2.Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата.

Основные свойства нефти и газа

Нефть и нефтяной газ - это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм.рт.ст. и=20^оС) находятся

• в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы),

• в жидком (нефть) и имеются углеводороды,

• в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).

В среднем в нефти содержится

• 82-87% углерода (С),

• 11-14% водорода (Н) и

• 0.4 -1.0% примесей - соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-20⁰С - бензиновые, 150-300^оС - керосиновые, 300-400^оС - соляровые, при 400^оС и выше - масляные. По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

• малосмолистые - содержание смол не более 18%

• смолистые - содержание смол от 18 до 35%

• высокосмолистые - содержание смол более 35%

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:

• беспарафинистые - содержание парафина до 1%

• слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%

• парафинистые - содержание парафина более 2%

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки. По содержанию серы нефти подразделяются на:

• малосернистые - содержание серы до 0.5%

• сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%

• высокосернистые - содержание серы более 2.0%

Содержание в нефти сернистых соединений ухудшает ее качество, вызывает осложнения в добыче нефти. О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности.

Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 0,7 (газовый конденсат) до 0,98 и даже 1,0 г/см³. Легкие нефти с плотностью до 0,88 г/см³ наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти - вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают

• динамическую и

• кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м² между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек. Размерность динамической вязкости: [m]=Па.с. (Паскаль-секунда). Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па.с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа.с (миллипаскаль. секунда). так, вязкость пресной воды при температуре +20⁰С составляет 1мПа.с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа.с (0.1-0.2 Па.с) и более. Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м²/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВYt, где индекс указывает температуру измерения. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается. На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.

Нефтяные газы и их свойства

 Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пектана и др. Самый легкий из всех углеводородов - метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН₄ и этана С₂Н₆(относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С₃Н₈(1.522) и бутан С₄Н₀ (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях. Природный газ - смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на

• Сухие - природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

• Жирные - газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м³ которого содержится более 60г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др. Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти. Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10^-5 до 1х10^-5 Па^-1. Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения) начинает выделяться растворенный в нефти газ. По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате- объем газа больше объема поступления нефти. Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м³/м³ до 100 м³/м³ и выше. Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой. Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура - 82.5⁰С (минус

.

3.Технология спуска скребка очистки от парафина в скважину.

Скребки служат для очистки стенок эксплуатационных колонн от различных отложений, а также для очистки стенок НКТ от парафинообразования.

В настоящее время используют скребки фрезерного типа.

Перед спуском скребка устанавливается лубрикатор, опрессованный на 1,25 от рабочего давления (что указано на головке лубрикатора). Устанавливается дублирующая задвижка. Перед спуском скребка стравливаем давление до атмосферного. Длина скребка L должна соответствовать длине лубрикатора, при этом дублирующая задвижка закрыта. Очистка стенок НКТ производится при работающей скважине (механизированная добыча, или фонтанная). Скребок работает в потоке скважинной продукции для выноса парофиноотложений из скважины в выкидной коллектор.

После того, как скребок был спущен в лубрикатор, установлено сальниковое устройство с пропущенной через него проволокой Ø=1,6 мм, посредством переводника соединяем с фрезой и устанавливаем направляющий ролик. лубрикатор опрессовываем до рабочего давления, если нет пропусков открывается дублирующая задвижка. Лебёдка устанавливается с наветринной стороны 25м от устья скважины. Наличие исследовательской площадки обязательно.Согласно графика, утверждённого цехом добычи устанавливается глубина спуска скребка и периодичность.

Ручная лебедка для глубинных измерении называется аппаратом Яковлева - по фамилии ее изобретателя.

Аппарат Яковлева, сыгравший огромную роль в развитии техники исследования скважин, уже не удовлетворяет современным требованиям вследствие трудоемкости и длительности работ, выполняемых при ручном управлении лебедкой. В настоящее время в НГДУ в основном применяют механизированные лебедки для глубинных измерений, монтируемые на автомобиле или тракторе и приводимые в действие от их двигателей.

