Министерство образования РФ Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет) им. Г.В. Плеханова Кафедра технологии и техники бурения скважин Курс лекций по дисциплине:

"ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА"

для специальности 090800 - "Бурение нефтяных и газовых скважин" проф. Нифонтов Ю.А. Лекции – 51 ч Лабораторные работы – 17 ч Самостоятельная работа – 34 ч Санкт-Петербург 2001 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение ………………………………………………………………. 3 1. Значение нефти и газа в экономике ………………………………. 3 2. Основные понятия о бурении и скважине ……………..………… 13 3. Основы физики нефтегазосодержащих пластов …….……………30 4. Физические основы нефтегазодобычи …………………………….42 5. Роль буровых работ в освоении ресурсов нефти и газа ………….51 6. Основы технологии разработки нефтяных и газовых месторождений ………………………………………………………57 7. Основы технологии эксплуатации нефтяных и газовых скважин ………………………………………………………………81 8. Технологические системы объектов нефтегазового производства …………………………………………………………88 9. Транспорт, хранение и переработка нефти и газа …………….….. 97

Введение

Курс "Основы нефтегазового дела" является одной из общепрофессиональных дисциплин при подготовке инженеров по специальности 090800 "Бурение нефтяных и газовых скважин" и играет важную роль в формировании их профессиональных знаний. Цель преподавания дисциплины заключается в приобретении студентами знаний об основных научно-технических проблемах нефтегазового производства, формировании у них глубокого понимания сущности и социальной значимости своей будущей профессии. В результате прохождения курса студент должен получить представление о месте и роли нефтегазового дела в развитии промышленности, народного хозяйства, физико-химических свойствах нефти, газа и газового конденсата, физических основах нефтегазодобычи, роли буровых работ в освоении ресурсов нефти и газа, а также о физических основах технологии испытания, освоения и эксплуатации скважин. Кроме того, он должен знать и уметь использовать методы инженерных расчетов, связанных с определением физических свойств пластовых флюидов в зависимости от термодинамических условий, параметров процессов испытания и освоения скважин, выбором способов их эксплуатации, и приобрести практические навыки проведения подобного рода расчетов. Изучение дисциплины базируется на знаниях, полученных студентами в курсах физики и геологии и, в свою очередь, служит основой ряда специальных дисциплин (разработка нефтяных и газовых месторождений, технология бурения нефтяных и газовых скважин, заканчивание и др.). ^ 1. Значение нефти и газа в экономике Этапы развития нефтегазовой промышленности России. Основные районы добычи и переработки нефти и газа Нефть известна человече ству с незапамятных времен и как горючий и смазочный материал, и как ле чебное средство против некоторых болезней. О нефти Апшеронского полуострова знали еще в далеком прошлом. Сохранилось описание ба кинского нефтяного промысла, сделанное венецианским путеше­ственником Марко Поло. С древних времен нефть добывалась на севере нашей страны, в районе реки Ухты (Республика Коми). Первоначально нефть для добычи нефти использовался самый примитивный способ, добыча велась из ям, вырытых в местах ее выходов на поверхность. Позже сооружались колодцы, которые крепили деревян ными венцами или камнем. Скапливающаяся нефть вычерпывалась бадьями или бурдюками вручную или с помощью конной тяги. Несмотря на то, что начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое, временем рождения отечественной нефтяной промышленности принято считать 1864 г., когда в долине р. Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В одной из скважин 16 февраля 1866 г. с глубины 55 м забил первый фон тан нефти с суточным дебитом 12 тыс. пудов (около 200 т/сут). Таким образом, бурение нефтяных скважин стало широко развиваться в России с 70-х годов прошлого столетия. В 1872 г. в районе Баку эксплуатировались две нефтяные скважины, в 1873 г. - 17, в 1874 г. - 50, а в 1877 г. - уже 296 скважины. Совершенствование ударного способа бурения, внедре нием механизированных ударно-штангового и ударно-канатного способов, способствовало увеличению средних глубин нефтяных сква жин и включению в эксплуатацию все более продуктивные неф тяные горизонты. Пример: В Бакинском районе в 1873 г. средняя глубина скважин составляла 22 м. в 1883 г. - 59 м, в 1893 г. - 114 м. К 1900 г. в этом районе бурили скважины глубиной до 300 м, а позднее - до 400 - 500 м. Использование механического способа бурения способствовало возрастанию добычи нефти. Пример: За 50 лет с 1821 по 1872 г. в России было добыто всего 361 тыс. т нефти, в 1879 г. добыча нефти составила 402 тыс. т., в 1882 г. - 827 тыс. т, в 1892 г. - 4670 тыс. т. В Баку приходят крупные нефтепромышленные фирмы, конкурирующие между собой в погоне за получением более мощных нефтяных фонтанов. Развивающиеся промышленность и транспорт требовали все больше нефти и нефтепродуктов. Поэтому в конце XIX в. на блюдается бурное развитие отечественной нефтяной промыш ленности, В Бакинском районе, помимо Балаханов, где первоначально была сосредоточена основная часть добычи нефти, разрабатываются новые площади: Сабунчи, Раманы, Биби-Эйбат, Бинагады и др. В 1893 г. пробурена первая скважина в районе г. Грозного, давшая мощный фонтан нефти и определившая дальнейшее развитие грозненского нефтяного района. К 1898 г. Россия по уровню добычи нефти обогнала США, и в 1901 г. было до быто рекордное для России количество нефти - 11,5 млн. т. В 1910 - 1911 гг.вводятся в промышленную разра ботку небольшие по объему добычи месторождения Майкопского и Эмбинского районов. Для извлечения нефти исполь зовалась фонтанная добыча и тартание - способ добычи с помощью желонки. Желонка – удлиненная емкость, спускаемая в скважину на тросе и приспособленная к более узким поперечным размерам скважины по сравнению с размером колодца (добыча бадьей). С ростом глубин скважин ручная и конная тяги при тартании к концу 80-х годов XIX сто летия были заменены механической - от паровой машины. В начале XX в. стали появляться первые электродвигатели. Способ тартания, применяемый для добычи нефти, громоздкий, дорогой и мало эффективный был единственным способом механизированной добычи нефти в царской России. Пример: в 1913 г. 95 % всей нефти в России было добыто способом тартания. Добытая нефть на промыслах транспортировалась по деревянным лоткам и земляным канавам, хранилась в открытых земля ных амбарах и перевозиласьпотребителю в бочках и бурдюках. Таков был уровень техники нефтепромыс лового дела на заре развития нефтяной промышленности. Для нефтепромышленника желонка была наиболее простым и надежным средством добычи нефти. В то же время объемы потребления нефтепродуктов диктовали необходимость интенсификации добычи. Этому способствовало изобретение и внедрение насосного оборудования (инж. Б. А. Иваницкий - 1865 г. и инж. Л. М. Соколовского) и компрессорный способ В. Г. Шухова - 70-х годы XIX. С именем В. Г. Шухова связаны многие другие изобретения и новшества, сыгравшие большую роль в развитии техники неф тяного дела. По его инициативе и проекту в России были по строены первый нефтепровод для перекачки нефти от нефтяных промыслов до бакинских нефтеперегонных заводов и металли­ческие нефтеналивные баржи длиной свыше 150 м и грузоподъ емностью до 12 тыс. т. Барж такой конструкции тогда еще не знала зарубежная техника. Известны первые форсунки В. Г. Шухова, в которых в качестве топлива использовался ма зут, до того считавшийся бросовым продуктом. С именем В. Г. Шухова связано крупное нововведение в области нефте переработки - крекинг-процесс, а также много других работ в различных отраслях промышленности. Много ценных исследований, указаний и советов по разви тию нефтяной техники в свое время было сделано великим рус ским ученым Д. И. Менделеевым. Внесли свой вклад в развитие нефтяной промышленности русские геологи И. М. Губкин и Д. В. Голубятников.  