Курсовая. Курсовая 46 (1). Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения

• Название: Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения
• Анкор: Курсовая
• Дата: 11.01.2023
• Размер: 2.54 Mb.
• Имя файла: Курсовая 46 (1).docx
• Тип: Курсовой проект; #881016
• страница: 5 из 12

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями не углеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью.

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой С_nН_2n+2; нафтеновые – С_nН_2ni; ароматические – С_nH_2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈ и бутан С₄Н₁₀), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии.

Пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄ и гептан С₇Н₁₆ неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С₈Н₁₈до С₁₇Н₃₆ – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится 82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера. В небольших количествах содержится хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Состав нефти классифицируют на элементарный и фракционный.

Под элементарным составом нефти понимают массовое содержание в ней химических элементов. Основными элементами являются углерод и водород. Содержание углерода 83-87 %, водорода 12-14%. Значительно меньше других элементов – серы, кислорода, азота, их содержание редко превышает 3-4 %.

Углеводороды предельного ряда:

Самый простейший углеводород:

- метан - СН₄ (газ);

- этан - С₂Н₆ (газ).

- бутан – С₄Н₁₀ (газ, который при обычной температуре и небольшом давлении – жидкость);

- пентан - С₅Н₁₂ (жидкость) и т.д.;

По содержанию серы нефти делятся на классы:

- малосернистые (содержание серы до 0,5 %) - сернистые (от 0,51 до 2 %);

- высокосернистые (более 2%)..

По содержанию смол нефти делятся на подклассы:

- малосмолистые (содержание смолы до 18 %);

- смолистые (от 18 до 35 %);

- высокосмолистые (более 35%).

По содержанию парафина нефти делятся на группы:

- малопарафинистые (содержание парафина до 1,5%)

- парафинистые (от 1,51 до 6 %);

- высокопарафинистые (более 6 %).

Исследование свойств нефтей проводились в лаборатории БашНИПИнефть и ООО «Башнефть-Петротест» филиала ПАО «АНК «Башнефть»

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья скважин при их эксплуатации, при глубинных исследованиях скважин, при опробовании в колонне и пластоиспытателями. Глубинные пробы нефти отбирались, в основном, в начальной стадии разработки, в безводный период, с глубины интервала пер­форации, с сохранением пластового давления, газосодержания и темпера­туры. В более поздний период эксплуатации месторождения отбор пластовых вод затруднен большой кривизной скважин и естественным обводнением добываемой продукции.

Нефти Орьебашского месторождения в основном тяжелые (плотность от 0,866 до 0,935 г/см³) и вязкие, и высоковязкие (4,2-58,7 мПа*с). Наиболее легкими и наименьшее вязкими являются нефти пласта В2 (0,866 г/см³ и 7,2 мПа*с). Наиболее тяжелыми и высоковязкими являются нефти фаменского яруса (0,935 г/см³ и 58,7 мПа*с).

По содержанию серы нефти относятся к сернистым и высокосернистым, по содержанию парафина – к парафинистым и высокопарафинистым, по содержанию селикагелевых смол – к высокосмолистым.

Состав попутного газа изучается по пробам пластовой нефти, из ко­торых выделен попутный газ. Газ исследован из пластов среднего и нижнего карбона и из девонских отложений.

Газосодержание изменяется от 25,1 до 46,3 м³/т. Гaзы жирные. В попутных газах среднего карбона выделяется сероводород и двуокись углерода, молярная доля которых не превышает 1% по каждому компоненту. В угле­водородной части преобладающими компонентами являются метан, этан и пропан.

Воды сакмаро-артинских отложений сероводородные. В процессе буре­ния проявляются в виде запаха Н₂S на устье скважин. Основной составной частью этих вод являются хлориды и сульфаты щелочей, общая их минерализация 65...70 г/л, плотность 1046 кг/м³. Воды относятся в хлормагние­вому типу.

Пластовые воды Орьебашского месторождения представляют собой хлорокальцевые рассолы. Плотность вод среднего карбона 1,099 - 1,156 г/см³, общая минерализация 148 - 225 г/л.

Воды терригенной толщи нижнего карбона более плотные (1,177г/см³) и минерализованные (259 г/л).Плотность вод турнейского яруса 1,161 г/см³, общая минерализация 240 г/л.

Пластовые воды фаменского яруса имеют плотность 1,155 г/см³, минерализацию 224 г/л. Наибольшую плотность и общую минерализацию имеют пластовые воды терригенного девона (1,167-1,185 г/см³ и 259-271г/л).

Таким образом, наблюдается увеличение минерализации и плотности пла­стовых вод с глубиной залегания. По мере увеличения глубины залегания водоносных комплексов снижается содержание в воде сероводорода.