ShpargalkaHimia-1

1. Предмет химии нефти и газа. Нефть и газ как природные объекты, источники энергии и сырье для переработки. Происхождение нефти.

Одной из важнейших задач курса химии нефти и газа является изучение состава нефтей и природных газов с помощью физических и физико-химических методов исследования. Химия нефти занимается также изучением физико-химическихъ свойств углеводородов и неуглеводородных компонентов нефти в связи с их строением.

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и органических соединений серы, азота и кислорода. В настоящее время нефть и газ являются основными источниками энергии в большинстве стран мира. В России топливно-энергетический комплекс является одной из основ экономики. Из нефти вырабатываются бензины, керосины, дизельное, реактивное и другие виды топлива.

Другое важнейшее направление использования нефти и газа – в качестве сырья для производства самых разнообразных продуктов нефтехимической, строительной и других отраслей промышленности: полимерных материалов, пластмасс, синтетических волокон и каучуков, смазочных и специальных масел, моющих средств, лаков, красок, растворителей, битумов, кокса и множества других. В этом отношении нефть и газ являются на сегодняшний день незаменимыми природными объектами.

Важнейшими задачами нефтеперерабатывающей промышленности являются увеличение глубины переработки нефти и повышение качества нефтепродуктов.

Нефть и газ – основной экспортный товар и главная статья дохода российской экономики.

Гипотезы происхождения нефти

1. неорганическая

2. космическая

3. органическая

Автором одной из неорганических теорий является Д.И.Менделеев. Согласно этой теории первые органические соединения образовались в результате взаимодействия карбидов металлов, находящихся в ядре земли, с водой, проникшей к ним по трещинам:

СаС₂ + 2Н₂О → Са(ОН)₂ + С₂Н₂

Al₄C₃ + 12Н₂O → 4А1(ОН)₃ + 3СН₄

Под действием высоких температур углеводороды и вода испарялись, поднимались к наружным частям земли и конденсировались в хорошо проницаемых осадочных породах.

Согласно космической теории, нефть образовалась из углерода и водорода при формировании Земли. По мере понижения температуры планеты углеводороды поглощались ею и конденсировались в земной коре.

Наибольшее распространение получила органическая теория. Суть её в том, что нефть является продуктом разложения растительных и животных остатков, отлагающихся первоначально в виде морского ила. Основным органическим материалом для нефти служат растительные и животные микроорганизмы, развивающиеся в гидросфере. Отмершие остатки таких организмов скапливаются на дне заливов. Одновременно в море сносятся различные минеральные вещества. В конечном итоге органический материал собирается на дне водоема и постепенно погружается все глубже и глубже. Верхний слой такого ила называется пелоген, а частично превращенный ил в большей своей толще - сапропел. По современным представлениям, органическое вещество, захороненное в морском иле, и является материнским веществом нефти. К так называемым

(продолж. 2 вопр.)

высокоплавкие вещества. Моментом помутнения является появление «облаков» мелких кристаллов в массе нефтепродукта. Температура помутнения это эксплуатационная характеристика, которая определяется визуально, сопоставляя охлаждаемой нефтепродукт с прозрачным эталоном.

Температура застывания – это та температура, при которой жидкость теряет текучесть, а также считается та температура, при которой охлаждаемая в пробирке фракция не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45⁰.

Уде́льный ве́с – это отношение веса вещества к занимаемому им объёму.

Удельный вес нефтей изменяется в пределах от 0,73 до 1, но в виде исключения есть и более тяжелые: 1,060-в Мексике, 1,030—на Кавказе.

Классификация нефтей

В настоящее время в мире разрабатывается большое число нефтяных месторождений. Нефти, получаемые с этих месторождений, различаются по химическому составу, свойствам, потенциальным возможностям получения из них нефтепродуктов.

В связи с этим важное значение имеет классификация нефтей. Правильная классификация может оказать помощь в решении вопросов генезиса нефтей, поиске и разведке нефтяных месторождений, а также в выборе путей переработки нефтей. Основными видами классификации нефтей являются химическая и технологическая.

