Промивка піщаної пробки
АНОТАЦІЯ
Дипломний проект містить такі розділи:
1. Геологічний розділ, в якому висвітлені загальні відомості про родовище, орогідрографія, стратиграфія, тектоніка, нафтогазоводоносність і колекторські властивості продуктивних горизонтів.
2. Техніко-технологічний розділ, в якому висвітлені характеристика фонду свердловин, характеристика продукції свердловин, розрахунок і проведення прямої промивки піщаної пробки.
3. Охорона праці і протипожежний захист, в якому висвітлені техніка безпеки, протипожежні заходи і промсанітарія при проведенні промивки промивки піщаної пробки.
4. Охорона довкілля, в якому описані заходи по збереженню чистоти довкілля.
5. Організаційно-економічний розділ, в якому висвітлено економічну доцільність проведення промивки піщаної пробки.
ВСТУП
Збільшення обсягів видобутих газу і нафти залежить як від скорочення термінів розвідування та освоєння нових газових і нафтових родовищ, так і від найповнішого використання ресурсів родовищ, які перебувають у розробці.
Експлуатація ряду газових і нафтових родовищ з сипкими і слабко зцементованими колекторами (продуктивними пластами) супроводжується винесенням разом з видобувною продукцією глинистих частинок і піску, що має загальну назву "пісок". До "пісочних" належать свердловини, вміст піску в яких перевищує 1 г/л. Руйнування слабко зцементованих колекторів у привибійній зоні і винесення дисперсної твердої фази є важливими проблемами газо нафтовидобувної промисловості. Ці явища протягом багатьох років піддавалися ретельному і всебічному вивченню як в Україні, так і за кордоном.
Значне винесення піску із продуктивного пласта призводить до утворення каверн у привибійній зоні внаслідок її гідрогазомеханічного руйнування. А це, у свою чергу, зумовлює необхідність повторного видалення піщаної пробки. Цим можна пояснити незначний міжремонтний період робота свердловин (від промивання до промивання).
Негативний вплив піску в продукт до абразивного зношування плунжерної пари і клапанних вузлів насоса та утворення піщаної пробки у свердловині змушує виконувати часті ремонт два заміни насоса та промивання пробки.
Усунення (ліквідація) піщаної пробки є складною ремонтною операцією, яка супроводжується значною втратою поточного видобутку газу і нафти. У деяких випадках відбувається аварійне прихоплення пробкою піднімальних труб чи свердловинного насоса.
Ліквідація піщаних пробок, що утворилися у стовбурі свердловини, найчастіше проводиться промиванням водою, а також очищенням желонкою. Найповніше піщана пробка видаляється желонкою, до того ж проникність привибійної зони при цьому не порушується. Але цей процес є досить трудомістким і небезпечним, призводить до виходу з ладу експлуатаційних колон внаслідок їх зношування сталевими канатами. Перспективним і ефективним є застосування колтюбінгового устаткування.
Застосування води для ліквідації піщаних пробок в експлуатаційних свердловинах с причиною передчасного виведення діючого фонду свердловин з ладу, значного зниження поточних дебітів і зменшення кінцевого коефіцієнта газоконденсатонафтовилучення. У зв'язку з цим промивання піщаних пробок водою на родовищах, що перебувають на пізній стадії розробки, слід визнати неприйнятним.
Видалення піщаних пробок у свердловинах з пластовими тисками, набагато нижчими гідростатичного, необхідно здійснювати таким методом, за якого проникнення в пласт промивної рідини відсутнє. Цим умовам найповніше відповідає двофазна піна.
Досвід проведення ремонтних робіт на виснажених газових і нафтових родовищах показує, що використання газоподібних агентів і пін дає змогу значно знизити негативний вплив промивного агента на фільтраційну характеристику при вибійної зони пласта.
Хоч проблема експлуатації пісковиносних свердловин є одною з найдавніших у газонафтовидобувній галузі, але вона залишається актуальною і на сьогодні та має першочергове значення. Промислова практика і наука виробили цілу низку заходів щодо боротьби з піском, але вони не дають змоги повністю усунути шкідливий вплив піску на процес експлуатації нафтових, газових і водозабірних свердловин.
Разом з тим навіть багато з того, що давно розроблено і висвітлено в різних статтях, оглядах і брошурах, погано використовується на практиці, не говорячи про цілеспрямований підхід до вирішення даної проблеми.
