–88). По количеству парафинов (2,6% с температурой плавления 56 °C) она отнесена к типу P2. Таким образом, по полной промышленной классификации нефть Мартышского месторождения обозначается как: I1, T2, M1, I2, P2, что отражает её низкую сернистость, высокий выход лёгких и масляных фракций, а также умеренное содержание парафинов.

В общем, история Мартышского месторождения — это пример того, как даже сравнительно небольшие объекты могут сыграть важную роль в становлении нефтяной отрасли страны. Оно стало площадкой, где соединялись наука и практика, опыт первых геологов и инженерные решения, определившие развитие нефтедобычи в Казахстане на десятилетия вперёд.

Мартыш показал, что ценность месторождения измеряется не только объёмом запасов, но и глубиной знаний, которые оно даёт. Его изучение помогло понять особенности строения недр региона, свойства казахстанской нефти и пути её рациональной переработки.

Сегодня, спустя более полувека, Мартыш — уже месторождение имени С. Балгимбаева — остаётся символом инженерной настойчивости и научного поиска. Оно напоминает, что за каждым баррелем нефти стоит история людей, открывавших и осваивавших богатства земли, и что именно с таких мест начиналась нефтяная школа Казахстана.