Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

На ділянці МЕП нафтонасиченими є пісковики Берегової скиби. Відкрита пористість за даними аналізів двох свердловин в середньому складає 17%, проникність 4,7' 10"¹⁵ м . Ефективна товщина від 25 до 56,5м. Середня 45,7- Коефіцієнт піщанистості 0,528, коефіцієнт розчленування 11. Пласти мають складну будову.

Стрийські відклади ділянки Міріам представлені алевролітами і мжагоішками. Найбільша товщина пісковиків до 80м в центральній частині структури. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 43,5 до 75м. Середня 58,8м. Керн відбирався з 7 свердловин (42 зразки). Пористість змінюється від 2,1% до 17,9%, проникність (1-3) • 10^-15 м² . Коефіцієнт піщанисті 0,245, коефіцієнт розчленування 52. Пласти мають складну будову.

Стрийські відклади ділянки Мражниця Попельсько-Бориславського бпоку представлені в основному щільними різновидностями з окремими прошарками пісковиків. Розкрита товщина стрийських відкладів досягає 720м. ефективна товщина змінюється від 22,8 до 110,4м, середня - 71,7м. Керн відбирався з 8 свердловин (53 зразки). Пористість змінюється від 2,6% до 13,9%, проникність (0,001-3) • 10^-15 м² . Коефіцієнт піщанистості 0,211, коефіцієнт розчленування 6,2. Пласти мають складну будову.

Середньострийська підсвіта (ділянка Мражниця Бориславського блоку) представлена ритмічним чергуванням пісковиків, алевролітів і аргілітів. Ефективна товщина змінюється від 14,2 до 14,5м, середня - 14,35м. Керн підбирався з 4 свердловин (53 зразки). Пористість змінюється від 1,4% до "³ »_ч проникність (0,001-0,006) • 10^-15 м² . Коефіцієнт піщанистості 0,049, коефіцієнт розчленування 14. Пласти мають складну будову.

Породами-покришками покладів нафти на родовищі є поляницька і іянлрщька світи, горизонт строкатих аргілітів, який знаходиться в підошві манявської світи. Ці флюїдоупори мають регіональне значення у формуванні покладів нафти і газу. У якості локальних покришок виділяється аргілітовий горизонт у середині манявської світи і строкато-колірні аргіліти у верхній частини стрийської світи. Переважаючим компонентом розрізу усіх порід-покришок є аргіліти.

2 ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

2.1 Характеристика фонду свердловин

На Бориславському родовищі пробурено 1669 свердловин, в експлуатаційному фонді числиться 471 видобувна свердловина, 22 – свердловини нагнітальні, 52 – спостережні, 6 – недіючих, 430 – свердловини ліквідовано після буріння, 688 – після експлуатації, 4 – знаходиться в ремонті, 7 - очікують на ремонт.

Відомості про буріння перших свердловин з’явилися в 1886 році. Біля 40% старих свердловин на даний час ліквідовано після експлуатації.

З діючого фонду свердловин 408 – експлуатуються глибинно-насосним способом, 63 – желонковим. Основна маса свердловин низькодебітна і високо водна. Дебіт нафти змінюється від 0,01 до 2,0 т/д, лише декілька свердловин мають дебіт більше І т/д. Обводненість продукції 25% свердловин перевищує 90%, досягаючи 99,97%.

Жолонкові свердловини експлуатуються періодично – більшу частину часу вони простоюють в очікуванні накопичення. Дебіт нафти в них не перевищує 0,01 т/д. Видубуток нафти жилунковим способом здійснюється в основному із покладів в глибинної складки.

2.2 Характеристика продукції свердловин

Фізико-хімічні властивості сепарованої нафти слідуючі. За груповим вуглеводневим складом нафти Бориславського родовища відносяться до класу метанового-нафтових і аналогічні до нафт і інших родовищ Прикарпаття.

При деяких відмінностях властивостях нафт по глибинах залягання для них є належність до малосірчастих/вміст сірки до 0,5%/, крім нафти стрийського покладу Мражниці попельсько-Бориславського банку Насуву і нафти менілітоготпокладу Нижньопопельської складки, які відносяться до сірчастих / 0,51% -2%/. За вмістом фракцій, які виникають до 350 ^о С, до типу Т_І /більше 45%/. За вмістом твердих парафінів нафти належить до парафінованих /0,51% - 6%/, крім нафти стрийського покладу Мражниці Бориславського банку, яка належить до мало парафінових /менше 1,5%/ і нафти менілітового покладу Нижньо-Попельської складки, які відносяться до високо парафінованих /більше 6%/.

Температура насичення нафти парафіном Бориславської глибинної складки в середньому – 25 ^о С.

Нафти Бориславського пісковика, еоценових і поляницького покладів глибинної складки відносяться до легких /густини до 850 кг./м³ /. До середніх відносяться нафта Насуву ділянок МЕП, Міріан, Мражниця, Поппельсько і Бориславського блоків, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, Попельської та Нижньо-Попельської складок, поляницького покладу Південно Бориславської складки.

За вмістом силікагелових смол нафта /воротишенських відкладів Піднасуву відноситься до мало смолистих /вміст смол до 5%/, нафта/ поляницького покладу Попельської складки відносяться до смолистих /5% - 15%/, нафти всіх покладів глибинної складки, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, менілітових покладів Попельської і Нижньо-попельської складки, покладів Насуву, поляницького складу Південно-Бориславської складки до високо смолистих /більше 15%/.

Дослідження нафти Бориславського родовища на радіоактивність не проводилась.

В процесі експлуатації густина нафти знизилася, зокрема найбільше в Поляницькому покладі глибинної складки і Стрийському покладі Мражниці Попельсько-Бориславськог банку Насуву.

Слід відзначити, що густина нафти Попельської складки збільшилась, що пояснюється розгазуванням, зниженням пластового тиску і впливом води. Вміст парафінів також знизився у нафтах всіх покладів, за винятком нафти стрийського покладу ділянки Міріан Насуву, де він підвищився. Вміст смол теж дещо зменшився, крім еоценованого і яменського покладів глибинної складки. В’язкість нафти при 50 ^о С також зменшилась, крім нафти ділянки МЕП Насуву.

Зниження густини, вмісту парафінів і смол свідчить про тенденцію до полегшення нафти.

Дослідження компонентного складу нафти в останні роки не проводилося.

Слід відзначити, що вміст сірки в нафтах Мражниці, Попельського-Бориславського блоку і Нижньо-Попельської складки досягає промислової концентрації /більше 0,5%/. Однак, враховуючи те, що середній по родовищу вміст сірки /0,42%/ не досягає промислових концентрацій, і те, що родовища розробляються більше 100 років, а отже, значна частина нафти видобута, організувати виробництво сірки з нафти є недоцільним.

Фізико-хімічна характеристика нафти в пластових умовах Піднасуву на 1959 рік вивчалась на підставі дослідження глибинних проб пластових нафт, які були відібрані з шести свердловин № 1600, 1605, 1670, 1676, 1687, 1690. Але, як показує аналіз якості глибинних проб нафти у всіх пробах не було досягнуто пластового співвідношення вмісту нафти, розчиненого газу, оскільки вони відбирались при вибійних тисках, які були нижче тиску насичення. Проби пластової нафти були відібрані з свердловин 1608, 1609, 1611-Борислав і 39-Попелі, які розташовані в Північно Західній частині Піднасуву на Попельському куполі. Остання проба нафти виявилась неякісною. Найближче значення початкового тиску насичення мають свердловини 1609, 1611 відповідно 23,2 і 23,6 МПа. Тиск насичення 23,4
МПа приймається як середній для менілітового і еоценового покладів
Піднасуву. Визначивши початковий пластовий тиск, а значить і тиск
насичення нафти газом разом з іншими вихідними параметрами, за
.томограмами встановлені інші основні параметри пластових нафт
Бориславської глибинної складки,див. табл. 2.1.

Таблиця 2.1

Аналіз нафти свердловини 24 Попелі

Дата відбору...................... ........................13.06.89р.

Густина при 20°С...................................... 859,2 кг/м³

Забруднення, % об'єм води, емульсії....... 1,2%

Вміст, % маси:

Парафіну.................................................... 6,6%

Смол........................................................... 38%

Сірки........................................................... 0,63%

Температура застивання нафти................. 22 С

температура застивання мазуту................ 38 С

Початок кипіння......................................... 170 С

Википає до 200°С....................................... 5%

300°С.......................................................... 22%

Пластові води, які видобуваються з покладів Бориславського родовища, за класифікацією В. Суліна відносяться до хлоркальцієвого типу, за винятком вод воротищенських відкладів Піднасуву, які відносяться до хлормагнієвого типу. В сольовому складі вод основними компонентами є натрій і хлор. Вміст кальцію значно переважає над магнієм. Дослідження на вміст брому і йоду в останні роки не проводилися.

Пластові води Бориславського родовища характеризуються високою мінералізованістю. Тобто відносяться до розсолів, крім води стрийського поклад)

Мражниці Попельсько-Бориславського блоку Насуву, яка відноситься до солоних. До слабких розсолів відносяться води подяницького покладу Глибинної складки , ямненського покладу ділянки МЕП, стрийських покладів ділянок Міріам і Мражниця Бориславського блоку Насуву, воротищенських відкладів Піднасуву.

До міцних розсолів відносяться води Глибинної складки, за винятком води поляницького покладу і води менілітових покладів Попелівської і Нижньопопелівської складок.

До дуже міцних розсолів відносяться води еоцен-олігоценового поюїзду Піднасуву.

Густини пластових вод змінюються в межах від 1013,9 кг/м³ до 1202кг/м³ . За показниками рн води Бориславського родовища відносяться 90 кислих, за винятком води стрийського покладу ділянки Мражниця Бориславського блоку Насуву, яка відноситься до слаболужних.

Із корисних мікрокомпонентів у водах Бориславського родовища досліджувались йод і бром. За даними невеликої кількості аналізів проб води, які були відібрані з різних горизонтів у п'яти свердловинах Насуву, Попелівської складки і Бориславського Піднасуву концентрація йоду змінюється в межах 8-17,7 мг/л, а брому 156,6-460 мг/л. Ці концентрації можна вважати кондиційними, але через малі дебіти свердловин промислової цінності не мають.

Попутні гази покладів Бориславського родовищів за свом складом відносяться до нафтових жирних газів, вміст метану змінюється я в середньому від 69,16% /стрийський поклад ділянки Мражниця Бориславського банку Насуву/ до 92 – 73%/ еоцен-олігоценовий поклад Піднасуву/. Найбільший вміст важких вуглеводнів має нафтовий газ насув ділянки Мражниця Бориславського банку/ 488,35 г/м³ / і ділянки Міріам /260,92г/м³ /. Значно „сухіші” нафтові гази, які одержують з ділянки Мражниця Бориславського банку /22,35 г/м³ /.

Вища теплова згоряння для газу Глибинної складки становить в середньому 9009,3 кДж/м³ , нижча 8315,5 кДж/м³ , зокрема для газу покладу Бориславського пісковика – відповідно 8740,14 і 8249,15 кДж/м³ , для ямненського покладу - 9178,5 і 8748,1 кДж/м³ .

В процесі експлуатації свердловин Бориславського родовища підвищилася об’ємна доля метану в нафтовому газі, знизилась об’ємна доля пропан-пентанових фракцій з вуглекислим газом і відносна густина газу, крім газу менілітових покладів Глибинної і Попельсьокї складок.

Вільний газ знаходився в поляницькому покладі Піднасуву і ямненському покладі Попельської складки.

Вільний газ з ямщицького покладу Попельської складки на сьогоднішній день не видобувається, так як свердловина, так як свердловина 2-Попелі находиться в очікувані ліквідації. Газ цього покладу складається з 91,3% метану густина газу 0,8 кг/м³ , відносна густина 0,6228.

Вільний газ видобувався з поляницького покладу Піднасуву свердловинам 1635 і 1685. він складався з метану /88,11%/ та його гомологів /9,5%/. Густина газу 0,7809 кг/м³ , відносна густина за повітрям 0,648. початковий потенційний вміст конденсату 146 г/м³ .

Слід відзначити, що дослідження газу Бориславського родовища вміст сірководню і гелію практично відсутній.

Вміст азоту у вільному газі не досягає промислової концентрації /30%/.

Вміст етану в газі перевищує промислову концентрацію /3%/, це стосується пропану і бутану /0,9%/.

Але, враховуючи те, що родовище розробляється більше 100 років, а отже, значна частина видобувних запасів вже відібрана, організувати виробництво етану і пропану-бутан з газу недоцільно.

2.3 Вибір свердловини, її конструкція

і аналіз роботи

Для вводу в експлуатацію штанговим насосом я вибираю свердловину 24-Попелі Бориславського родовища. Оскільки дебіт свердловини почав знижуватись тому пропонується підбір обладнання для вводу свердловини на експлуатацію штанговою глибинно-насосною установкою.

Конструкція свердловини (див. Рис.1)

· направлення діаметром 426 мм в інтервалі від 0 до 9 метрів, забутоване
повністю;

· кондуктор діаметром 324 мм в інтервалі від 0 до 100 метрів,

зацементований до гирла свердловини;

· технічна колона діаметром 245 мм в інтервалі від 0 до 2254 метрів, зацементований до гирла свердловини;

· експлуатаційна колона діаметром 146 мм в інтервалі від 0 до 2448,37
метра, зацементована до гирла свердловини, опресована на 24,6 МПа
технічною водою та признана герметичною;

проперфорована зарядами ПКС-80 по 10 отворів на метр погонний в інтервалі від 2398 до 2364 метра в експлуатаційній колоні.

