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 ТІ /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
| Відклади | |||||||
| Пд.Бориславська складка | Поляницькі | поляни цькі | менілітові | Бор.пісковик | верхньо-еоценові | нижньо-еоценові | ямнен ські |
Густина нафти в поверхневих умовах Кг/м3 |
843 | 843 | 851 | 848 | 849 | 849 | 850 |
| Густина нафтового газу в пластових умовах | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,82 | 0,783 | 0,794 | 0,762 |
| Пластоватемпература | 30 | 20 | 29 | 30 | 30 | 31 | 33 |
| Тиск насичення | 16,8 | 7,2 | 16,0 | 16,6 | 16,8 | 17,6 | 18,4 |
| В'язкість пластової нафти 10-3 Пас | 2,07 | 2,10 | 2,20 | 2,03 | 2,10 | 2,10 | 1,97 |
| Газовміст м3 /т | 109 | 50 | 94 | 100 | 102 | 106 | 118 |
| Об'ємний коефіцієнт | 1,17 | 1,05 | 1,12 | 1,14 | 1,15 | 1,15 | 1,16 |
| Перерахунковий коефіцієнт | 0,855 | 0,952 | 0,893 | 0,877 | 0,870 | 0,870 | 0,862 |
Аналіз нафти свердловини 24 Попелі
Дата відбору........................13.06.89р.
Густина при 20°С859,2 кг/м3
Забруднення, % об'єм води, емульсії1,2%
Вміст, % маси:
Парафіну6,6%
Смол38%
Сірки0,63%
Температура застивання нафти22 С
температура застивання мазуту38 С
Початок кипіння170 С
Википає до 200°С5%
300°С22%
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, обладнання
і аналіз роботи
Для проведення промивки піщаної пробки вибираємо свердловину 24 – Попелі Бориславського родовища. Оскільки дебіт свердловини різко зменшився, а проведені в свердловині геофізичні досліди показали наявність в свердловині щільної піщаної пробки горизонту, товщиною 32м.
Дана свердловина обладнана верстатом-качалкою UР-12. В свердловину спущено 73 мм з висадженими на зовні кінцями насосно-компресорні труби до глибини 2335 метрів з замковою опорою на глибині 2100 метрів. Насос НСВ-32, діаметром 32 мм та комбінованою колоною штанг. Тиск на викиді сальниковогоущільнення складає від 1,8 до 2,8 МПа в залежності від пори року.
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 в інтервалі від 2398 до 2364 метра в експлуатаційній колоні.
2.4 Вихідні дані для проектування
Глибина свердловини Н 2420 м
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони D 125 мм
Інтервал перфорації 2398 * 2364 м
Товщина (висота) піщаної пробки hn 40 м
Тип піщаної пробки щільна
Максимальний розмір піщинок
Складаючих пробку б, мм. dn 0,9 м
Тип насоса, який використовується для
Видобутку нафти із даної свердловини НСВ – 32
Глибина спуску насоса L 2335 м
Умовний діаметр НКТ 73 мм
Товщина стінки НКТ 5,5 мм
Група міцності сталі Е
Труби з висадженими на зовні кінцями.
2.5 Вибір промивальної рідини і промивального агрегата
В якості промивальної рідини вибираємо нафту того ж родовища, густина якої:
ρ = 865 кг/м3 , в’язкість 2,1 · 10-6 м2 /с.
Для здійснення процесу промивки вибираємо насосний агрегат УН1 – 630 * 700А .
Технічна характеристика насосного агрегата УН1 – 630 * 700А.
