1.  25. Серпімділігі жоғары облыс аймағындағы қатты денелердің деформациясы мен кернеуі.  Пластикалық облыс аймағындағы қатты денелердің деформациялануы мен кернеу. Тау жыныстарын зерттеудің қарапайым түрлері. Породы, залегающие в недрах земли, находятся под влиянием горного давления, которое обусловливается весом пород, тектоническими силами, пластовым давлением и термическими напряжениями, возникающими под влиянием тепла земных недр. В результате воздействия на породу комплекса упомянутых сил элемент породы, выделенный из массива, может находиться в общем случае в условиях сложногонапряженного состояния, характеризующегося тем, что результирующие векторы, напряжений, действующих на грани, не являются перпендикулярными к его граням. Разлагая эти результирующие векторы по направлению ортогонольных осей, можно представить, что на каждый плоскости куба будут действовать по три компоненты напряжений – одна нормальная направленная и касательные, действующие касательно к поверхности грани куба.  Большая часть горных пород при отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряженного состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений хорошо подчиняется закону Гука. По мере увелечения напряжения на сжатие усиливается и деформация. При нагрузке, соответсвующей пределу прочности образца, происходит его разрушени. Характер зависимости между напряжением и деформацией определяется продолжительностью действия нагрузки на образец при медленном нагружении деформация почти всех горных пород лтклоняется от закона прямой пропорциональности.

27. Табиғи газдар мен мұнайдың физикалық қасиеттері мен құрамы.  Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте. От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа, содержащееся в 1 тонне нефти. Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом. Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой СпН2п+2, а также не углеводородных компонентов. Метан, этан и этилен при обычных условиях давления и температуры являются газами. Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилен при атмосферных условиях находятся в парообразном состоянии, при повышенных давлениях — в жидком состоянии. Они входят в состав жидких углеводородных газов. Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трех основных классов: метанового ряда—алканы общего состава СпН2п+2, полиметиленовые или нафтеновые  углеводороды СпН2п  и ароматические. Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. Со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и являющиеся поверхностно-активными веществами. Поэтому некоторые нефти на границе с щелочной пластовой водой обладают очень низкими значениями поверхностного натяжения. Содержание серы в нефти СНГ достигает 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых. Меркаптаны по строению аналогичны спиртам, этиломеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях жидкости, метилмеркаптап CH3SH— газообразное вещество с температурой кипения 7,6 °С. Содержание асфальто-смолистых веществ достигает 40 %.

1.  29. Тау жыныстарының серпімділік және беріктік қасиеттерінің көрсеткіштері. Упругие свойства горных пород проявляются  только  в пределах упругой зоны, т.е.  при нагрузках, после снятия которых порода возвращается в исходное состояние. Пластические свойства пород возникают при нагрузках,  превышающих  предела упругости  породы,  после снятия  которых  порода уже  не  полностью  восстанавливают  исходную форму  и размеры. Большинство породообразующих  минералов  является телами  упруго-хрупкими,  т.е.  они  подчиняются  закону Гука  и  разрушаются  когда  напряжения  достигают  предела упругости. Модуль  упругости  горных пород  зависит от  их  минералогического состава,  вида нагружения  и величины  приложенной  нагрузки,  структуры,  текстура и глубины залегания пород, состава и строения цементирующего вещества у обломочных пород,  степени  влажности, песчаности  и карбонатности  пород. Пластичность зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца,  полевого  шпата  и некоторых  других  минералов.  Высокими  пластическими  свойствами  обладают  глины  и  породы,  содержащие  соли. Важной характеристикой горных пород является их прочность при различных видах деформации. Способность твердого тела оказывать сопротивление разрушению от внешнего воздействия называется его прочностью. Достаточно плотные горные породы, например,  при   сжатии  подвержены упругим  деформациям.  Значения  напряжения,  при  котором  наступает  разрушение  породы при действии  определенного  вида  внешних  сил,  называют  пределом  прочности. Предел прочности зависит от многих  факторов,  обуславливающих  в  свое  время формирование  породы  данного  пласта,  в  том  числе  от  пористости,  характера  и  вида  цементирующего  материала.  Например, для  песчаников предел  прочности  может колебаться  от  40  до  200 МПа. Многочисленные  опыты  по  определению  прочности  горных пород в зависимости  от  вида  деформации  показывает,  что  наибольшее  сопротивление  горные  породы  оказывают  в  случае  сжатия,  а  при  других  видах  деформации  их  прочность  невелика. Под твердостью горной породы  понимается  ее  способность  оказывать  сопротивление  проникновению в нее породоразрушающего инструмента. В  геологии  большое  распространение  имеет  шкала  твердости  минералов  определяют  методом  царапания.  В  основу  этой  шкалы  взяты  твердости  наиболее  часто  встречающихся  в  породе  минералов, причем  менее  твердым  из  них  присваиваются  меньшие  номера. 

31.Таужыныстарының механикалық қасиеттері және олардың көрсеткіштері. Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород,  влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплутации месторождений. Физико – механические свойства горных пород необходимо знать и учитывать при строительстве скважин, в площедях каменной соли, в исскуственно размываемых полостях. Упругие свойства горных пород и упругость пластовых жидкостей влияют на перераспределение давления в пласте в процессе экплуатации месторождения. Сильно сжатые породы могут быть значительными источниками энергии, под действием которых происходит  движение нефти по пласту к забоям скважин. В процессе разработки также важно знать и прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные наряду с модулем упругости необходимы при изучении процессов исскуственного воздействия на породы призабойной зоны скважин, применяемых в нефтепромысловом деле для увелечения притоков нефти. Также к механическим свойствам горных пород относятся пластичность, упругость, влажность и т.д.

1.  33. Штампты басып кіргізу әдісімен таужыныстарының механикалық қасиеттерінің көрсеткіштерін анықтау. Зубья шарошечного долота находятся в контакте с горной породой весьма короткое время, а выйдя из контакта, интенсивно охлаждаются промывочной жидкостью непосредственно со стороны рабочей поверхности. Это позволило резко увеличить удельную мощность, реализуемую зубьями, по сравнению с лопастными долотами без опасности развития катастрофического изнашивания. Первые шарошечные долота имели одноконусные шарошки с вершиной, лежащей на оси долота. Они обладали незначительной скалывающей способностью и давали хорошие результаты только в хрупких горных породах. Однако при бурении пластично-хрупких и особенно высокопластичных горных пород скорость проходки была весьма низкой. Для разрушения таких горных пород необходимо было повысить скалывающую способность долот. Решение этой задачи велось двумя путями. Шарошки имеют два обязательных конуса основной, взаимодействующий с забоем скважины, и обратный, взаимодействующий со стенкой скважины. Остальные конусы, взаимодействующие с забоем скважины, называются дополнительными. Нумерация их ведется от основного конуса: первый дополнительный конус, второй дополнительный конус и т. д. Многоконусность шарошек обусловливает неплоскую поверхность забоя. Основной конус шарошек формирует выпуклую часть забоя, а дополнительные конусы — вогнутую часть забоя. Выпуклый забой способствует центрированию долота в процессе бурения. Угол 2β при вершине основного конуса выбирают из условия получения шарошки максимального объема.  Шарошечные долота выполняются с обычной и гидромониторной системами промывки. Система промывки долота, включает внутреннюю полость долота, сужающийся подводящий канал 2 и цилиндрическое промывочное  отверстие. В -долотах для бурения с продувкой воздухом в лапах и цапфе сверлят отверстия и для охлаждения подшипников и защиты их от засорения шламом. Подшипники опоры долота, смазываются промывочной жидкостью. В настоящее время разработаны долота с герметизированными опорами и автономной системой смазки подшипников.
2.  

