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

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 способе добычи 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 насосных скважинах 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-ны предназначены 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.

Дата добавления: 2015-10-30