2.4 Вихідні дані для проектування

Глибина свердловини Н,м. 2420

Діаметр експлуатаційної колониD, мм 125

Абсолютний пластиковий тиск Р_пл , МПа 13,4

Газовий фактор G_o , м³ /т 848

Густина нафти ρ_н кг/м³ 859,2

Густина пластової води ρ_в ,кг/м³ 1170

В’язкість нафти ν_н ,м² /с 2,03∙10 ^-6

Вміст води в продукції свердловини n_в , % 57

Коефіцієнт продуктивності свердловини К_о , т/(добу∙МПа) 1,2÷1,8

Коефіцієнт розчинності газу в нафті α , м³ /(т∙МПа) 63,28

Плановий дебіт свердловини (нафти) після переводу Q_н , т/добу 2,41

2.5 Вибір верстата-качалки

2.5.1 Визначення глибини спуску насоса

Визначаємо продуктивність свердловини з врахуванням води за формулою:

Q = Q_н ∙ 100 / (100- n _в ) , т/добу; (2.1)

Q = 2,41∙100 / (100-57)=5,6 т/добу

Визначаємо вибійний тиск із рівня припливу рідини, прийнявши коефіцієнт фільтрації п=1:

Р_виб =Р_пл – Q / К₀ , МПа (2.2)

де Р_пл – пластовий тиск, МПа;

Q – продуктивність свердловини (дебіт рідини), т/добу;

К_о – коефіцієнт продуктивності свердловини, т/(добу∙МПа).

Р_виб =13,4– 5,6 / 1,8 = 10.2 МПа

Визначаємо динамічний рівень за формулою:

Н_д = Р_виб ∙10⁶ / (ρ∙g) , м (2.3)

де ρ – густина рідини кг/м³ , яка визначається за формулою (1.2) ;

ρ =ρ_н ∙ n _н +ρ_в ∙ n _в /100 кг/м³

ρ =859,2∙43+1170∙57 / 100=1036,3 кг/м³

g -прискорення вільного падіння, м/с²

Н _д =10,2∙10⁶ /(1036,3∙9,806)=1003,7м

Визначаємо тиск, який необхідно створити на прийомі насоса, щоб в рідені не було вільного газу за формулою:

Р =G_о ∙10⁶ /α ,Па (2.4)

Р =848∙10⁶ /63,28=1300758,53 Па

Визначаємо необхідну глибину занурення насоса під динамічний рівень рідини ,щоб створити на прийомі насоса тиск Р за формулою:

h = Р/ρ∙g ,м (2.5)

h =13400758,53/1036,3∙9,806=1318,7 м

Визначаємо глибину спуску насосу за формулою:

L = H - H _д + h ,м (2,6)

L =2420-1003,7+1318,7=2735 м

Так як глибина спуску насосу виявилась дуже великою, навіть більшою від глибини свердловини H, то для зменшення глибини спуску насоса і усунення шкідливого впливу газу на роботу насоса необхідно на його прийомі встановити газовий якір і опустити насос на нову глибину h, під динамічний рівень.

В цьому випадку визначаємо кількість вільного газу, яка буде поступати в насос з 1 м³ нафти, припускаючи, що газовий якір сепарує 80% вільного газу в затрубний простір за формулою :

G ’ = 0,2 ∙ G ₀ , м³ / т (2.7)

G ’ = 0,2 ∙ 848 = 169,6 м³ / т

Для того, щоб ця кількість газу знаходилась в розчиненому стані, біля прийому насоса необхідно створити тиск :

Р’ = G ’₀ ∙ 10⁶ / α , Па (2.8)

Р’ = 169,6 ∙ 10⁶ / 63,28 = 2680151,7 Па

Для створення такого тиску потрібно опустити насос під динамічний рівень на глибину :

h ’ = Р’ / (ρ ∙ g) , м (2.9)

h ’ = 2680151,7 / (1036,3 ∙ 9,806 ) = 263,7 м

Необхідну глибину спуску насоса визначаємо за формулою :

L = H – H _д + h’ , м (2.10)

L = 2420 – 1003,7 + 263,7 = 1680 м

2.5.2 Вибір типу верстата - качалки і марка насоса

Для вибору типу верстата-качалки і діаметра насоса визначаємо продуктивність установки в м³ / добу (при коефіцієнті подачі = 0,75 ) за формулою :

Q’ = Q ∙ 10³ / ρ , м³ /добу (2.11)

Q’ = 5,6 ∙ 10³ / 1036,3 = 5,4 м³ /добу

Тип верстата-качалки і діаметр насоса вибираємо з діаграми областей застосування верстатів - качалок. згідно діаграми обираємо верстат-качалку СКД6-2,5-2800 з числом коливань 14 кол / хв.

