Особенности нефтезагязнений при добыче нефти в Удмуртской Республике. Удмуртия месторождения нефти


Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

Поиск Лекций

На территории Удмуртии открыты 63 нефтяных месторождения.

По общности строения структур, принадлежности нефтеносности к определенным стратиграфическим интервалам, однотипности коллекторов и содержащихся в них нефтей и газов все месторождения разделяются на 6 зон нефтенакопления.

1. Киенгопская зона нефтенакопления, приуроченная к северному борту Камско-Кинельской впадины, наиболее крупная по числу выявленных залежей и концентрации запасов нефти. Залежи нефти находятся в карбонатных, верейских, башкирских, турнейских, терригенных и яснополянских отложениях. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях ряда месторождений имеются газовые шапки, содержащие, в основном, азот.

2. Зона накопления, связанная с юго-восточным бортом Камско-Кинельской впадины, содержит значительные запасы нефти, в основном в яснополянских терригенных отложениях.

3. В зоне нефтенакопления, расположенной во внутренней части Камско-Кинельской впадины, месторождения приурочены к тектоноседиментационным структурам, связанным с рифогеннокарбонатными массивами. Нефтеносность установлена в тех же стратиграфических интервалах, что и в Киенгопской зоне.

4. Зона накопления Верхнекамской впадины, нефтеносность которой связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом.

5. Зона накопления Верхнекамской впадины с нефтеносностью, установленной в отложениях башкирского яруса, верейского горизонта и в каширо-подольских отложениях. Над залежами нефти, как правило, имеются шапки азотного газа.

6. Зона нефтенакопления, приуроченная к западному борту Камско-Кинельской впадины, является предполагаемой и полностью неизученной.

Геологический разрез на территории Удмуртской Республики вскрыт в настоящее время до глубины 5500 м (Сарапульская площадь, скв. 1). Нефтегазопроявления отмечены в широком стратиграфическом диапазоне как в палеозойских, так и в протерозойских отложениях. Но в одних горизонтах отмечены незначительные их проявления, в других — открыты залежи нефти.

Наибольшее число залежей Удмуртии открыто в каменноугольных карбонатных отложениях: верейских, башкирских и турнейских. Карбонатные коллекторы представлены известняками и известняками доломитизированными, водорослево-фораминиферовыми доломитами тонкозернистыми, среднезернистыми с поровым и кавернозным строением полостного пространства. В разрезе осадочных пород выделяют несколько нефтеносных и нефтегазопер-спективных комплексов. Турнейский ярус относится к верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу. В верхней части разреза турнейского яруса (черепетский горизонт) выделяется один продуктивный пласт, сложенный органогенными тонкозернистыми известняками. Пористость меняется от 2 до 16 %, проницаемость от 0,104 до 2,85 мкм2, увеличиваясь в зонах развития рифовых массивов вдоль бортов Камско- Кинельской системы прогибов, что обусловлено палекарстовыми прогрессами и трещиноватостью. Залежи нефти массивного типа с этажами нефтеносности 26-72 м на Мишкинском, Лиственском, лудошурском и Южно-Киенгопском месторождениях.

Среднекаменноугольный комплекс включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Литологически комплекс представлен в основном карбонатными породами — известняками и доломитами, и только верейский горизонт сложен терригенно-карбонатными образованиями. Продуктивные отложения (пласт А4) приурочены к верхней части башкирского яруса и залегают непосредственно под окремнелой пачкой известняков башкирского яруса и аргиллитов верейского горизонта. Пласт неоднороден, состоит из частого переслаивания отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 5 м. Пористость варьирует в широких пределах от 9 до 23%, проницаемость до 1,172 мкм2. Наиболее распространены коллекторы с пористостью 12—15%, проницаемостью 0,05— 0,130 мкм2. Нефтепроявления самого широкого диапазона распространены по всей территории Удмуртии. Залежи нефти установлены на Красногорской, Зотовской, Кезской, Чутырско-Киенгопской, Мишкинской, Гремихинской, Лиственской, Южно-Киенгопской, Лудошурской, Лозолюк-ской и других площадях. Все выявленные залежи массивно-слоистого типа с этажами нефтеносности от 10 м до 63 м. Некоторые из них (Красногорская, Зотовская, Чутырско-Киенгопская) имеют газовые шапки. Башкирская залежь Чутырско-Киенгопского и Мишкинского состоит из 6—7 проницаемых пластов. Основными по емкости являются пласты А4-2, А4.3, А4.6.

В верейских отложениях нефтеносность связана с пластами В2 и В3, хотя встречаются и залежи нефти в пласте Bj. Пласты-коллекторы представлены биоморфными и детритовыми известняками. Покрышкой служат aргиллитовые и карбонатные глинистые породы. Промышленные скопления нефти открыты на 34 месторождениях, что составляет около 60 % от общего числа месторождений. Наряду с залежами нефти в отложениях комплекса выявлены и залежи азотного газа. Газоносность раздела верейского комплекса возрастает в северном направлении, в результате наблюдается переход нефтяных залежей в нефтегазовые, а затем в газонефтяные и газовые с нефтяной оторочкой. Пласт В3 расположен в нижней части верей-ского горизонта. Толщина пласта 1,58 м. Пористость до 10%, проницаемость до 0,522 мкм2. Пласт В2 расположен в 10—15 м от подошвы верейского горизонта и хорошо прослеживается по всей территории. Толщина его 2—9 м, пористость достигает 23%, проницаемость — 0,824 мкм2. Все выявленные верейские залежи пластовые сводовые, некоторые из них имеют газовые шапки (Красногорское, Чутырско-Киенгопское, Лозолюкско-Зуринское, Сундурско-Нязинское месторождения), состоящие на 80—90% из азота.

Каширско-верхнекаменноугольный комплекс распространен повсеместно и представлен карбонатными породами. Промышленные залежи нефти установлены на 7 месторождениях в отложениях каширского и подольского горизонтов в Арланском и Глазовском нефтегазоносном районах. Коллекторами являются органогенные известняки и доломиты. Суммарная толщина пластов 8—10 м, пористость их до 22%, проницаемость до 0,3 мкм2. Покрышкой служат плотные глинистые известняки и доломиты. Залежи пластовые, сводовые. Так, на Ельниковском и Кырыкмасском месторождениях выделяется до 7 проницаемых пластов. В целом, карбонатные породы чаще всего нестабильны по составу и обладают большой литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу.

По литологии 78% запасов нефти разрабатываемых месторождений приурочено к карбонатным коллекторам, 22% — к терригенным.

Активные запасы на всех разрабатываемых месторождениях не превышают 63%, из них на долю крупных месторождений (Чутырско-Киенгопское, Ельниковское, Мишкинское и Красногорское) приходится 56%. К трудноизвлекаемым запасам относится 37%, из которых 16% составляют залежи с высоковязкими нефтями (> 30 мПа-с), 10% составляют залежи с малой толщиной (< 2 м) и в водонефтяной зоне, 9,66% — залежи с малопроницаемыми коллекторами (<0,05 мкм2), более 2 % запасов находятся в подгазовых зонах. Продуктивные пласты по разрабатываемым месторождениям в основном (87, 12%) имеют толщину менее 10 %. Все вновь вводимые и подготовленные месторождения имеют толщину пластов не более 10 м. Залежи нефти наиболее крупных месторождений — многопластового строения с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости. Степень выработанности запасов низкая, особенно трудноизвлекаемых, которая составляет около 7%.

Обобщая результаты исследований коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений Удмуртии, можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33% в среднем, а начальная нефтенасыщенность — от 26 до 94%. Проницаемость колеблется от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм2 (яснополянский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения). Эффективные нефтенасыщенные толщины также меняются в широких пределах от 0,8—4,6 (верейские отложения Ижевского месторождения) до 0,4—3,5 м (тур-нейские отложения Чутырско-Киенгопского месторождения) при числе прослоев от 1 до 20 [30].

Добываемые нефти в основном высокой (> 30 мПа.с) и повышенной (от 10 до 30 мПа.с) вязкости. Последние составляют 44,5%. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 2,3 до 5,6%. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Миш-кинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, которая превышает 75 мПа-с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне от 862 (яснополянский надгоризонт Чутырской площади) до 917 кг/м3 (турнейский ярус Чутырско-Киенгопского месторождения). Пластовые воды минерализованные, содержание соли в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Ки-енгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасыщенные пласты с аномально-высокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость до 0,5 мкм2 зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0,375—0,424 Па-с, скв. 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимых залежах Дентемовского (яснополянский надгоризонт) и Мещеряковского (турней) месторождений (1,766-4,213 Па-с, скв. 187, 3401, 3402).

Перечисленные показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5—15,5 т/сут.

Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация. Применяемое оборудование.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные скопления углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны. Большее число пластов в одном объекте обусловливает экономию металла, труб и других материалов. Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет с технологической точки зрения процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к резкому снижению нефтеотдачи в целом.

При выделении объектов необходимо учитывать следующее.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут различаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с разными свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем размещения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод, так как смешение вод различного состава может вызывать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Объединение пластов с различным режимом работы нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные (базовые) и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.

С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

работы по вызову притока и освоению скважины.

Другими словами, технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.

1. Оба пласта фонтанным способом.

2. Один пласт фонтанным, другой — механизированным способом.

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос— фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фонтан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.



poisk-ru.ru

Полезные ископаемые республики Удмуртия - строительство

Полезные ископаемые республики Удмуртия

Республика богата нефтью, торфом, углем, различными строительными материалами (песок, глина и т. д.). На территории Удмуртской Республики насчитывается 836 месторождений, в том числе 483 месторождений торфа. Территориальным балансом запасов нерудных полезных ископаемых Удмуртской Республики учитывается 353 месторождения известняков. Суммарные запасы и ресурсы всех месторождений и проявлений ОПИ составляют 1,4 млрд . кубометров. Суммарные запасы и ресурсы месторождений и проявлений торфа и сапропеля составляют 180 миллионов тонн. Это 19 месторождений кирпичных глин, 2 месторождения керамзитовых глин, 2 месторождения известняков на щебень, 5 месторождений известняков для химической мелиорации почв, 29 месторождений и 14 проявлений ПГС, 12 месторождений и 3 проявления строительных песков, 5 месторождений торфа. В 2006 году было добыто 3,6 млн. кубометров минерального сырья на стройматериалы, то уже в 2007 году добыча составила 4,1 млн. кубометров, в 2008 г. объем добычи вернулся на прежний среднемноголетний уровень – 3,4 млн. кубометров. При условии сохранения добычи ОПИ на уровне 2006-2008 годов и отсутствии геологоразведочных работ обеспеченность Удмуртской Республики разведанными запасами кирпичных глин составляет 400 лет, керамзитовых глин – 326 лет, известняков на щебень – 5000 лет, известняков на муку – 690 лет, строительных песков – 250 лет, ПГС – 290 лет, торфа – 5400 лет.

На сегодняшний день на территории республики зарегистрировано 115 месторождений нефти, из них в нераспределенном фонде остаются 40. За всю историю нефтедобычи из недр Удмуртии извлечено 277 млн тонн углеводородного сырья. Выработанность начальных суммарных запасов промышленных категорий нефти по республике составляет 45,3%, то есть, остаточные извлекаемые запасы черного золота в Удмуртии превышают 300 млн тонн. Кроме того, неразведанные прогнозные ресурсы нефти оцениваются в объеме не менее 200 млн тонн. Это значит, что при нынешних темпах добычи в 8 млн тонн в год регион сохранит статус нефтедобывающей территории на протяжении ближайших пяти-шести десятков лет.

Из всего нераспределенного фонда с большой натяжкой к средним по российским меркам нефтяным месторождениям Удмуртии можно отнести лишь Карсовайское (около 10 млн тонн запасов категории C1 и примерно столько же запасов C2). Все остальные месторождения нераспределенного фонда - весьма небольшие, максимальный объем извлекаемых запасов среди них - 1,5 млн тонн, а есть и 300, и даже 30 тыс. тонн.

Как правило, в первую очередь находят самые крупные месторождения и разрабатывают их: в республике в 1958 году было открыто Вятское, в конце 60-х - Мишкинское, Киенгопское, Архангельское. Карсовайское трудно с ними сравнивать, и чем дальше идет развитие региона, тем мельче открываемые и разрабатываемые месторождения. Сейчас на карте республике много мелких месторождений вокруг крупных нефтяных полей, но даже из месторождения с запасами 1,5 млн тонн ежегодно можно добывать порядка 30-50 тыс. тонн нефти.

На сегодняшний день подлежащие разработке месторождения находятся в юго-восточной части Удмуртии: Кулюшевское - в Каракулинском, Мушакское - в Киясовском, Окуневское - в Сарапульском и Северо-Алексеевское - в Камбарском районах, и только Шурминское - на западе республики - в Вавожском. Все эти пять месторождений - небольшие. Их геологические запасы составляют порядка 6,7 млн тонн, а извлекаемые запасы категорий С1+С2 оцениваются в 1,6 млн тонн, из которых чуть более половины (852 тыс. тонн) приходится на уже упоминавшееся Окуневское месторождение.

Справка: данные о некоторых месторождениях нефти в Удмуртии:

Окуневское 334 (C1) + 282 (C2)Северо-Алексеевское 82 (C1)Мушакское 224 (C1) + 102 (C2)Шурминское 35 (C1) + 20 (C2)Кулюшевское 245 (C1) + 40 (C2)

Рекомендуем ознакомится: http://www.protown.ru

fix-builder.ru

Геологическая учебная экспозиция — Полезные ископаемые Удмуртии

Полезные ископаемые Удмуртии

Недра Удмуртии богаты горючими полезными ископаемыми, в меньшей степени – строительными материалами, химическим сырьем и бедны рудами.

Горючие. Девонская нефть (Архангельское, Областновское м/р) содержит >50% светлых фракций бензинового ряда и отличается неболльшим удельным весом (т.е. пригодна для производства бензина). Карбоновая нефть разведана во многих месторождениях (Вятское, Тарасовское, Чутырско-Киенгопское, Мишкинское, Гремихинское и др.). Она высокопарафинистая, сернистая, содержит мало легких фракций (до 15%), поэтому отличается значительным удельным весом, приближающийся к удельному весу воды. Вследствие худшего качества в основном применяется для производства ГСМ (мазута).

Природные и попутные нефтяные газы, а также газы нефтепереработки можно использовать как высококалорийное и дешевое топливо, сырье для химической промышленности, для газификации предприятий и коммунального хозяйства. Однако практически весь газ сжигается на НСП, т.к. считается экономически невыгодным его использование (газопроводы, очистка, компрессорные установки). По этой причине до сих пор газ в республике получают от магистральных газопроводов из Западной Сибири.

Каменный уголь (Прикамский бассейн) обнаружен в Алнашском, Каракулинском и Сарапульском районах по правому берегу Камы. Угольные толщи лимнического происхождения, мощностью 20-40м, общими запасами в 30 млрд. т. Но глубина их залегания значительна (1000-1400м), месторождения до сих пор не оконтурены и детально не изучены, поэтому активно не используются (либо шахтным способом, либо подземной газификацией).

Бурый уголь (или горючие сланцы) имеется в Алнашском районе (Голюшурминское м/р) запасами в 40 млн. т., причем иногда выходит на дневную поверхность. Однако эти угли имеют высокую зольность, поэтому при длительном хранении и перевозке самовозгораются. По этой причине используется как местное энергетическое топливо и сырье для местной химической промышленности. Кроме того, зола углей отличается большой вязкостью и пригодна для производства цемента.

Важнейшим видом местного ископаемого топлива является торф. Было известно до 650 месторождений общими запасами около 940 млн. м3.По объему добычи Удмуртия занимала 2-ое место в Союзе после Эстонии. Основные торфяные болота сосредоточены в бассейнах Кильмези, Чепцы, Ижа и Лозы, из них 90% - низинные. Низинный торф имеет очень высокую зольность и низкую калорийность, поэтому используется в качестве удобрения. Верховые болота развиты на правобережье Кильмези; их торф имеет зольность 5-20%, высокую калорийность, применяется как топливо, удобрение, подстилка для скота.

Стройматериалы. Известняки добываются практически везде, за исключением западных районов. Они используются для получения извести, необходимой в строительстве, кожевенной промышленности, сельском хозяйстве как присадка удобрений; необработанный щебень – как строительный камень (нежно-голубой), бутовый камень в дорожном строительстве, флюс в металлургии и стекольном производстве. Особенно многочисленны его месторождения в Глазовском и Можгинском районах.

В центральных и северных районах встречаются мелоподобные мергели – хорошее сырье для изготовления искусственного мела, белил, как флюс и для известкования подзолистых почв.

Известковый туф известен в Глазовском, Воткинском и особенно в Завьяловском и Алнашском районах; используется аналогично.

Сырьем для производства цемента могут быть мергели, наиболее крупные запасы которых сосредоточены на Якшур-Бодьинском месторождении.

В южной половине республики (Можгинский, Алнашский, Сарапульский), а также в Селтинском и Увинском районах выявлены ангидриты и гипсы. Однако у поверхности они залегают только у с. Варзи-Ятчи (Р2kz). В остальных местах они встречаются значительно глубже, что затрудняет их добычу. Ангидрит и гипс могут использоваться для производства алебастра, цемента, штукатурки, плит, скульптур; а также в медицине, для производства серной кислоты.

Почти повсеместно имеются пески и песчаники. Кварцевые пески (SiO2 90-95%) используются при изготовлении стекла, бетона, силикатных и динасовых кирпичей, шлифовальных дисков (Факел, Можга, Валамаз). Формовочные пески (Чуровское месторождение) применяется в литейных цехах металлообрабатывающих заводов. В строительстве необходимы и балластные песчаники.

В северных и восточных районах много добывается гальки и гравия из Камы и пуговых холмов, используемые для строительства ж/д насыпей и шоссе, при изготовлении бетона в качестве наполнителя.

Глина и суглинки применяются для получения кирпича, черепицы, керамблока, керамзита и добываются во всех районах. Разведано до 50 месторождений общими запасами более 20 млн. м3, наиболее крупные из которых расположены вблизи городов.

Особенностью местных глин являются минеральные краски: охра (продукт конечного выветривания гидроокиси Fe) – Балезинский, Алнашский, Кизнерский районы; глина "пера", насыщенная органическим веществом; волконскоит (Открыт в 1830г. офицером русской армии А.П. Волковым и назван в честь участника Отечественной войны 1812г. князя П.М. Волконского. Отдельные находки известны в Югославии, Иордании, Италии, США.), используемый кроме зеленой краски для удаления накипи в котлах, т.е. как пермутит – Шарканский (Ново-Шарканское), Якшур-Бодьинский (Киенгопское), Балезинский (Ахмадиевское) и других районах востока и севера республики.

Руды. Территория Удмуртии бедна рудами. Железные руды (лимониты) имеются на северо-западе, особенно по правобережью Чепцы (продолжение Омутнинского месторождения Кировской области), но их качество низкое, хотя и залегают близко к поверхности. В настоящее время запасы лимонитов истощены. Многочисленные конкреции сидерита имеются на юго-востоке, вдоль Камы и Кырыкмаса, но промышленных залежей не образуют.

В Кезском и Якшур-Бодьинском районах выявлена марганцевая руда – пиролюзит, но месторождения не изучены.

В южных районах (Кизнерский, Алнашский) обнаружены и в XVIII веке использовались медные руды – медистые песчаники с рассеянным малахитом и халькозином.

m-geo.udsu.ru

Нефтяная отрасль основа развития Удмуртии. Е.В.Ушакова

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА www.lukoil.ru ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 3 Добыча нефти и газа ОАО «ЛУКОЙЛ» Компания уделяет огромное внимание расширению и укреплению сырьевой базы, составляющей основу нефтегазодобычи. ЛУКОЙЛ

Подробнее

Минтимер Шарипович Шаймиев

Минтимер Шарипович Шаймиев Состояние ресурсной базы Республики Татарстан и воспроизводство запасов нефти П р е з и д е н т Р е с п у б л и к и Т а т а р с т а н Минтимер Шарипович Шаймиев Республика Татарстан старейший нефтегазодобывающий

Подробнее

База нормативной документации:

База нормативной документации: Приказ МПР РФ от 30 июля 2007 г. N 195 "Об утверждении Классификации запасов и прогнозных ресурсов питьевых, технических и минеральных подземных вод" В соответствии с Законом Российской Федерации от 21

Подробнее

ООО «СТАРВЕЙ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЕКТАМИ»

ООО «СТАРВЕЙ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЕКТАМИ» ООО «СТАРВЕЙ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЕКТАМИ» ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ В УКРАИНЕ ПУТЕМ КАРДИНАЛЬНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ В РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И РЕСТРУКТУРИЗАЦИИ ДОБЫЧНЫХ И НЕФТЕСЕРВИСНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Подробнее

Поиски лекция

Поиски лекция Поиски лекция-3-16 1 Недра в границах территории Российской Федерации, включая подземное пространство и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы, являются государственной

Подробнее

ISSN Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL:

ISSN Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: 1 УДК 550.8:553.98.04(470.13) Желудова М.С., Куранов А.В., Зегер Н.А. ООО «Тимано-Печорский Научно-исследовательский Центр», г. Ухта, Республика Коми, Россия, [email protected] АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ

Подробнее

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ П О С Т А Н О В Л Е Н И Е от 26 сентября 2013 г. 846 МОСКВА О порядке подготовки предложений о применении особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефть

Подробнее

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ»,

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ», ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Подробнее

Многолетняя деятельность в России

Многолетняя деятельность в России Многолетняя деятельность в России Надежность энергоснабжения благодаря работе непосредственно у источника Россия входит в число стран, наиболее богатых природными ресурсами. Примерно одна пятая известных

Подробнее

1. Цели и задачи дисциплины:

1. Цели и задачи дисциплины: 2 1. Цели и задачи дисциплины: Цель: обучение студентов теоретическим основам и практическим навыкам экономической обеспеченности постановки всех видов геологоразведочных работ: региональных, поисковых,оценочных,

Подробнее

Технология Big Data (Больших Данных)

Технология Big Data (Больших Данных) Технология Big Data (Больших Данных) Нефтяные и газовые компании не смогут воспользоваться конкурентным преимуществом технологий Big Data, если не начнут более эффективно управлять своими данными. К такому

Подробнее

Инновации и know-how

Инновации и know-how Инновации и know-how В портфеле нашей компании имеется ряд уникальных know-how, представленных нашими партнерами. Совместными усилиями мы готовы внедрить эти инновации в любой точки мира. Водородная термобарохимическая

Подробнее

V СЕВЕРНЫЙ ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ФОРУМ

V СЕВЕРНЫЙ ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ФОРУМ V СЕВЕРНЫЙ ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ФОРУМ Выступление Главы Республики Коми В.М. Гайзера «Роль минерально-сырьевого сектора экономики в реализации «Стратегии социально-экономического развития Республики Коми до

Подробнее

Внастоящее время на территории

Внастоящее время на территории 1 МЛРД ТОНН НЕФТИ ЮГРЫ: ЭКОНОМИКА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ СЕРГЕЙ ФИЛАТОВ АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» Нефтяная промышленность Западной Сибири, а именно Югры, характеризуется более чем полувековой историей. В

Подробнее

РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа 102 с., 35 рис., 26 табл., 26 источников, 1 приложение. Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта,

РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа 102 с., 35 рис., 26 табл., 26 источников, 1 приложение. Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа 102 с., 35 рис., 26 табл., 26 источников, 1 приложение. Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, месторождения, нефть, геология, запас. Объектом исследования

Подробнее

Ресурсов в Кыргызстане

Ресурсов в Кыргызстане Методика оценки минеральных Ресурсов в Кыргызстане Zinaida Shabolotova, State Agency on Geology and Mineral Resources, Kyrgyzstan UNFC Workshop, Geneva, 28 April 2015 Методические указания о порядке

Подробнее

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕДОБЫЧИ В ХМАО-ЮГРЕ

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕДОБЫЧИ В ХМАО-ЮГРЕ АЛЕКСАНДР ШПИЛЬМАН Директор НАЦ РН им. В.И.Шпильмана ИГОРЬ ТОЛСТОЛЫТКИН Заведующий отделением мониторинга разработки нефтяных месторождений ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕДОБЫЧИ В ХМАО-ЮГРЕ На протяжении 2 лет НАЦ РН

Подробнее

Согласно исторически сложившимся

Согласно исторически сложившимся ИЛЬЯ МАНДРИК Вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ» по геологоразведке ОАО «ЛУКОЙЛ»: ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ОАО «ЛУКОЙЛ» крупнейшая негосударственная нефтегазодобывающая компания России, осуществляющая

Подробнее

docplayer.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Удмуртия

Cтраница 1

Удмуртия располагает значительными запасами топлива. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы нефти и газа оцениваются в 900 млн т и 4 5 млрд м3 соответственно.  [1]

Удмуртии горячо поддержала инициативу БОТКИНСКИХ комсомольцев.  [2]

Удмуртии горячо поддержала патриотическую воткинских комсомольцев.  [3]

Удмуртии продуктивные пласты состоят из множества пропластков толщиной от 0 5 до 3 - 4 метров, поэтому необходимо было решать, как бурить горизонтальные скважины в пластах толщиной 3 - 4 метра. С этой целью в Удмуртнефти в 1992 году было создано специальное бюро по совершенствованию бурения горизонтальных скважин.  [4]

В Удмуртии промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя в пласт и термополимерное воздействие осуществлено на Гремихинском и Мишкинском нефтяных месторождениях. Гремихинское месторождение было выделено в нефтедобывающей отрасли Российской Федерации как базовый объект для экспериментальных исследований, испытаний и промышленного внедрения новых технологий, в основе которых лежат улучшенные процессы нагнетания теплоносителя в нефтяной пласт. На современном этапе по Гремихин-скому месторождению завершены научно-исследовательские и опытные работы с целью создания ряда новых высокоэффективных технологий разработки залежей высоковязких неф-тей. В этой главе будут раскрыты основные особенности физической сущности новых технологий, методические подходы к оценке их эффективности и описаны результаты их промышленного применения.  [5]

В Удмуртии к настоящему времени пробурено более 38 ГС на пяти месторождениях.  [6]

В Удмуртии около 80 % извлекаемых запасов относятся к карбонатным коллекторам, 60 % всех запасов - трудноизвлекаемые.  [7]

В Удмуртии, где освоение ГС в промышленном масштабе проходило на 3 - 4 года позже, чем в Татарстане, с самого начала их бурения для геолого - Промыслового обоснования ГС в УдмуртНИПИнефть создано специальное подразделение, где уже несколько лет работают квалифицированные специалисты: геологи, разработчики, экономисты, буровики.  [8]

В Удмуртии основные нефтяные месторождения осваиваются уже более 20 лет. Однако возможны также открытия на севере республики, который еще плохо изучен.  [9]

В Удмуртии промышленное развитие технологии теплоносителя в пласт осуществлено на Гремихинском месторождении.  [10]

В Удмуртии около 80 % извлекаемых запасов относятся к карбонатным коллекторам, 60 % всех запасов - трудноизвлекаемые.  [11]

В Удмуртии, где освоение ГС в промышленном масштабе проходило на 3 - 4 года позже, чем в Татарстане, с самого начала их бурения для геолого-промыслового обоснования ГС в УдмуртНИПИнефть создано специальное подразделение, где уже несколько лет работают квалифицированные специалисты: геологи, разработчики, экономисты, буровики.  [12]

В Удмуртии в 1996 - 1998 годах ежегодно бурились по 15 - 20 ГС и 25 - 30 БГС.  [14]

Молодежь Удмуртии горячо поддержала патриотическую инициативу воткинских комсомольцев.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Производство | ОАО Удмуртнефть

За годы своей производственной деятельности «Удмуртнефть» извлекла из недр свыше 300 миллионов тонн нефти. Это самый значительный вклад в общую нефтедобычу Удмуртской Республики.

 

 

ОАО «Удмуртнефть» разрабатывает 29 нефтяных месторождений, находящихся на территории 14 районов республики. Оперативное управление производственным процессом разработки месторождений ОАО «Удмуртнефть» осуществляется тремя региональными инженерно-технологическими службами (РИТС) – «Юг», «Север» и «Центр».

 

Предприятие ежегодно добывает более 6 миллионов тонн нефти, что составляет около 60 % от общего объема добычи нефти в Удмуртии. Удмуртская нефть считается трудной: она высоковязкая, с большим содержанием смолы, парафина и воды. Специалистами компании наработан огромный опыт разработки месторождений, в том числе и со сложным геологическим строением. «Удмуртнефть» является одним из отраслевых полигонов по испытанию и внедрению принципиально новых высокоэффективных методов разработки месторождений нефти с высокой и повышенной вязкостью, не имеющих аналогов в мировой практике. Для разработки многопластовых залежей с различными физико-химическими свойствами флюидов и различными характеристиками коллекторов применяются экспериментальные виды внутрискважинного оборудования, позволяющего вести одновременно-раздельную эксплуатацию объектов с целью повышения эффективности процесса выработки запасов.

 

Ноу-хау удмуртских нефтяников получили высокую оценку в Удмуртии и России. Авторский коллектив специалистов ОАО «Удмуртнефть» отмечен Государственной премией Российской Федерации в области науки и техники, а также премиями правительств России и Удмуртии.

 

www.udmurtneft.ru

Особенности нефтезагязнений при добыче нефти в Удмуртской Республике

⇐ ПредыдущаяСтр 39 из 41Следующая ⇒

 

Объектами эксплуатации в Удмуртской Республике являются палеозойские отложения: девонские терригенные (кыновский и пашийский пласты «Д»), турнейские карбонатные (черепетские и малевско-упинские пласты «C1t»), виэейские терригенные (алексинcкие, тульские, бобриковские и малиновские пласты «C1jsp»), башкирские карбонатные (пласты «А4»), верейские карбонатные пласты («В»), каширские карбонатные (пласты «C2ks»), подольские карбонатные пласты «C2pd»).

Физико-химические свойства нефти разрабатываемых залежей изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях 0,830-0,926 г/см 3 ,

вязкость в пластовых условиях 1,8-78,8 мПас, содержат в своем составе серу в объеме 0,8-6,5%, смолы силикагелевые 0,4-26,6 %. асфальтены 0,5-7,4 %, парафины 1,7-7,7%. Газовый фактор нефтей составляет 3,3-32,5 м3/т.

В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий.

В высоковязких нефтях ряда рсторождений отмечено повышенное содержание оксида ванадия и никеля.

Особенностью месторождений северной части Удмуртии является наличие газовой шапки азотно-углеводородного состава над гяными залежами верейских и башкирских отложений. Содержание азота в свободном газе составляет 81-92% объема. Попадая в почву, нефть приносит с собой разнообразный набор неорганических соединений. Большая часть элементов, с точки зрения здействия на биоценоз, являются нетоксичными или мало токсичными. К ним относятся все органогенные элементы: углерод, слород, водород и азот, а из зольных - кальций, магний, железо, алюминий, фосфор и марганец. Из токсичных элементов, содержащихся в нефти Удмуртии, наибольшее количество приходится на бор, молибден, свинец, уран, стронций, фтор, серу и кобальт. Замазучивание почвы резко ухудшает физико-химические, физические и водно-воздушные свойства, значительно снижает доступность элементов минерального питания растений.

Вторым видом загрязнителя, который по числу аварийных ситуаций и по экологическим последствиям находится на первом месте, являются нефтепромысловые воды (НВ).

Нефтепромысловые воды образуются при добыче и подготовке нефти, они включает в себя пластовые и производственные сточные воды. Основной объем нефтепромысловых вод составляют сопутствующие и добываемые с нефтью пластовые воды и поэтому, прежде всего именно они определяют физико-химические свойства НВ.

В Удмуртской Республике минерализация НВ колеблется в пределах от 100 до 300 г/л. От общего содержания ионов (ммоль/л) на долю CI - приходится примерно 50%, Na+ ~ 30-50%, Са2+ и Mg2+ (в сумме) - 5-15%. На долю S042" и НС032 приходится менее 1%. В состав НВ входит много микроэлементов: стронций, ванадий, уран, цинк, свинец, марганец и другие. Кроме минеральных солей в состав нефтепромысловых вод входят растворённые газы (Н2, СО2, О2, N2 и другие), газообразные углеводороды, взвешенные частицы (состоящие в свою очередь из глинистых частиц, карбонатов, оксидов и гидрооксидов железа, кварца, органических веществ), поверхностно-активные вещества, введенные для обезвоживания и обессоливания нефти.

Попадание нефтепромысловых вод в почву вызывает её резкое и очень сильное засоление. Образуются техногенные солонцы и солончаки.

Нефтеводосолевая эмульсия (НВСЭ) представляет собой пластовую жидкость, состоящую из нефти, нефтепромысловых и сточных вод, растворенных газов. Процентное содержание нефти в этой смеси может меняться от 90-95% (в начале разработки месторождений) до 20-30% и менее. Физико-химический состав эмульсии значительно изменяется от процент­ного соотношения отдельных компонентов в смеси, особенностей месторождений и применяемых химреагентов в процессе добычи. На нефтеводосолевую эмульсию приходится основной объем нефтедобычи в Удмуртской Республике, поэтому именно она является самым распространенным загрязнителем.

 

 

Литература

1.Коршак А.А.,Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела.

– Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2007. - 528 с.

2.Коршак А.А. Запасы, добыча и транспортировка нефти в странах СНГ.

– Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2007.- 188 с.

3.Мстиславская Л.П и др. Основы нефтегазового производства

/ Мстиславская Л.П., Павлинич М.Ф., Филиппов В.П. – М.: ФГУП Изд-во

«Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005.-276 с.

4. Еремин Н.А Современная разработка месторождений нефти и газа.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2008.-244 с.

5.Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований: Удмуртский гос.университет, 2005.-720 с.

6.Юхименко, В. Г., Суетин С.Н.Оценка современного состояния нефтяной промышленности Волго-Уральского региона // Наука Удмуртии. - 2009. - № 8, с. - 71-79.

7. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2010. -496 с.

8.Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.- Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. -192 с.

9.Богомольный Е.И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии, Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований: Удмуртский гос.университет, 2003. -272 с.

