vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЛЕКЦИИ

«Введение»

План

1.Основные вехи развития нефтяной и газовой промышленности и становления высшей нефтегазового образования в стране.

2.История создания, этапы развития, место и роль филиала РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в создании кадрового потенциала отрасли. (видео об истории филиала РГУ)

3.Жизнь и деятельность организатора и первого ректора вуза академика Ивана Михайловича Губкина. (сам.)

4.Вклад ученых и выпускниковгубкинцев в освоение нефтегазовых ресурсов страны и научно-технический прогресс нефтегазового производства. (сам.)

Целью дисциплины «Нефтегазовые технологии» является ознакомление студентов-первокурсников с нефтегазовой индустрией, ее местом в топливной энергетике и экономике страны и мира в целом.

Основные задачи курса сводятся к изучению:

-Истории отечественной нефтяной и газовой промышленности;

-Основных этапов в становлении и развитии университета;

-Библиотеки университета;

-Основных процессов нефтегазового производства в их неразрывной связи, начиная от поиска и разведки месторождений нефти и газа и до реализации углеводородного сырья и продуктов его переработки.

Нефть использовалась людьми до н.э. в разных целях, в том числе, как лекарство, зажигательное средство, для освещения, в качестве строительного материала и др. Тогда нефть добывали кустарным способом и в небольших количествах.

С открытием машинного способа добычи нефти путем бурения скважин со второй половины XIX в. началось развитие нефтедобывающей промышленности в мире.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
		Динамика роста добычи нефти в XIX в.
		тыс. т/год
20000			20000
15000
10000
5000		3800
0	5
1859		1880	1900

В последующие годы XX в. потребность в нефти неуклонно возрастала, что привело к росту мировой добычи, особенно, после Второй мировой войны. Начиная с 1950 года в мире были открыты крупнейшие нефтегазоносные территории, в том числе в Саудовской Аравии, Ираке и Иране, в странах Африки – Ливии, Алжире, Нигерии, Анголе.

		Динамика роста добычи нефти в XX в.
		млн. т/год
3500
3000					3000	3120
2500				2300
2000
1500
1000			1000
500		520
0	20
1900		1950	1960	1970	1980	1997

Природный газ до 1920 года использовался в промышленности мало, но в дальнейшем сфера его применения существенно расширилась. Газ стали использовать не только в качестве топлива в быту и промышленности, но и в других целях, в том числе и для закачки в пласт, повышения нефтеотдачи.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
		Динамика роста добычи газа в XX в.
		млрд. м3/год
2500
2000					2000
1500				1637
1000			1108
500		475
0	3,5
1920		1960	1970	1981	1997

В развитии нефтяной промышленности России можно выделить следующие этапы:

I – (до 1917 г.) дореволюционный период

II – (1917-1941 гг) период до Великой отечественной войны III – (1941-1945 гг) период Великой отечественной войны IV – (1945-1991 гг) период до распада СССР

V – (с 1991 г.) современный период.

Газовая промышленность сравнительно моложе нефтяной, в ней можно выделить следующие 4 этапа:

I – (до 1950 г.) период зарождения газовой промышленности II – (1950-1956 гг) период ее становления

III – (1956-1991 гг) период до распада СССР

IV – (с 1991 г.) современный период. /1, стр.33-49/ /2, стр.11-15/

Список литературы:

1)Коршак А.А., Шаммазов A.M., Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов - Уфа. ООО «ДизайнПолиграфСервнс», 2002 - 554 с.

2)Мстиславская Л.П., Павлиний М.Ф., Филиппов В.П., Основы нефтегазового производства. Учебное пособие для вузов - М.:Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005-274 с.

3)Мстиславская Л.П., Нефть и газ - от поисков до переработки, Серия Научнопопулярное издание по нефтегазовым технологиям. Из.ЦентрЛитНефтеГаз. – 2008.-309с.

