Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Газы жирные(сырые)

- природные газы из группы углеводородных, характеризующиеся повышенным содержанием тяжелых углеводородов(C₃H_8+высш). в отличие от сухих (тощих) газов, практически их не содержащих. Примерные количественные границы по содержанию тяжелых углеводородов:жирный газ 25% и более, полужирный газ 5-25%, полусухой 1-5%, сухой 0-1%. К категории жирных газов принадлежат газы, связанные с нефтяными залежами, находящимися в хорошо изолированных отгипергенных воздействий условиях, в том числе газы газоконденсатных залежей. В эту же категорию входят газы, образующиеся за счет катагенногопреобразования органического вещества сапропелевого типа. Сырой газ подвергают осушке, отбензиниванию и очистке на установках газонефтяных промыслов и на газоперерабатывающих заводах.

5. Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земной коре.

1. 99.9% месторождений приурочены к осадочным скоплениям залежи и местоскопления.
2. Группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых образует нефтегазоносные области, объединенных в крупные нефтегазоносные провинции. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на местоскоплениях могут встречаться одновременно несколько типов залежей.
3. В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность (региональная и зональная)
• Вертикальная зональность. В верхней части разреза до глубины 1.5 км содержат преимущественно скопления газа (1.5 – 3.5 км), с глубиной запасы газа сокращаются, а запасы нефти увеличиваются. Дальше (больше 4 – 5 км) вновь происходит увеличение запасов газообразных у/в и уменьшается содержание запасов нефти (газоконденсатные залежи).

1. Образование у/в различного фазового состояния в различных геохимических зонах

2. Повышенная миграционная способность газа по сравнению с нефтью

3. Процесс преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур

• Горизонтальная (региональная) зональность. Пример: Все нефтяные местоскопления Предкавказья сосредоточены в восточной части этого региона, а газовые и газоконденсатные – в Центральной и Западной частях Предкавказья. В Западной Сибири: нефть – центральная часть, газ – обрамляет регион, причем, в основном, с Севера. Основные факторы:

1. Состав органического вещества

2. ТД и геохимическая обстановка

3. Условия миграции и аккумуляции

Классификация нефтей

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По содержанию серы нефти делятся на:

Ø малосернистые (0 ≤S≤0,5 %);

Ø среднесернистые (0,5 < S≤1 %);

Ø сернистые (1 < S≤3 %);

Ø высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию асфальтеносмолистых веществнефти подразделяются на:

Ø малосмолистые (0 ≤Ас≤10 %);

Ø смолистые (10 < Ас ≤20%);

Ø высокосмолистые (20 < Ас ≤35%).

Нефтяной парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C₁₇H₃₆—С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄—C₅₅H₁₁₂. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

Ø малопарафинистые при содержании парафина 0 ≤П≤5 %;

Ø парафинистые— 5 <П≤10 %;

Ø высокопарафинистые — П > 10 %.

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей

По плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м³)

средние нефти (871¸970 кг/м³)

тяжелые (свыше 970 кг/м³).

Компонентный состав нефти

РЕБЯТА НУЖНА ПОМОЩЬ С НИМ НИФИГА ТОЛКОВОГО НЕ МОГУ НАЙТИ.

Хемогенные осадочные породы. Примеры и описание пород

Хемогенные породы. В эту группу пород включают известняки, доломиты, каменную соль, ангидриты, гипс и другие мономинераль­ные породы, состоящие из минерала того же названия, что и порода. Характерная их особенность — отсутствие органических остатков. Образуются они в результате выпадения солей из водных растворов.

Известняки — горные породы, содержащие не менее 70 % СаС0₃. Зерна кальцита видны невооруженным глазом (в известняках крис­таллического строения) или под микооскопом (в скоытокристалли- ческих или пелитоморфных разностях). Нередко в известняках при­сутствуют в виде примесей глинистые, алевритовые и песчанистые частицы, гипс, доломит.

Доломиты — мономинеральные породы, состоящие из минерала того же названия. Они имеют светлую окраску, массивную текстуру.

Каменная соль нередко образует пласты большой мощности, харак­теризующиеся кристаллической структурой и плотной массивной текс­турой. При повышенных давлениях становится пластичной. Пороцы имеют светлую окраску. --

Ангидриты встречаются в виде пластов зернистого строения, имеют светлую окраску и состоят из металла ангидрита. Иногда имеют волокнистое строение и обычно характеризуются массивной текстурой.

Гипсимеет зернистое строение, массивную текстуру и светлую окраску; обычно содержит в виде примеси ангидрит, доломит, каль­цит, обломочный материал.

