19. Элементарный и компонентный состав нефти.

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.

Нефти различных месторождений значительно отличаются друг от друга по фракционному составу. Легкие нефти состоят в основном из бензиновых и керосиновых фракций. В среднем же доля светлых фракций в нефтях России составляет 30— 50%. Для тяжелых нефтей, 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 России применяется технологическая классификация, в ос­нову которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации — классы, типы и виды нефтей.

20. Методы испытания скважин.

При бурении и перфорации скважина заполнена буровым раствором. Для вызова притока необходимо выполнить условия pз < pпл, т.е. создание депрессии давления на пласт ∆p = pпл – pз, где pпл – пластовое давление; pз – забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать: h*ρ*g < pпл, где h – высота столба жидкости в скважине; ρ – плотность жидкости; g – ускорение свободного падения. Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо ρ, поскольку пластовое давление остаётся неизменным в процессе освоения данной скважины. Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с её назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока. Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, её способа эксплуатации, пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др. освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не вызывает затруднений. В данном случае можно создать большую депрессию давления и при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и призабойной зоны то грязи за счёт большой скорости движения жидкости и газа. Однако при наличии неустойчивых пластов, газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возможны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разрушению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной колоны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной воды и прорыву их в скважину, поэтому такие скважины следует пускать в работу плавно с медленным снижением забойного давления на небольшую величину. В промысловой практике нашли применения следующие основные методы вызова притока (пуска в работу): замена жидкости, аэрация, продавка и свабирование.

Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины обычно по схеме: буровой раствор с большей плотностью – буровой раствор с меньшей плотностью – вода – нефть – газоконденсат. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или в затрубное пространство (обратная промывка); из скважины жидкость выходит в сборную ёмкость.

Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществляется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вводя газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300 – 400 кг/м3. Газ вводят с помощью аэратора или жидкостно-газового эжектора.

Более эффективно применение пенных систем при освоении скважин и других технологических процессах. Пенные системы в отличие от аэрированных жидкостей придают процессу вызова притока плавность и устойчивость. Для получения пенной системы в жидкость, подвергаемую аэрированию, предварительно вводят пенообразующие поверхностно-акривное вещество и стабилизатор из высокомолекулярных соединений.

Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом осуществляется аналогично пуску газлифтных скважин. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъёмными трубами и обсадной колонной скважины. Этот агент вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъёмные трубы наружу и, одновременно поступая в них через специальные пусковые клапаны, газирует жидкость и тем самым уменьшает егё плотность. Отличие состоит только в подключении к устью передвижной компрессорной или газификационной установки.

Иногда применяют методы свабирования и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной лебёдки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми манжетами) в НКТ или желонку (наподобие узкого длинного ведра с клапаном). Газлифтные скважины осваивают обычно методом продавки. Насосные скважины перед освоением промывают водой (или лучше нефтью( и осваивают насосом, используемым при эксплуатации.