Системы разработки месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6

участие в работах по подготовке объектов к подземному (текущему и капитальному) ремонту;

прием объектов из ремонта, участие в их наладке и пуске после ремонта;

руководство операторами более низкой квалификации.

Учебное пособие содержит теоретический материал, необходимый для подготовки и сдачи квалификационного экзамена по рабочей профессии «Оператор по добыче нефти и газа». Оно состоит из трех частей. Содержание первой части:

1)физико-химические свойства нефти, газа и воды;

2)основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях;

3)основы разработки нефтяных и газовых месторождений;

4)основные сведения о строительстве скважин;

5)способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Содержание второй части:

1)ремонт скважин;

2)запорно-регулирующая арматура;

3)контрольно-измерительные приборы и средства автоматики и

телемеханики; 4) промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.

Третья часть – это главы, связанные с производственной санитарией и безопасностью труда на производстве.

Программа производственного обучения приведена в приложении 2.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7

1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ПРИРОДНОГО ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА И ПЛАСТОВЫХ ВОД

1.1. Понятие об углеводородах

Нефть и газ относятся к невозобновляемым источникам энергии. Преимущества нефти и газа перед другими источниками энергии заключаются в относительно высокой теплоте сгорания и в простоте использования с технологической точки зрения. Так, при полном сгорании 1 кг нефти выделяется 46 МДж тепла, 1 м3 природного газа – 36 МДж, 1 кг бурого угля – 9,3 МДж.

Единого мнения о происхождении нефти и газа пока не существует. Имеются две основные гипотезы неорганического и органического происхождения нефти и газа. Целый ряд ученых придерживается неорганического происхождения нефти и газа в недрах Земли в результате химических реакций между водородом и углеродом в условиях высоких температур и давлений при отсутствии органических веществ.

Гипотеза органического происхождения предполагает образование нефти и газа из остатков организмов животных и растительного мира в условиях высоких температур при отсутствии кислорода.

Полагают, что для преобразования первичного органического материала в нефть необходима совокупность ряда факторов: повышенные температуры (60÷1500С) и давления (15÷45 МПа), глубины 1,5÷6 км, деятельность бактерий, действие радиоактивных веществ.

Теория органического происхождения не дает достаточных объяснений и перспектив в отношении разведки новых крупных месторождений нефти и газа. Иное дело теория неорганического происхождения нефти и газа. В недрах имеется достаточное количество исходного материала для образования углеводородов. Источниками углерода и водорода считаются вода и углекислый газ. Благоприятная для реакции химическая среда обеспечивается присутствием закисных соединений металлов, содержание которых в вулканических породах доходит до 20 %.

1.2. Состав нефти

Нефть в природных условиях представляет собой жидкую гидрофобную фазу, распределенную в пустотном пространстве горной породы. Дать определение понятия «нефть» можно с разных позиций:

 геологическое определение – жидкий каустобиолит (горючая органическая порода), углеродистый минерал;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

9

металлов очень мало, их обнаруживают лишь в золе, оставшейся после сжигания нефти.

Групповой состав. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и других соединений.

Нефть представляет собой смесь углеводородов метанового – алканы, нафтенового – циклоалканы и ароматического – арены рядов, причем преобладают чаще углеводороды метанового или нафтенового рядов.

Алканы насыщенны, предельны, химически малоактивны. Химическая формула CnH2n+2 (n – число атомов углерода). При стандартных условиях (давление 0,1 МПа и температура 200С):

С1÷С4 – газы;

С5÷С17 – жидкости;

при n>17 – твердые вещества. С18÷С35 – истинные парафины (кристаллы имеют рыхлую структуру),

С36÷С72 – церезины (кристаллическое, игольчатое строение, легко выносятся с потоком нефти).

Циклоалканы состоят из нескольких метиленовых групп СН2 с двумя валентностями, которые соединены в кольцо или цикл. Могут присоединять к себе объединенные кольца и цепочки метанового строения (циклопропан, циклобутан, циклопентан и т.д.). Химическая формула циклоалканов CnH2n.