4)Фукс II.Г., Холодов Б.П., Нефть, газ и продукты их переработки. - М.: Нефть и газ, 1994 - 163 с.

Строение земной коры, природные резервуары и ловушки нефти и газа. Методы поиска и разведки месторождений нефти и газа. Физико-химические

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

характеристики нефти и газа, условия залегания, типы месторождений углеводородов.

План

1.Строение земной коры.

2.Коллектора и покрышки.

3.Природные резервуары и ловушки НЕФТИ И газа.

4.Нефть и газ - каустобиолиты.

5.Происхождение и физико-химические характеристики нефти и газа, условия залегания, типы месторождений углеводородов, их геологогеофизические характеристики.

6.Нефтегазовые провинции.

7.Техника и технологии поиска и разведки нефтегазовых месторождении.

8.Нефть и газ - каустобиолиты.

9.Происхождение и физико-химические характеристики нефти и газа, условия залегания, типы месторождений углеводородов, их геологогеофизические характеристики.

10.Техника и технологии поиска и разведки нефтегазовых место-

рождении.

Все знания о строении и истории развития земной коры составляют предмет, называемый геологией. Земная кора – это верхняя (каменная) оболочка Земли (литосфера, литоскамень).

Земля состоит из трех оболочек: Ядро радиусом 3400 км, внутренняя часть ядра твердая железо-никелевого состава. Мантия на глубине от 50 до 2900 км. Мантия находится в расплавленном состоянии, в верхней части располагаются магматические очаги. Выше мантии находится земная кора.

Мощность земной коры меняется от 7 до 40 км (океан – материк).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Земная кора состоит из горных пород, различных по происхождению: магматические (изверженные), осадочные и метаморфические (видоизмененные).

Магматические породы образовались в результате застывания магмы и имеют кристаллические структуры. Животных и растительных остатков в них не содержится (базальты, граниты).

Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков. В свою очередь они делятся на обломочные породы, породы органического, неорганического и смешанного происхождения.

Обломочные породы образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород (валуны, гравий, песчаники, галечники, пески, глины и др.).

Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов и в результате химических превращений в земной коре (гипс, каменная соль, бурые железняки, кремнистые туфы и др.).

Породы органического происхождения являются окаменелыми остатками животных и растений содержатся в осадочных породах.

Горные породы

	Магматические				Метаморфически
	(интрузивные и						е
	эффузивные)
			Осадочные
	Обломочные						Химического
						происхождения

Органического Смешанного происхождения происхождения

Типы коллекторов:

-поровые, состоящие из зернистых материалов (пески, песчаники), пустотами в которых являются межзерновые поры;

-трещинные (трещиноватые), образованные из непроницаемых опор, но вмещающие в себя жидкости и газы за счет многочисленных микро и макротрещин (трещиноватые известняки и др.)

-каверновые (кавернозные), пустоты в которых образованны полостями – кавернами различного происхождения (например образованными в результате растворения солей проникающими в поры поверхностными водами)

-смешанные.

Свойства коллекторов: пористость и проницаемость.

Пористость характеризует емкость коллектора и выражается отношением объема пор и пустот к объему породы, называемым коэффициентом пористости.

(известняки, мел и др.).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Породы смешанного происхождения сложены из материалов обломочного, органического и химического происхождения (мергели, глинистые и песчаные известняки).

Метаморфические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры (сланцы, мрамор, яшмы и др.).

Типы коллекторов

поровые		смешанные

трещинные каверновые

Коэффициент

пористости

Абсолютной		Эффективной
(общей)

Открытой

(действительной)

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы – любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давления. Подавляющее большинство скоплений нефти и газа (более 99%)

Коэффициент общей пористости включает в себя отношение объема всех пустот, пор и трещин к объему породы.