Для увеличения прибыльности нефтяного дела наиболее инициативные и обладающие большими капиталами нефтепро мышленники вводят ряд усовершенствований на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке нефти. На рубеже XIX - XX в. на ряде промыслов при эксплуатации скважин с помощью желонок применялись элек тродвигатели и фонтан ная арматура в целях ликвидации бесконтрольного открытого фонтанирования, сооружались стальные нефтепро воды, связывающие промыслы с нефтеперерабатывающими заводами, строились нефтеналивные баржи и танкеры, металли ческие резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. С 1923 г. в России начался процесс технического перевооружения нефте­добывающей промышленности. В бурении техническая реконструкция выразилась в замене старого, ударного способа новым, более прогрессивным, вра­щательным способом. В 1924 г. был испытан в промышленных условиях первый советский турбобур системы М. А. Капелюшникова, явившийся прообразом современных многоступенчатых турбобуров. Создаются первые конструкции отечественного обо рудования для бурения скважин. Зарождается нефтяное машиностроение на базе старых про мысловых мастерских и мелких заводов. В добыче нефти с 1923 г. начинается внедрение на промыслах глубинно-насосного способа эксплуатации скважин. В широких масштабах проводится электрификация нефтяных промыслов. Замена пара электроэнергией способствовало процессу вытеснения желонки и замену ее более совершенным оборудованием для добычи нефти. В 1923 г. в Бакинском районе 55 % полу­ченной нефти было добыто тартанием, к 1932 г. этот способ эксплуатации был практически полностью заменен. Вместо желоночного способа добычи нефти внедряются глубинно-насосный и компрессорный методы эксплуатации скважин. В 1923 г. удельный вес компрессорной добычи нефти в бывш. СССР составлял около 15 %, а в 1932 г. этим способом уже добыва лось свыше 50 % всей нефти. С каждым годом улучшается геологическое обслуживание промыслов, расширяются разведочные работы на нефть, внедряются новые методы разведки. Развертывается подготовка специалистов для нефтяной промышленности: организованные Специализированные институты в Москве, Баку и Грозном стали давать нефтяной промышленности новые пополнения мо лодых специалистов-нефтяников. В 1928 г. добыча нефти в бывш. СССР превысила максимальный уровень нефтедобычи Рос сии в 1901 г. и составила 11,6 млн. т. В предвоенные годы продолжалось дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности. На всех Ба кинских месторождениях были вовлечены в разработку нефтеносные горизонты Нижнего отдела продуктивной толщи, открыто много новых месторождений. Было введено в разработку большое число новых нефтяныхместорождений на Северном Кавказе, в Средней Азии, Казахстане. В конце 20-х годов была открыта первая нефть в Чусовских Городках Пермской области. В 1932 г. – на Ишимбаевском месторождении в Башкирии. После открытия ишимбаевской нефти и наметившимися большими перспекти вами нефтеносности Урало-Волжского района в 1934 г. было принято решение об органи зации нефтяной базы в районах западных и южных склонов Уральского хребта. Добыча нефти в бывш. СССР в 1941 г. достигла 33 млн. т, в том числе 23,5 млн. т было добыто на бакинских промыслах, 5 млн. т - на Северном Кавказе и около 2 млн. т - в Урало-Поволжье. В послевоенные годы промыслы на Кавказе вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в районах Красно дара и Грозного, а также морские промыслы в районах Баку и Махачкалы.  В Жигулевских горах на Волге в 1943 г. впервые была по лучена нефть из девонских пластов. В сентябре 1944 г. в центре Туймазинского месторождения из разведочной был получен мощный фонтан нефти из девонских горизонтов с глу бины 1700 м - была доказана промышленная нефтенос ность этих древнейших отложений, распространенных на се веро-востоке европейской части России. В Татарии, на Бавлинском месторождении в 1948 г. была открыта девонская нефть а в 1951 г. - восточнее Туймазин ского месторождения вступило в строй Серафимовское девон ское месторождение, в 1949 г. в Татарии - Ромашкинское. За короткий срок девонские и угленосные залежи нефти были открыты также в Куйбышевской, Волгоградской. Саратовской, Пермской и Оренбургской областях. В 1949 г. был достигнут довоенный уровень добычи нефти в стране: в этом году было добыто 33,3 млн. т нефти, из кото рых 8 млн. т - в Урало-Волжских районах. С 1951 г. нефтедобывающая промышленность развивается ускоряющимися из года в год темпами, что обусловлено от крытием и вводом в эксплуатацию новых нефтяных месторож дений не только в Урале-Поволжье, но также на Северном Кавказе, в Азербайджане (на суше и на море), республиках Средней Азии на Украине. В 1955 г. было добыто 70,8 млн. т нефти, в 1960 г. - 147.9 млн. т, в 1965 г. - 242.9 млн. т. В 60-х годах вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в Западной Сибири, на п-ове Мангышлак и в Белоруссии. В короткий срок Западно-Сибирский нефтенос ный район стал ведущим и по уровню добычи нефти обогнал все другие районы страны. С вводом в действие нефтяных ме сторождений этого района, а также месторождений полуострова Мангышлак, Белоруссии, Пермской, Тюменской и Оренбургской областей, Удмуртии и Коми темпы роста добычи нефти еще бо лее возросли. Если в 1965 - 1970 гг. сред негодовой прирост добычи нефти составлял 21 млн. т, то в 1971-1975 гг. годовой прирост равнялся уже 27,6 млн. т. В 1970 г. было добыто 352.8 млн. т нефти, в 1977 г.- 545,7 млн. т. включая газовый конденсат. Как самостоятельная отрасль газовая промышленность оформилась в начале 40-х годов. Газ в качестве топлива использовался еще в далеком прошлом. Из древних рукописей известно, что в районе селения Сураханы, близ Баку, из расщелин земли выбивались струи газа. Он использовался для обжига извести, в очагах на месте выходов газа, в хра мах огнепоклонников. Они прокладывали от места его выхода из земли до углов крыши храма глиняные трубы, зажигали вы ходящий газ, и "вечный огонь" пылал на храмах, привлекая тысячи молящихся. В Сураханах сохранились развалины одного из таких храмов. В России промышленный интерес к газу появился в 1902 г., когда в Сураханах из скв. 1 был получен первый га зовый фонтан из газовых шапок нефтяных пластов, и началось бурение скважин на газ с подачей его по газопроводам на нефтеперерабатывающие за воды для использования в качестве топлива. В 1928 г. было добыто 304 млн. м3 газа, в 1937 г. - 2200 млн. м3. Добыча была сосредоточена в основном на ба кинских нефтяных промыслах, небольшое количество газа до бывалось на грозненских и майкопских промыслах. В Бакинском и Грозненском районах были построены первые заводы по переработке газа и производству газового бензина. В 1931 г. в районе Нефтегорска (Майкопский нефтепромыс ловый район) вступил в эксплуатацию первый в бывш. СССР сажевый завод; в качестве сырья для этого завода использовался нефтяной газ. В 30-х годах на бакинских и Северо-Кавказских промыслах были проведены большие работы по герметизации систем сбора нефти и газа. В результате добыча, нефтяного (попутного) газа увеличилась в 1941 г. до 3200 тыс. м3. Чисто газовые месторождения в предвоенные годы разрабатывались только в Дагестане. Здесь в небольших количествах добывался природный газ на месторождении Да гестанские Огни. Промышленная добыча природного газа в широких мас штабах началась в начале 40-х годов. В 1942 г. было введено в разработку Елшано-Курдюмское газовое месторождение близ Саратова, а в 1943 г. - ряд месторождений в Куйбышевской и Оренбургской областях. Газ из газовых скважин по газопрово дам подавался под собственным давлением на электростанции и промышленные предприятия Куйбышева и Саратова. В 1946 г. был построен первый дальний газопровод Сара тов - Москва. На базе газовых месторожде ний Северного Кавказа и Западной Украины была сооружена многониточная система газопроводов Северный Кавказ - Центр и газопровод Дашава – Киев – Брянск - Москва. В 1956 г. вступило в строй действующих Шебелинское газовое месторож дение на Украине. В начале 60-х годов была открыта и введена в разработку группа среднеазиатских газовых месторождений и среди них крупнейшее Газлинское месторождение. Газом этих месторож дений питаются не только города республик Средней Азии, но и индустриальный Урал, и Москва, куда газ поступает по мощ ным газопроводам Бухара - Урал и Средняя Азия - Центр, Уренгой – Помары – Ужгород и т.