Дипломная работа: Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Не опред

Кварцевые

-

4. Коэффициент сортировки 2,12 2,04 5. Количество анализов 33 20 6. Размер пор в минералах (мкм) 33 20,9 7. Количество определений 15 27

Среди физических параметров, характеризующих свойства горных пород – коллекторов, главное значение имеют те, которые определяют емкость пустот, способность породы пропускать через себя жидкости и газы, полноту извлечения из них нефти и газа.

Основными физическими параметрами горных пород складывающих нефтяные месторождения являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. (Таблица 2).

Таблица 2 Характеристика пластов горизонта Д

Пласты	Тип коллектора	Толщи на, м	Порис тость, %	Проницаемость, мкм²	Нач.нефтена сыщенность, доли ед.
А	П	3,4	20,4	0,348	0,824
А	2,1	14,0	0,111	0,684
б	П	3,7	20,4	0,373	0,814
А	1,8	14,1	0,094	0,722
б	П	4,1	20,4	0,340	0,799
А	2,0	14,1	0,100	0,700
в	П	3,6	20,6	0,360	0,824
А	1,9	14,2	0,089	0,719
г	П	3,8	21,6	0,369	0,838
А	2,5	13,7	0,097	0,732
г +д	П	3,3	21,6	0,271	0,826
А	3,2	14,0	-	-

2.5Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Однако все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются ее составом.

Основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей углерод колеблется от 83–87%, количество же водорода редко превышает 12–14%. Кроме углерода и водорода в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, фосфор и кремний.

Компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы называют асфальтосмолистыми веществами. Нефть Ромашкинского месторождения относится к сернистым (0,51 – 2% вес.), парафинистым (1,5 – 6% вес.), высоковязким (30–100 мПа.с). Среднее арифметрическое содержание парафина по горизонтам девона – 4,4% весовых.

Горючие газы нефтяных месторождений по своей химической природе сходны с нефтью, и являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто с состав газов входят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. (Таблица 3).

Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Они представляют собой сложные растворы, в составе которых неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.

Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% – мольные)

Наименование	Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях	Нефть разгазиро – ванная однократно в стандартных условиях	Пластовая нефть
У. Сероводород	0,0	0,0	0,0
2. Углекислый газ	0,65	-	0,11
3. Азот + редкие	9,14	-	0,56
4, Метан	32,43	0,0	1,3
5, Этан	22,58	0,13	1,56
6. Пропан	22,27	0,56	2,65
7. Изобутан	2,65	0,22	0,53
8. Н – бутан	6.68	0,84	1,78
9. Изопентан	1.52	0,89	1,0
10. Н – пентан	1.28	1,12	1,16
11. Остаток (С + выше)	0.8	96,24	89,34
12. Молекулярная масса	32,76	-	-
13. Плотность при стандартных условиях нефти, кг/м	-	857,8	804,8
14. Газа	1,3621	-	-

Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Количественные соотношения между содержанием главных ионов: К⁺ , Nа⁺ , Са ²⁺ , Мg²⁺ , Сl¯, SО²¯4, НСО¯3, СО²¯3, положены в основу принятой у нас в стране химической квалификации вод по Сулину.

Общее содержание солей в пластовой воде принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. В зависимости от общей минерализации пластовые воды подразделяются на три класса: пресные воды с содержанием солей менее 0,1%,

Минерализованные от 0,1 до 0,5%, рассолы более 5%.Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5- 2 м. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ.

Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод составляет 0,2 -1,5 мПас.

2.6 Режим залежи

На Западно-Лениногорской площади основным режимом работы залежи является водонапорный режим.

Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.

При учете объемов поступающей в пласт воды, можно добиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом в длительное время.

Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения (предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями, благоприпятствующими осуществлению водонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта по проницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды. Естественный водонапорный рексим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.

2.7 Конструкция скважин

Разбуривание продуктивного пласта может осуществляться либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважин (спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны) до ее кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым стволом, фильтром или перфорированной колонной.

В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее одно или двухступенчатым методом посте затвердевания цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью создания каналов для поступления нефти и газа в скважину.