Коэффициент открытой пористости меньше, чем абсолютной, так как он учитывает только объем связанных, открытых полостей, по которым возможно движение флюидов. Коэффициент эффективной пористости меньше чем открытой за вычетом объема связанной (остаточной), реликтовой воды, которая осталась в коллекторе, т.е. не полностью отжатая вода при уплотнении осадка и превращения его в породу.

Теоретически возможная величина пористости 47,6%, на практике общая пористость редко превышает 30%, а открыта колеблется от 15 до 25-29%.

Проницаемость характеризует фильтрационную способность коллектора, т.е. способность породы пропускать через себя жидкости и газы. Между пористостью и проницаемостью коллекторов нефти и газа существует прямая зависимость, т.е.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

коллекторы, имеющие высокую пористость имеют высокую проницаемость и наоборот. За единицу проницаемости принимают 1 мкм2 (СИ) или 1 Д – дарси). Это очень высокая проницаемость, которая редко встречается, поэтому для расчета коэффициента проницаемости используется единица 1 мд=0,001Д или 0,001мкм2.Хорошопроницаемые 100-500 мд, вымокопроницаемые – выше 500 мд, низкопроницаемые менее10 мд.

Для нахождения углеводородов в коллекторе необходимо их надежное перекрытие плотными, практически непроницаемыми породами, которые называются покрышками.

Коллекторы и залегающие непосредственно над ними породы-покрышки вместе формируют природные резервуары (ПР).

Типы природных резервуаров

	пластовый					массивный
				Литологически
				ограниченный
Природные резервуары					коллектора, емкостью,
			характеризуются: типом

гидродинамическими особенностями, пластовой энергией, формой и условиями залегания. Различают четыре типа природных резервуаров:

Пластовый ПР, имеющий сравнительно небольшую толщину, распространяется на значительные расстояния (сотни и тысячи м), ограничиваясь сверху и снизу непроницаемыми слоями.

Массивный ПР представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и с боков непроницаемыми породами. В целом, эта толща может достигать сотен и тысяч м, иногда до 1,5км и более.

Литологически ограниченный ПР – коллектор, ограниченный со всех сторон непроницаемыми породами.

Емкость резервуаров определяется их размерами и пористостью коллектора. Первые три типа резервуаров могут иметь высокую емкость, что и определяет нахождение в них значительных скоплений УВ, если имеются благоприятные ловушки нефти и газа.

ЛНиГ – застойная часть природного резервуара, где устанавливается равновесие

между нефтью, газом и водой.
По	генезису	ловушки	делятся	на:

Типы ловушек нефти и газа

	структурные					литологические
		рифогенные			смешанные
Структурные ловушки связаны с антиклинальными изгибами пластов, либо с
тектоническим экранированием.

Литологические ловушки образуются за счет изменения состава пород. Стратиграфические ловушки связаны с поверхностями стратиграфических

несогласий, под которыми могут находиться антиклинали и моноклинали, сложенные разными породами, включая коллекторы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рифогенные ловушки связаны с погребенными рифовыми телами различного размера и формы.

Нефть и газ – тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. органических горючих пород.

Существует две теории происхождения нефти: органическая и неорганическая. Условия залегания:

Каким бы ни был механизм образования углеводородов, для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо:

-Наличие коллектора;

-наличие покрышки;

-наличие ловушки газа.

Скопление нефти и газа в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется промышленной залежью.

Физические и химические характеристики нефти и газа:

1.по физическому состоянию: твердые, жидкие и газообразные;

2.по химическому составу: элементарный, групповой и фракционный Основными элементами являются Углерод(83-87%), водород(11-14%),

3.физические свойства: плотность, теплота сгорания, растворимость.

Нефть и газ – тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. органических горючих пород.

Существует две теории происхождения нефти: органическая и неорганическая. /1, стр.59-66/ /3, стр.120-127/

Условия залегания:

Каким бы ни был механизм образования углеводородов, для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо:

-Наличие коллектора;

-наличие покрышки;

-наличие ловушки газа.

По химическому составу нефти следует выделять: элементарный, групповой и фракционный состав.

Элементарный состав нефти: углерода С=84 - 88%, водорода Н=12 - 14%, в сумме содержание кислорода, серы и азота (О+S+N) составляет 1-2%. Содержание металлов в нефти менее 1% (ванадий, никель, свинец, железо и др.).

По групповому составу в нефти выделяются следующие группы углеводородов (УВ): 1) УВ метанового (парафинового) ряда с формулой Сп Н2п+2 (предельные УВ). Эту группы составляют алканы, парафины. 2) УВ нафтенового ряда с формулой Сп Н2п (непредельные УВ), называемые циклопарафинами, цикланами. 3) Ароматические или бензольные УВ - циклического строения, называемые аренами. 4) Кислородные, сернистые, азотистые соединения, называемые гетероэлементами. К ним относятся нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, эфиры, тиофан, пиридин. Указанные высокомолекулярные соединения входят в состав асфальтово - смолистой части нефти. Чем больше гетероэлементов в нефти, тем более густой и вязкой она является, тем сложнее ее извлекать (поднимать на поверхность).

Фракционный состав нефти - выделение фракций по температуре выкипания. Фракция, выкипающая до 60° С - петролейный эфир, до 200° С - бензино-лигроиновая, от 200 до 300° С - керосино-газойлевая фракция, от 300 до 500° С -соляровая фракция, свыше 350° С -остается мазут.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таким образом, нефть имеет сложный химический состав и представляет собой смесь различных углеводородных соединений, а также в небольших количествах примесь металлов (V, Ni, Pb, Fe и др).

В состав природных газов входят: простейшие метановые УВ, в том числе предельные: метан СН4, этан С2Н6, пропан СЗН8, бутан С4Н10 и в небольших количествах непредельные У В: этилен С2Н4, пропилен СЗН6 и др. Кроме УВ в состав газов входят: С02, N2, Н2, H2S, Не, Аг и др.

Конденсат - смесь жидких УВ с газом в пластовых условиях. Сырой конденсат - УВ в стандартных условиях, находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газами. Конденсат, состоящий только из жидких УВ (от пеитанов и выше) при стандартных условиях, называют стабильным. До 200 °С выкипает 60-80% конденсатов, но есть такие, конец кипения которых лежит в пределах от 350 - 500 °С. Наличие высококипящих УВ в конденсатах отличает их от выделяемых из попутных газов газовых бензинов, имеющих конец кипения не выше 130 - 160 °С. Конденсатность - содержание жидких УВ в газе в пластовых условиях (см3/ м3, г/ м3).

По физическим свойствам нефти и газа можно выделить некоторые общие свойства, а также специфические, характерные либо только для нефти, либо только для газа.

Из общих свойств выделим: плотность, теплоту сгорания, растворимость. Плотность (г/ см3 , кг/ м3 ) - масса единицы объема. Для нефти она рассчитывается при Т = 20 °С и сравнивается с плотностью дистиллированной воды того же объема при Т = 4 °С. Значение плотности для нефти колеблется от 0,760 до 1,00 г/ см3.

Плотность для газа рассчитывается как относительная плотность по воздуху (плотность воздуха = 1,293 кг/ м3). Плотность газа составляет 0,573 - 0,835 кг/ м3 .

Теплота сгорания или теплотворная способность (ккал, Кдж) для нефти - это количество теплоты, выделяемой 1 кг при сгорании до конца (до С02+Н20), и составляет 10500 - 10900 ккал. Для газа эта величина значительно выше, в среднем 35160 ккал. Теплота сгорания для газа - количество теплоты, выделяемой 1 м3 газа при полном сгорании.

Растворимость - объединяющее свойство, хотя имеет некоторые различия. Нефть в воде растворяется очень мало, а хорошо растворима - в органических растворителях, в жирных попутных газах, в углекислом газе (С02).