В основу химической классификации положен химический состав нефтей, т.е. преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Согласно этой классификации различают нефти: парафиновые, нафтеновые, ароматические. При отнесении нефти к одному из этих типов исходят из того, что представители данного класса углеводородов содержатся в данной нефти в количестве более 50%. Например, нефти полуострова Мангышлак – парафиновые; бакинские нефти - нафтеновые. Большинство перерабатываемых в промышленности нефтей относятся к нефтям смешанного типа, т.е. когда представители другого класса углеводородов содержатся в нефти в количестве не менее 25% (парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические). Например, многие Волго-Уральские нефти парафино-нафтеновые.

Редко встречаются нефти, в которых представители всех трех классов углеводородов содержатся примерно в одинаковых количествах: парафино-нафтено-ароматические (Майкопская нефть).

Однако эта классификация нефтей довольно условна, поскольку углеводородный состав даже нефти одного месторождения меняется при переходе от одного горизонта залегания к другому.

В технологической классификации нефтей учитывают такие показатели, как плотность нефтей, массовое содержание светлых фракций, массовое содержание серы, смолисто-асфальтеновых соединений, твердых парафинов.

По плотности различают нефти: легкие с плотностью до 0,84 г/см³, средние - 0,84-0,88 г/см³ и тяжелые - 0,88-0,92 г/см³ и выше.

По содержанию серы подразделяют нефти на малосернистые (до 1% серы), сернистые (от 1 до 3%) и высокосернистые (до 13-14% серы).

По содержанию смолисто-асфальтеновых веществ: малосмолистые нефти - до 10%, смолистые - от 10 до 20%, высокосмолистые - от 20 до 35%

4. Химические проблемы эксплуатации нефтегазовых месторождений.

Наиболее известные промышленные месторождения нефти образуют большие скопления в осадочных породах (пески и карбонаты), обладающих достаточной пористостью и другими условиями для скопления больших количеств нефти.

Обычно подстилающим слоем для нефтеносного горизонта служит плотный слой глины. Месторождение нефти может состоять из нескольких горизонтов, расположенных друг над другом в вертикальном направлении. Эти горизонты разобщены плотными слоями осадочных пород, и нефть различных горизонтов одного и того же месторождения может отличаться по свойствам.

Считается, что нефть способна к некоторому перемещению под землёй, называемому миграцией.

Залеганию нефти обычно сопутствуют нефтяные воды и попутные газы, а так как их плотность значительно различается, то залегают эти вещества слоями: жидкая нефть располагается на водном слое, а газы находятся сверху, над нефтью.

Нефть залегает в зависимости от месторождения на глубине от 500 до 5000 м и более при температурах 35-260 ⁰С и давлении до 500 атм.

В газовых месторождениях значения температуры и давления также высоки.

Давление в пластах зависит от глубины их залегания и от температуры.

Для извлечения нефти из недр, а также при поиске и разведке бурят скважины как в вертикальном, так и в наклонном направлении.

Эксплуатация скважины может осуществляться тремя способами: фонтанным, компрессорным и глубинно-насосным.

В начальный период нефть и газ в залежи находятся под высоким давлением пластовых вод, газа и упругости сжатых пород, и добычу её ведут фонтанным способом через запорную арматуру и трубы. Нефть поступает в трапы и ёмкости из недр земли под собственным давлением.

При падении давления в пласте нефть добывают компрессорным способом. В скважину с обсадной колонной труб опускают колонну нагнетательных труб, внутри которых находится колонна труб меньшего диаметра, служащих подъёмными трубами. В нагнетательные трубы подают сжатый газ - воздух или природный газ, под давлением которого нефть оттесняется к нижнему концу подъёмных труб. Искусственно созданная газонефтяная смесь имеет меньшую плотность, чем пластовая нефть, и поэтому поднимается по внутренней колонне труб к устью скважины на поверхность земли.

