Формы залегания осадочных горных пород

Введение……………………………………………………………………….3

1.Формы залегания осадочных горных пород……………………………….5

2. Механические способы  бурения скважин…………………………………9

3. Химический, физический  и фракционный состав нефти………………..13

Заключение…………………………………………………………………….17

Список литературы…………………………………………………………....18

Введение

Нефть и природный газ  являются одними из основных полезных ископаемых, которые использовались человеком еще в глубокой древности. Особенно быстрыми темпами добыча нефти  стала расти после того, как  для ее извлечения из недр земли  стали применяться буровые скважины. Обычно датой рождения в стране нефтяной и газовой промышленности считается  получение фонтана нефти из скважины. Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой. Перед разведкой нефтяного месторождения или отдельной залежи следует понимать комплекс работ, включающих бурение по определенной системе оптимального числа разведочных скважин, их испытание и пробную эксплуатацию, проведение на них промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, лабораторные исследования отобранных из них керна и пластовых флюидов в целях подготовки запасов нефти категорий С₁ +С₂ в соотношениях, необходимых для составления технологической схемы разработки.

Pазведка должна полностью выявить масштабы нефтеносности всего месторождения как по площади, так и на всю технически достижимую глубину. B процессе разведки определяют: типы и строение ловушек, фазовое состояние углеводородов в залежах, границы разделов фаз, внешние и внутренние контуров нефтеносности, мощность, нефтегазонасыщенность, литологичические и коллекторские свойства продуктивных горизонтов, физические и химические свойства нефти, газа, воды, продуктивность скважин и др. Kроме этого, оцениваются параметры, гарантирующие определение способов и систем разработки залежей и месторождения в целом, обосновываются коэффициенты нефтеотдачи, выявляются закономерности изменения подсчётных параметров и степень их неоднородности. Эти задачи решаются при бурении оптимального для данных условий количества разведочных скважин, качественном проведении комплексных скважинных геофизических исследований, испытаний продуктивных объектов на притоки и исследований режимных параметров в процессе испытаний, a также специфических геофизических, геохимических, гидродинамических, температурных исследований для определения структурных, резервуарных и режимных подсчётных параметров, при отборе керна в рациональных объёмах и проведении комплексных лабораторных исследований керна, нефти, газа, конденсата и воды.

1.Формы залегания осадочных  горных пород.

Залегание горных пород (геологические), формы и пространственное положение горных пород в земной коре. Осадочные и метаморфические горные породы залегают обычно в виде слоев или пластов, ограниченных приблизительно параллельными поверхностями. Осадочные породы при ненарушенном первоначальном их залегании располагаются почти горизонтально (рис. 1), реже они имеют первичный наклон в одну сторону или изгибы, обусловленные рельефом той поверхности, на которой отлагались. Нарушения первоначального залегание горных пород или их дислокации вызываются двумя причинами: эндогенными, к которым относятся тектоническим движения, и экзогенными, как, например, деятельность поверхностных и особенно грунтовых вод, вызывающих оползни, обвалы, растворение пород и др.

Рис. 1. Горизонтальное залегание осадочных пород: 1 —  белый мел; 2 — кварцевый песчаник; 3 — песчанистая глина; 4, 5, 6 —  песчаник с различными прослоями; 7, 8, 9, 10 — известняк с прослоями  гипса и др; 11- рухляки; 12 – оолитовый известняк.

По условиям накопления осадочных горных пород выделяют 3 вида Залегание горных пород: трансгрессивное залегание, регрессивное залегание и миграционное залегание.

Трансгрессивное залегание (геологическое), залегание слоев осадочных горных пород, возникающее в результате наступления — трансгрессии — моря на сушу. При трансгрессивное залегание верхние, более молодые, слои распространены шире нижних, ранее отложившихся (так называемых базальных) горизонтов; последние залегают на подстилающих их более древних породах со стратиграфическим перерывом. Наличие такого перерыва указывает, что после отложения пород в пределах данной области более или менее длительное время существовала суша, впоследствии опустившаяся.

Регрессивное  залегание (геологическое), залегание слоев осадочных пород, образующееся в обстановке регрессии моря. Характеризуется сменой в разрезах (снизу вверх) тонких обломочных пород (глин) всё более крупнозернистыми породами (алевритами, песками, галечниками) и уменьшением площади, занимаемой породами морского происхождения. Характер залегания слоев используется для восстановления геологической истории древних морских бассейнов и истории вертикальных движений земной коры.

Миграционное  залегание горных пород, пространственное положение в земной коре горных пород, характеризующееся смещением области накопления осадков в одном направлении, что вызывается перемещением оси прогиба. Слои последовательно отступают с одной стороны прогиба и трансгрессивно ложатся на основание прогиба с другой стороны. В результате прогибы приобретают резко асимметричное строение: на одном из крыльев накапливаются мощные толщи осадков с полными стратиграфическими разрезами, на другом - маломощные отложения с сокращёнными стратиграфическими разрезами.

По характеру  нарушений различают 3 главные группы залегание горных пород: складчатые, или пликатявные (без разрыва сплошности пластов), разрывные, или дизъюнктивные (с разрывом), и формы нарушения, связанные с внедрением (прорывом) магматических масс или высокопластичных пород (соли, гипсы) в ранее образовавшиеся толщи горных пород.

Среди складчатых форм нарушенного залегание горных пород выделяются: односторонний наклон пластов под различными углами (моноклинальное залегание), изгибы пластов с образованием складок самых разнообразных размеров и форм (антиклинальные, синклинальные, прямые, косые, опрокинутые и др.). Среди разрывных нарушений выделяются крутопадающие нарушения, вызывающие разрыв сплошности пластов с движением прилегающих блоков пород в вертикальном, горизонтальном либо наклонном направлениях (сбросы, взбросы, сдвиги, раздвиги, надвиги). Крупные, пологонаклонённые или горизонтальные разрывы со смещением на десятки км носят название покровов или шарьяжей. К прорывающим формам залегание горных пород в осадочных толщах относятся диапировые складки (складки «с протыкающим пластичным ядром») и складки, возникающие при внедрении магматических расплавов. При наличии разновозрастных комплексов слоев различают 2 основных типа залегание горных пород: согласное залегание и несогласное залегание. Согласное залегание (геологическое), соотношение в залегании между слоями (горизонтами, свитами) в осадочных горных породах, отражающее непрерывное накопление осадков, из которых образовались породы, т. е. соблюдается стратиграфическая последовательность при параллельном или почти параллельном напластовании. Согласное залегание характеризует также соотношение слоев в вулканогенных и метаморфических горных породах.Несогласное залегание (геологическое), залегание относительно молодых слоев горных пород на поверхности размыва более древних слоев. Различают два основных вида несогласное залегание: параллельное (разновозрастные слои залегают параллельно и разделены только поверхностью размыва — стратиграфическим перерывом) и угловое (разновозрастные толщи не только отделены поверхностью размыва, но и имеют различный наклон слоев, в результате чего древние слои упираются торцом в основание более молодой толщи). Несогласное залегание этого типа образуется в том случае, если ранее отложенные слои были наклонены или смяты в складки, затем верхние части их разрушены (например, морской абразией) и на поверхности размыва отложились слои новой толщи.

Рис. 2. Несогласное залегание горных пород (стратиграфическое несогласие): А — древняя толща; Б — молодая толща; а-а- поверхность перерыва (размыва).

При структурном  согласном залегании комплексы  пород разного возраста залегают друг на друге параллельно и комплекс верхних слоев повторяет формы залегания нижних. При структурном несогласном залегании нижний и верхний комплексы залегают различно, причём основание верхнего комплекса перекрывает различные слои нижнего комплекса, обычно имеющие более крутые углы наклона (рис. 3).

Рис. 3. Структурное несогласие: А —  древняя толща, смятая в складки; Б — несогласно залегающая молодая толща; а-а – поверхность несогласия. 

 
Размещение слоев  на косо срезанной эрозионными процессами поверхности более древней толщи  называется прислонённым залеганием или  прилеганием, а заполнение впадин в  древнем комплексе пород более  молодыми слоями, отложенными быстро наступающим морем, — ингрессивным залеганием.

Магматические горные породы имеют разнообразные формы  залегания. Излившиеся на поверхность  земли лавы застывают в виде потоков  и покровов (эффузивные горные породы); при застывании магмы на небольшой  глубине от поверхности земли  образуются штоки, жилы, дайки, плитообразные  пологие тела (силлы), лакколиты (экструзивные и гипабисальные горные породы). При остывании магмы на значительных глубинах (более 1,5—2 км) образуются штоки и батолиты (интрузивные горные породы). Положение в пространстве отдельных слоев и комплексов определяется измерением т. н. элементов залегания горных пород: направления простирания, направления падения и угла падения. Эти элементы либо замеряются с помощью горного компаса, либо вычисляются путём геометрических построений по данным структурных карт или отметок пластов, вскрытых на глубине буровыми скважинами.

2. Механические способы  бурения скважин.

Технологический процесс  механического бурения складывается из операций по разрушению породы, подаче ее на поверхность, обеспечению устойчивости стенок буровых выработок и вспомогательных  операций.

Механическое бурение  ведут тремя основными способами: вращательным, ударным и вибрационным. При вращательном способе бурения грунт забоя разрушают вращением бурового инструмента, при ударном способе — нанося удары по грунту буровым снарядом, при   вибрационном — воздействием колебаний высокой частоты (до 2500 колебаний в 1 мин). В некоторых случаях для получения наибольшей эффективности при бурении пользуются комбинированными способами — ударно-вращательным или вибровращательным. Механическое бурение выполняют буровыми станками и машинами. Ручное бурение ведут при незначительных объемах    работ, в мягких грунтах с глубиной бурения не более 5 м.

Вращательный способ бурения  характеризуется высокой    производительностью (в 3...5 раз превышающей производительность ударного бурения), более низкой стоимостью буровых работ, возможностью бурения вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин. При вращательном способе бурения порода забоя истирается, ее режут или скалывают буровым инструментом, жестко закрепленным на нижнем конце вращающейся штанги. Основные виды вращательного способа бурения — шнековое, колонковое и роторное, выполняемые с помощью самоходных установок или станков.

Шнековое бурение применяют  для скважин диаметром 110 ...125 мм и  глубиной до 30 м в мягких и мерзлых  грунтах. Шнековые буровые станки имеют металлическую раму, состоящую из двух направляющих стоек, установленных на передвижной платформе или на полозьях. По (направляющим стойкам рамы перемещается электродвигатель с редуктором, в шпиндель которого вставлены рабочие буровые штанги. Рабочие штанги длиной 2 м представляют собой трубы, на поверхности которых по винтовой линии наварены стальные полосы — реборды. Извлекают штанги с помощью ручной лебедки. По мере углубления скважины штанги наращивают, соединяя их между собой специальными патронами. Звенья заканчиваются рабочей частью в виде долота или лопастного резца, которые при вращении штанг врезаются в породу. Выбуренная порода с помощью винтового конвейера выдается на поверхность.

Колонковое бурение применяют  для проходки скважин диаметром 45... 130 мм и глубиной до 200 м. Колонковые установки     или станки имеют лебедку подъема трубчатых штанг и механизм для их вращения. На конце штанги находится   рабочая часть — колонковый снаряд  с кольцевой коронкой,   армированной : резцами из твердых сплавов или алмазами. При вращении бурового снаряда колонка под действием осевого давления внедряется в породу, образуя кольцевую выработку породы вокруг керна, входящего в колонковую трубу. После проходки «а необходимую глубину буровые штанги вместе с колонковым снарядом и керном поднимают лебедкой на поверхность. В процессе бурения в  забой скважины насосом через бурильные трубы подают глинистый раствор (или воду). Смешиваясь с частицами разрушенной породы, глинистый раствор выносит   их   «а   поверхность   по   кольцевому пространству между штангами и стенками скважины.   Глинистый раствор охлаждает бурильный инструмент и    одновременно   предотвращает обрушение стенок скважины.

Роторное бурение чаще всего используют для устройства скважин значительных диаметров (300...400 мм) и большой глубины (150...1200 ад). Роторная бурильная установка состоит  из вращателя— ротора, сборной вышки и оборудования для промывки скважины глинистым раствором. Рабочая (ведущая) труба проходит через вкладыши круглого стола ротора, который предназначен для передачи вращения от двигателя к бурильным трубам, присоединенным к рабочей трубе. Размеры вкладышей ротора соответствуют наружному диаметру рабочей трубы, что позволяет ей одновременно с вращением перемещаться вверх и вниз. Нижний конец бурильной трубы чаще всего имеет шарошечные и лопастные долота, которые разрабатывают грунт по всей площади забоя скважины. Верхним концом рабочая труба соединена с вертлюгом, к нему присоединен рукав от насоса, подающий в бурильные трубы глинистый раствор. Всю систему рабочих и бурильных труб с вертлюгом подвешивают к крюку. Рабочие и бурильные трубы поднимают и опускают канатом, навитым на барабан лебедки. Электрическими сверлильными машинами бурят шпуры в мягких и средней твердости породах, а также в мерзлых грунтах.

При ударном способе бурения  разработку ведут сплошным забоем на полное сечение скважин глубиной до 250 м (с начальным диаметром 300 и конечным 150 мм). Сплошной забой  применяют при бурении скважин  для водоснабжения, детальной разведки каменных материалов, иженерно-геологических исследований, при замораживании грунта, устройстве набивных свай и т. п.

Ударный способ бурения подразделяют на ударно-канатный, ударно-штанговый и ударно-вращательный.

При ударно-канатном бурении  буровой снаряд массой до 3 т падает с высоты более 1 м в забой скважины, развивая значительную силу удара. Станок ударно-канатного бурения работает следующим образом. Через блок опорной мачты бурильного станка перекинут канат, проходящий под балансирным роликом и огибающий далее направляющий ролик. Канат закреплен на барабане лебедки. Балансирный ролик получает от кривошипно-шатунной передачи качательное движение, благодаря чему происходят периодические подъемы и падения бурового снаряда, состоящего из ударной штанги, канатного замка и долота. Долото может быть плоским, двутавровым, крестовым и округляющим. Изготовляют их из легированной стали. Во время бурения в скважину заливают воду, образующую с тонкоизмельченной породой шлам, который периодически вычерпывают полым цилиндром (желонкой) с клапаном на нижнем конце. Производительность станков ударно-канатного бурения до 30 м в смену.

Ударно-штанговое бурение  применяют, когда необходимо обеспечить минимальное вертикальное отклонение оси скважины. Буровой снаряд опускают в скважину на бурильных трубчатых  штангах, соединенных между собой  замками с конической резьбой. Подвешивают  колонны бурильных штанг с  помощью вертлюгов усиленной  конструкции.

Ударно-вращательным бурением устраивают шпуры и скважины в  породах различной крепости. С помощью станков ударно-вращательного бурения проходят скважины глубиной до 30 м в весьма крепких породах. Главная особенность этого способа состоит в том, что вращение и ударное действие инструмента выполняют двумя независимыми механизмами—вращателем и пневмоударником. Пневмоударник представляет собой пневматический молоток, в котором движущийся возвратно-поступательный поршень со штоком наносит своим бойком удары по хвостовику коронки. Коронка при бурении может передвигаться вдоль оси пневмоударника на 20 мм. Сжатый воздух поступает к пневмоударнику по буровым штангам. При работе станка вращатель, состоящий из электродвигателя и редуктора, приводит во вращение буровую штангу и пневмоударник, внедряющийся в грунт. Самая оптимальная частота вращения штанги 25 мин.

Вибрационным способом бурят  шпуры и скважины (диаметром до 125 мм и глубиной до 25 м) в мягких грунтах. При вибрационном способе бурения грунт под действием вибрирующего снаряда выделяет связную жидкость, а частицы грунта в зоне контакта с вибрирующими наконечниками переходят в подвижное состояние. При этом резко снижается сопротивляемость грунта сдвигу и буровой инструмент внедряется в породу. Методы образования каналов вибрационным бурением идентичны вибропогружению свай и шпунта. Скорость вибробурения довольно высокая. Например, в суглинистых почвах за несколько секунд можно пробурить шпур глубиной до 1 м. С увеличением глубины выработки вибрация бурового инструмента затухает, скорость проходки уменьшается, а на глубине 20...25 м проходка прекращается.

При всех механических способах (бурения стенки скважин крепят обсадными  трубами с внутренним диаметром 50...200 мм. Колонны обсадных труб составляют из звеньев длиной 1,5...4,5 м, которые опускают при бурении, начиная с большего диаметра. По мере углубления скважин переходят на меньшие диаметры. Звенья труб соединяют муфтами, ниппелями или свинчивают между собой (труба в трубу). Внутренний диаметр труб должен быть 5... 10 мм больше диаметра бурового инструмента. Вверху обсадных труб устанавливают патрубок, защищающий нарезку труб от ударов буровым оборудованием, а внизу — коронку (фрезер), облегчающую опускание колонн обсадных труб.

3. Химический, физический  и фракционный состав нефти.

Химический состав. Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть - жидкие углеводороды (> 500 или обычно 80-90% по массе) и гетероатомные органические соединения (4-5%), преим. сернистые (около 250), азотистые (> 30) и кислородные (около 85), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты - растворенные углеводородные газы (С₁-С₄, от десятых долей до 4%), вода (от следов до 10%), минер. соли (гл. обр. хлориды. 0,1-4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и других, механические примеси (частицы глины, песка, известняка).Углеводородный состав: в основном парафиновые (обычно 30-35, реже 40-50% по объему) и нафтеновые (25-75%), в меньшей степени-соединения ароматического ряда (10-20, реже 35%) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические). Гетероатомные компоненты: серосодержащие-Н₂S, меркаптаны. моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические и т.д. (70-90% концентрируется в остаточных продуктах-мазуте и гудроне); азотсодержащие - преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины (б.ч. концентрируется в тяжелых фракциях и остатках); кислородсодержащие-нафтеновые кислоты, фенолы. смолисто-асфальтеновые вещества и др. (сосредоточены обычно в высококипящих фракциях). Элементный состав (%): С-82-87, H-11-14,5, S-0,01-6 (редко до 8), N-0,001-1,8, О-0,005-0,35 (редко до 1,2) и др. Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. Так, наряду с упомянутыми в нефти присутствуют V(10^-5-10^-2%), Ni(10^-4-10^-3%), Cl (от следов до 2 х х 10^-2%) и т.д. Содержание указанных соединений и примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем химическом составе нефть можно только условно.

Физические свойства. Нефть - жидкость от светло-коричневого (почти бесцветного) до темно-бурого (почти черного) цвета. Средняя молярная масса 220-300 (редко 450-470). Плотность 0,65-1,05 (обычно 0,82-0,95) г /см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, наз. легкой, 0,831-0,860-средней, выше 0,860-тяжелой. нефть содержит большое число разных орг. веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно > 28 °С, реже >= 100 °С в случае тяжелых нефтей) и фракционным составом-выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом (см. ниже) в определенных температурных пределах, как правило до 450-500 °С (выкипает ~ 80% объема пробы), реже 560-580 °С (90-95%). Температура застывания от - 60 до + 30 °С; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем т. заст. выше) и легких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (см., например, табл. 2); определяется фракционным составом нефти и ее температурой (чем она выше и больше количество легких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Уд. теплоемкость 1,7-2,1 кДж/(кг^.К); уд. теплота сгорания (низшая) 43,7-46,2 МДж/кг; диэлектрическая пpоницаемость 2,0-2,5; электрическая проводимость 2^.10^-10-0,3 х х 10^-18 Ом^-1.см^-1. Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от -35 до + 120°С (зависит от фракционного состава и содержания в нефть растворенных газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворим в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Фракционный состав. В отличие от твердых горючих ископаемых нефть легко поддается разделению на фракции по их температурам кипения. При этом методе разделения вещества, входящие в состав нефти, термически не разрушаются, по крайней мере, при атмосферной отгонке. Это дает возможность исследовать строение большинства низкомолекулярных компонентов нефти и разделить ее на более или менее узкие фракции, как правило, подлежащие дальнейшей переработке. Под фракционным составом нефти понимают количественное содержание в ней веществ, выкипающих в определенных температурных границах. В результате прямой перегонки при атмосферном давлении из нефти выделяются следующие светлые фракции:

- бензиновая 40-200 °С;

-  лигроиновая 150-250 °С;

- керосиновая 180-300 °С;

- газойлевая 250-350 °С.

Остаток атмосферной перегонки, называемый мазутом, далее подвергается вакуумной перегонке для получения  смазочных масел и сырья вторичных  процессов нефтепереработки. Фракции  мазута различаются не по температуре  кипения, а по вязкости. В порядке  возрастания вязкости различают  дистилляты: соляровый, трансформаторный, веретенный, машинный, автоловый, цилиндровый. Остаток после разгонки мазута - гудрон или полугудрон. Количество и соотношение фракций, содержащихся в разных сортах сырой нефти, различно. Как правило, содержание светлых фракций достигает 30-50 % (масс.), хотя известны легкие светлые нефти, состоящие, в основном, из бензино-керосиновых фракций. Как следует из приведенных температурных интервалов выкипания, фракции перекрываются по температурам кипения и по входящим в них углеводородным компонентам. Это означает, что знание фракционного состава нефти недостаточно для ее характеристики и установления классов, входящих в нее компонентов и, соответственно, перспектив переработки. Для решения этой задачи изучают структурно-групповой состав нефти. Под групповым составом понимают результаты анализа по классам углеводородов: при этом определяют содержание аренов, циклоалканов и алканов. Структурно-групповой анализ - это выражение состава гибридных углеводородов, входящих в средние и тяжелые фракции, по содержанию структурных групп среднестатистической молекулы образца. Для расчета структурно-группового состава используют эмпирические формулы взаимосвязей между распределением углерода в различных структурных фрагментах молекулы для углеводородов или их смесей.

Заключение

Значение нефтегазовой отрасли  в народном хозяйстве страны огромно. Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном  уровне развития потребляют нефть, природный  газ и нефтепродукты. При этом, потребление их внутри страны из года в год возрастает. Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа. Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на шельфе Баренцева и Карского морей, которые являются геологическим продолжением платформенных частей суши Русской и Западно-Сибирских плит, а последние являются наиболее продуктивными частями России.

Список литературы

1. Атаев С.С, Данилов Н.Н, Прыкин Б.В. Технология строительного производства. Учебник для вузов,1984
2. Габриэлянц Г. A., Пороскун B. И., Cорокин Ю. B., Mетодика поисков и разведки залежей нефти и газа, M., 1985; Tеория и практика разведки месторождений нефти и газа, M., 1985
3. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Плотников А.А. Методика ускоренной разведки газовых месторождений. – М.: Недра, 1984
4. Коршак А.А., Шамазов А.М. Основы нефтегазового дела.-Уфа, 2002
5. Мстиславская Л.П. Нефтегазовое производство (Вопросы, проблемы, решения): Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа, 1999
6. Интернет сайт: ChemPort.Ru