Газ - хорошо растворяется в воде, в нефти, в органических растворителях. Специфические свойства, характерные только для нефти: вязкость,

люминесценция, оптическая активность, диэлектрические свойства (включая нефтепродукты), тепло вое расширение.

Вязкость нефти - способность оказывать сопротивление перемещению частиц под влиянием действующих на них сил (единицы измерения СП или Па*с (1СП = 0,001 Па*с). Вязкость обусловлена групповым УВ составом, количеством и строением гетероэлементов (О, S, и Соединений), содержанием твердого парафина. Чем больше ароматических и нафтеновых УВ и гетероэлементов, тем больше молекулярный вес и больше вязкость нефти.

Вязкость зависит от температуры, при этом она снижается при повышении температуры. Легкие нефти с небольшим содержанием парафина, как правило, маловязкие, что облегчает их извлечение на поверхность.

Люминесценция нефти - способность светиться (холодным) свечением под действием различных причин, в том числе, под действием дневного света.

Оптическая активность нефти - способность вращать плоскость поляризации светового луча и почти всегда вправо. Угол вращения от 0,1° до нескольких градусов.

Нефть и нефтепродукты не проводят электрический ток, т.е. они являются диэлектриками, поэтому используются в промышленности для изготовления различных изо-ляторов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тепловое расширение нефти способность увеличиваться в объеме при нагревании.

Специфические свойства газа: гидратообразование и сорбция. Гидратообразование газа - образование кристаллогидратов газов (клатратов) при

низких температурах и при наличии воды. Критическая температура гид-ратообразования для: метана - 21,5 °С, этана - 14,5 °С, пропана - 5,5 °С, изобутана - 2,5 °С, н-бутана - 1 °С. Начиная с пентанов, УВ гидратов не образуют. Разное количество молекул воды присоединяется к молекуле газа при образовании кристаллогидратов, например, СН4- 7 Н20, С2Н6- 8 Н20, СЗН818 Н20 и т.д.

Скопления кристаллогидратов газа выявлены в условиях вечной мерзлоты при глубине промерзания 500-700 м и даже 1000 м.

Сорбция газов - их способность поглощаться твердыми или жидкими поглотителями (сорбентами). К сорбентам относятся: уголь, силикагель и др. На этой особенности газов основан хроматографический метод раздельного определения различных групп УВ.

На ряде нефтяных местоскоплений наблюдается ретроградная конденсация, т.е. обратная растворимость. Она заключается в следующем. При повышении давления часть газа растворяется в нефти. При дальнейшем повышении давления жидкость переходит в газ. Явления перехода газа при повышении давления через жидкую фазу в парообразную и вновь при падении давления - в жидкую получили название ретроградных.

Для обнаружения завасрв нефти и газа проводят поисковые и разведочные работы, используя геологические, геохимические и геофизические методы. Геохимия — это наука, изучающая химический состав Земли, распространенность и законы распределения в ней химических элементов. Геофизика — наука, изучающая физические свойства Земли.

Поисковые работы начинаются с геологических исследований местности. Полевые геологические работы проводятся в два этапа.

Целью первого этапа, называемого общей геологической съемкой, является составление геологической карты местности, которая дает представление о выходах коренных пород на поверхность земли, о строении современных отложений на исследуемой площади, однако характер залегания коренных пород остается неизученным. При проведении общей геологической съемки никаких горных выработок на площадке не делают, а только расчищают площадку для обнажения коренных пород. Проводят визуальные наблюдения выхода на поверхность пластов горных пород, измеряют их толщину, отбирают образцы этих горных пород и остатков ископаемых организмов. Полученные данные по пластам наносят на топографическую карту. На этой карте условными значками обозначают углы падения пластов и другие элементы залегания пластов. При проведении второго этапа — детальной структурно-геологической съемки осуществляют бурение картировочных и структурных скважин глубиной от 20 до 300 м. Картировочные скважины позволяют уточнить геологическую карту, а структурные — построить так называемую структурную карту. Применение таких неглубоких скважин позволяет определить толщины (мощности) наносов и позднейших отложений поверхностных слоев, а также установить форму залегания слоев коренных пород. Данные, полученные в картировочных скважинах, позволяют построить уточненную геологическую карту.

