Авторы выражают глубокую благодарность О. М. Перельману,

A. И. Рабиновичу и сотрудникам ЗАО			«Новомет-Пермь»,	спе­
циалисту	АО	«АЛНАС» Р. И. Козлову	за многочисленные	пуб­
ликации	по	нефтегазовому оборудованию, проведение		науч­

но — практических конференций и семинаров, серию отечес­ твенных и международных патентов и пр. в области создания, исследования, производства и эксплуатации нефтегазового обору­ дования. Благодарят работников ОАО «Камкабель» О. Б. Кузнецову, B. Г. Савченко, представителей нефтегазового комплекса В. А. Кузне­ цова, Д.В. Маркелова, Г. Р. Мухамадеева, А. Т. Нагиева, специалистов больших и малых предприятий за работы по продвижению россий­ ского оборудования для добычи нефти на месторождения. Работы «российских Кулибиных» в перечисленных направлениях позволили написать данный справочник.

Один из авторов (Агеев Ш. Р.) приносит искреннюю благодарность своим близким коллегам за плодотворное творческое сотрудничество не один десяток лет, за большую помощь в подготовке и оформлении рукописи справочника: Матреницкой В. И., Дружинину Е. Ю., Беляв­ ской М .И., Московкиной М .П., Калиновой О.Н., Емельяновой Р.Г., Артемовой Л. А., Каниной С. И.

Авторы

ГЛАВА 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕХНИКЕ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

1 Л. Общие сведения о добываемом пластовом продукте (пластовой жидкости)

Составляющие земную толщу горные породы подразделяются на два основных вида — изверженные и осадочные. Изверженные поро­ ды образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранита) или вулканических лав на поверхности земли (базальт), а осадочные — путем осаждения (преимущественно в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ раз­ личного происхождения (обычно залегают пластами).

Пласт (слой) — геологическое тело, основная форма залегания осадочных горных пород, отражающая их последовательное отложе­ ние. Имеет более или менее однородный состав и ограничен двумя приблизительно параллельными поверхностями (верхняя — кровля и нижняя — подошва). Толщина пласта, или мощность, намного мень­ ше его протяженности (от долей метра до нескольких метров). Каж­ дый вышележащий пласт (при нормальном не нарушенном залега­ нии) является более молодым по отношению к нижележащему.

Нефть и газ в земной коре находятся в основном в осадочных гор­ ных породах, реже — в магматических. Это объясняется, скорее, стро­ ением пород осадочной толщи, характеризующихся наличием боль­ шого числа мелких сообщающихся пустот (микротрещин и пор), что способствует накоплению углеводородов, чем их происхождением. Изучение проблемы происхождения нефти и газа продолжается более 150 лет. Начало исследованиям в этой области положили высказыва­ ния М. В. Ломоносова, Д. И. Менделеева и других известных ученых. Это одна из сложных и до конца не решенных проблем в естествоз­ нании. Единого мнения о происхождении нефти и газа в настоящее время пока не существует. Имеются гипотезы неорганического и ор­ ганического происхождения нефти и газа, которые продолжают оста­ ваться равновероятными.

Целый ряд ученых придерживается гипотезы неорганического про­ исхождения нефти и газа в недрах земли в результате химических ре­ акций между водородом и углеродом в условиях высоких температур и давлений при отсутствии органических веществ. Гипотеза органичес­ кого происхождения нефти предполагает образование нефти и газа из

останков животных и растительных организмов в условиях высоких температур при отсутствии кислорода. В мелких застойных бассейнах в огромных количествах развиваются сине-зеленые водоросли, мел­ кие членистоногие и планктонные организмы. Умирая, они вместе с пыльцой растений и некоторым количеством привнесенного мелко­ го минерального вещества падают на дно бассейна, образуя мягкие, иногда довольно мощные слои органического ила — сапропели.

Постепенно сапропель и гумусовые отложения накапливаются на дне водоемов, и в зависимости от давления, температуры, количест­ ва кислорода и минерализации воды происходит реакция гидролиза жиров, содержащихся в отложениях, и образуются жирные кислоты, глицерин и другие продукты, которые затем превращаются в углево­ дороды (метановые, нафтеновые, ароматические) и кислородные со­ единения (кетоны). Все эти соединения, растворяясь в массе жирных кислот, образуют гомогенную смолоподобную массу и вместе с ми­ неральными веществами (песком, глиной) остаются на дне бассей­ на, покрываясь минеральными отложениями. Такую смолообразную массу можно назвать первичной нефтью. В процессе превращения в нефть органического материала в восстановленной среде происходят химические процессы, приводящие к увеличению содержания угле­ рода и водорода и уменьшению содержания кислорода.

В настоящее время полагают, что для преобразования первичного органического материала в нефть необходима совокупность факторов

— повышенных температур, давлений, деятельности бактерий, дейс­ твия радиоактивных веществ.