При эксплуатации глубоких скважин и при большом падении давления в пласте применяют глубинно-насосный способ добычи нефти, при котором в скважину опускают поршневой или центробежный насос, и нефть постепенно выкачивают на поверхность.

С помощью указанных способов добычи можно извлечь не более 40 % нефти. Остальную нефть извлекают вторичными методами.

При этом в скважину нагнетают газы (метан, этан и т.д.), и нефть под давлением выходит наверх. Иногда производят законтурное обводнение - в скважину закачивают воду, которая вытесняет нефть. При добыче вязких нефтей в скважину закачивают перегретый до 200 ⁰С водяной пар или растворители. Весьма эффективна закачка в пласт кислоты, поверхностно-активных веществ и ряда других реагентов.

Проблема максимального извлечения нефти из пласта является одной из важнейших проблем эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Давление, под которым находится нефть в пласте, приводит к

(продолжение 1 вопроса)

сапропелитовым каустобиолитам относятся также сланцы, сапропелитовые угли и т.д.

Торф, бурый уголь,

каменный уголь, антрацит - гумусовые каустобиолиты (гумус-остатки наземной растительности).

Разложение погибших растительных и животных организмов в морских илах под воздействием О₂ и бактерий приводит к образованию: 1) жидких и газообразных продуктов; 2) осадков, устойчивых к химическому и бактерицидному воздействию. Эти осадки постепенно накапливаются в осадочных слоях. По своей химической природе они представляют собой смесь продуктов превращения белков. Дальнейшие превращения этого исходного органического материала в нефть происходит уже в отсутствии О₂.

Образование нефти - это очень медленный процесс, протекающий в течение миллионов лет под воздействием повышенной температуры (100-250⁰С), повышенного давления (50-200 атм) и биохимической деятельности микроорганизмов.

(продолж. 2 вопр.)

асфальтено-смолистых веществ.

По содержанию твердых парафинов: малопарафинистые нефти - до 5% парафина, парафинистые - от 5 до 10%, высокопарафинистые - более 10% парафина.

Рациональная переработка нефти и нефтепродуктов играет важную роль в современной экономике.

(продолж. 4 вопроса)

усиленному растворению в ней газов, выделяющихся из нефти при подъёме её на поверхность и снятии давления. Эти газы называют попутными, их состав также зависит от давления.

Поскольку давление в нефтяном слое постепенно уменьшается в процессе эксплуатации, то меняется и состав газов в соответствии со свойствами его упругости; сначала газ обогащён метаном, затем этаном, потом пропаном и т. д.

В момент наименьшего давления выделяются наиболее «жирные» газы, содержащие заметные количества жидких (при обычных условиях) углеводородов, так называемый газовый бензин.

Одной из основных проблем при эксплуатации нефтегазовых месторождений, в составе продукции скважин которых содержится сероводород является защита металлоконструкций от сероводородной коррозии.

Магистральные и промысловые нефте- и газопроводы, применяемые для добычи и транспортировки нефти и газа, зачастую работают в экстремальных климатических и природно-геологических условиях, контактируя с коррозионно-агрессивными продуктами; их разрушение сопровождается крупными материальными потерями и экологическими катастрофами.

Основным методом защиты является контроль за химических составом стали (содержание C не более 0,15%, S и P не более 0,010% и 0,025%, приветствуется содержание Cu и Al)

2.Состав нефтей, физико-химические характеристики и классификация нефтей

Химический состав нефти

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 (частицы глины, песка, известняка).

Элементный состав нефти

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 тяжелых фракциях и остатках); кислородсодержащие — нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые и др. вещества (сосредоточены обычно в высококипящих фракциях). Элементный состав (%): 82-87 С; 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.

Основные классы соединений, содержащихся в нефтях

Главные элементы, из которых состоят все компоненты нефти это углерод и водород. В соответствии с элементарным составом основная масса компонентов нефти – УВ.

