Типы залежей. Химич-ий состав Н и его влияние на св-ва Н.

Date: 2015-10-07; view: 459.

Билет №5.

З-ж – единич скопление Н и Г, заполняющ ловушку пол-ю или частич. Г, Н и В распред-ся в ловушке в соответ-ии с плот-ю.Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гип­сометрическим положением (ВНК), (ГВК) и (ГНК.), высотой, раз­мерами неф, газ, вод-неф, газ-неф и газово­д зон, неф-газнасыщ толщиной пласта, велич нач и остаточной нефтенасыщ и газонасыщ пород-кол и их изменением по площади и разрезу; на­чальными пластовыми давлением и температурой. В зависи­мости от фазового состояния и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на – нефтяные, газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); - газовые, газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные. Выделяются следующие основные ти­пы залежей нефти и газа: пластовый-полож УВ опред кров и подош конкрет пл-кол-ра, движ пл флюида вдоль пласта. Массивный- полож УВ контрол-ся п-ми покрышки,движ флюида по вертик.; литологически огранич- тип распол-ся в участках выклин пл-кол. Стратиграфически огранич-формир з-жи было в пл-кол,срезан эрозией и стратигр-ки несогласно перекрыт непрониц слоями более мол возраста. тектонически экрани­р формир вдоль разрывных смещений, ослож-х строениелокал стр-р.

ХИМ СОСТАВ Н.

Углерод 83-87%,водород 12-14%, есть сера,азот и кислород. Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина. Нефти содержат до 5—6 % серы. По содержанию серы нефти делятся на:малосернистые (содержание серы не более 0,5%);сернистые (0,5—2,0%);высокосернистые (более 2,0%).

По содержанию смол нефти подразделяются на:

— малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);смолистые (18—35 %);

— высокосмолистые (свыше 35%).

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:- малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе; парафинистые— 1,5—6,0 % ;- высокопарафинистые — более 6 %

В Когал регионе нефть: сера в Юпластах 0.4-0.7%, от массы Н,в друг пл 0.7-1.1%. Парафин 1.5-3%. Смолы 5-12%. Асвальтены 0.5-4%. В ВНК содерж АСПВ больше.

2. Способы эксплуатации скважин. Оборудования, применяемые при различных способах эксплуатации в Когым-ом регионе.

Добывающие скважины,имеющие фонтанное , насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным , так как характерен для вновь открытых , энергетически не истощенны месторождений. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти .

При газлифтном способедобычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров ) сжатый ( углеводородный ) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосныхскважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых ( ШГН ) или погружных ( ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.

Нагн-ые СКВ-ныпредназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

В Когалымском регионе применяются фонтанный (редко), насосный способ эксплуатации.