1.  32.Таужыныстарының өткізгіштік қасиеті. Жыныстың откізгіштігін зертханалық әдіс арқылы анықтау. Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.). Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку. Абсолютная проницаемость это проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой – либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость – свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На пркатике жидкости часто взаимодействуют с породой. Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используются вохдух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико – химические свойства жидкостей. Фазовой называются проницаемость пород для данного газа или жидкостей при наличии или движении а порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико – химических свойств. Относительной проницаемостью пористой среды называются отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности к, который называют коэффициентом проноцаемости. K=QμL/ΔpF

1.  30. Таужыныстарының жылуфизикалық қасиеттері.   В нефтепромысловом деле для решения ряда геологических и технических задач широко применяются термические исследования скважин. Особенно часто промысловые работники встречаются с тепловыми свойствами пород при проектировании различных методов тепловоговоздействия на пласт. Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной темлоемкостью с, коэффициентом теплопроводности λ или удельного теплового сопративления {=1/λ и коэффициентом температуропроводности α. Удельная теплоемкость породы характеризуется количеством теплоты необходимой для нагрева единицы массы породы на 1 градус c=dQ/MdT. Коэффициент теплопроводности λ, пород характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S  в единицу времени при градиенте температуры ΔТ/Δх, равным единице dQ= λ-(ΔT/Δx)*Sdt. Коэффициент температурапроводности α характеризует скорость прогрева пород, т.е. скорость распростронения изотермических границ в них. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентом линейного αL и объемного αV теплового расширения: αL=dL/dTL, αV=dV/dTV. Температурапроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти, меньше чем у воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод.

1.  28. Табиғи газдардың жоғарыдан сығылу коэффициенттері. Табиғи газдар мен конденсаттардың тығыздығы мен тұтқырлығы. Газдардың жылусыйымдылығын анықтау. Қаныққан будың серпімділігі. Поведение газов описывается уравнением состояния, которое связывает между собой давление, объем, температуру и массу (количество молекул газа). Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём. Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона: PV=QRT, где Р – абсолютное давление, Па; У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном и близких к нормальному давлениях. Как показали многочисленные исследования, поведение реальных природных газов может значительно отличаться от уравнения Клапейрона- Менделеева. При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу. Для учёта этого взаимодействия в уравнение вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния: PV=zQRT где Q – количество вещества, моль. Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений. Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа. Обычно коэффициент сжимаемости определяется экспериментально как функция давления, температуры и состава газа. Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой. Различают динамическую вязкость  и кинематическую вязкость . Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:μ=ρvλ/3, где  – плотность газа; λ – средняя длина пробега молекулы; v– средняя скорость молекул. Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры, однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит.
2.  

1.  26.Табиғи газдар мен газконденсатты жүйенің ылғалдылық мөлшері. Мұнай мен газ жүйесінің фазалық жағдайы.  Природные газосодержащие пласты всегда содержат воду, поэтому газ в пластовых условиях насыщен парами воды. При изменении условий в залежи с увеличением температуры и уменьшением давления количество водяных паров в газовой фазе увеличивается. Различают абсолютное и относительное влагосодержание природных газов. Под абсолютным влагосодержанием понимается масса водяных паров в единице объема газа, приведенного к нормальным условиям. Таким образом, размерность этой величины совпадает с размерностью плотности. Относительное влагосодержание определяется отношением фактического содержания паров воды в единице объема газовой смеси при данных давлениях и температурах к количеству водяных паров в газе при тех же условиях и полном насыщении. Относительное влагосодержание выражается в %. Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой коллекторов, а также краевыми водами. Вследствие этого газы в пласте содержат то или  иное количество паров воды. Концентрация водяных паров зависит от давления, температуры и состава газа. Как и в случае УВ компонентов, при определенном давлении и температуре в единице объма газа может содержаться определенное максимальное, количество воды. Газ при этом будет насыщенным водяными парами. При повышении температуры этот газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды. Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях называют относительной влажностью газ . это величина характеризует степень насыщения газа водяным паром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах. Нефть большей части нефтяных месторождений существенно отличается от состава конденсатов газоконденсатных месторождений содержанием высокомолекулярных соединений, парафина, смол, асфальтенов и других тяжелых компонентов. Последние оказывают существенное влияние на процессы фазовых превращений нефтегазовых систем. С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увелечение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конленсатом газе меньше тяжелых фракций и если в исходном газе содержится азот.
2.