Геофизические методы поисков и разведки связаны с исследованием строения земной коры физическими способами. На практике используют ряд геофизических способов: гравиметрический, магнитный, электрический, сейсмический. Но наибольшее распространение нашли электрический и сейсмический способы. Электрический способ основан на различном электросопротивлении (электропроводности) горных пород, составляющих пласты. Известно, что такие породы, как граниты, известняки, песчаники, насыщенные минерализованной водой, обладают хорошей электропроводностью, в то же

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

время такие горные породы, как глины, песчаники, насыщенные нефтью, имеют очень плохую электропроводность. Поэтому если заранее известно электрическое сопротивление горных пород, то по характеру распределения искусственно созданных в земной коре электрических полей можно определить характер и последовательность залегания горных пород. На практике используют два метода электроразведки: при создании электрического поля с поверхности земли через специальные электроды и при создании электрического поля между электродами, опущенными в специально пробуренные скважины. В первом случае через специально забитые в землю электроды пропускается электрический ток. С помощью другой измерительной пары электродных стержней, забитых в землю, а также специальной аппаратуры определяют электрические поля. Во втором случае в специально пробуренную скважину на кабеле опускают измерительную установку (зонд), состоящую из трех электродов, а четвертый электрод заземляют на поверхности. С помощью специальных приборов измеряют разности потенциалов между электродами по глубине скважины. При этом .с помощью самозаписывающих устройств записывается диаграмма электрического сопротивления пород и кривые электрических потенциалов. На глубинах, где расположены глины или насыщенные нефтью песчаники, регистрируется значительное повышение электрического сопротивления. Там же по глубине скважины, где расположены такие горные породы, как гранит, известняки, песчаники, насыщенные минерализованной водой, фиксируются зоны малого электросопротивления. Таким образом, по данным электроразведки можно установить глубину залегания и мощность нефтеносных пластов.

Большое распространение в практике поисков и разведки нефти и газа нашли сейсмические методы. При использовании сейсмических методов в толще земной коры создают искусственно упругие волны. Такие волны возбуждаются с помощью взрывов или с помощью невзрывных устройств — диносейсов и вибросейсов. Частицы горных пород испытывают упругие колебания и передают их друг другу. В результате возникают упругие или сейсмические волны.

Скорость и характер распространения сейсмических волн определяются свойством горных пород. Распространяясь в толщах земли, сейсмические волны встречают на своем пути горные породы с различными упругими свойствами, т.е. с различной плотностью. На границах раздела толщ горных пород различной плотности происходит частичное отражение сейсмических волн, а частично волны, преломляясь, проходят внутрь залегающей толщи пород. Затем они отражаются от следующей поверхности раздела двух толщ с разной плотностью. Отраженные волны возвращаются к поверхности земли и регистрируются специальными сейсмоприемниками. По времени прохождения отраженных волн и известному расстоянию от места источника взрыва рассчитывают глубину залегания горных пород.

Рассмотренные геофизические методы разведки позволяют определить в толще земной коры структуры, благоприятные для формирования ловушек нефти и газа. Однако практика показывает, что не все выявленные структуры обязательно содержат нефть или газ. Для того чтобы из серии обнаруженных геологических структур — потенциальных ловушек нефти или газа выделить нефтеили газосодержащие, используют геохимические методы разведки.