Характеристика пластовой жидкости:

1) пластовая жидкость — смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;

2)максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД — 1мм2/с;

3)водородный показатель попутной воды — pH 6,0,...8,5;

4)микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу;

5)максимальное содержание попутной воды 99%;

6)максимальное содержание попутного газа (по объему) у основа­

ния двигателя установки без газосепаратора — 25%; 7) температура перекачиваемой жидкости, °С, не более 90.

Нефть — жидкое горючее полезное ископаемое. Залегает обыч­

но в пористых или трещиноватых горных породах (песках, пес­ чаниках, известняках) на глубине 1,2-2 км и более. Маслянистая жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специ­ фическим запахом, нефть представляет собой смесь углеводоро­ дов, содержащую кислородные, сернистые и азотные соединения. Обычно в нефти преобладают углеводороды метанового или на­ фтенового рядов и реже ароматического ряда. Если в нефти пре­ обладают углеводороды метанового ряда (СпН2п+2), она называет­ ся метановой, если нафтенового ряда (СпН2п) — нафтеновой, если ароматического ряда (СпН2п.6) — ароматической. Чем выше число п, тем тяжелее углеводороды. Метановые нефти распространены в Волго-Уральской области, на Северном Кавказе, в средней Азии и западной Сибири. Нафтеновые нефти встречаются в Азербайджане и Западной Украине. Нефть Верхнечусовского и некоторых других месторождений — ароматическая [1].

Фракционный состав нефти устанавливается путем разгонки и от­ бора фракций, выкипающих в определенных температурных преде­ лах: до 10(ГС — бензин 1-го сорта, до 110°С — бензин специальный, до 130°С — бензин 2-го сорта, до 265°С — керосин («метеор»), до 270°С

— керосин обыкновенный, примерно до 300°С производится отбор масляных фракций. Остаток считается мазутом. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые, и тяжелые, или топливные. Если в нефтях содержится более 20% масел, они называются масляными.

Товарные качества нефти зависят от содержания парафина. Чем больше в ней парафина, тем выше температура ее застывания. По содержанию парафина нефти делятся на беспарафинистые — с со­ держанием парафина не более 1%, слабопарафинистые — от 1 до 2% и парафинистые — свыше 2%. Выпадение парафина из нефти в процессе добычи и перекачки в значительной степени осложняет и удорожает эти процессы. У нас в стране есть месторождения, нефти которых содержат свыше 20% парафина. В нефти, кроме углеводо­ родов, находятся различные кислородные, сернистые и азотистые соединения. Кислород в нефтях входит в состав различных соеди­ нений. Наиболее важные из них нафтеновые и жирные кислоты, асфальты и смолы.

Основные свойства нефти — плотность 0,65—1,05 г/см3 (обычно 0,82—0,95). Нефть, плотность которой ниже 0,83, называется легкой;

0,831—0,860 — средней, свыше 0,860 — тяжелой. Плотностью нефти р„ называется масса нефти в единице ее объема:

т

где m — масса нефти; V — объем нефти.

Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность, а последний параметр в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины, и дегазированней. Плотность пластовой нефти определяется при анализе пробы нефти, отобранной в скважинах глубинными пробосборниками, в условиях, максимально приближающихся к пластовым.

Свойства пластовой жидкости.

—Температура начала кипения > 25°С, реже 100°С;

—Температура застывания от 20 до 60°С (в некоторых случаях 30— 32°С);

—Вязкость колеблется в широких пределах (например, при 50°С

—от 1,2 до 55 мм2/с);

—Удельная теплоемкость 1,7 — 2,1 кДж;

—Теплота сгорания 43,7 — 46,2 МДж/кг;

—Диэлектрическая проницаемость 2 — 2,5;

—емпература вспышки от 35°С и ниже до 120°С;

—Растворяется в органических растворителях; не растворяется в воде (может образовывать с ней стойкие эмульсии);

—Элементный состав (%): 82 — 87 С, 11 — 14 Н, 0,1 — 5,5 S; в зави­ симости от содержания серы нефть делят на малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,5—2%) и высокосернистые (св. 2%);

—Содержание N и О обычно не превышает десятых долей процен­ та и лишь в некоторых нефтях достигает соответственно 1,8 и 1,2% ;

—В нефти обнаружено свыше 20 различных элементов: Ni, Са, Mg, Fe, Al, Si, Na и др.;

—Важный этап добычи нефти — отделение попутного газа, осу­ ществляемое в газонефтяном сепараторе. Далее от нефти отделяют пластовую воду с минеральными солями (в сырой нефти до 10% воды

иоколо 4 г/л солей; остаточное содержание солей после отделения пластовой воды — не более 50 мг/л). Основную массу товарной нефти

(95%) перерабатывают после дополнительного обессоливания на не­ фтеперерабатывающих заводах.

Природный углеводородный газ находится в недрах Земли в виде само­ стоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или воде (по­ путный газ, так как его добывают попутно с нефтью). Горючий газ пред­ ставляет собой смесь предельных углеводородов (СпН2п+2): метана (СН4), этана(С2Н6), пропана (С3Н8) и бутана (С4Н|0). В чисто газовых залежах преобладает метан. В газах крупнейших газовых месторождений содер­ жится до 93-95% метана. Иногда в газах присутствует пар более тяжелых углеводородов: пентана (С5Н12) и выше кипящих гексана и гептана (С5Н|4; QH*). Углеводородные газы обычно содержат также углекислый газ (по­ путные газы нефтяных месторождений Кавказа), азот (Урало-Поволжье), сероводород (в виде следов, а на Оренбургском месторождении до 2-6%) и небольшое количество редких газов (гелия, аргона, неона).

Углеводородный газ используется как химическое сырье, а также как высококачественное топливо. Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется пластовым газовым фактором, а ко­ личество добытого газа, приходящегося на 1т добытой нефти, назы­ вается промысловым газовым фактором.

Нефтяная среда содержит некоторое количество пластовой или попутной воды (оценивается по обводненности — параметр Он, вы­ раженный в %) и попутного или природного газа (оценивается по га­ зовому фактору, выраженному в м3/м 3). Состояние среды в нефтяных скважинах определяется динамическим уровнем, т. е. глубиной рас­ положения границы раздела между жидкой и газообразной средами в эксплуатационном (динамическом режиме). Обычно величина ди­ намического уровня мала и скважина на отдельных месторождениях практически полностью заполнена жидкостью. Иногда динамичес­ кий уровень достигает 500—700 м и более, и данный фактор необхо­ димо учитывать при эксплуатации кабельных линий УЭЦН. В общем случае, как указано ранее, нефть представляет собой смесь углеводо­ родов метанового, нафтенового и ароматического слоев, причем чаще из углеводородов метанового ряда. Для большинства нефти содержа­ ние углерода колеблется от 83 до 87%, а водорода — 12—14%. Иногда (в редких случаях) в составе нефти содержится значительное количес­ тво азота, серы и кислорода. В табл. 1.1 приведены составы нефти для ряда месторождений.

	Месторождение	Плотность			Содержание, массовое, %
		нефти, кг/м3	С	н	S	N	О	зола
	Грозненское	850	85,95	13,00	0,14	0,07	0,74	0,10
	Ухтинское	928	85,47	12,19	0,09	0,20	1,93	0,12
	Охтинское (о. Сахалин)	925	87,15	11,85	0,30	0,43	0,27
	Туймазинское	852	85,33	12,73	1,47	0,14	0,33
	Ромашинское	867	85,34	12,65	1,62	0,18	0,21
	Сураханское (Азербайджан)	793	85,30	14,00	0,03	0,03	0,05
	Мразница (Зап. Украина)	880	84,60	14,00	0,14		1,26
	Пенсильвания (США)	820	85,80	14,00		0,06	0,14
	Ойл Спрингс (Канада)	844	83,60	13,40	0,60	0,18
	Буштенари (Румыния)	842	86,30	13,32	0,18
	Амаце (Япония)	829	84,66	13,22	0,22	0,35	1,32	0,22

В действующих скважинах обводненность колеблется от 5 до 98%. По содержанию солей воды можно подразделить на три класса:

—Пресные — 0,001 — 0,1%;

—Минерализованные (соленые) — 0,1 — 5%;

—Рассольные — 5 — 35%; По концентрации водородных ионов воды можно подразделить

следующим образом: нейтральные (рН=7), щелочные (pH>7), кислые (рН<7). В табл. 1.2 приведены химические составы некоторых рас­ пространенных природных вод.

Общая минерализованносгь среды колеблется в интервале 10—200 кг/м3. Состав растворенных в скважинной жидкости газов для различ­ ных районов неодинаков. Их плотность по воздуху колеблется в пределах 0,8—1,3. Наиболее распространены следующие концен­ трации (об.,%): метан — до 90, этан — 1,5—15, пропан — 1,3-65, пентан — 1,2-36, углекислый газ — 0,4—14, сероводород — 0,1-10,

азот — до 40.

Таблица 1.2

Тип воды

Каспийское

море

Илецкая

Тунгусская

Туруханская

Ангаро-Ленская

Орехово

(Самарская

обл.)

Якутская (Демей)

Кривой Рог

Якутская (Китчаны)

Молдова

		Концентрация ионов, моль/экв					Общая
							минерали­
	С1	S O 2-4	НС03	Са2+	Mg2+	Na+	зация,
							г/л
	68,8	29	1,9	7,6	28	63	12,6
	97,3	1,4			70	25,4	355,1
	84,4	15,4		2,2	24	73	149,7
	23,6	76,4		2,8	0,9	96	77,2
	99			82,8	12,8	1,7	580,6
	99,9	0,08		53	9,1	39,9	260
	97,5	2,3	0,2	1,0	8,8	90,2	372,2
	96,0	3,9	0,1	6,7	15,8	77	81,2
	99,3		0,7	22	3,6	74,5	100,1
	98,9	!,0		18,5	5,4	76	105,6