д. Протяженность магистральных газопроводов от газовых месторождений Северного Кавказа, Украины. Средней Азии, Туркмении, Коми АССР, Западной Сибири, Оренбургской об ласти до пунктов потребления составила к началу 1977 г. более 100 тыс. км. Добыча природного газа по бывш. СССР из газовых и газоконденсатных месторождений в 1946 г. была немногим более 2 млрд. м3, то в 1966 г. она возросла до 125 млрд. м3 и в 1977 г. - до 314 млрд. м3. Развитие газопроводного хозяйства страны вызвало необ ходимость проведения значительных работ по созданию под земных хранилищ газа вблизи крупных городов, таких как Мо сква, Ленинград, Киев и др. Наряду с ростом добычи природного газа, состоящего преимущественно из метана в основном используемого в каче стве топлива, из года в год увеличивается добыча нефтяного (попутного) газа, извлекаемого из недр вместе с нефтью. Этот газ состоит из смеси углеводородов (метан, этан, пропан и др.) и является не только хорошим топливом, но и незаменимым сырьем для нефтехимических производств. Такой газ перед подачей его потребителям в качестве топлива должен, как пра вило, пройти переработку на газоперерабатывающих (газобен зиновых) заводах. На ГПЗ из газа отделяют тяжелые фракции (бутан и выше), которые в виде сжиженных газов идут на неф техимические заводы, а также населению в баллонах (баллонный газ). ^

Роль нефти и газа в современной экономике России

В настоящее время, нефтегазодобывающая промышленность включает систему предприятий и организаций, осуществляющих добычу сырья, геологические изыскания и разведку, а также обогащение (очистку) пер вичного сырья для дальнейшего использования в энергетике и других отраслях хозяйства, играет особую роль в экономике Рос сии и во многом определяет долгосрочную стратегию России как в коммерческом, так и в геополитическом аспекте. 1. Россия - континентальная страна с огра ниченным числом морских портов, допускающих импорт наибо лее богатого дешевого сырья. Дли тельное время основой экспорта России и основой валютных по ступлений будет экспорт углеводородов при непрерывном росте протяженности магистральных трубопроводов.  2. Большинство топ ливного сырья залегает в зоне экстремального климата с особо сложными транспортными условиями. Дополнительные трудно сти освоения этих богатейших районов связаны с дефицитом энергии, с отсутствием объединенной энергосети и практической невозможностью ее создания из-за огромных расстояний, а также с 5 - 7 - кратным увеличением стоимости строительства в указанных регионах. Стратегия освоения перспективных районов развития топливного сырья определяет целесообразность созда ния системы типовых мини-предприятий, снабженных унифицированным оборудованием, узлы которого должны поставляться в состоянии монтажной готовности в виде модульных блоков. Только таким путем можно компенсировать повышенные затраты на освоение уникальных месторождений Севера и Северо-Востока. Преимуществом системы типовых мини-предприятий является минимизация не только оборудования, но и степени риска, ибо при тиражировании и наращивании производства можно провести необходимую корректировку технологий и обо рудования. 3. Экономическое возро ждение России с ее значительными нефтяным и газовым потенциалом невозможно без существенных инвестиций в нефте газовый комплекс. В свою очередь, обеспечение технического прогресса в этих отраслях потребует и соответствующего разви тия их инфраструктуры, в том числе модернизации существую щих и создания новых хранилищ для нефти, природного газа, газоконденсата и товарных нефтепродуктов, что наиболее экономично и экологически эффективно при использовании под земных хранилищ. 4. Россия, несмотря на трудности пос ледних лет, сохранила мощный сырьевой потенциал углеводородов, который требует восполнения с учетом долго­срочных государственных приорите тов. По оценкам министерства природных ресурсов России суммар ная инвестиционная емкость горнодо бывающей и геологоразведочной от раслей минерально-сырьевого комп лекса составляет не менее 100 млрд. долларов на период 2000-2005 гг., а сто имость продукции годового объема до бычи полезных ископаемых в 2005 г. может достичь 125-130 млрд. долларов. Объемы геологических работ, сокра тившиеся за последние 10 лет в 4 раза, явно недостаточны (начиная с 1994 г. по всем видам полез ных ископаемых уровни ежегодной до бычи не восполняются приростом за пасов). Анализ ситуации спроса на лицен зии на право пользования недрами по нефти и газу свидетельствует о насы щении российских компаний лицен зионными площадями и необходимо сти введения более эффективных ад министративных и экономических рычагов воздействия на недропользователей, не проявляющих активности по выполнению лицензионных согла шений. ^ 2. Основные понятие о бурении и скважине  Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины.  Начало скважины называется устьем, боковая (цилиндрическая) поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Длина от устья до забоя определяет глубину скважины.  1 – 2Ось ствола скважины всегда имеет пространственное искривление разных степеней. При небольшой интенсивности искривления (обычно менее десятой доли градуса на 10 м длины) и малой суммарной величины отклонения от вертикали (о) скважину называют вертикальной. При больших величинах интенсивности искривления скважины называются искривленными. Специально искривленные скважины под необходимыми углами и с заданной интенсивностью искривления называются наклонно-направленными.  При отклонении скважины от вертикали на 90о скважину называют горизонтальной, при больших углах отклонения – восстающей.  Несколько близко расположенных скважин образуют куст (скважины наклонные + 1 вертикальная). Разбуривание участка таким способом называетсякустовым бурением.  При спуске в скважину нескольких эксплуатационных колонн для одновременной добычи нефти и газа с разных горизонтов скважина называетсямногорядной.  Для увеличения области дренирования пласта от основного ствола скважины бурят несколько дополнительных наклонных стволов (многозабойная скважина). Продуктивность такой скважины зависит от длины дополнительных стволов, радиуса дренирования и количества дополнительных стволов. Продуктивность характеризуется отношением Lотв/Rк. Скважины бывают большого, нормального, уменьшенного и малого диаметров.  Скважины диаметром более 760 мм – большого диаметра. Скважины, основной ствол которых под эксплуатационную колонну 140 мм бурятся долотом 190,5 мм, принято относить к уменьшенным. Условно скважины глубиной менее 1000 м считают скважинами малой глубины (мелкие), до 5000 м – глубокие, более 5000-6000 м – сверхглубокие (Кольская, Воркутинская на ручье Яр-Вож).  