Геологические методы

Проведение геологической съемки предшествует всем остальным видам

поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и

осуществляют так называемые полевые работы. В ходе них они изучают пласты

горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона.

Для анализа коренных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы

глубиной до 3 см. А с тем, чтобы получить представление о более глубоко

залегающих породах бурят картировочные скважины глубиной до 600 м.

По возвращении домой выполняются камеральные работы, т.е. обработка

материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ

являются геологическая карта и геологические разрезы местности.

Геологическая карта – это проекция выходов горных пород на дневную

поверхность. Антиклиналь на геологической карте имеет вид овального пятна,

в центре которого располагаются более древние породы, а на периферии –

более молодые.

Однако как бы тщательно ни производилась геологическая съемка, она дает

возможность судить о строении лишь верхней части горных пород. Чтобы

«прощупать» глубокие недра используются геофизические методы.

Геофизические методы:

К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электроразведка и

магниторазведка.

1) Сейсмическая разведка основана на использовании

закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых

упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов:

1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;

2) вибраторами;

3) преобразователями взрывной энергии в механическую.

Скорость распространения сейсмических волн в породах различной

плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее

волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие

колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично

преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности

раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками.

Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности,

специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их

наклона.

2) Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных

пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой

минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины,

песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли

от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют

меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки

является определение места с аномально низкой силой тяжести.

3) Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных

пород. Наша планета – это огромный магнит, вокруг которого расположено

магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа

это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры

устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты

исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали

на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200…300 м.

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.

Гидрогеохимические методы:

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. С помощью газоанализаторов, имеющих чувствительность 10-5…10-6 %,

фиксируется повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных

непосредственно над залежью. Недостаток метода заключается в том, что

аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного

залегания покрывающих пластов, например) или же быть связана с

непромышленными залежами.

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. По

характеру свечения отобранной пробы породы делают вывод о наличии нефти в

предполагаемой залежи.

Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так называемый

радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных

трансурановых элементов, а также воздействием космического излучения.

Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами

радиационный фон понижен. Радиоактивная съемка выполняется с целью

обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода

является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть

обусловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока

применяется ограниченно.

Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных

вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в

частности, аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих

компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в

ловушках нефти или газа.

Бурение и исследования скважин:

Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также

определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов.

Еще в процессе бурения отбирают керн-цилиндрические образцы пород,

залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его

нефтегазоностность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в

исключительных случаях. Поэтому после завершения бурения обязательной

процедурой является исследование скважины геофизическими методами.

Наиболее распространенный способ исследования скважин – электрокаротаж.

В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускается на

тросе прибор, позволяющий определять электрические свойства пород,

пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде

электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют глубины залегания

проницаемых пластов с высоким электросопротивлением, что свидетельствует о

наличии в них нефти.

Практика электрокаротажа показала, что он надежно фиксирует нефтеносные

пласты в песчано-глинистых породах, однако в карбонатных отложениях

возможности электрокатоража ограничены. Поэтому применяют и другие методы

исследования скважин: измерение температуры по разрезу скважины

(термометрический метод), измерение скорости звука в породах (акустический

метод), измерение естественной радиоактивности пород (радиометрический

метод) и др.

Геологические методы.

К геологическим методам относят геологическую и структурно-геологическую съемки, геолого-геоморфологические исследования и др.

1) Задачами геологической съемки, или картирования, являются составление геологической карты, разреза и стратиграфической колонки, а также оценка перспектив нефтегазоносности. В процессе геологического картирования осуществляются и нефте- геологические исследования, в том числе изучение состава и условий залегания горных пород, наблюдение за естественными нефте- и газо­проявлениями, отбор проб горючих ископаемых, воды и образцов из предполагаемых нефтематеринских (газоматеринских) толщ и прони­цаемых песчаных пластов для последующих специальных лабораторных анализов.

2) При структурно-геологической съемке с помощью геодезических инструментов осуществляется высотная привязка маркирующих, т.е. хорошо выдержанных по площади горизонтов, что позволяет выявить на глубине структуры, благоприятные для скоплений нефти и газа. Струк- турно-геЬлогическая съемка, как правило, производится в закрытых районах, на платформах и обычно входит в комплекс детального (круп­номасштабного) картирования, но может выполняться и самостоятельно на уже заснятых в масштабе I : 200000 и крупнее площадях.

Геологическая и структурно-геологическая съемки проводятся с обязательным использованием и дешифрированием аэрофотоснимков.