Механизированная лебедка имеет рабочий и предохранительный тормоза, приспособление для правильной намотки проволоки на барабан, ручной привод и мерительный шкив со счетчиком. При помощи механизированных лебедок можно выполнять измерения в скважинах глубиной до 3000 м.

Для спуска прибора в скважину над верхней стволовой задвиж­кой вместо буфера устанавливают устьевой сальник-лубрикатор с роликом (рис. 68). Через этот лубрикатор в скважину спускают различные приборы для глубинных измерений.

Сальник в верхней части лубрикатора предназначен для гермети­зации отверстия, через которое проходит проволока.

Самоуплотняющееся сальниковое устройство лубрикатора по­казано на рис. 69.

Рис. 68. Устьевой сальник-лубрикатор с роликом.

Головка лубрикатора 1 имеет гнездо, в которое закладывается втулка 2 из нефтестойкой резины с заранее просверленным осевым отверстием. Над резиновой втулкой находится нажимная втулка 3соединенная с ходовым винтом 4. Благодаря крупной трапецеидальной резьбе ходового винта при незначительном его повороте нажим­ная втулка перемещается вдоль оси на несколько миллиметров, в результате чего резиновое уплотнение сжимается в освобождается. На верхней части ходового винта закреплен бачок в, наполня­емый маслом; несколько ниже на винте имеются грани под ключ, на них устанавливается регулировочная головка 5 с поводком 7Поводок соединяется с нажимным роликом 11 при помощи тяги 9 и серьги 8.

Работа уплотняющего устройства происходит следующим образом.

При спуске скребка проволока ослабляется, и нажимной ролик под действием своей силы тяжести смещается вниз, передвигая при этом поводок регулиролочной головки против часовой стрелки. В результате этого ходовой винт на какую-то часть оборота вывинчивается и освобождает уплотне­ние, облегчая движение проволоки через него.

При подъеме скребка нажимной ролик поднимается натянутой скребковой проволокой, а ходовой винт завинчивается я сжимает уплотнение; при этом исключаются пропуски нефти и газа и улучшается очистка проволоки от нефти и парафина,

Увеличение затяжки ходового винта создается перестановкой пальца 10 в отверстие на тяге 9, расположенное ближе к поводку, и перестановкой регулировочной головки.

Для выполнения глубинных измерений механизированную лебедку устанавливают на расстоянии 10—30 м от устья скважины. Прибор спускают в скважину после предварительного шаблонирования колонны подъемных труб. Это особенно важно в тех скважинах, где в трубах отлагается парафин.

Если скважина высокодебитная или газовый фактор большой (выше 200—300 м³/т), то в верхней части подъемных труб газонефтя­ная смесь будет двигаться с большими скоростями. Поэтому рекомендуется присоединять к прибору утяжелитель массой 5—8 кг.

Глубина спуска прибора во избежание отрыва проволоки при подъеме не должна превышать длины колонны труб. Поэтому у башмака колонны устанавливают ограничитель (поперечная шпилька).

Глубинные приборы спускают при отключенном трансмиссионном палу на лебедке. Во избежание сильных рывков и образования «жучков» на проволоке при спуске барабан притормаживают.

Поднимают прибор из скажины со скоростью 1,5—2,0 м/с до тех пор, пока до устья скнажны не останется 40—50 м; остальную проволоку выбирают на первой скорости или вручную.

Давление и температуру на забое и по стволу скважины измеряют глубинными манометрами и термометрами. В большинстве случаев глубинные манометры и термометры объединяются в одном приборе.

По характеру измерения давления и конструкции глубинные манометры разделяются на несколько групп и типов. Наиболее

Рис. 69. Самоуплотняющееся сальниковое устройство.