Углубление скважин осуществляется путем разрушения породы по всей площади забоя (сплошное бурение) или по периферийной его части (колонковое). В последнем случае в центре скважины по ее оси остается колонка породы (керн), которая периодически извлекается на поверхность для изучения разреза горных пород. Нефтяные и газовые скважины бурятся на суше и море с применением специальных буровых установок, мощность которых достигает 1500 и более кВт. Скважины представляют собой дорогостоящие капитальные сооружения, служащие многие десятилетия.  Пример: скважины Азербайджана. Из скважин добывают полезные ископаемые, с их помощью нагнетают в пласты различные агенты, ведут контроль за разработкой месторождения и т.д. Для выполнения этих задач продуктивный пласт соединяется с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговременным каналом. Это достигается путем крепления ствола скважины и разобщения (изоляции) пластов, содержащих различные флюиды. Крепление осуществляется путем спуска в нее специальных стальных (полимерных, керамических) труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой называется обсадной колонной.  Для исключения перетоков в скважине из одного горизонта в другой различных флюидов (нефти, газа и воды) кольцевое пространство скважины между ее стенками и обсадной колонной герметизируется путем заполнения тампонирующим (изолирующим) материалом. Впервые вопрос герметизации заколонного пространства был решен инженером А.А. Богушевским в 1905 году (патент 1906 г.) способом закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением через ее башмак в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике и применяется до настоящего времени. Таким образом, в процессе бурения, крепления скважины и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции. Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр, длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с рабочим пластом.  Совокупность сведений о диаметрах, толщине стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, а также типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны – оснастки обсадной колонны.  Обсадные колонны имеют определенной назначение: направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны. Промежуточные колонны могут быть сплошными от устья до забоя или несплошными – хвостовиками, которые перекрывают требующий закрепления интервал скважины и предыдущую колонну не менее чем на 100 м. Известен опыт использования хвостовиков и при обсадке эксплуатационной колонны. Решение о спуске промежуточной колонны принимается после тщательного изучения и анализа геологических и технологических условий. При этом имеет важное значение соотношение давлений в системе скважина-пласт. Если давление в скважине рс меньше рпл давления флюидов, насыщающих пласт, то последние из пласта начинают поступать в скважину – проявление. При превышении давления рс над рпл до некоторой величины рпогл жидкость из скважины поступает в пласт – поглощение. Величина рпогл зависит от конкретных геологических условий: пористости горных пород, проницаемости, наличия в г.п. открытых пор и трещин, сообщающихся между собой, пластового давления и свойств поступающей в пласт жидкости. В случае превышения величины рпогл некоторой величины рг.р.п. (давления гидроразрыва горных пород) происходит раскрытие естественно замкнутых трещин или образования новых – гидравлический разрыв пласта.  Соотношение давлений влияет на устойчивость стенок скважины. Чем больше разница между боковым давлением (горным) и давлением в скважине гидростатическим или гидродинамическим, тем выше напряженность горных пород вокруг ее ствола, а, следовательно, и вероятность их течения и осыпания.  Классификация скважин в нефтяной и газовой промышленности 1. Опорные скважины – бурятся для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтенакоплений. При бурении опорных скважин стремятся вскрыть фундамент, или, по крайней мере, бурят до технически возможных глубин (Пример: Кольская скважина). Результаты опорного бурения всесторонне исследуются в комплексе с другими геолого-геофизическими данными, полученными ранее, используют для выяснения общих закономерностей геологического строения района, предварительной оценки перспектив его нефте-и газоносности, составления перспективного плана геологоразведочных работ и подсчета прогнозных запасов нефти и газа. 2. ^ Параметрические скважины – для более детального изучения геологического строения разреза, особенно на больших глубинах, и выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геологоразведочных работ. По результатам бурения параметрических скважин уточняют стратиграфический разрез и наличие благоприятных для скопления нефти и газа структур, корректируют данные о нефтегазоносности района и прогнозные запасы нефти и газа.  3. ^ Структурные скважины служат для тщательного изучения выявленных при бурении опорных и параметрических скважин структур и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры. Результаты структурного бурения и геофизических исследований используют для изучения характера залегания, определения возраста и физических свойств пород, слагающих разрез, точной отбивки опорных (маркирующих) горизонтов и построения структурных карт. 4. ^ Поисковые скважины бурят на подготовленных на основе результатов предыдущего бурения и геолого-геофизических исследований площадях с целью открытия новых месторождений нефти и газа или на ранее открытых месторождениях для поисков новых залеганий нефти и газа. При бурении поисковых скважин изучают разрез и его нефтегазоносность с отбором проб горных пород, воды, газа и нефти, а при вскрытии продуктивной толщи испытывают скважины на приток нефти и газа с помощью специальных механизмов и аппаратуры. 5. ^ Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью оконтуривания месторождения и сбора исходных данных для составления проекта его разработки. В процессе разведочного бурения продолжают исследование разреза и его нефтегазоносности примерно в таком же объеме, как и при поисковом бурении. 6. ^ Эксплуатационные скважины бурят на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных скважин входят не только скважины, с помощью которых добывается нефть и газ, но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные). 7. ^ Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки интересующих участков залежи, выявления и уточнения границ продуктивных полей. 8. Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.  9. ^ Наблюдательные скважины служат для осуществления систематического контроля за изменением давления, положением водо-нефтяного (ВНК), газо-водяного (ГВК) и газо-нефтяного (ГНК) контактов в процессе эксплуатации пласта. 10. ^ Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа. Качество строительства всех типов скважин должно соответствовать следующим требованиям:  - проводка скважины не должна нарушать состояние окружающей среды (природы и недр), естественную разобщенность пластов и т.д.; - профиль скважины должен быть выдержан по интенсивности искривления и отклонения забоя в пределах заданных пунктов; - естественная проницаемость пласта должна быть сохранена при бурении скважины; - эксплуатационная колонна должна иметь такой диаметр, чтобы обеспечивался пропуск ожидаемого количества нефти, газа, воды при минимальных затратах на их подъем и строительство скважины: Обычно диаметр эксплуатационных колонн нефтяных скважин составляет 140, 146 и 168 мм, а газовых – 146, 168, 194 и 219 мм; - ствол скважины должен отвечать определенным требованиям по форме сечения и профилю, что необходимо для нормального дальнейшего углубления скважины и спуска в нее обсадных колонн. Общие требования – буровые работы должны выполняться с соблюдением законов по охране труда, окружающей природной среды и недр. Способы бурения нефтяных и газовых скважин По способу разрушения горной породы выделяют следующие виды бурения: механическое, термомеханическое, струйное, взрывное, огневое, контактным плавлением, электрогидродинамическое, магнитострикционное, ультразвуковое и др. При бурении скважин на нефть и газ повсеместно применяется наиболее эффективное и экономичное механическое разрушение горных пород, сочетающееся с активными физико-механическими воздействиями бурового раствора.  Механическое разрушение горных пород реализовано в наиболее распространенном вращательном и ударном бурении, которое предшествовало вращательному. В настоящее время ударное бурение при проходке нефтяных и газовых скважин в России не применяется. ^ Ударное бурение. Как уже говорилось ранее ударный способ бурения достоверно известен с первого тысячелетия до н.э. Разновидность его – ударно-канатный способ называется "китайским способом бурения". В более позднее время этот способ применялся в Азербайджане при бурении нефтяных скважин (с 1878 г.). В грозненском районе освоение нефтяных месторождений начиналось с ударно-канатного способа, а в 1897 г. здесь впервые была пробурена скважина ударно-канатным способом, который успешно конкурировал с ударно-штанговым и к 1907 г его вытеснившим.  К 20 годам XX столетия этот способ при бурении нефтяных и газовых скважин в России постепенно вытесняется вращательным. В настоящее время ударно-канатный способ имеет широкое применение только при поисках воды и на рассыпных месторождениях (Пример: поиски золота). Принцип разрушения горных пород ударным способом в настоящее время реализуется при ударно-вращательном бурении (гидроударники, пневмоударники, вибраторы, молоты). ^ Вращательное бурение. При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы долота внедряются в породу, а под действием крутящего момента скалывают, дробят и истирают ее. При бурении на нефть применяются два вида вращательного бурения: роторный и с забойными двигателями. При роторном бурении, ротор вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы (квадрат или шестигранник) и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб и долота. При бурении с забойными двигателями вал забойного двигателя приводится в движение гидравлической энергией (промывочной жидкостью) турбобур или объемный двигатель или электроэнергией электробур. Вал забойного двигателя, в свою очередь, передает крутящий момент на долото. Бурильная колонна и корпус забойного двигателя при этом остаются неподвижными. В 1901 г., в США впервые было применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости (вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобретен в 1833 г. (по другим данным - в 1848 г.) французским инженером М. Фовилем (Фовеллем), и впервые им применен при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика). С этого начинается период развития и совершенствования вращательного бурения. В России роторным способом первая скважина была пробурена 1902 г. глубиной 345 м в Грозненском районе, затем в 1908 г. здесь было пробурено еще несколько скважин. По результатам работ было принято ошибочное мнение о непригодности этого способа для условий Грозного. В 1906 г. роторное бурение применили в Азербайджане и после первых же опытов отказались от него, отдав предпочтение ударно-штанговому способу. В 1911 г. были вновь предприняты попытки в Азербайджане бурения роторным способом. Внедрение шло медленно, за период с 1911 по 1920 гг. пробуренло всего 35 скважин. Одной из труднейших проблем при этом, оказалась проблема герметизации затрубного пространства, которая была решена в 1906 г. А.А. Богушевским.  м). Частота вращения бурильного вала при роторном бурении составляет 20-200 мин 150-250 кН (15-25 тс). Крутящий момент, в зависимости от типа долота, свойств горных пород и др. факторов составляет 1000-3000 Нм (100-300 кгс 215,9 мм создается нагрузка Осевая нагрузка на долото при вращательном бурении передается частью веса утяжеленных бурильных труб (УБТ), бурильных труб и забойного двигателя. На долото –1; при бурении винтовым двигателем – 150-250 мин–1; при турбинном и электробурении без редуктора - 250-800 мин–1; с редуктором - 200-300 мин–1 215,9 мм составляет 20-30 л/с, давление на выходе насоса 5-20 МПа (50-. При общей мощности привода буровой установки 1000-1500 кВт для бурения на глубину до 4500 м на долото передается от 200 до 500 кВт. Механическая скорость бурения в мягких и средней твердости породах достигает 100 м/час и более. Этому во многом способствует промывка скважины, которая обеспечивается специальными буровыми насосами. Подача буровых насосов при 200 атм). Установленная мощность на приводе насосов около 600 кВт.  Вышки для бурения на глубину 4500 м имеют высоту 41 и 53 м, грузоподъемность 2000 кН (200 тс). Оснастка вышек: 2х3; 3х4; 4х5; 5х6; 6х7 по мере нарастания глубины скважины и массы бурильной колонны. Применяются свечи длиной 25 и 37 м. Для облегчения спускоподъемных операций (СПО) в России разработан комплекс механизмов спуско-подъема (МСП), в котором механизированы свинчивание и развинчивание, расстановка свечей при их подъеме и подаче к оси скважины. Разработан автомат спускоподъемных операций (АСП). Ударно-вращательное бурение. При ударно-вращательном бурении долото совершает колебания с определенной амплитудой и частотой, создаваемые вибраторами или вибромолотами, установленными на поверхности, или забойными двигателями, расположенными над долотом. При бурении глубоких скважин применяется второй способ, когда вращение долота осуществляется с поверхности роторным спо собом, а колебания долота, следовательно, динамические удары долота о породу, создаются гидравлическими, пневматическими и другими забойными двигателями - вибробурами. Распространение получают гидравлические вибробуры клапан ного типа, дающие при бурении твердых и очень твердых пород высокие показатели работы долота. Принципиальная схема буровой установки для бурения  нефтяных и газовых скважин  Каждая буровая установка представляет собой крупную автономную производственную единицу (фабрику), требующую для своего обслуживания высококвалифицированных специалистов. Вращательное бурение При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего мо мента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы до лота внедряются в породу, а под влиянием крутящего момента ска лывают, дробят и истирают ее. Существует два способа вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.  Роторное бурение: ротор приводится во вращение от двигателей 11 через лебедку 10.* Ротор, в свою очередь, вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы 5 и привинчен ных к ней с помощью специального переводника 3 бурильных труб 2, и долота 1. Бурение с забойными двигателями: принцип привода долота во вращение коренным образом отличается от описанного выше. Вал забойного двигателя вращает долото, а буриль ная колонна и корпус забойного двигателя неподвижны.  