
- •3.Физические и физико-химические свойства нефти.
- •4.Свойства природного газа.
- •5.Понятие «ловушка» ув. Классификация ловушек.
- •6.Понятие «залежь» ув. Классификация залежей.
- •7.Первичная и вторичная миграция ув.
- •8.Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
- •9.Основные закономерности размещения месторождений ув.
- •10.Нефтегазогеологическое районирование.
- •11.Основные нефтегазоносные провинции мира.
- •12. Основные нефтегазоносные провинции рф.
- •13.Нефтегазоносность рс(я).
- •1.2 Непско-Ботуобинские нефтегазовые месторождения
- •2.1 Географическое положение Тас-Юряхского нефтегазоносного месторождения
- •2.2 Нефть ботуобинского горизонтат Тас-юряхского месторождения
- •14.Основные показатели нефтегазового пласта.
- •15.Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.
- •16.Абсолютная и фазовая и относительная проницаемости. Формулы.
- •17.Удельная поверхность горных пород. Формула.
- •18.Виды залежей.
- •19.Состав и классификация нефти.
- •20.Давления насыщения нефти газом.
- •21.Растворимость газа и нефти. Коэффициент растворимости. Формула.
- •22.Нефтеотдача пласта.
- •23.Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.
- •25. Ротор. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров ротора.
- •26. Вертлюги. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров вертлюга.
- •28.Буровые лебедки. Назначения, технологические функции и основные требования. Классификация. Тормозные устройства буровой лебедки. Назначения и классификации.
- •31. Буровые вышки. Назначения, основные требования, классификация. Башенные и мачтовые вышки. Основные параметры и технические характеристики. Классификация нагрузок, действующие на буровые вышки.
- •32. Последовательность проектирования конструкции скважины. Факторы, учитываемые при проектировании.
- •33. Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами.
- •34. Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. Факторов.
- •35. Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и её обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметра.
- •36. Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах
- •37. Принципиальная схема одноступенчетого цементирования. Изменения давления в цементировочных насосах, учавсвующих в этом процессе.
- •38.Принципиальная схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Достоинство и недостатки.
- •39. Принцип расчета обсадной колонны на прочность при осевом растяжении для вертикальных скважин. Специфика расчета колонн для наклонных и искривленных скважин.
- •40. Основные факторы , влияющие на качество цементирование скважин и характер их влияния .
- •42. Способы оборудования нижнего участка скважины в зоне продуктивного пласта. Условия, при которых возможно применение каждого из этих способов.
- •43. Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.
- •44. Выбор колонкового набора для получения качественного керна.
- •45. Конструктивные особенности и области применения бурильных труб.
- •46. Принципы расчета бурильной колоны при бурении забойным двигателем.
- •47.Принципы расчета бурильной колонны при бурении роторным способом
- •48.Режим бурения. Методика его оптимизации
- •49. Классификация методов возбуждения притока при освоении скважин.
- •50. Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины.
- •51. Опишите технические средства для получения оперативной информации в процессе бурения.
- •52. Горно-геологические характеристики разреза, влияющие на возникновение осложнений их предупреждение и ликвидация.
- •53. Совмещенный график давлений при осложнении. Выбор первого варианта конструкции скважин.
- •54. Схема циркуляционной системы скважин.
- •55. Гидравлическое давление глинистых и цементных растворов после остановки циркуляции.
- •56. Поглощения. Причины их возникновения .
- •57. Поглощение в породах с закрытыми трещинами. Особенности индикаторных кривых. Гидроразрыв и его предупреждение.
- •58. Оценка эффективности работ по ликвидации поглощений
- •59. Способы борьбы с поглощением в процессе вскрытия зоны поглощения
- •60. Гнвп.Их причины,признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознование видов проявлений.
- •61. Установка цементных мостов. Особенности выбора рецептуры и приготовления тампонажного раствора для установки мостов.
- •63. Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин Sc, параметр ω. Параметр , параметр а.П.Крылова Nкр.
- •64. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт и характеризующие их параметры.
- •65. Системы разработки с воздействием на пласты. Системы с законтурным воздействием (заводнением) и характеризующие их параметры.
- •66. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.
- •68. Задача рациональной разработки.
- •70.Объект и система разработки.
- •71.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •72. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Основные показатели.
- •73. Основные факторы, влияющие на коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения.
- •74.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •75. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме
- •76. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах.
19.Состав и классификация нефти.
Общий состав
Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси.[источник не указан 33 дня]
Углеводородный состав
В основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50 % по объёму) и нафтеновые (25—75 %). В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10—20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).[источник не указан 33 дня]
Элементный состав и гетероатомные компоненты
Наряду с углеводородами в состав нефти входят вещества, содержащие примесные атомы. Серосодержащие — H2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические и т. п. (70—90 % концентрируется в остаточных продуктах — мазуте и гудроне); азотсодержащие — преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины (большей частью концентрируется в тяжёлых фракциях и остатках); кислородсодержащие — нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые и др. вещества (сосредоточены обычно в высококипящих фракциях). Элементный состав (%): 82-87 °C; 11-14,5 Н; 0,01-6 S (редко до 8); 0,001-1,8 N; 0,005—0,35 O (редко до 1,2) и др. Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. Так, наряду с упомянутыми, в нефти присутствуют V(10−5 — 10−2 %), Ni(10−4−10−3 %), Cl (от следов до 2·10−2 %) и т. д. Содержание указанных соединений и примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем химическом составе нефти можно только условно.
Таблица 1. Элементный состав нефти различных месторождений (в %)
Месторождение |
Плотность, г/см³ |
С |
Н |
S |
N |
O |
Зола |
Ухтинское (РФ) |
0,897 |
85,30 |
12,46 |
0,88 |
0,14 |
- |
0,01 |
Грозненское (РФ) |
0,850 |
85,95 |
13,00 |
0,14 |
0,07 |
0,74 |
0,10 |
Сураханское (Азербайджан) |
0,793 |
85,34 |
14,14 |
0,03 |
- |
0,49 |
- |
Калифорнийское (США) |
0,912 |
84,00 |
12,70 |
0,40 |
1,70 |
1,20 |
- |
Классификация нефти — классификация согласно качественным характеристикам нефти в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Первоначально применялась плотностная классификация. Существуют также химические классификации, генетическая, технологическая и другие.
Химическая классификация (согласно ГрозНИИ)
парафиновые нефти
парафиново-нафтеновые нефти
нафтеновые нефти
парафиново-нафтено-ароматические нефти
нафтено-ароматические нефти
ароматические нефти
В промышленности подразделяют в основном по плотности нефтей:
Легкие
Утяжеленные
Тяжелые