В низкомолекулярной части нефти ( выкипающей до 300-350⁰С) присутствуют наиболее простые по строению УВ, это: метановые или парафиновые УВ (алканы), моноциклические полиметиленовые УВ, циклопарафины, нафтеновые УВ, бициклические полиметиленовые дициклопарафины, моноциклические ароматические, бензольные УВ(арены), бициклические смешанные нафтено-ароматические УВ, бициклические ароматические УВ, меркаптаны( R-SH), сульфиды, дисульфиды, тиофены, нитросоединения, аминосоединения.

Важным показателем качества нефти является фракционный состав. Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процесс которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части-фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

При промышленной перегонке нефти используют не лабораторный метод постепенного испарения, а схемы с так называемым однократным испарением и дальнейшей ректификацией. Фракции, выкипающие до 350 град., отбирают при давлении, несколько превышающем атмосферное; они носят название светлых дистиллятов(фракций). Обычно при атмосферной перегонке получают следующие фракции, название которым присвоено в зависимости от направления их дальнейшего использования

Физико-химические характеристики

Нефть — сложная многокомпонентная смесь УВ, а также жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти).

Плотность

3. Химические проблемы разведки и бурения нефтяных и газовых скважин.

Целью поисково-разведочных работ является выявление, оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа. В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование.

Геологический метод – полевые работы выполняемые геологами, которые изучают пласты горных пород выходящих на дневную поверхность. Бурятся шурфы и картировочные скважины глубиной до 600 м. Далее производится обработка материалов и составляются геологические карты (проекция выхода горных пород на дневную поверхность) На современном этапе применяются аэрофотосъемки из космоса.

К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловушки еще не означает присутствия нефтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр.

К гидрохимическим относят газовую, люминесцетно-биту-монологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод. Газовая съемка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовый вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. Применение люминесцестно-битуминологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явление свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в частности, аренов.

Поисковые работы на нефть и газ осуществляются последовательно от регионального этапа к поисковому и далее – разведочному.

Бурение скважин на нефть и газ, осуществляемое на этапах региональных работ, поисков; разведки, а также разработки, является самым трудоемким и дорогостоящим процессом.

Бурение – это процесс сооружения скважины путем разрушения гонных пород.

Одним из основных процессов применяемых при бурении является промывка скважин.

Функции бурового раствора.

-вынос частиц выбуренной породы из скважины;

-передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;

-предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

-охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

-уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

-уменьшение проницаемости стенок сважины, благодаря коркообразованию;

Требования к буровому раствору:

выполнять возложенные функции, не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент, легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа, безопасный для окр. среды. удобен для приготовления.

Для улучшения свойств, без существенного изменения плотности применяют химическую обработку буровых растворов.

Основные проблемы, возникающие в современных условиях при бурении скважин, поисках и разведке нефти и

5. Особенности физико-химического воздействия на истощенные (обедненные) пласты.

Основной задачей при эксплуатации месторождений является наиболее полное извлечение нефти и газа из недр земли. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов. Для повышения нефтеотдачи существуют следующие методы:

- закачка в пласт воды обработанной ПАВ;

-вытеснение нефти растворами полимеров;

-закачка в пласт углекислоты;

-нагнетание в пласт теплоносителя;

-внутрипластовое горение;

-вытеснение нефти из пласта растворителями;

При закачке в нефтяной пласт воды обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязких эмульсий типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде не превышает 0,05% .

При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкости жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта. Для загущения воды применяют различные водоратворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и ужу при концентрации 0,01…0,05% придают ей вязкоупругие свойства.

Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовлнные на аэрированной воде с добавкой 0,2…1% пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5….10раз больше вязкости воды, что обеспечивает большую полноту вытеснения нефти.

При закачке в пласт углекислоты происходит её растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющие фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность её добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

Нагнетание на пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой 400 ⁰ C) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить её подвижность способствует растворению в нефти выпавших в из неё асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующийся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются

(Продолж. 2 вопр)

Плотность нефти - характеризует состав и качество нефти, легкость отстаивания его от воды.