Характер ной особенностью вращательного бурения является промывка сква жины водой или специально приготовленной жидкостью в течение всего времени работы долота на забое. Для этого два (реже один или три) буровых насоса, приводя щиеся в работу от двигателей, нагнетают промывочную жидкость по трубопроводу в стояк-трубу, установленный в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг, вертлюг и в буриль ную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через отверстия, имеющиеся в нем, и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в желобной системе и в очистительных меха низмах жидкость очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости насосов и вновь закачивается в скважину. Последовательность процесса бурения. По мере углубления, скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подается в скважину. Когда ведущая труба войдет в ротор на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину веду щей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают ее в шурф - слегка наклонную скважину глубиной, рав ной длине ведущей трубы. Шурф бурится заранее в правом углу буровой, примерно посредине рас стояния от центра сква жины до ноги вышки. По сле этого бурильную ко лонну наращи вают путем привинчивания к ней двухтрубки (двух свинчен ных труб или одной трубы длиной около 12 м), сни мают ее с элеватора или клиньев и спускают в сква жину на длину двухтруб ки, подвешивая с по мощью элеватора или клиньев на стол ротора. Поднимают из шурфа ве дущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бу рильной колонне, освобо ждают бурильную колон ну от клиньев или элева тора, доводят долото до забоя и продолжают бу рение. Для замены изношен ного долото поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спускоподъемные работы (СПО) ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обе­спечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спу скаемую бурильную колонну. При подъеме бурильную колонну развинчивают на секции, длина которых определяется высотой вышки (около 25 м при высоте вышки 41 м). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавли вают в фонаре вышки на специальном подсвечнике. Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке.  Таким образом, процесс работы долото на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спускоподъемными работами для смены изношенного долота.  В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, объемный (винтовой) двигатель и электробур. При бурении с турбобуром, винтовым двигателем гидравлическая энергия потока промывочной жидкости, двигающегося с большой скоростью вниз по бурильной колонне, преобразуется на валу тур бобура или винтового двигателя в механическую, с которым соединено долото. В процессе работы долота на забое жестко соединенные корпус турбобура или винтового двигателя и бурильная колонна воспринимают реактивный момент и поэтому могут медленно вра щаться против часовой стрелки (при малой длине бурильной ко лонны). Электроэнергия к двигателю электробура подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому перед буре нием скважины бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (4-8 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками шурфа заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором для надежного укрепления устья скважины. В верхней части направления заранее вырезается окно, из которого в процессе буре ния скважины промывочная жидкость выходит в желобную си стему. После установки направления и проведения ряда других работ (контрольный осмотр оборудования, монтаж и наладка приборов, оснастка полиспастной системы, бурение шурфа под ведущую трубу) составляют акт о готовности смонтированной буровой и приступают к бурению скважины. Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50-400 м), пере крывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а ее затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна получила название кондуктор. После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих го ризонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пла стов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной - возникает потребность в спуске и последующем цементирова нии второй обсадной колонны, называемой промежуточной. При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и цементируют третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной ко лонной.  В очень сложных условиях бурения может быть три и даже четыре промежуточных колонны. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цемен тируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнета ния воды (газа, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержа ния давления в нем. После окончания цементировочных работ обвязывают устье скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфори руют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину. Для вызова притока нефти (газа) проводят освоение скважины, сущность которого сводится к тому, чтобы давление столба промы вочной жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после ком плекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. Структура цикла строительства скважины Структурой цикла бурения нефтяных и газовых скважин предусматриваются основные операции: строительно-монтажные работы, подготовительные работы к бурению, собственно бурения в т.ч.: С.П.О., вспомогательные работы, крепление, испытание и заканчивание. Кроме этого, в структуре цикла строительства скважины присутствуют непроизводительные затраты времени: ремонтные работы, ликвидация осложнений и аварий, простои по организационным причинам и т.д. (Табл. 1).  Буровые наконечники для бурения нефтяных и газовых скважин В процессе механического разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин бурение ведется в основном сплошным забоем. На забой подается ограниченная, недостаточная для быстрого разрушения горной породы энергия. Компенсация недостатка энергии и эффективность процесса разрушения достигается за счет подачи энергии не на всю поверхность забоя одновременно, а периодически (шарошечные долота) и лишь на часть его поверхности – концентрированно через породоразрушающие элементы инструмента (зубья, резцы, штыри). Пример: Nобщ..= 1000 – 1500 кВт, Nна забой = 200 – 500 кВт. Таблица 1 Баланс времени при бурении скважины глубиной 1300 м

Элементы баланса времени	Продолжи-тельность, час	Удельный вес элементов, %
		цикла	Баланса
Календарное время строительства скважины	1146	100.0	-
Строительно-монтажные работы В том числе: Время работы Время простоев	200 70 130	17,5 - -	100 34,0 66,0
2. Подготовительные работы к бурению	43	3,8	100
3. Бурение	645	56,2	100
3.1. Производительное время Работа на проходке  В том числе: Механическое бурение Спускоподъемные операции Подготовительно-вспомогательные работы  Крепление	470 270 112 158 134 66	- - - - - -	72,9 41,9 17,4 24,5 20,8 10,2
3.2. Ремонтные работы	31	-	5,0
3.3. Ликвидация осложнений	53	-	8,2
3.4. Непроизводительное время В том числе: Аварии Простои по организационным причинам	91 14 77	- - -	14,1 15 85
4. Испытание скважины В том числе: Время работы Время перерыва	258 110 148	22,5 - -	100 42,6 57,4