3) Геоморфологическое картирование входит как обязательный эле­мент в комплексную геологическую съемку. Основное внимание уде­ляется формам рельефа. Этот метод позволяет решать задачу поиска антиклинальных структур, скрытых под молодами отложениями.

В последние годы в комплекс регионально-геологических исследо­ваний включают изучение космических снимков, полученных с искусст­венных спутников Земли. По этим снимкам достаточно уверенно рас­познаются осадочные, метаморфические и магматические породы. Осо­бенно четко на них прослеживаются глубинные разломы. Космическая геология в настоящее время приобрела значение самостоятельной дис­циплины.

ОАО «Газпром»

ОАО«Газпро́м» — российская энергетическая компания, занимающаяся геологоразведкой, добычей, транспортировкой, хранением, переработкой и реализацией газа, газового конденсата и нефти, а также производством и сбытом тепло- и электроэнергии. Крупнейшая компания в России, крупнейшая газовая компания мира, владеет самой протяжённой газотранспортной системой (более 160 000 км). Является мировым лидером отрасли.

НК «Роснефть»

«Роснефть» – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции.

География деятельности «Роснефти» в секторе разведки и добы-чи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Арктических морей. Компания также реализует проекты в Казахстане, Алжире, Венесуэле и ОАЭ. Семь крупных НПЗ «Роснефти» распределены по территории России от побережья Черного моря до Дальнего Востока, а сбытовая сеть охватывает 41 регион страны.

Президент ОАО «НК «Роснефть» Игорь HYPERLINK "http://www.rosneft.ru/news/today/30112012.html"Сечин.

Газы жирные(сырые)

- природные газы из группы углеводородных, характеризующиеся повышенным содержанием тяжелых углеводородов(C₃H_8+высш). в отличие от сухих (тощих) газов, практически их не содержащих. Примерные количественные границы по содержанию тяжелых углеводородов:жирный газ 25% и более, полужирный газ 5-25%, полусухой 1-5%, сухой 0-1%. К категории жирных газов принадлежат газы, связанные с нефтяными залежами, находящимися в хорошо изолированных отгипергенных воздействий условиях, в том числе газы газоконденсатных залежей. В эту же категорию входят газы, образующиеся за счет катагенногопреобразования органического вещества сапропелевого типа. Сырой газ подвергают осушке, отбензиниванию и очистке на установках газонефтяных промыслов и на газоперерабатывающих заводах.

5. Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земной коре.

1. 99.9% месторождений приурочены к осадочным скоплениям залежи и местоскопления.
2. Группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых образует нефтегазоносные области, объединенных в крупные нефтегазоносные провинции. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на местоскоплениях могут встречаться одновременно несколько типов залежей.
3. В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность (региональная и зональная)
• Вертикальная зональность. В верхней части разреза до глубины 1.5 км содержат преимущественно скопления газа (1.5 – 3.5 км), с глубиной запасы газа сокращаются, а запасы нефти увеличиваются. Дальше (больше 4 – 5 км) вновь происходит увеличение запасов газообразных у/в и уменьшается содержание запасов нефти (газоконденсатные залежи).

1. Образование у/в различного фазового состояния в различных геохимических зонах

2. Повышенная миграционная способность газа по сравнению с нефтью

3. Процесс преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур

• Горизонтальная (региональная) зональность. Пример: Все нефтяные местоскопления Предкавказья сосредоточены в восточной части этого региона, а газовые и газоконденсатные – в Центральной и Западной частях Предкавказья. В Западной Сибири: нефть – центральная часть, газ – обрамляет регион, причем, в основном, с Севера. Основные факторы:

1. Состав органического вещества

2. ТД и геохимическая обстановка

3. Условия миграции и аккумуляции

Классификация нефтей

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По содержанию серы нефти делятся на:

Ø малосернистые (0 ≤S≤0,5 %);

Ø среднесернистые (0,5 < S≤1 %);

Ø сернистые (1 < S≤3 %);

Ø высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию асфальтеносмолистых веществнефти подразделяются на:

Ø малосмолистые (0 ≤Ас≤10 %);

Ø смолистые (10 < Ас ≤20%);

Ø высокосмолистые (20 < Ас ≤35%).

Нефтяной парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C₁₇H₃₆—С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄—C₅₅H₁₁₂. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

Ø малопарафинистые при содержании парафина 0 ≤П≤5 %;

Ø парафинистые— 5 <П≤10 %;

Ø высокопарафинистые — П > 10 %.

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей

По плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м³)

средние нефти (871¸970 кг/м³)

тяжелые (свыше 970 кг/м³).

Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.

Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов.