extracted_text:
Физические свойства минералов.
Физические свойства минералов.
Классификация минералов.
Классификация минералов.
В  настоящее  время  известно  более  3000
В  настоящее  время  известно  более  3000
минералов  (включая  разновидности),  но
минералов  (включая  разновидности),  но
лишь  очень  немногие  из  них  имеют
лишь  очень  немногие  из  них  имеют
широкое  распространение  в
составе
составе
широкое  распространение  в
горных
называются
горных
называются
породообразующими. .
породообразующими
В курсе общей геологии изучаются не все, а
В курсе общей геологии изучаются не все, а
только главнейшие минералы.
только главнейшие минералы.
пород.
пород.
Они
Они Минералы
Минералы
► Минералы
Минералы  — это природные химические
— это природные химические
соединения или самородные элементы,
соединения или самородные элементы,
возникшие в результате разнообразных
возникшие в результате разнообразных
физико-химических и термодинамических
физико-химических и термодинамических
процессов, происходящих в земной коре
процессов, происходящих в земной коре
и на ее поверхности. Минералы в природе
и на ее поверхности. Минералы в природе
находятся преимущественно в твердом
находятся преимущественно в твердом
состоянии, реже встречаются жидкие
состоянии, реже встречаются жидкие
(ртуть, вода) и газообразные (горючие
(ртуть, вода) и газообразные (горючие
газы, углекислый газ) минералы.
газы, углекислый газ) минералы. Как определить минерал?
Как определить минерал?
Для того чтобы распознать минералы по внешним
► Для того чтобы распознать минералы по внешним
признакам и определить приблизительно их состав, надо
признакам и определить приблизительно их состав, надо
знать физические свойства каждого минерала.
знать физические свойства каждого минерала.
Следует иметь в виду, что отдельные физические свойства
► Следует иметь в виду, что отдельные физические свойства
могут быть одинаковыми у различных минералов  и,
могут быть одинаковыми у различных минералов  и,
наоборот,  какое-либо свойство   (например,  цветцвет или
 или
наоборот,  какое-либо свойство   (например,
плотность) у одного и того же минерала может меняться в
) у одного и того же минерала может меняться в
плотность
зависимости от состава и количества примесей.
зависимости от состава и количества примесей.
При определении минерала необходимо установить
► При определении минерала необходимо установить
возможно большее число его свойств. Только в отдельных
возможно большее число его свойств. Только в отдельных
случаях некоторые свойства (магнитность, твердость,
магнитность, твердость,
случаях некоторые свойства (
оптические свойства и др.) бывают настолько характерны,
 и др.) бывают настолько характерны,
оптические свойства
что по одному из них можно сразу диагностировать
что по одному из них можно сразу диагностировать
минерал.
минерал.
Главнейшими физическими свойствами минерала являются
► Главнейшими физическими свойствами минерала являются
цвет, цвет черты (цвет его впорошке), прозрачность, блеск,
цвет, цвет черты (цвет его впорошке), прозрачность, блеск,
излом, спайность, твердость, плотность и некоторые другие,
 и некоторые другие,
излом, спайность, твердость, плотность ► Цвет минералов
Физические свойства минералов
Физические свойства минералов
Цвет минералов  является важным диагностическим
является важным диагностическим
признаком. Минералы могут иметь самую разнообразную
признаком. Минералы могут иметь самую разнообразную
окраску — белую, желтую, серую, розовую, красную, синюю,
окраску — белую, желтую, серую, розовую, красную, синюю,
черную и всевозможные оттенки.
черную и всевозможные оттенки.
Встречаются также бесцветные и прозрачные минералы;
► Встречаются также бесцветные и прозрачные минералы;
Практически цвет определяют на глаз, сравнением с хорошо
► Практически цвет определяют на глаз, сравнением с хорошо
знакомыми предметами (молочно-белый, соломенно-желтый,
знакомыми предметами (молочно-белый, соломенно-желтый,
кирпично-красный).
кирпично-красный).
Для обозначения цвета минералов, имеющих металлический
► Для обозначения цвета минералов, имеющих металлический
блеск, к названию цвета добавляют название
блеск, к названию цвета добавляют название
распространенного металла (свинцово-серый, оловянно-
распространенного металла (свинцово-серый, оловянно-
белый, латунно-желтый, медно-красный, железо-черный и
белый, латунно-желтый, медно-красный, железо-черный и
т.д.т.д.). ).
Окраска минералов зависит  главным  образом  от   их
► Окраска минералов зависит  главным  образом  от   их
химического  состава   и  состава  примесей. Такими
примесей. Такими
химического  состава   и  состава
элементами-примесями являются железо, никель,  кобальт,
элементами-примесями являются железо, никель,  кобальт,
титан, уран, медь, хром и др.
титан, уран, медь, хром и др. Дополнительная окраска минералов
Дополнительная окраска минералов
Некоторые минералы меняют цвет в зависимости от
► Некоторые минералы меняют цвет в зависимости от
освещения.
освещения.
Например, минерал Лабрадор при некоторых углах поворота
►   Например, минерал Лабрадор при некоторых углах поворота
приобретает красивую радужную — синюю, серую или
приобретает красивую радужную — синюю, серую или
зеленую — окраску. Это свойство минералов называется
зеленую — окраску. Это свойство минералов называется
иризацией.  У лабрадора она возникает за счет
У лабрадора она возникает за счет
иризацией.
интерференции света, отражающегося от обеих плоскостей
интерференции света, отражающегося от обеих плоскостей
микроскопических трещин спайности, заполненных
микроскопических трещин спайности, заполненных
тончайшими пленочками минерала ильменита (FFеТеТiOiOз). з).
тончайшими пленочками минерала ильменита (
Иногда по минералу развивается тонкая поверхностная
► Иногда по минералу развивается тонкая поверхностная
пленка которая имеет дополнительную окраску- это явление
пленка которая имеет дополнительную окраску- это явление
побежалостью  и объясняется интерференцией
называется побежалостью
и объясняется интерференцией
называется
света в тонких слоях, образующихся на поверхности
света в тонких слоях, образующихся на поверхности
минералов. Обычно побежалость бывает радужной, как на
минералов. Обычно побежалость бывает радужной, как на
халькопирите, когда поверхность минерала переливается
халькопирите, когда поверхность минерала переливается
синим, красным и фиолетовым цветом.
синим, красным и фиолетовым цветом. Лабрадор (Ларвикит)
Лабрадор (Ларвикит)
На плоскостях спайности
► На плоскостях спайности
лабрадор меняет свою
лабрадор меняет свою
окраску в зависимости от
окраску в зависимости от
освещения плоскостей
освещения плоскостей
лучами солнца (иризация)
лучами солнца (иризация)
Установлено, что иризация
► Установлено, что иризация
вызвана явлением распада
вызвана явлением распада
плагиоклазового твердого
плагиоклазового твердого
раствора с образованием
раствора с образованием
тончайших параллельных
тончайших параллельных
срастаний пластинчатых
срастаний пластинчатых
кристалликов двух полевых
кристалликов двух полевых
шпатов разного состава
шпатов разного состава Цвет черты минерала
Цвет черты минерала
Многие минералы в растертом состоянии имеют другой
► Многие минералы в растертом состоянии имеют другой
цвет, чем в образце. Порошок можно получить, проводя
цвет, чем в образце. Порошок можно получить, проводя
куском минерала по белой шероховатой фарфоровой
куском минерала по белой шероховатой фарфоровой
пластинке при условии, что твердость его меньше
пластинке при условии, что твердость его меньше
твердости фарфора (если твердость минерала выше
твердости фарфора (если твердость минерала выше
твердости фарфора, то минерал образует на фарфоре
твердости фарфора, то минерал образует на фарфоре
царапину).
царапину).
Цвет черты (цвет минерала в порошке).
► Цвет черты (цвет минерала в порошке).
Цвет черты — важный диагностический признак ряда
► Цвет черты — важный диагностический признак ряда
распространенных минералов. Так, красный, бурый и
распространенных минералов. Так, красный, бурый и
магнитный железняк (гематит, лимонит и магнетит) в
магнитный железняк (гематит, лимонит и магнетит) в
кусках (штуфах) часто имеют одинаковый цвет, и их
кусках (штуфах) часто имеют одинаковый цвет, и их
можно различить только по разному цвету черты —
можно различить только по разному цвету черты —
соответственно красному, желтому или черному.
соответственно красному, желтому или черному. Блеск минералов является важным
диагностическим признаком. Он зависит
от показателя преломления минерала и
его способности отражать от своей
поверхности свет.
По блеску все минералы   можно
разделить   на   три   группы:
 с   металлическим,
 полуметаллическим
 неметаллическим блеском. ► Металлический блеск
► Полуметаллический блеск
Разновидности блеска
Разновидности блеска
Металлический блеск  — сильный блеск, свойственный
— сильный блеск, свойственный
металлам. Им обладают непрозрачные минералы, дающие в
металлам. Им обладают непрозрачные минералы, дающие в
большинстве случаев черную черту на фарфоровой пластинке.
большинстве случаев черную черту на фарфоровой пластинке.
Такой блеск наблюдается у самородных металлов (золото,
Такой блеск наблюдается у самородных металлов (золото,
серебро, платина), многих сульфидов и оксидов железа.
серебро, платина), многих сульфидов и оксидов железа.
Полуметаллический блеск  характерен для минералов,
характерен для минералов,
поверхность которых имеет вид потускневшего металла. К
поверхность которых имеет вид потускневшего металла. К
таким минералам относятся графит, гематит, черная цинковая
таким минералам относятся графит, гематит, черная цинковая
обманка.
обманка.
Неметаллический   блеск  подразделяется на  следующие
подразделяется на  следующие
► Неметаллический   блеск
виды блеска:
виды блеска:
стеклянный - широко распространенный среди прозрачных
►   стеклянный -
широко распространенный среди прозрачных
минералов  (кварц на гранях кристаллов, кальцит, гипс);
минералов  (кварц на гранях кристаллов, кальцит, гипс);
► жирныйжирный  --типичный  для тех  минералов,  поверхность  которых
типичный  для тех  минералов,  поверхность  которых
кажется  как бы смазанной маслом (кварц на изломе, нефелин)
кажется  как бы смазанной маслом (кварц на изломе, нефелин)
перламутровый - характерный для прозрачных минералов,
характерный для прозрачных минералов,
► перламутровый -
которые блестят, как поверхность   перламутровой   раковины
которые блестят, как поверхность   перламутровой   раковины
(он   обусловлен   отражением света от тонких  пластинок или
(он   обусловлен   отражением света от тонких  пластинок или
плоскостей  спайности  минералов, например слюды, талька);
плоскостей  спайности  минералов, например слюды, талька);
шелковистый -наблюдается при тонковолокнистом строении
наблюдается при тонковолокнистом строении
минерала и напоминает блеск шелковых нитей (асбест,
минерала и напоминает блеск шелковых нитей (асбест,
волокнистые разности гипса).
волокнистые разности гипса).
алмазный- алмаз,   некоторые   разновидности   цинковой
алмаз,   некоторые   разновидности   цинковой
► алмазный-
обманки;
обманки;
матовый – минералы не блестят они имеют пористую, неровную
минералы не блестят они имеют пористую, неровную
► матовый –
землистую поверхность (каолинит).
землистую поверхность (каолинит).
► шелковистый - Прозрачность и излом
Прозрачность и излом
Прозрачность — способность минералов пропускать свет.
 — способность минералов пропускать свет.
► Прозрачность
По степени прозрачности минералы делятся на:
► По степени прозрачности минералы делятся на:
прозрачные  (горный хрусталь, каменная соль, топаз),
►   прозрачные
(горный хрусталь, каменная соль, топаз),
(халцедон, опал), через которые видны
полупрозрачные  (халцедон, опал), через которые видны
► полупрозрачные
лишь очертания предметов,
лишь очертания предметов,
просвечивающие, , пропускающие свет только в очень тонких
пропускающие свет только в очень тонких
► просвечивающие
пластинках (полевые шпаты),
пластинках (полевые шпаты),
непрозрачные, через которые свет совсем не проходит
через которые свет совсем не проходит
► непрозрачные,
(пирит, магнетит).
(пирит, магнетит).
Излом - вид поверхности, образующейся при раскалывании
► Излом - вид поверхности, образующейся при раскалывании
минерала, также является важным диагностическим
минерала, также является важным диагностическим
признаком ря да минералов.
признаком ря да минералов.
Виды излома:
► Виды излома:
раковистый   - вид вогнутой и концентрически-волнистой
 - вид вогнутой и концентрически-волнистой
► раковистый
поверхности, напоминающей поверхность раковин (горный
поверхности, напоминающей поверхность раковин (горный
хрусталь),
хрусталь),
занозистый -  - с по верхностью, покрытой ориентированными в
с по верхностью, покрытой ориентированными в
► занозистый
одном направлении занозами (гипс, роговая обманка), ),
одном направлении занозами (гипс, роговая обманка
неровный  (нефелин),
(нефелин),
► неровный
землистый -  - с матовой шероховатой поверхностью (каолинит,
с матовой шероховатой поверхностью (каолинит,
► землистый
лимонит),
лимонит),
Зернистым-  встречающимся часто у минеральных агрегатов.
встречающимся часто у минеральных агрегатов.
► Зернистым- это
раскалываться
по
плоскостям,
способность
или
блестящим
по
Спайность  —
минералов
расщепляться
параллельным
определенным
кристаллографическим направлениям
(одному  или  нескольким),  по  которым
решетке
в
проявляется
сила
сцепления частиц.
кристаллической
наименьшая ► Весьма совершенная  спайность
Виды спайности.
Виды спайности.
► Совершенная спайность
► Средняя (явственная) спайность
Весьма совершенная  спайность   возникает тогда, когда
   возникает тогда, когда
минерал очень легко (например, ногтем) расщепляется на
минерал очень легко (например, ногтем) расщепляется на
отдельные тончайшие листочки или пластинки, образуя
отдельные тончайшие листочки или пластинки, образуя
зеркально-блестящие плоскости спайности (слюды, гипс,
зеркально-блестящие плоскости спайности (слюды, гипс,
хлорит).
хлорит).
Совершенная спайность  отличается тем, что минерал
отличается тем, что минерал
раскалывается при слабом ударе молотком на гладкие
раскалывается при слабом ударе молотком на гладкие
параллельные пластинки, кубы или другие формы (каменная
параллельные пластинки, кубы или другие формы (каменная
соль, кальцит).
соль, кальцит).
Средняя (явственная) спайность  характерна для минералов,
характерна для минералов,
при раскалывании которых возникают как плоскости
при раскалывании которых возникают как плоскости
спайности, так и поверхности с неровным изломом (полевые
спайности, так и поверхности с неровным изломом (полевые
шпаты).
шпаты).
Несовершенная спайность  обнаруживается с трудом. В этом
обнаруживается с трудом. В этом
случае при раскалывании минерала преобладают поверхности
случае при раскалывании минерала преобладают поверхности
с неправильным изломом (апатит, оливин и др.).
с неправильным изломом (апатит, оливин и др.).
Весьма несовершенная спайность- у у минералов наблюдаются
 минералов наблюдаются
только незакономерные поверхности излома  (молочно-белый
только незакономерные поверхности излома  (молочно-белый
кварц, золото).
кварц, золото).
Необходимо уметь отличать плоскости спайности от граней
► Необходимо уметь отличать плоскости спайности от граней
кристалла: плоскости спайности имеют более сильный блеск и
кристалла: плоскости спайности имеют более сильный блеск и
свежий вид; кроме того, они образуют ряд параллельных друг
свежий вид; кроме того, они образуют ряд параллельных друг
другу поверхностей. Характерным признаком для некоторых
другу поверхностей. Характерным признаком для некоторых
минералов является штриховка на гранях кристаллов  (корунд,
минералов является штриховка на гранях кристаллов  (корунд,
кварц, пирит и др.),  тогда как поверхности спайности всегда
кварц, пирит и др.),  тогда как поверхности спайности всегда
гладкие, глянцевые.
гладкие, глянцевые.
► Весьма несовершенная спайность-
► Несовершенная спайность Твердость
Твердость
Твердость - -степень сопротивления минерала внешним
степень сопротивления минерала внешним
► Твердость
механическим воздействиям (царапанию, резанию,
механическим воздействиям (царапанию, резанию,
истиранию).
истиранию).
Для определения твердости принята шкала Мооса, в
► Для определения твердости принята шкала Мооса, в
которой в качестве эталонов используются минералы с
которой в качестве эталонов используются минералы с
известной и постоянной твердостью. Эти минералы
известной и постоянной твердостью. Эти минералы
располагаются в порядке возрастания твердости, так что
располагаются в порядке возрастания твердости, так что
предыдущий минерал царапается последующим.
предыдущий минерал царапается последующим.
эталоны твердости Твердость
Твердость
11
Минералы — — эталоны твердости
Минералы
Тальк     MgMg33((OHOH))22[[SiSi44OO1010]   ]
► Тальк
Гипс      CaSOCaSO4422HH220
0         22
► Гипс
Кальцит      СаСОз        33
► Кальцит      СаСОз
Флюорит      Са FF22
         44
► Флюорит      Са
) [Р04]з        55
Апатит      CaCa55((FF,,ClCl) [Р04]з
► Апатит
Ортоклаз      К [AlSiAlSi33OO8 8
66

► Ортоклаз      К [
Кварц      SiSi002 2

             77
► Кварц
Топаз      AIAI22((FF,,OHOH))22[[SiSi0044]
]
► Топаз
Корунд      Аll220033
►   Корунд      А
Алмаз      С
► Алмаз      С

             99

            1010

88 Эталонные образцы минералогической шкалы твердости
Эталонные образцы минералогической шкалы твердости
по  Моосу
по  Моосу
Тальк, гипс, кальцит, флюорит, апатит, ортоклаз, кварц,
топаз, корунд, алмаз Как определить твердость минерала?
Как определить твердость минерала?
При определении твердости минерала на его свежей
► При определении твердости минерала на его свежей
поверхности проводят (с нажимом) черту острым углом
поверхности проводят (с нажимом) черту острым углом
минерала-эталона.
минерала-эталона.
Например, необходимо установить твердость альбита. Из
► Например, необходимо установить твердость альбита. Из
эталонной коллекции его не царапает ни один минерал до
эталонной коллекции его не царапает ни один минерал до
апатита включительно. Ортоклаз оставляет на нем слабый
апатита включительно. Ортоклаз оставляет на нем слабый
след, но и сам истирается при этом. Следовательно, у этих
след, но и сам истирается при этом. Следовательно, у этих
двух минералов равная твердость. Следующий по шкале
двух минералов равная твердость. Следующий по шкале
твердости кварц при нажиме царапает альбит,
твердости кварц при нажиме царапает альбит,
следовательно, твердость альбита выше 5 и ниже 7, т. е. 6.
следовательно, твердость альбита выше 5 и ниже 7, т. е. 6.
Интервалы твердости между минералами-эталонами
Интервалы твердости между минералами-эталонами
различные. Алмаз тверже талька не в  10, а более чем в
различные. Алмаз тверже талька не в  10, а более чем в
1000 раз в абсолютных единицах твердости. Самый
1000 раз в абсолютных единицах твердости. Самый
большой интервал по твердости между корундом и
большой интервал по твердости между корундом и
алмазом.
алмазом.
На практике нередко прибегают к определению твердости
► На практике нередко прибегают к определению твердости
при помощи распространенных предметов. Так, твердость
при помощи распространенных предметов. Так, твердость
карандаша 1, ногтя 2, бронзовой монеты — 3,5—4, стекла
карандаша 1, ногтя 2, бронзовой монеты — 3,5—4, стекла
5, иглы и стального перочинного ножа 6, напильника 7.
5, иглы и стального перочинного ножа 6, напильника 7.
Минералы с большей твердостью встречаются очень редко.
Минералы с большей твердостью встречаются очень редко. Плотность
Плотность
Плотность  для различных минералов колеблется от
для различных минералов колеблется от
► Плотность
600 до 27 000 кг/м33
600 до 27 000 кг/м
Точное определение плотности возможно лишь в
► Точное определение плотности возможно лишь в
лабораторных условиях путем взвешивания на
лабораторных условиях путем взвешивания на
гидростатических весах и посредством других
гидростатических весах и посредством других
специальных измерений.
специальных измерений.
На практике для быстрого приблизительного определения
► На практике для быстрого приблизительного определения
плотности пользуются взвешиванием минералов на руке с
плотности пользуются взвешиванием минералов на руке с
оценкой «тяжелый», «средний», «легкий».
оценкой «тяжелый», «средний», «легкий».
По плотности все минералы можно разделить на три
► По плотности все минералы можно разделить на три
категории:
категории:
► легкиелегкие  — с плотностью до 2500 кг/м3 (нефти, смолы, угли,
— с плотностью до 2500 кг/м3 (нефти, смолы, угли,
гипс, каменная соль),
гипс, каменная соль),
средние  — с плотностью до 4000 кг/м3 (кальцит, кварц,
— с плотностью до 4000 кг/м3 (кальцит, кварц,
► средние
полевые шпаты, слюды)
полевые шпаты, слюды)
тяжелые  — с плотностью больше 4000 кг/м3 (рудные
— с плотностью больше 4000 кг/м3 (рудные
► тяжелые
минералы).
минералы).
Чаще всего встречаются минералы с плотностью от 2000
► Чаще всего встречаются минералы с плотностью от 2000
до 5000 кг/м3.
до 5000 кг/м3. Физические свойства характерные для
Физические свойства характерные для
некоторых минералов
некоторых минералов

► Магнитность
Магнитность характерна для немногих минералов
 характерна для немногих минералов
(магнетит, пирротин, платина). Она выявляется при
(магнетит, пирротин, платина). Она выявляется при
помощи магнитной стрелки, которая притягивается или
помощи магнитной стрелки, которая притягивается или
отталкивается при поднесении к ней магнитных
отталкивается при поднесении к ней магнитных
минералов.
минералов.
Ряду минералов присущи особые свойства.
► Ряду минералов присущи особые свойства.
Так, для карбонатов типична реакция со слабой (5—10%-
реакция со слабой (5—10%-
► Так, для карбонатов типична
ной) соляной кислотой, сопровождающаяся выделением
 сопровождающаяся выделением
ной) соляной кислотой,
углекислого газа в виде пузырьков. Некоторые карбонаты
углекислого газа в виде пузырьков. Некоторые карбонаты
легко разлагаются в холодной кислоте (кальцит), другие
легко разлагаются в холодной кислоте (кальцит), другие
вступают в реакцию после измельчения в поро шок
вступают в реакцию после измельчения в поро шок
(доломит) или при подогревании (магнезит). Вскипают
(доломит) или при подогревании (магнезит). Вскипают
при, воздействии соляной кислотой также многие
при, воздействии соляной кислотой также многие
сульфиды с образованием сероводорода. Сероводород
сульфиды с образованием сероводорода. Сероводород
легко отличим по характерному запаху.
легко отличим по характерному запаху.
Двойное лучепреломление — свойство, отмечающееся у
 — свойство, отмечающееся у
ряда ми нералов, но особенно хорошо выраженное у
ряда ми нералов, но особенно хорошо выраженное у
прозрачных разностей кальцита, называемых исландским
прозрачных разностей кальцита, называемых исландским
шпатом. Если, через исландский шпат рассматривать
шпатом. Если, через исландский шпат рассматривать
предмет, то возникает его двойное изображе ние
предмет, то возникает его двойное изображе ние
На вкус определяются лишь некоторые растворимые в
 определяются лишь некоторые растворимые в
воде соли. Этим методом легко отличить, например,
воде соли. Этим методом легко отличить, например,
каменную соль от сильвина: последний имеет горько-
каменную соль от сильвина: последний имеет горько-
соленый вкус и слегка щиплет язык.
соленый вкус и слегка щиплет язык.
Следует учесть, что при макроскопическом определении
► Следует учесть, что при макроскопическом определении
минералов необходимо учитывать весь комплекс свойств.
минералов необходимо учитывать весь комплекс свойств.
► Двойное лучепреломление
► На вкус Классификация минералов
Классификация минералов
Современная классификация минералов основывается на
► Современная классификация минералов основывается на
их химическом составе и кристаллической структуре
их химическом составе и кристаллической структуре
вещества. Работами Н. В. Белова, А. Г. Бетехтина и
вещества. Работами Н. В. Белова, А. Г. Бетехтина и
других ученых доказана взаимосвязь между химическим
других ученых доказана взаимосвязь между химическим
составом, физическими свойствами и кристаллическим
составом, физическими свойствами и кристаллическим
строением вещества.
строением вещества.
Важнейшими классами являются следующие:
► Важнейшими классами являются следующие:
самородные элементы,
► самородные элементы,
сульфиды,
► сульфиды,
оксиды и гидроксиды,
► оксиды и гидроксиды,
галогенные соединения,
► галогенные соединения,
углеродистые соединения. .
► углеродистые соединения
В состав надкласса соли кислородных кислот
► В состав надкласса
следующие классы:
следующие классы:
карбонаты,
► карбонаты,
сульфаты,
► сульфаты,
фосфаты,
► фосфаты,
силикаты.
► силикаты.
В ряде классов минералы по химическому составу
► В ряде классов минералы по химическому составу
разделяются на подклассы, а внутри последних — на
разделяются на подклассы, а внутри последних — на
группы, что особенно четко выражено в силикатах.
группы, что особенно четко выражено в силикатах.
Из общего числа минералов около 34% приходится на
►   Из общего числа минералов около 34% приходится на
силикаты, около 25% — на оксиды и гидроксиды, около
силикаты, около 25% — на оксиды и гидроксиды, около
20% — на сульфиды; на долю всех остальных минералов
20% — на сульфиды; на долю всех остальных минералов
приходится около 21%.
приходится около 21%.
соли кислородных кислот входят
входят

file_name: Физические свойства минералов. Классификация минералов.ppt

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Физические свойства минералов. Классификация минералов" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Минералогия", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".


extracted_text:
Сбор и подготовка
скважинной продукции
Транспортирование
скважинной продукции К числу основных требований, предъявляемых к
системам сбора, транспортирования и подготовки
нефти, газа и воды на промыслах относятся:
• Автоматическое измерение количества нефти, газа и воды.
• Обеспечение герметизированного сбора продукции
Доведение нефти, газа и воды до норм товарной продукции.
• Автоматический  учет товарной  нефти и газа и передача их
товарно транспортным организациям.
• Возможность ввода в эксплуатацию части  большого
месторождения с полной утилизацией нефтяного газа.
• Обеспечение высоких экономических показателей по
капитальным затратам, снижению металлоемкости и
экономичных расходов.
• Надежность и маневренность эксплуатации технологических
установок и возможность их полной автоматизации.
• Изготовление оборудования технологических установок и
основных узлов системы   сбора   индустриальным способом
в блочном и мобильном исполнении. Схема сбора и подготовки продукции скважин.
ВРБ
АГЗ
У
ДНС
АГЗ
У
БКНС
УПСВ
Потребитель
или   ГПЗ
ЦППН
или
УПН
ЦТП
НПЗ
     Нефтяные скважины
     Скважины ППД
     Нефтепровод
     Газопровод
     Водовод

Магистральный
нефтепровод 1  –  добывающая  скважина;  2  –  выкидная  линия;  3  –  АГЗУ;  4  –  сборный
коллектор; 5 – КНС; 6 – нагнетательная скважина; 7 – УПВ; 8 – УПН; 9 –
автоматизированная замерная установка; 10 – газопровод; 11 – ГПЗ; 12 –
ДНС; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – насосная станция; 15 – парк
товарных резервуаров; 16 – товарный коллектор нефти Работа сепаратора любого типа
характеризуются двумя
основными показателями:
1.   Количеством  капельной
жидкости уносимой потоком газа
из секции 4.
Количеством пузырьков газа,
уносимых потоком нефти из
секции 3.
Чем меньше эти показатели, тем
лучше работает сепаратор.

file_name: Презентации 10, 11.ppt

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Сбор и подготовка скважинной продукции" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Геология нефти и газа", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".

география

group: Дисциплины


extracted_text:
Значение нефти и
газа в народном
хозяйстве РФ Около 90% всей добычи нефти и конденсата
в России приходится на восемь НК:
 «Роснефть»;
 ЛУКОЙЛ;
 ТНКВР;
 «Сургутнефтегаз»;
 «Группа Газпром» (включая «Газпром нефть»);
 «Татнефть»;
 «Башнефть»;
 «Русс Нефть».
В  марте  2013  г.  «Роснефть»  закрыла  сделку  по
приобретению  ТНКВР,  в  результате  чего
компания
мировым
производителем  нефти  и  контролирует  около
37%  добычи  нефти  в  России,  а  ежегодное
извлечение  из  недр  жидких  углеводородов
составляет около 195 млн. тонн.
крупнейшим
стала Отдельные техникоэкономические
показатели работы нефтяной
промышленности России в 1995 – 2012 гг. Отдельные техникоэкономические
показатели работы добывающих компаний
в России в 2012 г. Добыча нефти и конденсата в России
в 2009 – 2012 гг. по регионам, млн.т.

file_name: Презентация 1.ppt

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Значение нефти и газа в народном хозяйстве РФ" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Геология нефти и газа", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".


extracted_text:
КУБАНОВЕДЕНИЕ
 ДИДАКТИЧЕСКИЙ
МАТЕРИАЛ
( начальные классы)
 Кроссворды Чембурка Сочи

file_name: КУБАНОВЕДЕНИЕ.pptx

description: Чембурка

description: Сочи

intro: Эти кроссворды и загадки были придуманы совместно с учениками 4 класса на уроках , как закрепление или для расширения кругозора  для проведения более. Считаю , что такая работа приносит большой результат как в патриотическом воспитании школьника так и обогащении словарного запаса ребенка .И такие игровые моменты на уроке с последующим результатом приносят детям положительные эмоциию

title: Презентация по кубановедению : Кроссворды и загадки


extracted_text:
Геологические процессы в земной
коре
• Образование нефтяных и газовых
месторождений
• Физикохимические свойства
нефти, газа и пород, слагающих
нефтяные пласты ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
резервуар
представляет
собой
Пластовый
коллектор,
ограниченный  на  значительной  площади  в  кровле  и  подошве
плохо
такого
резервуара  является  сохранение  толщины  и  литологического
состава на большой площади.
породами.  Особенностями
проницаемыми
схема
Принципиальная
пластового резервуара.

1 – коллектор (песок);
  2  –  плохо  проницаемые
породы (глины) ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Под  массивным  резервуаром  понимают  мощные  толщи  пород,  состоящие  из
многих  проницаемых  пластов,  не  отделенных  один  от  другого  плохо
проницаемыми породами.
• однородные массивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород,
большей частью карбонатных
• неоднородные массивные резервуары – толща
пород  неоднородна.  Литологически  она  может
быть  представлена,  например,  чередованием
известняков.  Песков  и  песчаников,  сверху
перекрытых глинами.
  Схема
массивного резервуара.
однородного

Схема неоднородного массивного  резервуара ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные
со всех сторон
В  эту  группу  объединены  природные  резервуары  всех  видов,  в  которых
насыщающие  их  газообразные  и  жидкие  углеводороды  окружены  со  всех
сторон  либо  практически  непроницаемыми  породами,  либо  породами,
насыщенными слабоактивной водой. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Ловушка – часть природного резервуара, в
которой благодаря различного рода
структурным дислокациям,
стратиграфическому или литологическому
ограничению, а так же тектоническому
экранированию создаются условия для
скопления нефти и газа.
Гравитационный фактор вызывает в ловушке
распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
•  Структурная  ловушка  (сводовая)  –  образованная  в  результате
изгиба слоев.
•  Стратиграфическая  ловушка  –  сформированная  в  результате
эрозии  пластов  –  коллекторов  и  перекрытия  их
затем
непроницаемыми породами.
•  Тектоническая  ловушка  –  образованная  в  результате
вертикального  смещения  пластов  относительно  друг  друга,  пласт
коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться
с непроницаемой горной породой.
•  Литологическая  ловушка  –  образованная  в  результате
литологического
пород
непроницаемыми.
проницаемых
замещения
пористых ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Газ
Нефть
Вода
Вода
Нефть
Сводовая ловушка
Тектонически
экранированна ловушка
Нефть
Нефть
Вода
Нефть
Литологиически
экранированная ловушка

Нефть
Вода
Стратиграфически
экранированная ловушка ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных
сопутствующих компонентов,  сосредоточенные в
ловушке,  в количестве, достаточном для
промышленной разработки, называется  залежью.
• пластовая
• массивная
• литологически ограниченная
• стратиграфически ограниченная,

• тектонически эранированная ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Пластовый тип залежи ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Массивный  тип залежи ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Под месторождением нефти и газа понимается
совокупность залежей, приуроченных  территориально
к одной площади и сведенных с благоприятной
тектонической структурой.
Понятия  месторождение  и  залежь  равнозначны,  если  на  одной
площади  имеется  всего  одна
залежь,  такое  месторождение
называется  однопластовым.  Месторождение,  имеющее  залежи  в
пластах  (горизонтах)  разной  стратиграфической  принадлежности,
принято называть многопластовыми ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородо
нефтяная
газовая
нефтегазовая
газоконденсатнонефтяная
газонефтяная

нефтегазоконденсатная ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ
Коллектором называется горная порода,
обладающая такими геологофизическими
свойствами, которые обеспечивают физическую
подвижность нефти или газа в ее пустотном
пространстве.
Породаколлектор может быть насыщена как
нефтью или газом, так и водой. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ
Емкостные свойства породы определяются ее пустотностью:
Vпуст. =  Vпор+ Vтрещ. +  Vкаверн
а
б
д
в
е
г ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО  ПРОСТРАНСТВА
Значения пористости некоторых осадочных пород
Горная порода
Глинистые сланцы
Глины
Пески
Песчаники
Известняки
Доломиты
Известняки и доломиты, как покрышки
Пористость, %
0,541,4
6,050,0
6,052
3,529,0
до 33
до 39
0,652,5 ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
Н Е Ф Т Ь
Природная смесь, состоящая
преимущественно из углеводородных
соединений метановой, нафтеновой и
ароматической групп, которые в
пластовых и стандартных условиях
находятся в жидкой фазе.
Кроме углеводородов (УВ) в нефтях
присутствуют сернистые, азотистые,
кислородные соединения,
металлоорганические соединения. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
по углеводородному составу
Метановые
(более 50 %)
Нафтеновые
(более 50 %)
Ароматические
(более 50 %) ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ  НЕФТЕЙ
по содержанию парафинов
Малопарафинистые
   (не выше 1,5 %)
Парафинистые
   (1,51  6,00 %)
Высокопарафинистые
  (выше 6,00 %)
Содержание парафина в нефти иногда
достигает 13  14 % и больше. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
Нефтяной  парафин
  это  смесь
резко
групп,
твердых  УВ
по
от
отличающихся
свойствам,    парафинов  C17H36    С35Н72  и
церезинов С36Н74  C55H112.
двух
друг
друга
Температура  плавления  первых  27
71°С, вторых – 6588°С. При одной и той
же  температуре  плавления  церезины
имеют  более  высокую  плотность  и
вязкость. по содержанию серы
Малосернистая
 (не выше 0,5 %)
Сернистая
 (0,51  2,0 %)
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ  НЕФТЕЙ
Высокосернистая
 (выше 2,0 %) ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ  НЕФТЕЙ
по содержанию смол
Малосмолистые
(меньше 5 %)
Смолистые
(5  15 %)
Высокосмолистые
(выше 15 %) ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТЕЙ
•  Газосодержание  (газонасыщенность)    пластовой  нефти
это  объем  газа      растворенного  в  1м3  объема  пластовой  нефти:
G=Vг/Vпл.н.  (м3/м3 )
Газосодержание  пластовых  нефтей  может  достигать  300500
м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30
100  м3/м3.  Вместе  с  тем  известно  большое  число  нефтей  с
газосодержанием не выше 810 м3/м3.
•Давлением насыщения  пластовой нефти называется давление,
при  котором   газ начинает выделяться из нее. Давление
насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в
залежи, от их состава, от пластовой температуры. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТЕЙ
(или
объемной
сжимаемости
•  Коэффициент
упругости)
характеризует  относительное  приращение  объема  нефти  при  изменении
давления  на  единицу.  Для  большинства  пластовых  нефтей  =  (15).103
МПа1
  βн  =  (1/V)(ΔV/Δp),  где  ΔV    изменение  объема  нефти,  V    исходный
объем нефти, Δp  изменение давления.
• Объемный коэффициент пластовой нефти  показывает,  какой
объем занимает в пластовых условиях 1м3 дегазированной нефти:
bн  =  Vпл.н./Vдег.=  pн/pпл.н.,  где  Vпл.н.  объем  нефти  в  пл.  усл.,  Vдег.объем
того  же  колва  нефти  после  дегазации  при  атмосферном  давлении  и
t=200С, pпл.н.плотность нефти в пл. усл., p плотность нефти в станд. усл.
•  Усадка  нефти
уменьшение  объема  пластовой  нефти  при
извлечении ее на поверхность U = (bн1)/bн*100 ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТЕЙ
При  подсчете  запасов  нефти  объемным  методом  изменение  объема
пластовой  нефти  при  переходе  от  пластовых  условий  к  поверхностным
учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.
•  Пересчетный коэффициент =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н
•Коэффициент  теплового  расширения  н  показывает,  на  какую
часть  V  первоначального  объема  Vo  изменяется  объем  нефти  при
изменении температуры на 1 °С
н = (1/Vo) (V/t).
Размерность н  1/°С.
Для
коэффициента
большинства
расширения колеблются в пределах (120) *104 1/°С.
нефтей
значения
теплового
Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней
окрашенных веществ (смол, асфальтенов). ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТЕЙ
•  Под  плотностью  пластовой  нефти  понимается  масса  нефти,
извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема.
Она  обычно  в  1,21,8  раза  меньше  плотности  дегазированной  нефти,  что
объясняется  увеличением  ее  объема  в  пластовых  условиях  за  счет
растворенного  газа.  Известны  нефти,  плотность  которых  в  пласте
составляет  всего  0,30.4  г/см3.  Ее  значения  в  пластовых  условиях  могут
достигать 1.0 г/см3
По плотности пластовые нефти делятся на:
•легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
•тяжелые с плотностью более 0,850 г/.
 Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые
низким. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТЕЙ
•
  Вязкость  пластовой  нефти  н,  определяющая  степень  ее
подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости
ее  в  поверхностных  условиях.  Это  обусловлено  повышенными
газосодержанием и пластовой температурой.
 Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в
области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти
может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти.
Вязкость  зависит  также  от  плотности  нефти:  легкие  нефти  менее
вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПас
По вязкости нефти делятся на:
незначительной вязкостью  н < 1 мПа  с;
маловязкие                              1<н5 мПа 
с повышенной вязкостью  5<н 25 мПа с;
высоковязкие                       н > 25 мПа с.

с; ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ  НЕФТЕЙ
В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ
плотность, молекулярная масса, вязкость, температура
застывания и кипения
В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ
газосодержание, давление насыщения растворенным
газом, объемный коэффициент, вязкость, коэффициент
сжимаемости, коэффициент теплового расширения,
плотность. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
 ГОРЮЧИЙ  ГАЗ  ( ГАЗ)
Природные углеводородные газы представляют собой
смесь предельных УВ.
Основным компонентом является метан СН4.
Наряду с метаном в состав природных газов входят более
тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты:
азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S,
гелий Не, аргон Аr.
В природных условиях находится в газообразной фазе в
виде отдельных скоплений либо в растворенном  в нефти
или воде состоянии, а в стандартных условиях – только в
газообразной фазе.

file_name: Презентация 2.ppt

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Геологические процессы в земной коре" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Геология нефти и газа", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".


extracted_text:
Первичное и
вторичное вскрытие
продуктивных пластов • Бурение — это процесс сооружения
скважины путём разрушения горньтх пород.
• Скважиной называют горную вырубку
цилиндрической формы, диаметр которой во
много раз меньше её длины и построенная
без доступа человека на забой.
• Верхняя часть скважины называется устьем,
дно  забоем, боковая поверхность  стенкой,
а пространство, ограниченное стенкой
стволом скважины.
• Длина скважины — это расстояние от устья
до забоя по оси ствола, а глубина  проекция
длины на вертикальную ось. Конструкция
скважины Конструкция скважины
В конструкции скважины используют следующие типы
обсадных колонн:
• Направление  для крепления верхнего интервала,
сложенного неустойчивыми наносами. Предназначено
для предотвращения размыва устья скважины при
бурении под кондуктор.
• Кондуктор  для крепления верхних неустойчивых
интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от
загрязнения, установки на устье противовыбросового
оборудования, а также для подвески последующих
обсадных колонн.
• Промежуточная обсадная колонна  для крепления и
изоляции вышележащих зон геологического разреза,
несовместимых по условиям бурения с нижележащими.
Эта колонна служит для предупреждения осложнений и
аварий в скважине при бурении последующего интервала. Схема
бурения
скважины В состав полного цикла сооружения
скважины входят следующие работы:
• монтаж буровой установки;
• подготовка;
• поинтервальное углубление ствола;
• поинтервальное крепление ствола и
разобщение пластов; вскрытие продуктивных
горизонтов;
• глубинное исследование;
• спуск и цементирование эксплуатационной
колонны; сооружение фильтра в
продуктивной части скважины; испытание
скважины на приток пластового или
приемистость нагнетаемого флюида;
• демонтаж буровой установки. Функции буровых растворов
• 1)     вынос частиц выбуренной породы из скважины;
• 2)     передача энергии турбобуру или винтовому
• 3)     предупреждение поступления в скважину нефти,
двигателю;'
газа и воды;
• 4)     удержание частичек разбуренной породы во
взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
• 5)     охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
• 6)     уменьшение трения бурильных труб о стенки
скважины;
• 7)     предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
• 8)     уменьшение проницаемости стенок скважины,
благодаря коркообразованию.

file_name: Презентация 3.ppt

description:
Конструкция
скважины

description:
Схема
бурения
скважины

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Геология нефти и газа", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".


extracted_text:
Обобщающий
урок по теме:
«Признаки
равенства
треугольни
ков»
2018 год =
I признак
(по двум сторонам и углу между
ними) =
II признак
(по стороне и 2 прилежащим к ней
углам) =
III признак
                    (по  трем
сторонам) «Решение задач на
применение
Тема урока:
Признаков равенства
треугольников» №1. По готовому чертежу докажите
равенство треугольников
B
С
AD=CB
 ADB= CBD
BD – общая
сторона
А
D

   AВD =    СDB по I признаку

(по двум сторонам и углу между
ними) №2. По готовому чертежу докажите
равенство треугольников
А
D
O
С
    CO=DO
      C= D
AOC= BOD
(как
вертикальные)
B

   COA =    DBO по II признаку

(по стороне и 2 прилежащим к ней
углам) №3. По готовому чертежу докажите
равенство треугольников
N
P
K
    NK=NO
     PK=PO
NP – общая
сторона
O
   NPK =    NPO по III признаку

                (по трем сторонам)
 №4. По готовому чертежу докажите
равенство треугольников
В
А
М
С
    AB=AD (как
радиусы)
     AC=AM (как
радиусы)
BAC= DAM
  (как
вертикальные)
D

   AВC =    ADM по I признаку

(по двум сторонам и углу между
ними) Историческая
справка
«Познай самого
себя».   Фалес
Милетский
(ок. 625 г. до н. э. – ок. 545 г. до н.
э.) №2.1. Решение задач по готовому чертежу
A
В
C
D
    Дано: MO=ON
AB=CD,  BMO= CNO
Доказать:    ABM=   DCN


O
M
Доказательство:
N
   1)    MBO=   NCO


2) MB=NC

   3)    ABM=   DCN
 №2.2. Решение задач по готовому чертежу
В
C
O
M
Доказательство:
    Дано:
    MO=ON
   BMO= CNO
Доказать:
  BOC -

равнобедренный
N

   1)    MBO=   NCO

2) BO=OC
   3)    BOC - равнобедренный
 №2.3. Решение задач по готовому чертежу
F
5 см
10
см
O
5 см
    Найти: FK
Решение:
1) ABC –
равнобедренный
     AB=BC=5 см


   2)    DBC=    DFO  по I
признаку
          =>  BC = FO = 5 см
3)      FHK – равнобедренный
     HO-биссектриса> HO – медиана
         FK=2 FO= 10 см №3.1 Практическая работа
C
D
B
Е
A
   1)    ABE=     ADE (III признак)


   2)    ABC=     ADC (I признак)


   3)    EBC=     EDC (III признак)

 В
A
№3.2 Практическая работа
C
Е
D
   1)    ABE=     ADE (I признак)



   2)    ABC=     ADC (I признак)
   3)    EBC=     EDC (III
признак)


 №3.3 Практическая работа
В
Е
A
D


   1)    EBC=     EDC (II
признак)
   2)    CDA=     CBA (I признак)
   3)    ADE=     ABE (III
признак)




C Продолжите
предложение:
 Мы изучили признаки равенства
треугольников для того, чтобы…
 Мне стало понятно…
 Я понял(а), что смогу …
 У меня получилось …
 На следующих уроках по геометрии… Домашнее
задание:
№ 134
№ 138(а)

file_name: Открытый урок_Признаки равенства треугольников.ppt

description:
=
III признак
                    (по  трем
сторонам)

description:
Домашнее
задание:
№ 134
№ 138(а)

intro: Презентация "Признаки равенства треугольников" предназначена для учащихся 7 класса при обобщении темы и решении задач. Здесь представлены задачи по готовым чертежам, которые нужны для отработки практических навыков при решении задач. Презентация помогает так е отработать умения учащихся при применении конкретной теоремы при решении той или иной задачи.

title: презентация на тему "Признаки равенства треугольников"


extracted_text:
Разработка
нефтяных и газовых
месторождений ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Природным режимом залежи называют совокупность
естественных сил (видов энергии),  которые обеспечивают
перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих
скважин.
В  нефтяных  залежах  к  основным  силам,  перемещающим  нефть  в  пластах,
относятся:
•напор контурной воды под действием ее массы – водонапорный режим;
•напор  контурной  воды  в  результате  упругого  расширения  породы  и  воды
упруговодонапорный;
•давление газа газовой шапки  газонапорный (режим газовой шапки);
•упругость  выделяющегося  из  нефти  растворенного  в  ней
газа

растворенного газа;
•сила тяжести нефти  гравитационный. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии
являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор
краевых пластовых вод.
Соответственно различают режимы:
•газовый
•упруговодогазонапорный ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме
ВНКк
ВНКтек
ВНКнач
1
2
3
4
изменение объема залежи в процессе:
1 интервалы перфорации; 2нефть; 3вода;
 4 направление движения воды и нефти;
положение ВНК: ВНКначначальное,
ВНКк – конечное;

в
При
залежь
водонапорном
режиме
основным видом энергии является
напор  краевой  воды,  которая
внедряется
и
относительно  быстро  полностью
компенсирует
отбираемое
количество  нефти  и  попутной
воды.  В  процессе  эксплуатации
залежи  в  ее  пределах  происходит
движение всей массы нефти.
Объем
постепенно
сокращается за счет подъема ВНК.
залежи ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Режим  свойственен
залежам,  приуроченным  к  инфильтрационным
водонапорным  системам,  при  хорошей  гидродинамической  связи  залежи  с
законтурной зоной пласта и с областью питания.
Это обеспечивается при следующих геологических условиях:
•больших размерах законтурной области;
•небольшой удаленности залежи от области питания,
•высокой  проницаемости  и  относительно  однородном  строении  пласта
коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
•отсутствии тектонических нарушений,
•низкой вязкости пластовой нефти;
•при  небольших  размерах  залежи  и  соответственно  умеренных  отборах
жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью
компенсироваться внедряющейся в залежь водой. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме
Рпл
Рнас
G
В
II
стадия
я
и
д
а
т
с

I
III
стадия
qж
qн
IV
стадия
0,1
0,3
0,5
0,7
kизвл.н
Основной период
разработки
основных
показателей
динамика
разработки:  давление:  Рпл  –пластовое,
Рнас  –насыщение;  годовые  отборы:  qк  –
нефти,  qж  –  жидкость;  В  –  обводненность
продукции;  G  –  промысловый  газовый
фактор;  kизвл.нкоэффициент  извлечения
нефти

режим
особенности
отличают
динамики
Водонапорный
следующие
показателей разработки:
•тесная  связь  поведения  динамического
пластового давления с величиной текущего
отбора  жидкости  из  пласта    относительно
небольшое  снижение  его  при  увеличении
отбора,
при
постоянном
при
уменьшении  отбора,  восстановление  почти
до  начального  пластового  давления  при
полном  прекращении  отбора  жидкости  из
залежи; область снижения давления обычно
ограничивается площадью залежи;
неизменная
отборе,
величина
увеличение ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме
Рпл
Рнас
G
В
II
стадия
я
и
д
а
т
с

I
III
стадия
qн
qж
IV
стадия
0,1
0,3
0,5
0,7
kизвл.н
Основной период
разработки
основных
показателей
динамика
разработки:  давление:  Рпл  –пластовое,
Рнас  –насыщение;  годовые  отборы:  qк  –
нефти, qж – жидкость; В – обводненность
продукции;  G  –  промысловый  газовый
фактор;  kизвл.нкоэффициент  извлечения
нефти

Водонапорный
следующие
показателей разработки:
режим
особенности
отличают
динамики
•практически  неизменные  на  протяжении
всего  периода  разработки  средние  значения
промыслового газового фактора;
•достигаемый  высокий  темп  годовой
добычи нефти в период высокой стабильной
добычи  нефти,  называемый
II  стадией
разработки,    до  810%  в  год  и  более  от
начальных  извлекаемых
(НИЗ);
отбор  за  основной  период  разработки  (за
первые
8590%
извлекаемых запасов нефти;
При   водонапорном   режиме   достигается
наиболее  высокий  коэффициент
извлечения нефти  до 0,60,7..
стадии)
запасов
около
три ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора
краевой  воды,  но  в  отличие  от  водонапорного  режима  основным
источником  энергии  при  этом  служит  упругость  породколлекторов  и
насыщающей их жидкости
пласта.  В
этой
части
водоносной
При  этом  режиме  отбор  жидкости  не  полностью  компенсируется
внедряющейся  в  залежь  водой.  В  результате  снижение  давления  в  пласте
постепенно  распространяется  за  пределы  залежи  и  захватывает  большую
область
области  происходит
соответствующее  расширение  породы  и  пластовой  воды.  Коэффициенты
упругости  воды  и  породы  незначительны,  однако  при  больших  размерах
области  сниженного  давления,  во  много  раз  превышающих  размеры  залежи,
упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических
условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных
систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с
областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной
проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости
нефти. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Рпл
G
я II
стадия
и
д
а
т
с

I
В
qн
qж
Рнас
III
стадия
IV
стадия
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,7
Основной период
разработки
kизвл.н
аналогичен
однако
Процесс  вытеснения  нефти  водой  из
водонапорному
пласта
вследствие  менее
режиму,
благоприятных
геологофизических
условий  доля  неизвлекаемых  запасов  по
сравнению  с  водонапорным  режимом
несколько возрастает.
Динамика основных показателей
давление:  Рпл  –пластовое, Рнас –насыщение;
годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость;
В  обводненность продукции;
G  промысловый газовый фактор;
kизвл.коэффициент извлечения нефти ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Рпл
G
В
Динамика
при
упруговодонапорном  режиме    имеет  и  сходства  с
динамикой водонапорного режима, и отличия от нее:
показателей
разработки
qн
qж
Рнас
III
стадия
IV
стадия
я II
стадия
и
д
а
т
с

I
0,1
0,2
0,3
0,4
Основной период
разработки
0,5
0,7
kизвл.н
Динамика основных показателей
давление:  Рпл    пластовое,  Рнас
насыщение;  годовые  отборы:  qк  –
нефти, qж – жидкость;
В  обводненность продукции;
G  промысловый газовый фактор;
kизвл.коэффициент извлечения нефти

периода
разработки
Отличия  заключаются  в  следующем:  при
упруговодонапорном  режиме  на  протяжении
всего
происходит
снижение  пластового  давления;  по  мере
расширения области снижения давления вокруг
залежи  темп  падения  давления  постепенно
замедляется, в результате отбор жидкости при
падении  давления  на  1  МПа  во  времени
постепенно возрастает.
Основное сходство состоит в том, что на
разработки
всего  периода
газовый  фактор  остается
вследствие
превышения
давлением
протяжении
промысловый
постоянным
пластового
насыщения.
над
давления ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Кривая
1
соответствует
случаю,
когда
упруговодонапорная система имеет большие размеры
Рпл.
Рпл.нач
Рнас
3
2
1
областью,
Кривая  2  отражает  случай  с
небольшой
относительно
что
законтурной
продуктивных
характерно
горизонтов,
или
проницаемость  резко  снижается  в
законтурной  области,  или  имеются
дизъюнктивные
на
нарушения
небольшом удалении от залежи.
которых
для
в
динамического
Qж
пластового
Зависимость
давления  Рпл  от  накопленной  добычи
жидкости Qж  с начала ее разработки.
Размеры  законтурной  области:  1большие;  2небольшие;  3
законтурная область практически отсутствует
Зависимость, представленная  линией 3, указывает на то, что добыча жидкости
осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области
(залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в
практике называют упругим. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Рпл
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
В
G
qн
qж
Рнас
III
стадия
IV
стадия
я II
стадия
и
д
а
т
с

I
0,1
0,2
0,3
0,4
Основной период
разработки
0,5
0,7
kизвл.н
Темп
нефти
добычи
при
упруговодонапорном  режиме  во  II  стадии
разработки обычно не превышает 57% в год от
НИЗ.  К  концу  основного  периода  разработки
обычно  отбирается  около  80  %  извлекаемых
запасов.
нефти
Добыча
более
интенсивным обводнением продукции, чем при
водонапорном режиме.
сопровождается
Значение  водонефтяного  фактора  к  концу
разработки может достигнуть 23.
Динамика основных показателей

давление:  Рпл
  пластовое,  Рнас
насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж
– жидкость;
В  обводненность продукции;
G  промысловый газовый фактор;
kизвл.коэффициент извлечения нефти
коэффициента
извлечения  нефти  обычно  не  превышают  0,5
0,55.
конечного
Значения ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
ГНКнач.
ГНКтек.
ГНКк
ВНК
залежи  в
Газонапорный  режим    это  режим
нефтяной части газонефтяной залежи, при
котором нефть вытесняется из пласта под
действием  напора  газа,  заключенного  в
газовой  шапке.  В  результате  снижения
пластового  давления  в  нефтяной  части
залежи  происходит  расширение  газовой
шапки  и  соответствующее  перемещение
вниз ГНК.
в
Режим
чистом
виде  может
действовать  в  залежах,  не  имеющих
гидродинамической связи с законтурной
областью,  или  при  весьма  слабой
активности краевых вод.
Объем  нефтяной  части  залежи  при  ее
связи
с
площади
разработке
опусканием
нефтеносности остается постоянным
сокращается
ГНК.
в
Размер

  Изменение  объема
процессе разработки
1  –  газ;  2  –  запечатывающий  слой  на
границе  ВНКнач;  положение  ГНК:  ГНКнач
начальное,
ГНКк
конечное;
текущее,
ГНКтек
1
2 ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
Геологические условия, способствую
щие проявлению газонапорного режима:
•наличие  большой  газовой  шапки,
ГНКнач.
ГНКтек.
ГНКк
ВНК
обладающей достаточным запасом
•энергии для вытеснения нефти;
•значительная  высота  нефтяной  части
залежи;
1
2
вертикали;
•высокая  проницаемость  пласта  по
Режим
Иизменение объема залежи в
процессе разработки
1 – газ; 2 – нефть; ВНКнач; положение
ГНКтек
начальное,
ГНК:
текущее, ГНКк конечное;
ГНКнач

•малая  вязкость  пластовой  нефти  (не
более 23 мПас).
целью
С
предотвращения
в
преждевременных  прорывов
нефтяные скважины в них перфорируют
нижнюю
нефтенасыщенной
толщины, т.е. отступают от ГНК.
часть
газа Рнас = Рпл.нач
G
я
и
д
а
т
с

I
qн
я
и
д
а
т
с

I
I
0,2
0,1
0,3
Основной период
разработки
Рпл.тек
я
и
д
а
т
с

I
I
I
я
и
д
а
т
с

V
I
0,4
kизвл.н
Динамика основных
показателей разработки: давление:
Рпл  пластовое, Рнас  насыщение;
годовые отборы: qк  нефти, qж
жидкость; В  обводненность
продукции; G  промысловый газовый
фактор; kизвл.нкоэффициент
извлечения нефти

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
в
При
залежи
разработке
условиях
газонапорного  режима  пластовое  давление
постоянно  снижается.  Темпы  его  снижения
зависят  от  соотношения  объемов  газовой  и
нефтяной  частей  залежи  и  от  темпов  отбора
нефти из пласта.
Темпы  годовой  добычи  нефти  в  процентах
от  НИЗ  во  II  стадии  могут  быть  довольно
высокими    примерно  такими  же,  как  и  при
водонапорном режиме.
фронта
Невысокое
значение  КИН
объясняется
неустойчивостью
вытеснения
(опережающим перемещением газа по наиболее
проницаемым  частям  пласта),  образованием
конусов
пониженной
эффективностью  вытеснения  нефти  газом  по
сравнению с водой.

также
газа,
а ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
Рнас = Рпл.нач
G
я
и
д
а
т
с

I
qн
я
и
д
а
т
с

I
I
я
и
д
а
т
с

I
I
I
Рпл.тек
я
и
д
а
т
с

V
I
0,1
0,2
0,3
Основной период
разработки
0,4
kизвл.н
Средний
промысловый
газовый
фактор  по  залежи  в  начальные  стадии
разработки  может  оставаться  примерно
постоянным.
газ  из
По  мере  опускания  ГНК  в  скважины
поступает
газовой  шапки,
происходит  выделение  газа  из  нефти  и
значение  газового  фактора  начинает
резко  возрастать,  что  приводит  к
снижению уровня добычи нефти
Динамика основных показателей
разработки:
давление:  Рпл
  пластовое,  Рнас

насыщение;  годовые  отборы:  qк    нефти,  qж
жидкость;  В    обводненность  продукции;  G
промысловый
kизвл.н
коэффициент извлечения нефти
фактор;
газовый

Добыча
нефти
осуществляется
практически без попутной воды. G
ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа)
Режим  растворенного  газа    режим  нефтяной
залежи,  при  котором  пластовое  давление  падает  в
процессе  разработки  ниже  давления  насыщения,  в
результате  чего  газ  выделяется  из  раствора  и
пузырьки  окклюдированного
газа,  расширяясь,
вытесняют нефть к скважинам.
Рнас
Рнл
qн
я
и
д
а
т
с

I
я
и
д
а
т
с

I
I
III
стадия
0,2
Основной период
0,1
разработки
IV
 стадия
0,3
0,4 kизвл.н
Режим  в  чистом  виде  проявляется  при
отсутствии  влияния  законтурной  области,  при
близких  или  равных
значениях  начального
пластового  давления  и  давления  насыщения,  при
повышенном  газосодержании  пластовой  нефти,
при отсутствии газовой шапки
Динамика основных показателей
разработки:
давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас  –
насыщение; годовые отборы: qк – нефти,
qж  –  жидкость;  В  –  обводненность
продукции;  G  –  промысловый  газовый
фактор;  kизвл.нкоэффициент  извлечения
нефти

В процессе разработки происходит уменьшение
нефтенасыщенности  пласта,  объем  же  залежи
остается  неизменным.  В
этим  в
добывающих
всю
скважинах
нефтенасыщенную толщину пласта.
связи
перфорируют
с ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа)
G
Рнас
Рнл
qн
я
и
д
а
т
с

I
я
и
д
а
т
с

I
I
стадия
0,2
Основной период
0,1
разработки
III
IV
 стадия
0,3
0,4 kизвл.н
Динамика
показателей разработки:
основных
давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас  –
насыщение;  годовые  отборы:  qк  –
нефти,  qж  –  жидкость;  В  –
обводненность  продукции;  G  –
промысловый газовый фактор; kизвл.н
коэффициент извлечения нефти

Динамика  годовых  показателей  разработки
залежи  при  этом  режиме  имеет  следующие
особенности:
всего
Пластовое  давление  интенсивно  снижается  на
протяжении
в
результате  чего  разница  между
значениями
давления  насыщения  и  текущим  пластовым
давлением со временем нарастает
разработки,
периода
выделяющегося
.  Промысловый  газовый  фактор  некоторое
время остается постоянным. Затем с увеличением
количества
фазовая
проницаемость  для  него  возрастает  и  значение
промыслового газового фактора увеличивается до
значений, в несколько раз превышающих пластовое
газосодержание
газ,
выделившийся из нефти, не только извлекаемой на
поверхность, но и остающейся в
(в  скважины  поступает
газа
 пласте). ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа)
G
Рнас
Рнл
Дегазация  пластовой  нефти  может  приводить
к  существенному  повышению  ее  вязкости.  Позже
вследствие
нефти
происходит уменьшение и промыслового газового
фактора  до нескольких кубометров на 1 м3.
пластовой
дегазации
qн
я
и
д
а
т
с

I
я
и
д
а
т
с

I
I
III
стадия
0,2
Основной период
0,1
разработки
IV
 стадия
0,3
0,4 kизвл.н
В общей сложности за весь период разработки
среднее значение промыслового газового фактора
намного (в 45 раз и более) превышает начальное
газосодержание пластовой нефти.
Динамика
показателей разработки:
основных
давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас
–насыщение; годовые отборы: qк
–  нефти,  qж  –  жидкость;  В  –
обводненность  продукции;  G  –
промысловый  газовый  фактор;
kизвл.нкоэффициент  извлечения
нефти

после
нефти
Добыча
достижения
ее
сразу  же  начинает
максимального  уровня
стадия
разработки
снижаться,
II
продолжается обычно всего одиндва года. Нефть
добывают практически без воды.
т.е. а
б
ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (гравитационный режим)
1
2
3
Гравитационный режим  это режим, при котором
нефть  перемещается  в  пласте  к  скважинам  под
действием силы тяжести самой нефти.
ВНКнач
qн,%
10
8
6
4
2
Режим
раство
ренного
Гравитационный
газа
газа
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5kизвл.н
Этот  вид  энергии  может  действовать,  когда
другими  ее  видами  залежь  не  обладает.  Режим
может  быть  природным,  но  чаще  проявляется
после завершения действия режима растворенного
газа,  т.е.  после  дегазации  нефти  и  снижения
пластового
проявлению
способствует значительная высота залежи. Нефть
в  пласте  стекает  в  пониженные  части  залежи.
Дебит  скважин  в  целом  низок  и  возрас
тает  с  понижением  гипсометрических  отметок
интервалов вскрытия пласта.
давления.
Его
а    изменение  объема  залежи  в  процессе  разработки;  б    динамика  годовых  отборов  нефти  qн,:  1  3
последовательные  границы  нефтенасыщения  пласта  (в  результате  "осушения"  верхней  части  залежи);
стрелками показано направление фильтрации нефти; а
ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (гравитационный режим)
1
2
3
Дебит  присводовых  скважин  постепенно
уменьшается  в  результате  "осушения"  пласта.
По той же причине сокращается объем залежи.
ВНКнач
Нефть  отбирается  очень  низкими  темпами
 менее 21 % в год от начальных извлекаемых
запасов.
б
qн,%
10
8
6
4
2
Режим
раство
ренного
Гравитационный
газа
газа
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5kизвл.н
Силы  тяжести  в  пласте  действуют  очень
медленно,  но
течение
длительного  времени  может  быть  достигнут
высокий коэффициент извлечения нефти.
счет  в
за  их
а    изменение  объема  залежи  в  процессе
разработки;  б
  динамика  годовых
отборов  нефти  qн,:  1  3    последовательные
границы
результате
пласта

"осушения"  верхней  части  залежи);  стрелками показано
направление фильтрации нефти;
нефтенасыщения
(в
Пластовое
давление
режиме
рассматриваемом
составляет
газосодержание  пластовой  нефти

единицы кубометров в 1 м3.
десятые
при
обычно
доли  МПа,
 ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
 ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ
При  газовом  режиме  (режиме  расширяющегося  газа)  приток  газа  к  забоям
скважин  обеспечивается  за  счет  потенциальной  энергии  давления,  под  которым
находится газ в продуктивном пласте.
Ее  запас  обычно  оказывается  достаточным  для  довольно  полной  выработки
залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы).
Режим  формируется  при  отсутствии  влияния  законтурной  области  и  может
иметь  место  в  условиях  как  инфильтрационной,  так и элизионной  водонапорной
системы.
При  газовом  режиме  объем  залежи  практически  не  меняется.  Пластовое
давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается.
По газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого
количества  газа  может  отличаться  от  прямолинейной.  Режим  обеспечивает
достаточно  высокие  темпы  добычи  газа    по  крупным  залежам  в  период
максимальной добычи до 810°/о начальных запасов в год и более.
Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие
0,90,97. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Под системой разработки месторождения понимают
и  технических
совокупность  технологических
мероприятий,  обеспечивающих  извлечение  нефти,
газа, конденсата и попутных компонентов из пластов
и управление этим процессом.
В
зависимости
характеристики
от  количества,
толщины,
коллекторов,
типов  и
фильтрационной
глубины
залегания  каждого  из  продуктивных  пластов,  степени  их
гидродинамической  сообщаемости  и  т.  д.  система  разработки
месторождения  может  предусматривать  выделение  в  его
геологическом  разрезе  одного,  двух  и  более  объектов
разработки (эксплуатационных объектов). СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
При  выделении  на  месторождении двух или более объектов  для  каждого  из
них  обосновывается  своя  рациональная  система  разработки.  Будучи
увязанными  между  собой,  системы  разработки  отдельных  эксплуатационных
объектов  составляют  рациональную  систему  разработки  месторождения  в
целом.
Рациональной называют систему разработки, которая
обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов
нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов
при наименьших затратах.
  Рациональная  система  разработки  должна  предусматривать  соблюдение
правил  охраны  недр  и  окружающей  среды,  полный  учет  всех  природных,
производственных  и
экономических  особенностей  района,  рациональное
использование  природной  энергии  залежей,  применение  при  необходимости
методов искусственного воздействия на пласт. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит
геологопромысловое обоснование технологических решений:
1)  о  выделении  эксплуатационных  объектов  на  многопластовом
месторождении;
 2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на
залежь  или  целесообразности  разработки  объекта  с  использованием
природной энергии;
  3)  при  необходимости    о  методе  воздействия  и  его  оптимальной
размещении
разновидности;
нагнетательных и добывающих скважин на площади:
соответствующем
взаимном
о
 4) о плотности сетки скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6)  о  комплексе  мероприятий  по  контролю  и  регулированию  процесса
разработки.
Выбор  оптимального  варианта  выполняют  на  основе  сравнения  динамики
разработки
технологических
экономических
показателей
и
годовых
рассмотренных вариантов. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Эксплуатационным объектом называют  пласт или группу
пластов, предназначенных для разработки одной серией
добывающих скважин при обеспечении возможности
регулирования разработки каждого из пластов или зональных
интервалов (объектов разработки) отдельно.
Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной
залежи  или  несколько  залежей  различных  продуктивных  пластов,  следует
называть многопластовым эксплуатационным объектом.
 Под объектом разработки понимают отдельный пласт или
зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому
осуществляется контроль и регулирование разработки.
Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов
разработки.

file_name: Презентация 4.ppt

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Разработка нефтяных и газовых месторождений" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Геология нефти и газа", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".


extracted_text:
Технология
Технология
ППД
ППД
(поддержание пластового
(поддержание пластового
давления)
давления) заводнение
заводнение
           В натоящее время заводнение это наиболее
           В натоящее время заводнение это наиболее
интенсивный и экономически эффективный способ
интенсивный и экономически эффективный способ
воздействия, позволяющий значительно уменьшить
воздействия, позволяющий значительно уменьшить
количество добывающих скважин, увеличить их дебит,
количество добывающих скважин, увеличить их дебит,
снизить затраты на 1 тонну добываемой нефти, увеличить
снизить затраты на 1 тонну добываемой нефти, увеличить
КИН. Популярность этого метода объясняется следующим:
КИН. Популярность этого метода объясняется следующим:
     1. Общедоступностью воды.
     1. Общедоступностью воды.
     2. Относительной простотой процесса нагнетания
     2. Относительной простотой процесса нагнетания
вследствие   наличия гидростатического напора столба
вследствие   наличия гидростатического напора столба
жидкости в скважине.
жидкости в скважине.
      3. Способность воды распространяться по
      3. Способность воды распространяться по
нефтенасыщеным пластам.
нефтенасыщеным пластам.
      4. Высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти.
      4. Высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти. В зависимости  от  расположения
В зависимости  от  расположения
нагнетательных  скважин  по отношению к
нагнетательных  скважин  по отношению к
залежи нефти  различают 3 основных вида:
залежи нефти  различают 3 основных вида:
• законтурное
• законтурное
• приконтурное
• приконтурное

• внутриконтурное   заводнение
• внутриконтурное   заводнение
На многих месторождениях применяют
На многих месторождениях применяют
На многих месторождениях применяют
На многих месторождениях применяют
сочетание  этих разновидностей.
сочетание  этих разновидностей.
сочетание  этих разновидностей.
сочетание  этих разновидностей. ЗАКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
ЗАКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
метод законтурного заводнения заключается в быстром
метод законтурного заводнения заключается в быстром
восполнении природных энергетических  ресурсов,
восполнении природных энергетических  ресурсов,
расходуемых  на  продвижение  нефти к забоям
расходуемых  на  продвижение  нефти к забоям
эксплуатационных скважин.
эксплуатационных скважин.
При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а
При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а
лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к
лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к
залежи.
залежи. ПРИКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
ПРИКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
 Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно
 Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно
пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем
пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем
нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между
нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между
внутренним и внешним контурами нефтеносности
внутренним и внешним контурами нефтеносности

в н е ш н и й   к о н т у р
н е ф т е н о с н о с т и ;

в н у т р е н н и й   к о н т у р

н е ф т е н о с н о с т и ;

н а г н е т а т е л ь н ы е

с к а в ж и н ы ;

э к с п л у а т а ц и о н н ы е

с к а в ж и н ы

        Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность
        Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность
законтурных нагнетательных  скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается
законтурных нагнетательных  скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается
резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами
резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами
химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых
химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых
вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода –нефть.  Располагая
вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода –нефть.  Располагая
нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной
нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной
проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области,  а  также оказать
проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области,  а  также оказать
эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.
эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область. ВНУТРИКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
ВНУТРИКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
При внутриконтурном заводнении поддержание или
При внутриконтурном заводнении поддержание или
восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой
восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой
воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта
воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта

внешний контур
нефтеносности;

внутренний контур

нефтеносности;

нагнетательные

скавжины;

эксплуатационные

скавжины

Полученные  результаты    законтурного  заводнения  нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование
разработки  нефтяных  месторождений  и  привели  к  целесообразности  использования  внутриконтурного
заводнения,  особенно  крупных  месторождений,  с  разрезанием  пластов  рядами  нагнетательных  скважин  на
отдельные площади или блоки.
         При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой
воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта ВНУТРИКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
ВНУТРИКОНТУРНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
     В  России применяют следующие виды внутриконтурного
     В  России применяют следующие виды внутриконтурного
заводнения:
заводнения:

• разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин
• разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин
 на отдельные площадки;
 на отдельные площадки;
• барьерное заводнение;
• барьерное заводнение;
• разрезание  на отдельные блоки самостоятельной
• разрезание  на отдельные блоки самостоятельной
разработки;
разработки;
В нефтедобыче не существует
В нефтедобыче не существует
универсального вида заводнения при
универсального вида заводнения при
выборе, которого решались бы все
выборе, которого решались бы все
проблемы связанные с этим процессом.
проблемы связанные с этим процессом.
• сводовое заводнение;
• сводовое заводнение;
• очаговое заводнение;
• очаговое заводнение;
• площадное заводнение
• площадное заводнение Система заводнения с разрезанием залежи
Система заводнения с разрезанием залежи
на отдельные площади
на отдельные площади
применяется  на крупных месторождениях
применяется  на крупных месторождениях
платформенного типа с широкими
платформенного типа с широкими
водонефтяными зонами
водонефтяными зонами
    Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по
    Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по
самостоятельной системе.  На средних и небольших по размеру
самостоятельной системе.  На средних и небольших по размеру
залежах применяют поперечное разрезание их рядами
залежах применяют поперечное разрезание их рядами
нагнетательных скважин на блоки ( блоковое заводнение). Ширина
нагнетательных скважин на блоки ( блоковое заводнение). Ширина
площадей и блоков  выбирается с учетом соотношения  вязкостей и
площадей и блоков  выбирается с учетом соотношения  вязкостей и
прерывистости пластов ( литологического замещения) в пределах до
прерывистости пластов ( литологического замещения) в пределах до
3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих
3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих
скважин ( не более 5 – 7 ).
скважин ( не более 5 – 7 ). Блоковые системы разработки
Блоковые системы разработки
  нефтяных месторождений:
  нефтяных месторождений:
• однорядная
• однорядная
• трехрядная
• трехрядная
• пятирядная
• пятирядная СВОДОВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
СВОДОВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Если размеры залежи превышают оптимальные, то  это
Если размеры залежи превышают оптимальные, то  это
заводнение сочетают с  законтурным.
заводнение сочетают с  законтурным.
подразделяется на:
 осевое предусматривает поддержание пластового давления путем
расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры.
• кольцевое Кольцевой ряд  нагнетательных скважин с радиусом,
приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает  залежь на
центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ).
• центральное как разновидность кольцевого
(вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных
скважин, а внутри ее имеется  одна или несколько добывающих скважин).
подразделяется на:  осевое предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры.  • кольцевое Кольцевой ряд  нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает  залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ).• центральное как разновидность кольцевого(вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется  одна или несколько добывающих скважин). ОЧАГОВОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
ОЧАГОВОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
применяется в качестве  дополнительного
применяется в качестве  дополнительного
мероприятия  к основной системе заводнения
мероприятия  к основной системе заводнения
осуществляется на участках залежи, из которых в
осуществляется на участках залежи, из которых в
связи с неоднородным строением пласта,
связи с неоднородным строением пласта,
линзовидным характером залегания песчаных
линзовидным характером залегания песчаных
тел и другими причинами, запасы нефти не
тел и другими причинами, запасы нефти не
вырабатываются
вырабатываются ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
применяется в случае залежей с резко выраженной
применяется в случае залежей с резко выраженной
неоднородностью  пластов.
неоднородностью  пластов.
Вначале скважины бурят по равномерной квадратной
Вначале скважины бурят по равномерной квадратной
сетке  без разделения на эксплуатационные и
сетке  без разделения на эксплуатационные и
нагнетательные, а после исследования и некоторого
нагнетательные, а после исследования и некоторого
периода разработки из их числа выбирают наиболее
периода разработки из их числа выбирают наиболее
эффективные нагнетательные скважины.
эффективные нагнетательные скважины. ПЛОЩАДНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
ПЛОЩАДНОЕ  ЗАВОДНЕНИЕ
характеризуется рассредоточенной закачкой воды  в
характеризуется рассредоточенной закачкой воды  в
залежь по всей площади ее нефтеносности.
залежь по всей площади ее нефтеносности.
б
а
г

в
е
Рис. Площадная четырех(а), пяти(б), семи(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е)
системы заводнения (с выделенными элементами) ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
Первая проблема заводнения
Первая проблема заводнения
   с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых
   с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых
условиях µ0 =µн /µв текущая нефтеотдача при одном и том же
условиях µ0 =µн /µв текущая нефтеотдача при одном и том же
отношении объема закачанной в пласт воды  Q  к объему пор пласта
отношении объема закачанной в пласт воды  Q  к объему пор пласта
1
Vп  снижается.
Vп  снижается.
2
3
В о д а
Н е ф т ь
Рис. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при  = 1 – 5 10 Па с
1 – область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 – водонефтяной контакт;
3  область, занятая нефтью ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
первая проблема разработки нефтяных
первая проблема разработки нефтяных
месторождений  с применением  заводнения  состоит в
месторождений  с применением  заводнения  состоит в
ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей
ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей
нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую  и
нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую  и
конечную нефтеотдачу.
конечную нефтеотдачу.
1
2
В о д а
Н е ф т ь
 Рис. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при  = 20 – 3010 Па с
4
1область, занятая водой и остаточной нефтью; 2водонефтяной контакт;
3область, занятая нефтью; 4скопление нефти, оставшейся позади в/н  контакта ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
Направления решения проблемы
Направления решения проблемы
• Применение для закачки  в пласт горячей воды и
• Применение для закачки  в пласт горячей воды и
водяного пара.
водяного пара.
• Загущение воды полимерными добавками и другими
• Загущение воды полимерными добавками и другими
веществами.
веществами.
Использование влажного и сверхвлажного
Использование влажного и сверхвлажного
внутрипластового горения.
внутрипластового горения. ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
вторая проблема связана с принципиальной невозможностью
вторая проблема связана с принципиальной невозможностью
достижения полного вытеснения  нефти водой  даже при
достижения полного вытеснения  нефти водой  даже при
благоприятных  условиях значительной проницаемости коллекторов
благоприятных  условиях значительной проницаемости коллекторов
и малых значениях параметра  0.
и малых значениях параметра  0.
•
•
•
•
Направления решения проблемы
Направления решения проблемы
 обеспечить смешиваемость нефти с вытесняющим ее
 обеспечить смешиваемость нефти с вытесняющим ее
веществом;
веществом;
 применением высокотемпературного воздействия на
 применением высокотемпературного воздействия на
пласт, при котором происходило бы выпаривание
пласт, при котором происходило бы выпаривание
нефти.
нефти. ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
третья проблема  отдельные пропластки не поглощают воду,
третья проблема  отдельные пропластки не поглощают воду,
следовательно, из них не вытесняется нефть; обводнение отдельных
следовательно, из них не вытесняется нефть; обводнение отдельных
скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в
скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в
пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных  зон
пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных  зон
3
1
2
4
5
Рис. Схема вертикального разреза участка пласта с несколькими пропластками
1, 2 и 4 – соответственно пропластка А, Б и В; 3 – линза в пропластке;
5 – непроницаемые пропластки ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
1
2
3
4
5
6
1 – нагнетательная скважина; 2 – пропласток 1; 3 – добывающая скважина; 4 – пропласток
1 – нагнетательная скважина; 2 – пропласток 1; 3 – добывающая скважина; 4 – пропласток
2, вклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 –
2, вклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 –
Рис. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,
Рис. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,
разрабатываемого при  трехрядной схеме расположения скважин
разрабатываемого при  трехрядной схеме расположения скважин
добывающая скважина второго ряда; 6 – пропласток 3
добывающая скважина второго ряда; 6 – пропласток 3 ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ  ЗАВОДНЕНИЯ
Направления решения проблемы
 охвата пластов
•
•
 путем комплексного использования методов
 путем комплексного использования методов
воздействия на призабойную зону добывающих и
воздействия на призабойную зону добывающих и
нагнетательных скважин;
нагнетательных скважин;

повышения давлений нагнетания;
повышения давлений нагнетания;
• методами регулирования разработки;
• методами регулирования разработки;
выбором наиболее подходящей системы разработки.
выбором наиболее подходящей системы разработки. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
     Заводнение  испытанный метод нефтяных месторождений. Оно бывает
 не всегда успешным и экономически оправданным, однако имеется
 надежная база для составления проектов разработки месторождений.
     Цель хорошего инженерного расчета заводнения может
быть достигнута только при наличии двух основ:
1. Методов прогнозирования показателей процесса завод
нения.
2.   Количественного описания неоднородности пласта.

file_name: Презентация 5.ppt

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Технология поддержания пластового давления" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Геология нефти и газа", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".


extracted_text:
Методы повышения
Методы повышения
нефтеотдачи
нефтеотдачи
пластов
пластов

1 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Для повышения эффективности базового метода
воздействия на пластовую систему нагнетания воды
используют различные физикохимические способы
Это закачка слабоконцентрированных растворов
   полимеров,поверхностноактивных веществ,
щелочей и других химических реагентов;подача

в пласт концентрированных растворов химреагентов
в виде оторочек; нагнетание веществ,
вступающие в химическое взаимодействие с
элементами пластовой системы, прогрев пластовой
системы парами горячей водой и др.

2 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
 методами
Физикохимические методы обеспечивают
• ограничение фильтрации нефтевытесняющего
агента по зонам продуктивного пласта
• перераспределение энергии закачиваемой воды
в пласт  и охвата воздействием
малопроницаемых пропластков
• изменение структурномеханических свойств
пластовых жидкостей
• высокую выработку запасов из неоднородных
поровых сред за счет дополнительного охвата
пласта вытеснением

3 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Область применения
• Нефтяные месторождения с осложненными условиями
разработки /неоднородность пластов, низкая проницаемость и
т.д./
• Добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность
которых ниже потенциально возможной
• Нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных
потоков
• Широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе,
большое разнообразие геологического строения пласта
• Может применятся при комплексном воздействии на целую
залежь или участок месторождения

4 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Научная основа
• композиционные системы обладающие
химической и биологической
стабильностью и способностью создавать в
обводненной пористой среде условия для
диспергирования остаточной нефти и
проталкивания ее в виде микроэмульсий
генерация поверхностноактивных веществ
при химических реакциях и выделение
теплоты
эмульгирующие свойства
•
•

5 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
 методами
Охват нефтяного пласта воздействием
осуществляется:
закачкой загущенной полимерами воды,
пены
•
• периодической закачкой в пласт реагентов,
понижающих проницаемость пропластков
силикатнощелочными растворами
•
• полимердисперсными системами
•
гелеобразующей композицией
химреагентов
• внутрипластовым горением
• прогретой водой и паром

6 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Сущность технологических процессов:
Использование  технологических  процессов  основано  на  способности
химических  реагентов  активно,  а  при  чередующейся  закачке
реагентов  для  создания  оторочек,  селективно  воздействовать    на
прослои  и  интервалы  пласта,  породообразующие  минералы  и
насыщающие  поровое  пространство  пород  флюида,  образовывать
вязкие  и стойкие эмульсии, усиливать капиллярное вытеснение нефти
за  счет  электроосмоса  из  непромытых  интервалов  продуктивного
пласта, увеличивать продуктивность низкопроницаемых прослоев.
Полимерные  реагенты  способствуют  увеличению  коэффициента  охвата
пласта  в  результате  снижения  соотношения  подвижностей  воды  и
нефти.
Химические  реагенты  образуют  устойчивые  структуры,  способные  в
значительные
зависимости  от  их  концентрации  выдерживать
сдвиговые напряжения.

7 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
 Использование полимеров для повышения
эффективности методов заводнения
     Полимерные реагенты способствуют увеличе
нию коэффициента охвата пласта в результате
снижения соотношения подвижностей воды и
нефти.
     Использование полимеров направлено на
увеличение вязкости воды.
    При проектировании процессов заводнения в
нефтедобывающей отрасли используется
порокообразный полиакриламид ПАА.

8 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
  Схема установки по подготовке
   раствора полимерного реагента:
 1,2  насосы ЦН100; 3 дозировоч
  ные насосы;4 счетчик; 5,6 емкости
  для раствора ПАА; 7 волчок; 8
  фильтры грубой очистки; 9 фильтры
  тонкой очистки;10 фекальный
  насос; 11электроталь; 12подпи
  точный насос; 13,14 емкости для
  растворения геля

9 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Схема установки по подготовке и
закачке полимерного раствора:
     Iзакачка NaOH; IIполиакриламид
(гель); IIIраствор ПАА; IVпресная
вода; V закачка в скважину; 1,2,3
распределительные пункты; 4 насосы;
5 дозировочные насосы; 6 емкость для
NaOH; 7 накопительные емкости;  8
мерная емкость; 9 электронагреватель;
10,11фильтры тонкой и грубой очистки;
12 загрузочная емкость; 13 шнековый
погрузчик; 14 бункер; 15 смеситель
для геля; 16 смеситель для порошка;
17 емкость для гелеобразного ПАА; 18
буферная емкость;19 компрессор
10 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Применение поверхностноактивных веществ
Действие поверхностноактивных веществ основано на адсорбции ПАВ на горных породах, что
приводит к изменению молекулярноповерхностных свойств породы, пластовой воды и нефти.
стимулирование смачивающей способности вытесняющей воды;
снижение межфазного натяжения на границе нефть  вода;
вытеснение нефти с поверхности породы;
диспергирование нефти в водной фазе.
Требования предъявляемые к ПАВ:
•
•
•
•
Для повышения нефтеотдачи используют   ПАВ неионогенного класса:
•
•
•
•
•
•
Реагент ОП10 (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля)
Реагент ОП7
Реагент ОП4
Руагент ДСРАС (детергент рафинированный алкиларилсульфонат)
Сульфанол НП1 (натрийалкилбензолсульфонат на основе тетрамеров пропилена)
Сульфанол НП1 (натрийалкилбензолсульфонат на основеолифенов термического крекинга
парафинов)
Реагенты АФ910, АФ912 (оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров
пропилена)
Продукты НОК,КС (кислые стоки)
•
•

11 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
    Технологическая схема подготовки
раствора ПАВ:
     1 рабочая емкость для ПАВ; 2 загру
зочный люк; 3 электронагреватели;4
электронагреватели в блочной дози
рующей установке; 5 дозировочные
насосы;  6 запорнорегулирующая
арматура; 7 напорный коллектор от
КНС (БКНС); 8  основание блочной
установки; 9 станция управления; 10
резервные емкости; 11 эстакада для
слива ПАВ

12 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Схема дозаторной установки
БДУ3:
     1 насос; 2 дозаторный насос;
3  манометр; 4 электро
нагреватели; 5 змеевик; 6
бак; 7 ролики; 8 тележка; 9
баксмеситель; 10 вентили

13 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
                           Технология закачки растворов ПАВ
      Могистральный транспорт реагента
             Централизованное хранение
    Доставка к дозировочным установкам
 Подготовка скважин к закачке растворов ПАВ
          Исследование скважин и пластов
Дозировака и подача ПАВ в нагнетаемую воду              Закачка раствора ПАВ в нефяной пласт

14 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
                                                                                Схема закачки концентрированного раствора ПАВ
1 автоцистерна; 2 центробежные насосы; 3 приемо раздаточные гребенки; 4  линии высокого давления;
5  обратные клапаны; 6  манометры; 7  блок
льдов 1БМ700; 8  клапан; 9  задвижка;
10  обвязка
14 линии для прокачки агрегатов «на себя»
устья; 11скважина; 12  водовод; 13  линии от водовода;
манифо

15 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Закачка серной кислоты
При закачке серной кислоты происходит:
•
генерация поврхностноактивных веществ при
химической реакции кислоты с углеводородными
компонентами нефти
образование кристаллов солей, частично
закупоривающих промытые водой поры и трещины
выделение теплоты разбавления при смешении
концентрированной серной кислоты с пластовой и
закачиваемой водой
реакции серной кислоты с карбонатными
составляющими горной породы
•
•
•

16 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Схема закачки серной кислоты в нагнетательную
скважину
                    1 лаборатория контроля и управления закачкой (СПЛ1);
2 линия высокого давления; 3  агрегат АН700; 4 комп
рессор К 9М; 5 воздуховоды; 6 буллиты; 7трапгре
бенка; 8агрегат ЦР7АП; 9 блок монифольдов 1БМ
700;
10 устье скважины; 11 осветительная установка

17 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Воздействие на пласт мицеллярными
растворами
     Мицеллярные растворы  ПАВ в
растворителе образующие термодинами
чески стабильные  системы.
В состав мицеллярных  растворов входят
вода, содтергент (спирт), электролит,
углеводородные соединения и ПАВ.
Вытеснение нефти при закачке
мицеллярных растворов происходит при
несмешивающем режиме.

18 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Технологическая схема установки по приготовлению и закачке мицеллярного
раствора:
1,2емкости для приготовления раствора; 3 емкость дистиллята;4 емкость изопропилового
спирта;5 емкость для приготовления мицеллярного раствора;6 сливной бак;7 насос агрегата
ЦА320;8 водопровод пресной воды;9 установка ДауКемикл; 10 погружной насос УЭЦП;
11нагнетательная скважина

19 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Термофизическое воздействие
• прогрев призабойной зоны в целях
расплавления и удаления из нее
парофиносмолистых и
асфальтеновых отложений
• в скважине и призабойной зоне
устанавливается термодинамичес
кий режим , способствующий
снижению вязкости нефти и замедля
ющий отложение асфальтосмолис
тых и парафиновых фракций

20 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
 Основные критерии для тепловых методов повышения нефтеотдачи
Параметры                      Внутрипластовое    Вытеснение    Пароциклическая        Вытеснение
                                                    горение                паром              обработка                  горячей водой
Вязкость пластовой
   нефти, мПа с                              > 10                        > 50                        > 100                             > 5
Нефтенасыщенность                                                                 >50
Проницаемость пласта, мкм2   >0,1                       >0,2                              Не ограничена
Толщина пласта, м                      > 3                         > 6                          > 6                                  > 3
Трещиноватость                                                                  Неблагоприятна
Глубина залегания пласта, м    > 1500                   < 1200                    < 1200                            < 1500
Содержание глины в
          пласте, %                  Не ограничено                                                 5  10
Плотность сетки скважин,
       10000 м2/скв                         < 16                        < 6                          Не ограничена

21 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Результаты работы  на скважинах:
• Средний  дебит по всем обработанным
•
скважинам увеличивается  в 1,3 раза.
 Продолжительность эффекта на
скважинах, подверженных физико
химическим методам составила от 3 до 8
месяцев
• Дополнительная добыча в среднем
сотавила 40 тонн  нефти на 1 тонну
закачиваемого химического агента

22 Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими
методами
Технология физикохимического
воздействия на пласт опробована
практически на всех месторождениях
Западной Сибири.

23

file_name: Презентация 6.ppt

intro: Презентация по дисциплине "Геология" - "Методы повышения нефтеотдачи пластов" для студентов очного и заочного обучения Сургутского нефтяного техникума (филиал) ФГБОУ ВО "Югорский государственный университет" согласно календарно-тематического плана дисциплины к разделу "Геология нефти и газа", учебное пособие Лазарев В.В. "Геология" - 2016 г. специальностей "БНГС" и "РНГМ".