- •1.Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
- •2.Состав и свойства нефти
- •3. Состав и свойства природного газа
- •4 Состав и основные свойства пластовых вод
- •5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- •5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- •6. Плотность нефти. Измерение плотности нефти.
- •7. Вязкость нефти, её значение, измерение.
- •8. Классификация пород-коллекторов нефти и газа.
- •9. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.
- •10. Пористость горных пород. Виды. Определение пористости.
- •11. Проницаемость горных пород и методы определения. Закон Дарси.
- •12. Плотность горных пород, их виды, значения.
- •13. Механические свойства горных пород.
- •14. Теплофизические свойства горных пород.
- •16. Уравнение состояния газов.
- •17. Физические свойства нефти в пластовых условиях.
- •18. Режимы работы нефтяных и газовых залежей.
- •19 Пластовое давление: определение, формула.
- •20. Приведенное пластовое давление, порядок его определения.
- •21. Плотность и объемный коэффициент нефти, их значение в добычи нефти.
- •22.Состав и основные свойства пластовых вод
- •23. Классификация пластовых вод по мессу залегания и степени минерализации.
- •24. Понятие о пластовом и забойном давлениях, способы их определения.
- •25. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.
- •26. Исследование проб пластовой нефти.
- •27. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи.
- •28. Состояние углеводородных смесей в зависимости от давления и температуры. Диаграмма фазовых состояний
- •29. Цели и задачи исследований скважин
- •30. Содержание связанной воды в нефтяной залежи.
- •31. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.
- •32. Механизм вытеснения нефти из пласта.
- •33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- •33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- •35. Режим растворенного газа, условия применения.
- •36. Объект и система разработки месторождений.
- •37. Система и показатели разработки.
- •38. Стадии разработки месторождений
- •39. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •40. Контроль за разработкой месторождений
- •41. Основы проектирования разработки залежей.
- •42. Охрана природы и недр при осуществлении процесса разработки месторождений.
- •43. Цели и задачи исследований скважин и пластов.
- •44. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации
- •45. Исследование скважин на неустановившихся режимах.
- •46. Коэффициент продуктивности скважин.
- •47.Исследования нагнетательных скважин
- •48. Техника, применяемая при исследовании скважин.
- •49. Понятие о методах воздействия на нефтяные пласты.
- •50. Виды заводнения, условия их применения.
- •51. Законтурное заводнение, область применения.
- •52. Внутриконтурное заводнение, область применения.
- •53. Выбор и расположение нагнетальных скважин.
- •54. Источники водоснабжения нагнетательных скважин.
- •55. Блочные кустовые насосные станции (бкнс), принцип работы.
- •57. Требования, предъявляемые к закачиваемой воде
- •58. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Критерии эффективного применения методов.
- •59. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, условия применения.
- •60. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Условия приминения.
- •Внутрипластовое горение
- •61. Газовые методы вытеснения нефти из пласта
- •62.Физико-химические методы вытеснения остаточной нефти, условия применения.
- •63. Микробиологические методы воздействия на пласт, критерии выбора объекта.
1.Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.
Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов (вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах.
Свободный газ и добываемый попутно с нефтью, являются сырьем для химической промышленности. Путем химической переработки газов получают и такие продукты, на изготовление которых расходуется значительное количество пищевого сырья.
До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.
Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.
Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).
К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).
Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.
Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого по сравнению с тартальным.
Не сформировался к началу нашего века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море.
В настоящее время основной способ добычи нефти – насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН).
Нефть — результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях в бескислородных условиях.
Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно 50-350 млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий:
Осадконакопление — во время которого остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;
биохимическая — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;
протопото — опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5 — 2 км, при медленном подъёме температуры и давления;
мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) — опускание пласта органических остатков на глубину до 3 — 4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;
апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) — опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180—250 °C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализовывает метаногенерирующий потенциал.
И. М. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных местозарождений.
Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся :
нефтяные залежи, приуроченные пластам – коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:
нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V > 0,75);
газо- или газоконденсатнонефтяные ( 0,50 < V < 0, 75);
нефтегазовые или нефтегазоконденсатные ( 0,25 < V <0,50 );
газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (V < 0, 25).
В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.
Месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.
По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:
простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;
очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков.