Физико-химические аспекты десорбции нефти из пор песчаника и известняка

• Автор: Донец, Алексей Анатольевич
• Шифр специальности: 02.00.04, 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Тверь
• Количество страниц: 146 с. : ил.

Содержание
Введение з

Глава I Литературный обзор.

1.1. Некоторые петрофизические свойства породколколлекторов

1.1.1. Пористость горной породы

1.1.2. Нефтенасыщенность полезного пласта

1.2. Физические свойства и химический состав нефти, битума и газоконденсата

1.2.1. Нефть.

1.2.2. Г азоконденсат

1.2.3. Битум

1.3. Применение ИК и УФ спектроскопии для качественного и количественного анализа пластовых
флюидов.
1.3.1. Закон БугераЛамберта Бера
1.3.2. Метод ИК спектроскопии.
1.3.3. Применение ИКконцентратомеров для определения содержания нефтепродуктов в природных средах.
1.3.4. Спектроскопия видимой и ультрафиолетовой
области электромагнитного спектра.
1.3.5. Основы люминесцентного анализа.
Глава II Методы предварительн .лиза бурового шлама.
2.1. Методика проведения измерений, м спектрофотометрах КФК3 и Бесотат
2.2. Метод гидростатического взвешивания
2.3. Методика проведения люминесцентнобитуминологического анализа.
2.4. Экстракционнодистилляционный метод определения коэффициента нефтенасыщенности
коллекторов.
Глава III Методика проведения эксперимента. Калибровка ИКконцентратомеров ОНИКС
3.1. Методические подходы к проведению
настоящих исследований
3.1.1. Объекты исследований
3.1.2. Методика приготовления калибровочных растворов.
3.1.3. Методика извлечения нефти из пор горной породы
и приготовления экстракционных вытяжек
3.1.4. Методика проведения кинетического эксперимента.
3.2. Калибровка ИКконцентратомеров ОНИКС.
3.2.1. Принцип работы ИКаконцентратомеров ОНИКС
3.2.2. Результаты калибровки ИКконцентратомеров ОНИКС
Глава IV Применение ИКанализаторов АН1 для проведения измерений в полевых геологических лабораториях
4.1. Расчт концентрации нефти в горной породе
4.2. Определение глубины залегания полезного пласта пласта при бурении скважины.
4.3. Определение плотности и пористости бурового
шлама на основе показаний ИКанализатора АН1.
ГЛАВА V. Оценка физикохимических параметров десорбции пластовых флюидов из порового пространства бурового шлама
5.1. Кинетика десорбции нефтяных битумоидов.
5.2. Зависимость скорости десорбции пластовых флюидов от пористости и геометрии
бурового шлама
5.3. Зависимость интенсивности протекания десорбционных процессов от термического воздействия
5.3.1. Определение концентрации нефти в горной породе, залегающей на некоторой глубине в земной коре.
5.3.2. Расчт энергии активации десорбционного процесса.
5.4. Зависимость интенсивности протекания десорб
ционных процессов от структуры бурового шлама.
Выводы
Список цитируемой литературы


У,юр объм порового пространства V объм образца. ЬК длина межпоровых каналов Ь и 5длина и площадь сечения исследуемого образца 2. В работах 3, 4 упоминается о том, что чем глубже залегает коллектор, тем меньше его коэффициент пористости. Это связано с тем, что под действием давления вышележащих слоев и геотектонических сил происходит уплотнение породы. А,коэффициент пористости породы, залегающей на глубине А кпокоэффициент пористости выбуренной породы Д коэффициент сжимаемости пор Д эффективное напряжение, уплотняющее породу. В табл. Таблица 1. Под нефтенасыщенностыо будем понимать петрофизический параметр, характеризующий содержание нефти в порах породы коллектора. Ун объм пор, содержащих нефть Упор суммарный объм пор. С6 коэффициент, определяющий объм порового пространства заполненного нефтью, адсорбированного частицами породы с гидрофобной поверхностью характеризует долю связанной нефти кп. В работе 5 упоминается о том, что значение коэффициента нефтенасыщенности зависит от минерального состава и гидрофобности породколлекторов. Расчт коэффициента нефтенасыщенности дат возможность идентифицировать полезный пласт при бурении скважин для нефтематеринских значение кн может достигать 6. В земной коре на глубине около метров залегает жидкий, горючий минерал нефть. Нефть это тмная, маслянистая жидкость с неприятным запахом. Она растворима в неполярных растворителях. В водной среде образует достаточно устойчивые эмульсии. Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений. Е состав сильно зависит от структуры пластовколлекторов и условий образования. Главными элементами, из которых состоит это вещество, являются углерод и водород. Наряду с этими элементами в нефти присутствуют сера, кислород и азот. Массовая доля азота равна 0,10,3 концентрация кислорода колеблется в пределах от 0,1 до 1,0. В нефтях большинства месторождений содержание серы не превышает 0,5, однако в сернистой нефти ВолжскоУральского нефтяного бассейна эта величина достигает 13. Таким образом, основными компонентами нефти являются органические вещества, содержащие углерод и водород парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды. Концентрация парафиновых углеводородов колеблется в широком диапазоне от 1,5 до . Они представлены изомерами и гомологами ряда налканов с числом атомов углерода от С5 до С4. Содержание нафтенов ряда циклопентана и циклогексана колеблется в широких пределах от до . Концентрация ароматических моно и полициклических углеводородов достаточно низка 0,5со8. В табл. ЗападноСибирской нефти. Таблица 2. Необходимо отметить, что концентрация парафинов, нафтенов или аренов зависит от условий залегания пластовколлекторов. Так например, при изучении нефти, извлечнной при бурении скважины Угловой Чукотского месторождения было установлено, что в е состав входит ,6 ароматических углеводородов ,8 нафтенов и парафинов 8. В то же время, Сургутская нефть содержит парафинов, ,5 нафтенов и 0,5 аренов 9. В нефти содержится небольшое количество нейтральных азотосодержащих соединений карбазолов и бензокарбазолов. В ЗападноСибирской нефти впервые обнаружили азотосодержащие соединения с основными свойствами. В структуру этих веществ входят цепочки изопренового ряда. Среди кислородсодержащих соединений нефти встречаются кислоты, сложные эфиры и фенолы циклического или ароматического ряда. Все нефти содержат сернистые соединения. Свободная сера содержится в коллоидной или растворимой формах. Важным свойством качества нефти является е фракционный состав. Таблица 3. Чем выше температура кипения нефти, тем более тяжлая фракция выделяется в ходе перегонки. Нефть различных месторождений отличаются по своему фракционному составу. Встречаются очень лгкие, состоящие из бензиновокеросиновых фракций. Однако найдены и тяжлые нефти, содержащие большое количество тяжлых смолистых веществ. Плотность большинства исследуемых нефтей колеблется от 0,7 до 0, гсм3, см. Таблица 4. Однако в первом приближении принято считать, что средняя плотность нефти составляет 0, гсм3.