Изменение состава тяжёлых нефтей в условиях, моделирующих паротепловое воздействие на пласт

• Автор: Петров, Владимир Александрович
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2008
• Место защиты: Томск
• Количество страниц: 135 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение

1. ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ТЯЖЕЛЫХ

ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Общая характеристика тяжелых нефтей

1.2 Основные методы интенсификации добычи нефти

1.2.1 Паротепловое воздействие

1.2.2 Циклические паротепловые обработки скважин

1.2.3 Внутрипластовос горение

1.3 Современные представления об изменениях, происходящих в нефтях при использовании тепловых методов добычи
1.3.1 Исследования внутрипластового преобразования нефти под действием теплового воздействия
1.3.2 Исследования с применением модельного эксперимента по паротепловому воздействию на нефть
1.4 Задачи исследования
2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
2.1 Объекты исследования
2.2 Методы исследования
3 СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРОДУКТОВ АКВАТЕРМОЛИЗА УСИНСКОЙ НЕФТИ
3.1 Выход, молекулярная масса, элементный и компонентный состав
3.2 Изменение спектральных характеристик
3.3 Групповой и индивидуальный состав компонентов масел
3.4 Сопоставление состава нефтей, преобразованных в лабораторном эксперименте и в пластовых условиях
3.5 Заключение по разделу 3
4 СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРОДУКТОВ АКВАТЕРМОЛИЗА НЕФТИ ЛЯОХЭ ШУГУАНЬГ
4.1 Выход, молекулярная масса, элементный и компонентный состав
4.2 Изменение спектральных характеристик
4.3 Групповой и индивидуальный состав компонентов масел
4.4 Заключение по разделу
5. ОБЩИЕ ЧЕРТЫ И ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И СВОЙСТВ НЕФТЕЙ УСИНСКОГО И ЛЯОХЭ ШУГУАНЬГ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЛАБОРАТОРНОМ ТЕРМОЛИЗЕ В СРЕДЕ ВОДЯНОГО ПАРА.
5.1 Выход продуктов, молекулярная масса, элементный и компонентный состав
5.2 Изменение спектральных характеристик
5.3 Групповой и индивидуальный состав компонентов масел
5.4 Сопоставительный анализ продуктов акватермолиза и безводного термолиза нефтей Усинского и Ляохэ Шугуаньг месторождений
5.4.1 Выход продуктов, молекулярная масса, элементный и групповой состав
5.4.2 Изменение спектральных характеристик
5.4.3 Групповой и индивидуальный состав компонентов масел
5. 5 Заключение по разделу 5
ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Проведенное исследование позволило установить, что ПТВ на пласт приводит к акватермолизу нефтей с образованием газов и обогащенных кислородсодержащими структурными фрагментами веществ, что может способствовать более эффективному извлечению нефти из пласта. Полученные результаты могут быть использованы для прогнозирования изменения качества нефтей, добываемых методом ПТВ. Основные положения, выносимые на защиту. Вода при паротепловом воздействии на пласт является не только теплоносителем, но оказывает влияние на состав образующихся продуктов. Работа выполнена в соответствии с планом научноисследовательских работ ИХН СО РАН на гг. Сибири по данным о природе нефтей и родственных природных объектов, глубокой переработки тяжелого нефтяного сырья и нефтяных попутных газов с применением новых методов инициирования химических реакций, ГР 9 и на гг. Разработка научных основ селективных превращений углеводородного сырья природных газов, тяжелых и высокопарафинистых нефтей, природных битумов в термокаталитических и сорбционных процессах по данным исследования особенностей химического состава и структуры его компонентов, ГР . Данная работа посвящена изучению тяжелых высоковязких нефтей. Термин не имеет строгого количественного определения . Хотя в некоторых публикациях к высоковязким нефтям относят нефти с вязкостью более мПас . В иностранной литературе чаще встречается термин тяжелые нефти. По разным источникам к ним относят нефти с плотностью выше 0,00,5 гсм3 , , . Эти термины часто отождествляют, хотя они определяются разными свойствами нефти. С одной стороны это вязкость, с другой плотность. На практике этими терминами часто обозначают одни и тс же природные объекты, а именно, нефти, обладающие высокой плотностью и вязкостью, хотя тяжелая обладающая высокой плотностью нефть не обязательно имеет высокую вязкость и наоборот. Объектами данной работы являются нефти, которые в равной степени можно отнести как к высоковязким, так и к тяжелым нефтям. В настоящее время предложено немало классификаций нефтей. Эти классификации преследуют различные цели. Для нефтепереработки интересно, прежде всего, содержание фракций атмосферновакуумной перегонки и их химический состав . Так в России для транспортировки и нефтепереработки классификация нефтей осуществляется согласно . По физикохимическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефти подразделяют на классы, типы, группы, виды. По плотности, а при поставке для экспорта дополнительно по выходу фракций и массовой доли парафина нефти подразделяют на пять типов таблица 2. С Не более 0,0 0,10. Па, содержание хлорорганических соединений нефти разделяют на группы 13. Наконец по массовой доли сероводорода 0 млн1, меркаптанов 0 млн1 нефти разделяют на виды 13. Существенным недостатком представленной классификации является то, что она практически не отражает химический состав нефтей, то есть содержание основных типов и классов нефтяных соединений. Для геологии и геохимии необходима классификация нефтей с точки зрения их генезиса и степени их эволюции, поэтому здесь оперируют элементами, которые несут генетическую информацию , . И хотя вопрос о единой международной классификации нефтей остается открытым, предпринимается ряд попыток к решению этой проблемы . Тяжелые, высоковязкие или битумные 7 нефти, плохо поддаются классификации. Это связано с особыми свойствами этих природных объектов, и необходимостью учитывать сразу несколько параметров физикохимические показатели, компонентный состав, которые могут варьироваться в широких пределах. В таблице 3 приведена обобщенная классификация физикохимических показателей нефтей , которая включает достаточно широкий набор параметров состава и свойств нефтей. Содержание фракции н. Содержание фракции н. Если рассмотреть их в свете генетических классификаций углеводородных ископаемых, то они занимают промежуточное положение между нормальными нефтями и вязкими битумами м альтам и 3. Четко выраженной общепринятой границы между тяжелыми высоковязкими нефтями и мальтами нет.