распространены две группы манометров: 1) максимальные глубинные манометры и 2) глубинные манометры с непрерывной записью показаний. Манометры первой группы фиксируют только наиболь­шее давление в измеряемом интервале и поэтому называются Паровые передвижные установки получили широкое применение для депарафинлзацпп наземных трубопроводов, особенно в восточных районах.

До последнего времени преобладал механический способ удаления отложений парафина со стенок подъемных труб, осуществляемый при по­мощи скребков различной конструкции, работающих от механического привода автоматически или полуавтоматически. Очистка подъемных труб от парафина скребками выполняется в процессе работы скважины без ее остановки.

Скребки спускают в трубы на проволоке. Движение их вниз осуществляется под действием силы тяжести самих скребков и подвешива­емых к ним специальных грузов (до 10 кг), а вверх скребки поднимают лебедкой.

При применении скребков на устьевой арматуре скважины монтируют лубрикатор с сальником. Такой лубрикатор показан на рис. 68. Длина лубрикатора должна быть такой, чтобы скребок и груз полностью помещались в нем.

Рис. 77. Скребок переменного сече­ния с раздвиж­ными ношами.

1 — ушко для при­соединения троса;

г — неподвижная планка; 3 — наклон­ные направляющие прорези; 4 — непод­вижный нож; 5—нож подвижной планки; 6 — подвижная план­ка; 7 — скоба.

Скребки для очистки парафина имеют самое различное устройство, но наиболее часто применяются скребки переменного сечения с раздвижными ножами (рис. 77). Ножи скребка но время подъема раздвигаются под действием своей силы тяжести и трения о стенки труб, в результате чего диаметр их окружности становится примерно равным внутреннему диаметру труб. При спуске скребка подвижные ножи, смещаясь по наклонным прорезям, сближаются и их наружный диаметр становится на 10—20 мм меньше, чем во время подъема.

При работе скребка парафин счищается со всей поверхности трубы, так как две пары ножей скребка повернуты относительно друг друга на 90°. Лезвия нижней пары ножей во время подъема скребка перекрывают зазор между ножами верхней пары.

Для спуска скребков в скважину и их подъема используются автоматизированные депарафинизациошше установки — АДУ. Установка АДУ состоит из лебедки с электродвигателем и станции управления, которые размещаются около скважины в специальной скребковой будке.

Установки последних конструкций (АДУ-3) работают автомати­чески, без вмешательства человека — спуск скребков на нужную глубину и их подъем происходят по зарапее заданной программе.

К недостаткам механической очистки подъемных труб от парафина следует отнести то, что у каждой скважины приходится иметь до­полнительное оборудование, которое необходимо обслуживать и которое является источником дополнительных неполадок при экс­плуатации скважин (обрыв проволоки, выход из строя отдельных узлов и т. п.).

Наиболее эффективным способом борьбы с отложениями парафина в трубах является покрытие их внутренних поверхностей специальными лаками, эмалями или стеклом. Практика показала, что парафин выпадает на остеклованной или покрытой лаком поверхности н ограниченном количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается потоком. Это явленно объясняется несколькими причинами: небольшими силами сцепления между частицами пара­фина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачиваемостью поверхности покрытия нефтью и диэлектрическими свойствами покрытий, благодаря которым частицы парафина, обладающие электрическим зарядом, не могут взаимодействовать с металлом труб.

Стеклянные, эмалевые и лаковые покрытия обладают стойкостью против кислот, щелочей, пластовых вод, поэтому они играют также роль защиты металла труб от коррозии.

Технология остсклования внутренней поверхности труб, так же как и технология их покрытия лаками, отличается простотой и осуществляется во многих нефтедобывающих районах. В настоящее время тысячи фонтанных скважин, дающих парафинистую нефть, оборудованы трубами, футерованными стеклом. В большинстве случаев такие скважины работают длительное время без остановок.

4.Порядок и правила проведения газосварочных работ на объектах нефтедобычи.