Тип насоса вибираємо в залежності від глибини спуску і характеристики продукції свердловини ( з каталогу штангових насосів ). Обираємо насос марки НВ1С29-18-25.

2.6 Вибір насосних штанг

Підбір колони насосних штанг проводимо за приведеним напруженням в точці підвішування штанг з табл. 13-18 [25, ст.18-25].

Обираємо трьохступеневу колону штанг 16 мм; 19 мм; 22 мм :

l₁ = 840м ; l₂ = 470,4 м ;l₃ = 369,6 м

2.7 Встановлення режиму роботи установки

графічним методом

Щоб забезпечити тривалу роботу верстата-качалки потрібно для одержання дебіту Q’ в м³ / добу прийняти максимально можливу довжину ходу сальникового штока S для вибраного типо – розміру верстата-качалки і знаходимо потрібне число коливань за такою формулою :

n = n_max ∙ Q ’ / Q_max , кол / хв. (2.12)

де n_max - максимальне число коливань для вибраного верстата-качалки за хв.

Q_max – максимальна продуктивність вибраного насоса при роботі на максимальних параметрах, м³ / добу.

n = 14 ∙ 5,4 / 17,1 = 4,42 кол / хв.

Обираємо стандартне число коливань 4,5 кол / хв.

2.8 Вибір і розрахунок насосно – компресорних труб

Діаметр насосно-компресорних труб вибирається в залежності від вибраного типу і діаметра насоса з табл.IV [20, ст.222].

Сумарна маса 1 м труб, штанг і рідини визначаємо за формулою :

m = m _Т + m _ш + m _р , кг/м (2.13)

де m _Т - масса 1м колони труб (з врахуванням труб і муфт), кг/м

m _ш - масса 1м колони штанг, кг/м

m _р – масса 1м стовпа рідини в колоні НКТ, кг/м.

m =703+2,66+1,67=11,36 кг/м

Массу 1м ступеневої колони штанг визначаємо за формулою:

m _ш =( m ₁ ∙ l ₁ + m ₂ ∙ l ₂ + m ₃ ∙ l ₃ )/ L ,кг/м (2.14)

Массу 1м стовпа рідини визнаємо за формулою:

m _р =( F _{Т р} -ƒ_шт ) ∙ ρ ∙1 , кг/м (2.15)

m _р = (0,001986 – 0,000379) ∙ 1036,3 ∙ 1 = 1,6653 кг /м

F _{Т р} =πd_в ² / 4 ,м² (2.16)

F _Тр = 3,14 ∙ 0,0503² / 4 = 0,001986 м²

f _шт = πd_ш ² / 4 , м² (2.17)

f _шт =3,14 ∙ 0,022² / 4 = 0,000379 м²

де F _{Т р} - площа поперечного січення труби, м²

f _шт – площа поперечного січення штанги, м²

ρ – густина рідини, кг/м³

d_в – внутрішній діаметр НКТ, м²

d_ш – діаметр штанги, м²

2.9 Перевірка працездатності верстата-качалки

Для перевірки працездатності вибраного верстата-качалки потрібно визначити максимальне навантаження на головку балансира та максимальний крутний момент на валі кривошипа редуктора і порівняти їх з відповідними параметрами вибраного верстата-качалки.

Максимальне навантаження на головку балансира визначають на основі динамічної теорії за формулою І.А.Чарного :

Р _max = Р_р + Р_ш ∙(в + (5 ∙ n ² ∙ tgφ ) / (1800 ∙φ)) , Н (2.18)

Р _max = 10499,3 + 43831,2 ∙ (0,87 + (2,1∙ 4,5² ∙ tg8,88º) / (1800 ∙ 8,88º)) = 48650,6 Н

де φ – параметр, який характеризує режим відкачки і визначається за формулою :

φ = W ∙ L / a , рад (2.19)

φ = 0,471∙ 1680 / 5100 = 0,155 ∙ (180º / 3,14 ) = 8,88º

де W – кутова швидкість обертання кривошипа верстата-качалки, рад/с;

L – глибина спуску насоса, м ;

а – швидкість розповсюдження звуку в матеріалі штанг ( для сталі а = 5100м/с).

Кутова швидкість обертання кривошипа визначається за формулою :

W = π ∙ n / 30 , рад/с (2.20)

W =


29-04-2015, 00:43