Битумы и битумоиды. Их состав, генезис и принципиальные различия.

Нефть, образовалась в недрах Земли в восстановительных условиях и устойчива она только там — под землёй. Выходя на поверхность нефть неустойчива, потому что здесь окислительная среда (то есть нефть будет разрушаться). И если нефть высачивается на поверхность по трещинам, по разломам, то она превращается в битумы. Сначала мальта (то есть густая нефть) потом асфальт, затем асфальтит, потом керит. И так постепенно нефть, теряя лёгкие фракции, бензин сразу улетает, потом керасин улетает. Постепенно нефть обогащается асфальто-смолистыми веществами. Нефть становится всё чернее, всё гуще, твёрже — это битум нефтяной. Битумы образуются из нефти.

Битумы бывают жидкие, но которые уже нельзя назвать нефтью потому что там содержание смол и асфальтенов больше 40% - это уже не нефть, а мальта.

БИТУМЫ ПРИРОДНЫЕ — полезные искомаемые органического происхождения с углеводородной основой, залегающие в недрах в твёрдом, вязком и вязко-пластичном состояниях.

С генетической точки зрения к битумам природным относят нефть, газ, конденсат газовый, а также производные нефти (мальты, асйальты, асфальтиты, и др.) и нафтоиды.

БИТУМОИДЫ — это то, что ДО нефти.

БИТУМОИДЫ — это жидкие углеводороды, которые образовались в нефтематеринской пароде на самой ранней стадии, где-то в прогибе, в глинистой толще, богатой органическим веществом. Подвергаются катагенезу, опускаются, возрастает температура, давление. Получаются углеводороды — они бывают газообразные и жидкие. Потом первичная миграция. Битуминоиды вместе с газом и водой мигрируют по природным резервуарам в область нефтегазонакопления.

Углеводороды в результате миграции скопились в ловушках, образовав залежи, в областях нефтегазо накопления.

Мальты — это густые вязкие черные нефти, пахнущие сероводородом, богатые кислородом и серой. Плотность около 1 г/см.³

 

Асфальты - вязкие, слегка эластичные или твердые аморфные вещества высокого молекулярного веса, буро-черные или черные, с блестящим или матовым раковистым изломом. Плотность 1,07— 1,09 г/см³.

 

Битумы бывают газообразные, жидкие и твердые.

В смеси с неорганическим материалом битумы образуют битуминозные породы (битуминозные известняки, битуминозные песчаники и т. д.).

Элементный и компонентный состав нефти.

Элементный состав нефти

Из пяти основных элементов, входящих в состав нефти (+ сера, азот, кислород), главными являются у глерод и водород. Именно они в различных сочетаниях образуют молекулы углеводородов, которые являются главной составной частью нефти. Сера, азот и кислород входятв состав различных сернистых, азотистых и кислородных соединений, присутствующих в нефти в виде примеси. Главным химическим элементом нефти является углерод;водорода обычно в 6–7 раз меньше, а на долю гетероэлементов (S, N, O) приходится не более 3–5 % и то, в основном, за счет серы. Эти соотношения характерны для любой нефти.

В большинстве нефтей содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12—14%.

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.

 

Компонентный состав нефти

Главными компонентами нефти, как это уже упоминалось,являются углеводороды. Эту часть нефти условно называют маслами. Кроме масел в нефти присутствуют сложные высокомолекулярные кислородсодержащие вещества – смолы и асфальты, определяющие окраску нефти и сильно влияющие на ее удельный вес. Масла, смолы и асфальтены присутствуют в нефтях в различных соотношениях, но обычно масел больше, чем смол, а смол больше, чем асфальтенов. Существует несколько методов компонентного анализа нефтей, наиболее употребительным и точным в настоящее время считается адсорбционный метод разделения нефти на хроматографической колонке.

Компонентный анализ применяется для суждения о количестве асфальтово-смолистых веществ в нефти и для их раздельно го изучения: определения молекулярного веса, элементного состава и т. д.

Уменьшение содержания асфальтово-смолистых компонентов в нефти по продуктивному пласту указывает направление миграции.

 

 

 

Методы испытания скважин.

Испытание - заключительный этап выполнения работ по строительству скважин. От их результативности во многом зависит выполнение планов прироста запасов и, как следствие, возможность увеличения объемов добычи нефти и газа.
Метод испытания скважины выбирают исходя из конкретных условий, к которым относятся: глубина скважины, ее техническое состояние, геолого-геофизические характеристики пласта, наличие оборудования и материалов. Основным фактором, влияющим на выбор метода испытания, является величина ожидаемого пластового давления. По этому показателю скважины делят на две группы: с давлением меньше гидростатического и больше гидростатического.
Для вызова притока из пласта можно применять как методы плавного увеличения депрессии, так и большие знакопеременные нагрузки на пласт, способствующие улучшению условий притока флюидов.
Работы по испытанию скважин начинают после проверки эксплуатационной колонны на герметичность.
Особое место в испытании скважины занимают исследовательские работы. По результатам исследований определяют добывшую способность, а также гидродинамические характеристики скважины и пласта. Таким образом в процессе испытания скважины выполняют комплекс работ, обеспечивающих установление оптимальных условий ее эксплуатации.

В современных условиях пласты, вскрытые скважиной, испытывают на различных этапах строительства скважины. В процессе бурения, например, с помощью испытателей пластов производят опробование пласта. При этом определяют, чем насыщен пласт, его давление и температуру, а также проводят ограниченный комплекс исследовательских работ.
Испытание скважины проводят после окончания бурения.

Под испытанием понимается комплекс мероприятий по вызову и интенсификации притока флюида и определению дебита, физико-химических свойств жидкостей и газа, давления и температуры. На основе этих показателей можно найти некоторые фильтрационные характеристики пласта.

В промысловой практике еще нередки случаи, когда скважину, из которой получен приток нефти или газа, закрывают вследствие отсутствия или несвоевременной установки эксплуатационного оборудования и монтажа нефтесборных трубопроводов. После обустройства приходится производить повторный вызов притока.
Законченную испытанием продуктивную скважину осваивают. Освоению подлежат как эксплуатационные, так и разведочные скважины, давшие промышленный приток нефти и газа, а также нагнетательные скважины.
Таким образом, в промысловой практике выполняют три качественно отличающейся друг от друга процесса: опробование пласта, испытание и освоение скважины. Поскольку при выполнении этих процессов есть одинаковые технологические операции, в практике часто разные процессы называют одинаково - освоением, испытанием, опробованием. Чтобы избежать терминологической путаницы в оценке отличающемся по характеру и назначению процессов получения притока из пластов, предлагаются следующие определения.
Опробование пласта - процесс, связанный с вызовом притока и исследованием пласта с помощью испытателей пластов различного типа при бурении скважины. Использование испытателей пластов для получения притока флюидов после окончания бурения относится к испытанию скважины.

Испытание скважины - процесс вызова и интенсификации притока из обсаженной или не обсаженной скважины, его исследования с целью определения добычных возможностей скважины и физико-химических свойств пласта и пластового флюида.

Освоение скважины - процесс, связанный с выполнением работ по вводу эксплуатацию скважины, законченной испытанием.

На успешность и продолжительность работ по испытанию скважин влияет ряд факторов, среди которых ведущее место занимают физические характеристики пласта и насыщающих его жидкостей, состояние геолого-геофизической изученности разреза, качество вскрытия пласта бурением, качество крепления пласта, способ вскрытия пласта перфорацией, продолжительность между вскрытием пласта бурением и началом испытания, техническое состояние скважины, уровень организации работ.
По числу применяемых методов испытания и способов их осуществления, числу проводимых операций, а следовательно, и времени испытания скважины могут быть подразделены на три группы сложности.

В скважинах первой группы приток из пласта получают после осуществления одного из способов снижения давления на забой, что достигается заменой бурового раствора водой, поршневанием, снижением уровня в скважине с применением компрессора.

В скважинах второй группы после использования двух-трех методов испытания удается получить приток, удовлетворяющий заданным условиям.

В скважинах третьей группы приток из пласта незначительный или отсутствует вообще. Вызвать приток или увеличить его не удается даже после неоднократного применения различных методов испытания скважин.