^ Вывод: Породоразрушающий инструмент предназначен для концентрированной передачи энергии горной породе для ее разрушения. Пример: На 1 см диаметра долота передается мощность до 5-10 кВт, статическая осевая нагрузка – 10-15 кН (1-1,5 тс), динамическая нагрузка может превышать статическую в 1,5-2 раза. Элементы долот, работающих в таких сложных условиях (крутящий момент, динамическая и статическая нагрузка), испытывают все виды напряжений, порой достигающих предела текучести и прочности материала. Реализуемая механическая энергия в узлах трения долот почти полностью переходит в тепловую и приводит к разогреву поверхностных слоев долот (элементов вооружения и опор) до 800-1000 оС. Кроме динамических, статических нагрузок и высоких температур долото при работе на забое постоянно испытывает воздействие абразивной и коррозионной активности среды (разрушаемая горная порода, шлам, буровой раствор с химическими реагентами, минерализованные пластовые воды, новообразования в растворах, появляющиеся под действием температуры, давлений и активации химических процессов), повышенные пластовые давления (до 100 МПа) и температуры (до 250 оС). Все это говорит о том, что долото на забое работает в необыкновенно жестких условиях при полном отсутствии контроля за его состоянием (только опыт бурильщика). Это обусловливает необходимость соблюдения ряда основных принципов их отработки:  - четкое согласование диаметров долот, бурильных труб, забойных двигателей с внутренними диаметрами обсадных колонн и их нормативными отклонениями; - отклонения по диаметру не должны превышать допустимых пределов (0,5-2 мм) с учетом взаимозаменяемости, допустимых величин износа; - режимы отработки долота должны соответствовать паспортным требованиям; - учитывая то, что главный показатель, характеризующий эффективность работы долота – механическая скорость бурения - Vмех = Nд/AFз, (где Nд - реализуемая мощность на забое, Вт; A – удельная энергоемкость разрушения горной породы, Дж/м2; Fз – площадь горизонтальной проекции забоя, м2) следует при отработке иметь гамму долот (для выбора оптимального для данных конкретных условий) различной конструкции;  - для повышения эффективности разрушения горной породы следует подбирать конструкцию долота, обеспечивающую наименьшую удельную энергоемкость разрушения горной породы и наибольшую долговечность работы долота. Долговечность долота и его элементов зависит от совершенства его конструкции, качества изготовления, условий и режима отработки, свойств материала (усталостной прочности, ударной вязкости, теплостойкости, износостойкости и др.). Долговечность долота обеспечивается совершенством конструкции системы смазки, охлаждения и герметизации опор, совершенством системы промывки, обеспечивающей эффективную очистку забоя скважины (зоны работы долота) от остатков выбуренных пород – шламов. Таким образом, конструкция долот должна обеспечить: максимальную механическую скорость проходки на долото, формирование ствола скважины цилиндрической формы с сохранением диаметра, исключить заклинивание и поломку при СПО и т.д. ^ 3. Основы физики нефтегазосодержащих пластов Особенности физико-механических свойств  пород - коллекторов нети и газа На ранней стадии развития нефтяного дела существовало мнение, что нефть в земной коре скапливается в пустотах больших размеров или в трещинах. С развитием бурения скважин это представление изменилось (идеи Д. И. Менделеева). Достоверно известно, что нефть и газ в земной коре находится в осадочных горных породах с большим числом мелких сообщающихся пустот (микротрещин и пор).  При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и отождествляют два различных понятия - проницаемость и пористость. ^ Абсолютная или теоретическая пористость - суммарный объем всех пустот в породе, зависит от формы слагающих породу зерен, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества. Отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы – коэффициент пористости: kп = Vп100 %,/V где Vп - суммарный объем всех пустот в породе; V – объем породы. Проницаемость - способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ. Существуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет. Проницаемость не характеризует количественное содержание жидкости в породе - лишь определяет способность передвижения по поровым каналам жидкости и газов. Наименее плотная укладка равновеликих зерен-шариков с пересекающейся группой рядов под углом 90° - максимальное теоретическое значение коэффициента пористости равное 47,6 %. При пересечении двух групп рядов под углом 60° - теоретически минимальный коэффициент пористости, равный 25,8 %. Все другие формы расположения зерен-шариков дадут промежуточные значения пористости, т. е. 25,8 – 47,6 %. Но значение коэффициента пористости горной породы обусловливается не только формой слагающих ее зерен, но и степенью их отсортированности, наличием цементирующего вещества, связующего зерна, а также трещиноватостью породы. Все это обусловливает значительные колебания коэффициентов пористости различных горных пород. Не все поры в горной породе сообщаются друг с другом. Объем пустот породы, взаимно сообщающихся между собой, называется эффективной пористостью. Открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью или газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема пустот в породе Vп', заполненных водой, нефтью или газом, к суммарному объему всех пустот в породе Vп называют коэффициентом насыщения: kн = Vп'/Vп 100 %, (2) а проницаемость - способность проникновения жидкости или газа через породу. Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение последних по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на значительные расстояния. Проникновение жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) достигается при больших давлениях. Движение жидкости по поровым каналам в этом случае становится затруднительным. К хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки; к плохо проницаемым породам - глины, гипсы, ангидриты, сланцы, глинистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым цементом. В порах части осадочных горных пород может содержаться большое количество воды, нефти и газа. Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть, их вместилищем, называются коллекторами. Вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит коллектор, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой коллектор называют природным резервуаром. Существуют природные резервуары различных типов (рис. 8): мощная толща проницаемых пород, состоящих из нескольких пластов, не отделенных плохо проницаемыми породами, покрываемых и подстилаемых плохо проницаемыми породами, называется массивным резервуаром. Пример: Массивным природным резервуаром может служить мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами. Встречаются также природные литологически ограниченные резервуары, в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породой.  Большинство природных резервуаров насыщено водой. Нефть и газ, образовавшиеся при определенных условиях, попав в природный резервуар, заполненный водой, мигрировать (плотности нефти, газа и воды различные). Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия. Выходящая на поверхность нефть поглощается породой, окружающей место обнажения пласта, а газ улетучивается в атмосферу, попадая в ловушку, скапливается вблизи препятствия. Ловушка - часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Плотность газа наименьшая, и он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки. Из различного типа ловушек в природе наиболее распространены сводовые и экранированные ловушки (рис. 9). Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, когда в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. Нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадая в свод антиклинали и оказываясь в ловушке (рис. 9, а). Препятствием (экраном) для миграции нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки. Для образования ловушки не обязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться в хорошо проницаемых породах на некотором протяжении ограниченных плохо проницаемыми породами - литологически экранированная (рис. 9, б). Образовавшаяся в местах контакта по трещине пористого пласта и плохо проницаемой породы - тектонически экранированными ловушка (рис. 9, в). Когда нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа и образуют стратиграфически экранированные ловушки (рис. 9, е). Ловушка любой формы, накопившая значительное количество нефти и газа называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки.  Основные элементы нефтегазовой залежи (рис. 10):  Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности. ^ Газовая шапка - скопление свободного газа над нефтью в залежи. Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называетсявнешним контуром газоносности, а с подошвой пласта -внутренним контуром газоносности. При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи с внешним и внутренним контурами газоносности. В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 11). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности. При недостаточном для полного заполнения пласта (по всей мощности) содержании нефти или газа в сводовой нефтегазовой ловушке, внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать. При равенстве давление в залежи давлению насыщения нефти или газом при данной температуре в пласте вероятно формирование газовой шапки. При превышении пластового давления над давлением насыщения, весь газ растворяется в нефти. Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи - расстояние от подошвы до газонефтяного раздела. Длина залежиопределяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи. Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченныезалежи нефти и газа. Трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа: 1) пластовые залежи (сводовые и экранированные); 2) массивные залежи; 3) литологически ограниченные залежи. Совокупность залежей одной и той же группы, находящихся в недрах земной коры единой площади понимается как месторождение нефти и газа. При этом следует понимать условность этого термина, так как нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином "месторождение" надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции. В земной коре существует две основных геологических структуры - геосинклинали и платформы, что и предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса: 1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях; II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях. Характерные представители 1 класса - месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Западной Сибири, относятся к месторождениям II класса.

Термобарические условия в недрах земной коры

Давление в пласте до начала его разработки (начальное пластовое давление) зависит от глубины залегания пласта и приближенно может быть определено по формуле Р_пл.нач g, (3)= Н где Р_пл.нач  - плотность жидкости, кг/м- начальное пластовое давление, Па; Н - глубина залегания пласта, м; ²; g - ускорение свободного падения тела, м/с². Пластовое давление обычно не совпадает с расчетным (3), так как определяется не только с учетом условий притока жидкости в пласт и отбора ее. Это объясняется рядом причин: силой тяжести вышележащих горных пород (горным давлением), тектоническими силами, температурой, химическими процессами. Наиболее точно пластовое давление определяется при помощи спускаемых в скважину манометров. При известной плотности жидкости или газа, заполняющих скважину, пластовое давление с достаточной для практических целей точностью определяется расчетным путем: Р_пл g + p= Н_у (4) где Р_пл и p_у – давление в пласте и на устье скважины, Па. Такая скважина при открытом устье изливается. При недохождении уровня жидкости в скважине до устья, пластовое давление составит Р_пл = Н₁g (5) где Н₁ – высота столба жидкости в скважине, м. Определенное в какой-либо точке пласта пластовое давление характерно для пласта в целом только при пологом его залегании. Когда углы падения крыльев пласта значительные, пластовое давление на этих участках будет большим, а в замковой части – меньшим. Для удобства давление в пласте относят к какой-нибудь одной плоскости, например, к уровню моря или к условной плоскости – первоначальному водонефтяному контакту в пласте. Пластовое давление, отнесенное к условной плоскости, называется приведенным пластовым давлением.  Представляет интерес динамика тепловых полей земной коре. Влияние теплового излучения Солнца сказывается до весьма незначительных глубин. Граница раздела влияния внешнего и внутреннего тепловых полей Земли является слой с постоянной отрицательной или положительной температурой. Ниже слоя с постоянной температурой температура в земной коре закономерно возрастает с глубиной. Расстояние по вертикали (в м) в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повышается на 1°С, называется геотермической ступенью. Установлено, что значение геотермической ступени колеблется в верхних слоях земной коры в пределах 11-120 м, среднее ее значение составляет около 33 м. Для характеристики изменения температуры с глубиной иногда пользуются геотермическим градиентом - приростом температуры в °С горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3° С. ^

Происхождение нефти и газа

В недрах земной коры под влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти. В настоящее время существует две основных гипотезы происхождения нефти и природного газа. Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений, что приводит к образованию не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа. Основоположник гипотезы органического происхождения нефти и природного газа М. В. Ломоносов еще в 1759 г. объяснил происхождение нефти разложением в недрах Земли без доступа кислорода органических остатков животных и растительных организмов под действием высокой температуры и давления. В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды - составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи. Физические свойства нефти По химическому составу нефть - сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления. Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в ничтожных количествах в виде следов -хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого называются парафиновыми нафтеновыми или ароматическими. Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН₄ этан С₂Н₆, пропан – С₃Н₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ. Углеводороды от метана до бутана (C₄H₁₀) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, входящие в состав нефти и содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (C₅H₁₂ – C₁₇H₃₆), - жидкие вещества. Углеводороды, с содержащие в молекулах свыше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины и церезины, содержащиеся во всех нефтях). Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования. ^ Фракционный состав нефтей и их товарные качества определяются путем лабораторной разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана точка кипения равна 36° С, у гексана - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие - до 300° С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти. Плотность. На промысле первичная характеристика нефти определяется по ее плотности (от 760 до 980 кг/м³). Наиболее ценные из них легкие, с плотностью до 880 кг/м³ (содержат больше бензиновых, масляных фракций). Вязкость. Нефти обладают самой различной вязкостью (внутреннее трение), в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, при повышении температуры многих бакинских нефтей от 10 до 30° С уменьшается их вязкость в 2 раза. Вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу и перекачку каждой тонны нефти. Во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают. Физические свойства нефти в пластовых условиях (живой) значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300-400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при "нормальных" условиях, носит название объемного коэффициента нефти: b = V_пл /V_нор Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3. Знание физических характеристик нефти в пластовых условиях необходимо при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта. ^