К геохимическим методам относят газовую и бактериологическую съемки. Газовая съемка основана на фиксации газообразных углеводородов, в малых объемах выходящих на поверхность земли. Если в данной залежи содержится нефть или газ, то поток испаряющихся газообразных углеводородов проникает через толщу земной коры и попадает в окружающую атмосферу. С помощью специальных приборов можно зафиксировать повышенное содержание углеводородов в воздухе над площадями с ловушками нефти и газа. Бактериологическая съемка связана с отысканием в почве бактерий, обычно содержащихся в нефти. Для этого на предполагаемой площади

отбирают пробы почв и в лаборатории производят анализы на определение содержания

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бактерий, характерных для нефти. Если в результате бактериального анализа проб почвы на данной площади обнаруживается наличие "нефтяных" бактерий, то это означает наличие на исследуемой площади нефти. Таким образом, геофизические и геохимические методы поисков и разведки хорошо дополняют геологические методы и позволяют определить наличие нефтеили газоносных пластов, не прибегая к бурению большого числа скважин.

После оценки данной площади геологическими, геофизическими и геохимическими методами и получения положительных результатов о наличии нефти или газа приступают к следующему этапу поисковых работ — глубокому бурению поисковых скважин на данной площади. Если из поисковых скважин получают нефть или газ, то поисковые работы на этом заканчивают, считая открытым новое месторождение нефти или газа. Но еще не известны площадь и контуры открытого месторождения. Поэтому после окончания поисковых работ начинают детальную разведку открытого нефтяного или газового месторождения. Для определения размера или контура месторождения и контроля за ходом разведки одновременно ведется бурение глубоких скважин по предполагаемому контуру месторождения и контрольно-исследовательских скважин. После выявления контура месторождения и глубины залегания продуктивных пластов разведочное бурение заканчивают и приступают к бурению эксплуатационных скважин

внутри установленного контура, из которых извлекают на поверхность нефть или газ.

План

1.Понятие о скважине

2.Этапы добычи нефти н газа

3.Промысловая подготовка газа

3.1.Очистка газа от механических примесей

3.2.Осушка газа

3.3.Очистка газа от сероводорода

3.4.Очистка газа от углекислого газа

1. Понятие о скважине

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем,

боковая поверхность - стенкой,	а пространство, ограниченное степ-
кой - стволом скважины. Длина	скважины - это расстояние от устья

до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин. Элементы конструкции скважин приведены на рис.1. Начальный участок 1 скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4..В м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м

диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором П, Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещинноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну Ш, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, го количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

При поисках, разведке. и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород. Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из Земных недр. Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов(закачки воды, газа и тд.). Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.).

Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Этапы добычи нефти н газа

Процесс добычи нефти н газа включает три этапа. Первый движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап - движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют

эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап - сбор

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

3. Промысловая подготовка газа

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов - снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на промыслах.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

3.1. Очистка газа от механических примесей

Для очистки природного газа от мех. примесей используются аппараты.2-х типов:

— работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители); - работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).

В товарном газе содержание мех. примесей не должно превышать 0,05 мг/м3.

3.2. Осушка газа

Для осушки газа используются следующие методы:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-охлаждение;

-абсорбция;

-адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в ма гистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рис. 7.42.

Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсобер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.

Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5 % воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера 1, подогревается в теплообменнике 4 встречным потоком регенерированного раствора и направляется в выветриватель 5, где освобождается от неконденсирующихся газов. Далее раствор снова подогревается в теплообменнике 6 и поступает в десорбер (выпарную колонну) 7. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого тина, в которой из раствора ДЭГ, стекающего вниз выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150...160 С и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор-холодильник 6, где он конденсируется и собирается в емкости 9. Часть полученной воды насосом 10 закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а, соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники 6 и 4, холодильник 12 и поступает в емкость 3.

Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) 287,4 'С. Диэтиленгликоль понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а триэтиленгликоль - на 40...45. Обе жидкости обладают малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию.

Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

и относительная сложность его регенерации.

Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена на рис. 7 43. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где on проходит снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12...16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбср 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подастся в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180...200 С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7 ч. После этого в течение около 6 ч адсорбер остывает.

Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее - 30 'С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.