Шасі КрАЗ – 257Б1А
Насос плунжерний 4Р – 700
Корисна потужність, кВт452
Найбільший тиск, МПа 70
Діаметр плунжера,мм 100
Основні параметри насосу 4Р – 700
Таблиця 2.2
| Передача | Ідеальна продуктивність м3 /с | Тиск, МПа |
| І | 0,0063 | 70 |
| ІІ | 0,0085 | 54 |
| ІІІ | 0,012 | 38 |
| ІV | 0,015 | 30,5 |
Загальний к.к.д. агрегата 0,75
2.6 Розрахунок прямої промивки піщаної пробки
Втрати опору на гідравлічні опори при русі рідини в насосно-компресорних трубах на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:
, м, (2.1)
де 
– коефіцієнт гідравлічного опору при русі в трубах;
Н – глибина свердловини, м;
d – внутрішній діаметр вибраних НКТ, м;
Vн – швидкість низхідного потоку рідини, м/с;
g – прискорення земного тяжіння, м/с2 .
При промивці нафтою коефіцієнт гідравлічного опору визначається за формулами в залежності від числа Рейнольда, котре визначається за формулою:
, (2.2)
де 
- кінематична в’язкість нафти, м/с2
; = 2,1 · 10-6
м2
/с.
Якщо 
≤ 2320, то λ = 64/, (2.3)
а якщо > 2320, то λ = 
(2.4)
Швидкість низхідного потоку рідини визначаємо за формулою:
, м/с, (2.5)
де Q – продуктивність промивального агрегата, м3 /с;
f – площа прохідного отвору промивальних труб, м2 .
Площу прохідного отвору промивальних труб визначаємо за формулою:
f = 0,785 · d2 , м2 (2.6)
f = 0,785 · 0,0622 = 0,00302 м2 .
визначаємо швидкість низхідного потоку за формулою (2.5):
0,0063/0,00302 = 2,088 м/с;
0,0085/0,00302 = 2,817 м/с;
0,012/0,00302 = 3,977 м/с;
0,015/0,00302 = 4,971 м/с;
Визначаємо число Рейнольда, за формулою: (2.2):
2,088 · 0,062/2,1 · 10-6
= 61639,614;
2,817 · 0,062/2,1 · 10-6
= 83164,558;
3,977 · 0,062/2,1 · 10-6
= 117408,788;
4,971 · 0,062/2,1 · 10-6
= 146760,985;
Оскільки 
, 
, 
, 
> 2320, то визначаємо коефіцієнт гідравлічного опору за формулою (2.4):
λI
= 0,3164 / 
0,0201;
λIІ
= 0,3164 / 
0,0186;
λIІІ
= 0,3164 / 
0,0171;
λIV
= 0,3164 / 
0,0162;
Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини насосно-компресорних трубах на кожній швидкості агрегата визначаємо за формулою (2.1):
м;
м;
м;
м;
Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піском кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:
, м, (2.7)
де 
- коефіцієнт, який враховує збільшення гідравлічних втрат від вмісту піску в рідині, = 1,1;
- коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі;
D – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;
- зовнішній діаметр промивальних труб, м;
Vв – швидкість висхідного потоку рідини, м/с.
Швидкість висхідного потоку рідини визначається за формулою:
Vв = Q / fk , м/с, (2.8)
де fk – площа перерізу кільцевого простору, м2 , котра визначається за формулою:
fk = 0,785 · (D2 – dз 2 ) , м2 , (2.9)
fk = 0,785 · (0,1252 – 0,0732 ) = 0,0081 м2 ,
Швидкість вихідного потоку рідини визначаємо за формулою (2.8):
м/с;
м/с;
м/с;
м/с.
Щоб визначити коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі, спочатку визначаємо число Рейнольда за формулою:
Rек = υв · (D – d3 ) / υ (2.10)
Оскільки 
, 
, 
, 
> 2320, то коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі визначається за формулою (2.4):
= 0,3164 / 
0,027;
= 0,3164 / 
0,025;
= 0,3164 / 
0,0229;
= 0,3164 / 
0,0216;
Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піском в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою (2.7):
Втрати напору на зрівноваження стовпів рідини різної густини в промивальних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначаються за формулою К.А. Апресова:
(2.11)
де m – пористість піщаної пробки; m = 0,25;
F – площа перерізу експлуатаційної колони, м;
l – висота пробки, що промивається
29-04-2015, 00:43