Промивка піщаної пробки

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 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 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 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;

λ = 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


Страницы: 1 2 3 4
Разделы сайта