Состав и свойства нефтей при использовании технологий, направленных на увеличение охвата пласта заводнением

• Автор: Аббакумова, Наталья Андреевна
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2008
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 142 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИИ
1 СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ИЗУЧЕННОСТИ ВЛИЯНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТЕЙ литературный обзор.

1.1 Факторы, влияющие на состав и свойства нефтей в промытых

частях пласта . .ч

1.2 Структурирование нефтей

1.3 Типы остаточной нефти.

1.4 Характеристика технологий, используемых для введения в разработку недренируемых запасов нефти.

1.4.1 Микробиологические методы.

1.4.2 Технология оптимизации плотности сеток скважин

1.4.3 Потокоотклоняющие технологии

2 ПРИЕМЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕЙ
2.1 Объекты исследования
2.2 Подготовка нефтей для исследования
2.3 Определение плотности
2.4 Определение кинематической вязкости
2.5 Определение содержания общей серы
2.6 Определение компонентного состава нефтей.
2.7 Определение углеводородного состава
2.8 Определение структурногруппового состава нефтей и компонентов
2.9 Определение содержания свободных стабильных радикалов и ванадиловых комплексов в нефтях и асфальтенах
2. Определение молекулярной подвижности нефтей
2. Статистическая обработка данных
3. ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА НЕФТЕЙ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.
3.1 Влияние технологии, основанной на активации пластовой микрофлоры, на углеводородный состав нефтей.
3.2 Влияние технологии с использованием штаммов сахаролитичсских микроорганизмов и мелассы.
3.3. Влияние микробиологической технологии СНПХ
3.4 Влияние микробиологической технологии СНПХВМС
4 ВЛИЯНИЕ СОСТАВА НЕФТИ А УСПЕШНОСТЬ
РИМЕ1 ТЕ ИЯ ОПТИМИЗА ИИ ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН
4.1 I еологофизические особенности пласта в районе скважин основного и резервного фондов физикохимические свойства нефтей
4.2 Компонентный состав нефтей
4.3 Углеводородный состав нефтей
4.4. Структурногрупповой состав компонентов нефтей.
5 ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ НЕФТИ ПРИ
ГРИМ ЕНЕНИИ ПОТОКООТКЛОНЯЮИХ ТЕХНОЛОГИЙ
5.1 Технология на основе высокомодульного жидкого стекла
5.1.1 Объекты исследования и физикохимические свойства нефтей
5.1.2 Углеводородный состав нефтей
5.1.3 Статистическая обработка параметров состава и свойств нефтей .
5.2 Технология на основе сшитых полимерных систем.
5.2.1 Объекты исследования
5.2.2 Физикохимические свойства и компонентный состав нефтей
5.2.3 Углеводородный состав нефтей
5.2.4 Подвижность нефтей.
5.3 Технология на основе полимердисперсных систем
5.3.1 Объекты исследования, свойства и состав нефтей
5.3.2 Состав реликтовых углеводородов.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


По мере выработки запасов нефти происходит постоянное ухудшение структуры запасов, растет доля запасов нефти в низкодебитных карбонатных и неоднородных терригенных пластах 3,4. При изучении физикохимических процессов извлечения нефти из пласта исходят из того, что нефть рассматриваю как некое физическое тело с усредненными параметрами, взаимодействующее с породой, и именно характеристики породы проницаемость, пористость, неоднородность капилляров, удельная поверхность, смачиваемость и т. В начальный период разработки залежи, когда нефть представляет собой не структурированную систему, это является оправданным. Возможно также изменение фазового состояния нефти, связанное с выпадением из нее твердых парафинов в результате охлаждения пласта закачиваемой водой. Первые комплексные исследования состава и свойств остаточных нефтей, формирующихся при использовании гидродинамических методов, проведены в лаборатории химии и геохимии нефти ИОФХ КазНЦ РАН. При добыче первой стадией физикохимического изменения нефти является адсорбционнохроматографический процесс. При оценке результатов экспериментальных работ по фильтрации нефтей через пористые среды возникает вопрос об адекватности хроматографических эффектов существующим закономерностям изменения состава нефти в природных резервуарах . Для фиксации изменений свойств пластовой нефти необходимо планирование получения информации на начальной стадии и в процессе разработки месторождения, чтобы ее использовать на поздней стадии разработки. Однако технические возможности отбора пластовой нефти в динамике разработки ограничены. Поэтому, в использованы добываемые нефти и остаточное нефтенасыщение образцов кернового материала из одних и тех же скважин. Добываемая скважинным способом нефть является подвижной частью пластовой нефти, так как неподвижная ее часть не извлекается и остается в пластеколлекторе. Остаточное нефтенасыщение кернового материала продуктивной зоны пласта представляет собой предельно остаточную нефтенасыщенность пласта, так при его выбуривании и извлечении на поверхность теряется вся подвижная часть пластовой нефти. Оно является неподвижной частью пластовой нефти, которую нельзя извлечь никакими технологиями. В литературных источниках нефть, выделенную экстракцией нефтенасыщенной породы из промытых частей пласта органическими растворителями, принято называть термином остаточная нефть. При фильтрации нефти в пористой среде пласта происходит сдвиг и, следовательно, добыча наиболее подвижных компонентов. Более тяжелые компоненты отстают в случае гидрофильного коллектора, когда нефть находится в центре порового пространства, или концентрируются на поверхности пор, если коллектор гидрофобный. Поэтому неподвижная часть нефти характеризуется повышенными значениями плотности и вязкости по сравнению с ее подвижной частью. Вследствие различной скорости перемещения составляющих нефть компонентов происходит изменение их содержания в остаточных нефтях. В них полностью отсутствуют легкокипящие углеводороды от начала кипения до 0С. При вытеснении подвижной нефти в остаточных нефтях наблюдается увеличение относительной доли смолистоасфальтеновых веществ. По сравнению с другими компонентами они обладают большей адсорбционной способностью и, поэтому, наиболее склонны к образованию граничных слоев на поверхности норовых каналов. Смолистоасфальтеновые вещества при определенном содержании обуславливают также структурирование остаточной нефти во внутрипоровом пространстве. Они являются ответственными за аномалии вязкого течения нефти в пласте. Соотношение наименее полярных компонентов масел и наиболее полярных спиртобензольных смол в остаточных нефтях значительно ниже, чем в добываемых нефтях. В составе масляных углеводородов также можно наблюдать перераспределение между добываемой и остаточной нефтями. Оно заключается в более высоком содержании легких низкомолекулярных парафиновых углеводородов в добываемой нефти и в более высоком вкладе тяжелых гомологов в остаточной нефти , . Особенно глубокое преобразование нефтей происходит в случае изменения фазового состояния нефтяной системы при выпадении твердых парафинов при изменении термобарических условий в пласте , .