Плотность делится на :

-абсолютную

-относительную

Для нефти и нефтепродуктов обычно пользуются относительной плотностью, определяемой как отношение плотности нефти при 20⁰С к плотности воды при 4⁰С. Относительная плотность нефтей в основном измеряется в пределах 0,75-1,0 г/см³.

Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой.

Плотность измеряют двумя способами: ареометрически, пикнометрически

Относительную плотность нефтей и нефтепродуктов при других температурах можно определить по формуле:

Молекулярная масса

Молекулярная масса- важнейшая характеристика нефти и нефтепродуктов. Этот показатель дает среднее значение молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти.

Молекулярная масса связана с температурой кипения продуктов.

Молекулярную массу экспериментальной можно определить следующими методами:

- криоскопически – в результате изменения температуры замерзания индивидуального вещества после внесения в него испытуемого образца.

- эбулиоскопически - в результате изменения температуры кипения индивидуального вещества после внесения в него испытуемого образца.

- осмометрически- за счет изменения осмотического давления индивидуального растворителя после внесения в него испытуемого образца.

Средняя молекулярная масса сырых нефтей изменяется в пределах 220—300 г/моль (редко 450—470).

Вязкость

Вязкостью нефти (скоростью истечения или удельной вязкостью) назыв. отношение периодов времени истечения определенного объема нефти из некапиллярного сосуда и такого же объема воды. Вязкость определяется при помощи особых приборов называемых вискозиметрами. Вязкость нефтяных фракций увеличивается с увеличением их плотностей; с другой стороны, фракции разных нефтей одинаковой плотности неодинаково вязки; это относится также и к нефти. Нефть становится более вязкой, если она подвергается продолжительное время действию воздуха и света, так как более легкие, летучие части иногда испаряются, отчасти же происходит и химическое изменение нефти.

Различают несколько видов вязкости:

- динамическая вязкость – сопротивление, оказываемое жидкости при перемещении двух ее слоев относительно друг друга, если каждый слой имеет площадь 1м², а расстояние между слоями 1м со скоростью 1м/с.

Величиной, обратной динамической вязкости, называют текучесть.

- кинематическая вязкость – является величина, численно равная отношению динамической вязкости к плотности жидкости при данной температуры.

- условная вязкость – численно равная времени истечению испытуемой жидкости из прибора, называемого вискозиметр.

С повышением температуры вязкость уменьшается, кроме того она зависит от природы компонентов жидкости.

Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных нефтей, добываемых в России).

Кристаллизация парафина сопровождается помутнением продукта. Следовательно температура помутнение – эта та температура, при которой в жидкости начинают выкристаллизовываться

(продолж.3 вопр)

газа, сводятся к следующему.

1. Необходимость бурения во многих регионах на большую глубину, превышающую 4-4,5 км, связана с поисками УВ в неизученных низких частях разреза отложений. В связи с этим, требуется применение более сложных, но надежных конструкций скважин для обеспечения эффективности и безопасности работ.

2. Геологоразведочные работы на современном этапе все больше продвигаются в регионы и районы, характеризующиеся сложными географическими и геологическими условиями. Например, бурение и поиски нефти и газа ведутся в сложных геологических условиях, включая мощные толщи каменной соли, наличие в залежах сероводорода и других агрессивных компонентов, аномально высокого пластового давления и др.

3. Выход с бурением и поисками УВ в акватории северных и восточных морей, омывающих Россию, создает огромные проблемы, которые связаны как со сложной технологией бурения, поисков и разведки нефти и газа, так и с охраной окружающей среды.

4. Поиск ловушек и открытие скоплений нефти и газа неантиклинального типа.

Сложности, возникающие при бурении:

-обвалы пород;

-поглощение промывочной жидкости,

-газо- , нефте- и водопроявления.

(продолж. 5 вопр.)

растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая её вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.