Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть" (стр. 2 из 8)
Таблица 1 Литолого-петрографическая характеристика коллектора
| Наименование | Тип песчанника | Породы алевролиты |
| 1. терригенные коллекторы фракции по отношению ко всей породе, в т.ч.нерастворимый остатокрастворимых солей (карбонаты), % | 99,40,69 | 99,20,98 |
| 2. процентное содержание фракции в нерастворимом остатке по отношению ко всей породе, в т.ч.0,25 мм.0,25–0,1 мм.0,1–0,05 мм.0,05–0,01 мм.0,01 мм. | 3,4668,4719,254,884,03 | 3,7525,9848,3517,474,48 |
| 3. Минеральный состав части породы, в т.ч.КварцПолевые шпаты | МономинералНе опред | Кварцевые- |
| 4. Коэффициент сортировки | 2,12 | 2,04 |
| 5. Количество анализов | 33 | 20 |
| 6. Размер пор в минералах (мкм) | 33 | 20,9 |
| 7. Количество определений | 15 | 27 |
Среди физических параметров, характеризующих свойства горных пород – коллекторов, главное значение имеют те, которые определяют емкость пустот, способность породы пропускать через себя жидкости и газы, полноту извлечения из них нефти и газа.
Основными физическими параметрами горных пород складывающих нефтяные месторождения являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. (Таблица 2).
Таблица 2 Характеристика пластов горизонта Д
| Пласты | Тип коллектора | Толщи на, м | Порис тость,% | Проницаемость,мкм² | Нач.нефтена сыщенность, доли ед. |
| А | П | 3,4 | 20,4 | 0,348 | 0,824 |
| А | 2,1 | 14,0 | 0,111 | 0,684 | |
б  | П | 3,7 | 20,4 | 0,373 | 0,814 |
| А | 1,8 | 14,1 | 0,094 | 0,722 | |
б  | П | 4,1 | 20,4 | 0,340 | 0,799 |
| А | 2,0 | 14,1 | 0,100 | 0,700 | |
| в | П | 3,6 | 20,6 | 0,360 | 0,824 |
| А | 1,9 | 14,2 | 0,089 | 0,719 | |
г  | П | 3,8 | 21,6 | 0,369 | 0,838 |
| А | 2,5 | 13,7 | 0,097 | 0,732 | |
г  +д | П | 3,3 | 21,6 | 0,271 | 0,826 |
| А | 3,2 | 14,0 | - | - |
2.5Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Однако все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются ее составом.
Основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей углерод колеблется от 83–87%, количество же водорода редко превышает 12–14%. Кроме углерода и водорода в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, фосфор и кремний.
Компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы называют асфальтосмолистыми веществами. Нефть Ромашкинского месторождения относится к сернистым (0,51 – 2% вес.), парафинистым (1,5 – 6% вес.), высоковязким (30–100 мПа.с). Среднее арифметрическое содержание парафина по горизонтам девона – 4,4% весовых.
Горючие газы нефтяных месторождений по своей химической природе сходны с нефтью, и являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто с состав газов входят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. (Таблица 3).
Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Они представляют собой сложные растворы, в составе которых неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.
Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% – мольные)
| Наименование | Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях | Нефть разгазиро – ванная однократно в стандартных условиях | Пластовая нефть |
| У. Сероводород | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| 2. Углекислый газ | 0,65 | - | 0,11 |
| 3. Азот + редкие | 9,14 | - | 0,56 |
| 4, Метан | 32,43 | 0,0 | 1,3 |
| 5, Этан | 22,58 | 0,13 | 1,56 |
| 6. Пропан | 22,27 | 0,56 | 2,65 |
| 7. Изобутан | 2,65 | 0,22 | 0,53 |
| 8. Н – бутан | 6.68 | 0,84 | 1,78 |
| 9. Изопентан | 1.52 | 0,89 | 1,0 |
| 10. Н – пентан | 1.28 | 1,12 | 1,16 |
11. Остаток (С  + выше) | 0.8 | 96,24 | 89,34 |
| 12. Молекулярная масса | 32,76 | - | - |
13. Плотность при стандартных условиях нефти, кг/м  | - | 857,8 | 804,8 |
| 14. Газа | 1,3621 | - | - |
Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Количественные соотношения между содержанием главных ионов: К+, Nа+, Са 2+, Мg2+, Сl¯, SО²¯4, НСО¯3, СО²¯3, положены в основу принятой у нас в стране химической квалификации вод по Сулину.
Общее содержание солей в пластовой воде принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. В зависимости от общей минерализации пластовые воды подразделяются на три класса: пресные воды с содержанием солей менее 0,1%,
Минерализованные от 0,1 до 0,5%, рассолы более 5%.Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5- 2 м
. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ.Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод составляет 0,2 -1,5 мПас.
2.6 Режим залежи
На Западно-Лениногорской площади основным режимом работы залежи является водонапорный режим.
Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.
При учете объемов поступающей в пласт воды, можно добиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом в длительное время.
Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения (предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями, благоприпятствующими осуществлению водонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта по проницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды. Естественный водонапорный рексим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.
2.7 Конструкция скважин
Разбуривание продуктивного пласта может осуществляться либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважин (спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны) до ее кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым стволом, фильтром или перфорированной колонной.
В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее одно или двухступенчатым методом посте затвердевания цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью создания каналов для поступления нефти и газа в скважину.
Во втором случае скважину бурят сначала только до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее. Затем разбуривают долотом меньшего диаметра цементировочные пробки, упорное кольцо и продуктивный пласт.
В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концетрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6 – 14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм, составляя в большинстве 114 -140,3 мм.
Для обеспечения нормальных условий заканчивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнений охраны недр, тампонажный материал (раствор) за направлением и кондуктором поднимают до устья, а за эксплуатационной колонной как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Качество цементирования определяется акустическим и радиоактивным цементаторами. Для притока нефтяных флюидов в скважину колонну перфорируют напротив продуктивных пластов. Зумпф делается для накопления в нем песка поступающего из пласта вместе с нефтью. Основание скважины называется башмаком, ствол по всей длине выработки, верхняя часть называется устьем.