Арены имеют также циклическое строение, объединяющие радикалы СН. Трехвалентны. В ароматическом кольце соединение происходит через одно не одинарными, а двойными связями. Поэтому они ненасыщенные и непредельные, но из-за циклического строения химически малоактивны. Химическая формула

аренов CnH2n-m (здесь m – четные цифры от 6 и выше).

Кроме групп углеводородов в нефти содержатся кислородные, сернистые и азотистые соединения.

К кислородным соединениям относятся нафтеновые кислоты, вызывающие коррозию, и асфальтосмолистые вещества (АСВ).

АСВ – это сложные высокомолекулярные органические соединения, содержащие кроме углерода и водорода кислород (до 2 %), серу (до 7 %) и азот (до 1 %). Содержание АСВ в нефти может достигать 40 %. При обычных температурах они представляют собой малотекучее или твердое вещество с плотностью, превышающую плотность воды. Часть АСВ, растворимая в бензине, относится к смолам, а нерастворимая – к асфальтам (асфальтенам).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10

Фракционный состав нефти определяется при разделении сложной смеси соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур.

Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.

На практике используют стандартный метод фракционной разгонки, при котором нефть разгоняют на стандартные температурные фракции. При заводской перегонке нефти, как правило, отбираются фракции, имеющие следующие

1.3. Свойства нефти и пластовой воды

Плотность. Плотность нефти является важным физическим свойством и оказывает влияние на ряд явлений, происходящих как при формировании нефтяных залежей, так и при их разработке.

Плотность определяется количеством покоящейся массы, заключенной в единице объема. В Международной системе единиц (СИ) единицей измерения плотности является кг/м3.

Плотность большинства нефтей колеблется от 760 до 960 кг/м3. Наиболее часто встречаются нефти плотностью 820÷890 кг/м3.

На практике чаще имеют дело с безразмерной величиной – относительной

при +40С (при этой температуре плотность воды наибольшая). Если плотность определяется не при стандартной температуре (+200С), необходимо привести ее величину к стандартной. Для этого существуют таблицы поправок. Относительная плотность при стандартной температуре рассчитывается по

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

11

где поправка плотности при изменении температуры на 10С; t – температура опыта, 0С.

Плотность нефти определяется пикнометрическим, ареометрическим методом или с помощью весов Вестфаля. Ареометрический метод наиболее простой метод, но менее точный. Для более точного определения плотности нефти в лабораторных условиях пользуются весами Вестфаля и пикнометром.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. В пластовых условиях плотность нефти обычно меньше плотности сепарированной нефти.

При снижении давления до давления насыщения при постоянной температуре плотность нефти незначительно понижается, что связано с ее сжимаемостью (рис. 1.1). При дальнейшем снижении давления плотность нефти существенно возрастает за счет выделения из нее растворенного газа, т.е. наиболее легких веществ.

н

Рис. 1.1. Зависимость плотности пластовой нефти от давления

Существует несколько классификаций нефти по плотности. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» нефть подразделяется

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

15

На коэффициент сжимаемости пластовой нефти наибольшее влияние оказывает количество растворенного в ней газа.

Дегазированные нефти имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости, порядка 510-10 1/Па, а легкие нефти, содержащие в своем составе значительное количество растворенного газа, – до 14010-10 1/Па. Коэффициент сжимаемости пластовой воды обычно не превышает 510-10 1/Па.

Товарные свойства нефти. Товарные свойства нефти определяются технологической классификацией. Она предусматривает следующие показатели оценки нефти:

1)содержание серы в нефтепродуктах;

2)содержание фракций, выкипающих до 3500С;

3)содержание базовых масел и их качество;

4)содержание парафина;

5)индекс вязкости.

Характеристика подготовки нефти в промысловых условиях по некоторым показателям представлена в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Показатели промысловой подготовки нефти по ГОСТ Р 51858-2002

Для характеристики нефти и нефтепродуктов используют также показатели температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, плавления и застывания.

Смесь паров нагреваемого нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня при температуре, которая называется температурой вспышки. При этом вспыхнувшее пламя мгновенно затухает. Температура вспышки будет тем ниже, чем легче фракция нефти (табл. 1.2).

Таблица 1.2