10.Земенков Ю. Д., Земенкова М. Ю., Маркова Л. М. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ,

2006. – 82 с.

11.Ривкин П.Р. Техника и технологии добычи и подготовки нефти на нефтепромыслах: Справочное пособие. - 2-е изд. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. - 496 с.

12.Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов.– СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

13.Тетельмин В.В.,Язев В.А. Нефтегазопроводы.– М.: «САЙНС-ПРЕСС», 2008.-256 с.

14.Закожурников Ю.А Подготовка нефти и газа к транспортировке.

-Волгоград: Издательский Дом «Ин-Фолио»,2010.-176с.

15. Типовой проект рекультивации загрязненных и механически нарушенных земель/А.В.Леднев.-Ижевск:ФГОУ ВПО Ижевская ГСХА, 2008.-94 с.

 

Приложение

Глоссарий

Абсолютная (физическая) проницаемость- проницаемость горной породы при заполнении в ней порового пространства на 100% однородным веществом: жидкостью или газом.

Альтитуда –высота (в метрах) над уровнем моря или океана какой-либо точки земной поверхности, устья скважины, поверхности роторного стола, пола буровой вышки, устья шахты, шурфа.

Водонапорный режим - режим работы нефтяных залежей, при которых нефть вытесняется из пласта под действием напора контурных вод. Различают два режима упруго-водонапорный и водонапорный.

Водо - нефтяной контакт – поверхность, разделяющая нефть и воду в нефтеносном пласте. В процессе эксплуатации залежи нефти происходит перемещение ВНК.

Газ - природная смесь углеводородных, не углеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, или растворенных в нефти или воде состояниях. А в стандартных условиях только в газообразной фазе. (Метан, этан, пропан, бутан, серные, гелий и др.)

Газовая шапка – скопление свободного нефтяного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.

Газовое месторождение – одна или несколько залежей газа, приуроченные территориально к одной площади, связанные или с благоприятной тектонической структурой (антиклинальной складкой, куполом и т.д.) или другого типа ловушками.

Газовый режим (режим растворенного газа) - режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного состояния в свободное

Газовый фактор – количество природного газа (в куб.метрах), приходящееся на 1т или1м3 нефти.

Газоконденсатная залежь – залежь, в которой углеводороды в условиях существующего пластового давления и температуры находятся в газообразном состоянии. При понижении давления и температуры имеет место явление так наз. «обратной конденсации», при которой углеводороды частично переходят в жидкую фазу и остаются в поровых каналах пласта, из которых их трудно извлечь. Эксплуатация Г. з. во избежание указанных потерь должна производиться с поддержанием давления выше точки обратной конденсации, для чего организуется закачка добываемого газа обратно в пласт после его отбензинивания.

Газонапорный режим -режим работы нефтяной заложи, при котором нефть вытесняется к скважинам под действием напора газа, находящегося в газовой шапке. При снижении давления в нефтяной залежи, залегающей на крыльях структуры, газовая шапка начинает расширяться, оказывая давление на всю нефтяную залежь сверху.

Газо – нефтесборная площадь -зона, недра которой питают газом и нефтью ловушки в зоне газо - нефтенакопления или (и) естественные выходы. Г.-н. п. приурочены к депрессионным областям, характеризующимся более или менее значительной глубиной залегания нефте- или газо - материнских свит, обеспечившей возможности образования и широкой региональной миграции нефти или газа сначала из материнских пород в коллекторы (пласты), а затем по ним к зонам поднятия.

При недостаточно глубоком залегании нефтематеринских пород они могут генерировать только горючие газы; соответствующая площадь тогда именуется газосборной.

Газо – нефтяная залежь -залежь, в которой свободный газ занимает всю повышенную часть структуры и непосредственно контактирует с нефтью, занимающей пониженную часть структуры в виде оторочки, причём объём нефтяной части залежи значительно меньше объема газовой шапки. При большой глубине залегания пласта газовая шапка независимо от ее размеров может содержать нефтяные углеводороды в газоконденсатном состоянии.

Газо – нефтяной контакт - поверхность, разделяющая нефть и газ в свободном состоянии при наличии газа в нефтяной залежи в виде газовой шапки. Мощность переходной зоны смешанного нефте - газонасыщения обычно очень мала.

Газопроницаемость - свойство многих веществ пропускать газ благодаря наличию в них сообщающихся между собой пор или трещин. Г. выражается в единицах дарси.

где Q – весовое количество газа, проходящее за 1 сек. через породу и выражаемое в см3, по отношению к нормальному давлению;

р1 и р2 – разность давлений газа на нижней и верхней гранях породы, ат;.

F – площадь поперечного сечения породы, см2;

h – толщина образца породы;

m - вязкость газа в сантипуазах;

k – коэффициент газопроницаемости в единицах дарси.

Геологический профиль, или геологический разрез –изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости, проведенной для большей наглядности в крест простирания пород.

Геологический разрез скважины -геологическое описание и графическое изображение последовательности напластований, пройденных скважиной.

Читайте также:

lektsia.com