ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Допущено Управлением кадров и учебных заведений Министерства нефтяной промышленности СССР в качестве учебника для техникумов

Филиал УГТУ в г Усииске

4

Инв Ne.

ЯЯ| МОСКВА «НЕДРА» 1989

&

Читальный

ЗАЛ

ББК 33.36 Э 11

УДК (622.276.5 + 622.279.5) (075)

Авторы:

А. И. Акулыиин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко Рецензенты: А. М. Галустов, Б. В. Покрепин

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. для Э И техникумов/А. И. Акулыиин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко. — М.: Недра, 1989. — 480 с.: ил.

ISBN 5—247—01400—6

Описаны режимы разработки нефтяных и газовых месторождений, методы их регулирования. Приведены характеристики нефтегазопродуктивных пластов, способы исследования нефтяных и газовых скважин. Уделено внимание методам повышения нефтеотдачи пластов и воздействия на призабойную зону скважин. Рассмотрены технологии применения этих методов, а также способы эксплуатации скважин.

Для учащихся нефтяных техникумов, обучающихся по специальности «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин».

2503010400—371

Э 30—89 Св. план для сред. спец. уч. заведении ББК 33.36

043(01 )-89

УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ

Акулыиин Алексей Иванович Бойко Василий Степанович Зарубин Юрий Александрович Дорошенко Владимир Михайлович

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Заведующий редакцией Н. Е. Игнатьева Редактор издательства О. А. Латышева Технический редактор Л. Г. Лаврентьева Корректор К. И. Савенкова

ИБ № 8100

Сдано в набор 04.04.89. Подписано в печать 31.08.89. Т-08741. Формат 60X90'/i6. Бумага книжно-журнальная. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Уел. печ л 30 0 Уел. кр.-отт. 30,0. Уч.-изд. л. 31,39. Тираж 12 670 экз. Заказ 1020/2147-5. Цена 1 р. 30 к.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра». 125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3.

Московская типография № И Госкомпечати СССР. 113105, Москва, Нагатинская ул., д. 1.

Isbn 5—247—01400—6 © Издательство «Недра», 1989

A'S \ _г -

Глава 1

НЕФТЬ, ГАЗ, ИХ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

1. Состав и классификация нефтей

Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым. Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеводородных соединений. В зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться в жидком состоянии и одновременно другая часть — в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом.

В СССР эксплуатируется более 1200 нефтяных месторождений, а в мире более 23 тыс. месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефтей. Кроме того свойства нефти изменяются в процессе добычи, при движении по пласту, в скважине, системах сбора и транспорта, при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за разработкой месторождения, выборе метода повышения нефтеотдачи пласта, обосновании технологии первичной внутрипро- мысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки.

Состав, нефти классифицируют ца элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. В большинстве нефтей содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12—14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота.

Их содержание редко превышает 3—4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так, сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород и другие) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть — вода».

В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий а также фосфор и кремний, некоторые из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.

Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность—-способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.

Разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием. Наиболее распространенный метод фракционирования — перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление

о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения 30—205 °С, называют бензином, интервал кипения 200—300 °С — керосином; нефтяную фракцию, занимающую по температуре кипения (120—240 °С) промежуточное положение между бензином и керосином, называют лигроином. Все фракции нефти, выкипающие до 300 °С, относят к светлым нефтепродуктам. Оставшаяся фракция это — мазут, из которого получают масла, гудроны, битумы.

Нефти различных месторождений значительно отличаются друг от друга по фракционному составу. Легкие нефти состоят в основном из бензиновых и керосиновых фракций. Например, нефть Тагринского месторождения (Западная Сибирь) на 76% состоит из фракции, выкипающей до 200 °С. В среднем же доля светлых фракций в нефтях Советского Союза составляет 30— 50%. Для тяжелых нефтей, например, Ярегского, Жетыбайско- го и Катанглийского месторождений, характерно малое содержание легких фракций. При температуре до 300 °С из этих нефтей выкипает менее 10—12%.

Даже узкие фракции нефти — достаточно сложные смеси разнообразных углеводородов. Массовое содержание в них углеводородов различных классов (обычно в процентах) отражает групповой углеводородный состав. Основная часть нефти представлена углеводородами трех классов: алканы (метановые или парафиновые углеводороды), циклоалканы (нафтены), арены (ароматические углеводороды).

В СССР применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации — классы, типы и виды нефтей.

На классы нефти подразделяют по содержанию в них серы:

Класс I II III

Нефть Малосернистая Сернистая Высокосернистая

Массовое содержание

серы, % . Не более 0,5 0,51—2 Более 2

По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350 °С, нефти делят на три типа:

Тип Первый Второй Третий

Массовый выход

светлых фракций, % Более 45 30—45 Менее 30

По содержанию парафина нефти разделяют на три вида:

Вид Малопарафиновые Парафиновые Высокопарафино-

Массовое содержание вые

парафина, % . . . Не более 1,5 1,5—6 Более 6

В нефтепромысловой практике при классификации нефтей учитывается еще один показатель — содержание смол.

Нефть Малосмолистая Смолистая Высокосмолистая

Массовое содержание

смол, % ■ Менее 18 18—35 Более 35

Например, нефть горизонта АВ[ Самотлорского месторождения (Западная Сибирь) содержит 1,9%) парафина, 1,1% серы,

11. 6% смол и 52% светлых фракций. В соответствии с принятой классификацией она должна быть отнесена к сернистым (II класс), первого типа, парафиновым, малосмолистым нефтям. Нефть XVI горизонта Узеньского месторождения (Западный Казахстан), содержащая 24% парафина, 0,2% серы, 14,3% смол и 31,3% светлых фракций, должна классифицироваться как малосернистая (I класс), второго типа, высокопарафиновая или малосмолистая.

Один из основных показателей товарного качества нефти — плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется при стандартных условиях (температуре 20 °С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м³. По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м³ служат денным сырьем для производства моторных топлив.

Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней — шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения в нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости.

Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят к стандартным условиям, используя формулу

Р20 ⁼ Р — 20), (1-1)

где р2о — плотность нефти при 20 °С; р? — измеренная плотность нефти при температуре t\ а — коэффициент объемного расширения, составляющий для нефтей 0,0005—0,0009 кг/(м³-К).

С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров — калиброванных сосудов вместимостью 5—100 см³. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.

Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающей их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других, является вязкость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их движении по пласту и трубопроводам.

Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность:

v = jx/p, (1.2)

где v — коэффициент кинематической вязкости; ц — коэффициент динамической вязкости; р — плотность жидкости или газа.

В Международной системе единиц (СИ) коэффициент динамической вязкости измеряют в Па-с, а коэффициент кинематической вязкости — в м²/с.

Вязкость нефти во многом определяется ее составом и изменяется в очень широких пределах: от долей единицы до сотен, а иногда и тысяч миллипаскаль-секунд. Для сравнения укажем,

что вязкость воды при 20 °С составляет 1 мПа-с. Тяжелые нефти с высокой плотностью, содержащие значительное количество асфальтосмолистых веществ, обладают высокой вязкостью, и, наоборот, легкие, малосмолистые нефти имеют низкую вязкость.

Вязкость дегазированных нефтей измеряется на специальных, разнообразных по конструкции приборах — вискозиметрах. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в которых вязкость определяют путем измерения времени истечения через капилляр определенного количества жидкости.