1 ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ
1.1 Загальні відомості про родовище
Бориславське нафтове родовище розташоване в районі міста Борислава Львівської області. У тектонічному відношенні - в межах Скибової зони Карпат і Внутрішньої зони Передкарпатського прогину.
Перші згадки про нафту у Бориславі відносяться до 1805 року. Значні нафтопрояви на денній поверхні воротищенських і поляницьких відкладів Бориславської глибинної складки дозволили розпочати розробку родовища криницями, а згодом - неглибокими свердловинами. Розбурювання родовища глибокими свердловинами розпочато у 1886 році. Основний нафтоносний горизонт родовища - бориславський пісковик відкритий в 1897 році.
Промислові поклади нафти встановлені на дев'яти структурних елементах: Бориславській та Південно-Бориславській глибинних складках, Бориславському Піднасуві, Попельській та Нижньо-Попельській складках. У Скибовій зоні розвідані нафтові поклади на ділянках: Міріам і Теміда, МЕП, Мражниці Попельсько-Бориславського і Бориславського блоків.
Основним об'єктом розробки є Бориславська глибинна складка, де зосереджено 90% запасів нафти.
Вперше запаси нафти Бориславської глибинної і Насуву (ділянка Міріам) були затверджені ДКЗ 27.05.1950р. і 27.04.1951р. У 1959 ДКЗ затвердила запаси нафти Бориславської глибинної складки, Піднасуву і ділянок Насуву (МЕП та Міріам). У 1969 році ЦКЗ прийняла на баланс запаси нафти та газу Попельської та Нижньо-Попельської складок.
1.2 Орогідрографія
Клімат помірно-континентальний з дещо підвищеною вологістю. Річна кількість опадів складає 800-900мм. Тривалість періоду з середньодобовою температурою +10°С складає у передгір'ї 160-165 днів, у гірській частині-135-150 днів. В орографічному відношенні територію Бориславського родовища можна поділити на дві частини: Південно-західну, що характеризується гірським рельєфом і північно-східну, виражену передгір'ям.
Гірська частина району характеризується типовим ландшафтом гір середньої висоти. Система орієнтована на північний схід і складається з ряду паралельних хребтів. Головним геоморфологічним елементом системи є Магурський хребет з горою Діл Верхній (801м) і іншими висотами з абсолютними відмітками 735-620м. У передгір'ї абсолютні відмітки коливаються в межах 360-400м. Гідрографічна сітка району представлена р.Тисменицею з мілкими притоками і струмками.
1.3 Стратиграфія
В геологічній будові родовища приймають участь крейдові, палеогенові і неогенові відклади, які належать до Скибової зони Карпат, Бориславсько-Покутської (І , II і III яруси антиклінальних структур) та Самбірської зон Передкарпатського прогину.
Найбільш детально вивчений стратиграфічний розріз в І структурному ярусі Бориславсько-Покутської зони. Опис його приводиться у відповідності з уніфікованою схемою УкрНДГРІ, запропонованою для Передкарпатського прогину в 1965 році.
Структурно-тектонічна одиниця Бориславсько-Покутської зони в Бориславському нафтопромисловому районі складена флішовими крейдо-палеогеновими та моласовими неогеновими відкладами.
І структурний ярус в стратиграфічному відношенні представлений відкладами стрийської світи верхньої крейди, ямненської світи палеоцену, манявської, вигодської і бистрицької світ еоцену, нижньоменілітової підсвіти олігоцену, поляницької та воротищенської світ міоцену.
Крейдова система представлена відкладами стрийської світи, що складена комплексом тонкоритмічного глинисто-піщаного флішу у вигляді сірих до світло-сірих вапнистих, дрібнозернистих пісковиків, алевролітів та темно-зелених аргілітів з рідкими проверстками мергелів, вапняків і конгломератів. Розкрита товща відкладів І ярусу структур 37-332м.
Палеогенова система представлена палеоценовим, еоценовим та олігоценовим відділами. Палеоценові відклади виражені ямненськими грубоуламковими світло-сірими та сірими вапнистими пісковиками, рідше аргілітами, вапняками та конгломератами. Відклади ямненської світи чітко відбиваються за промислово-геофізичними матеріалами і служать хорошим репером у Бориславському нафтопромисловому районі. Товщина світи змінюється від 45 до 125м у Бориславсько-Покутській зоні та від 62 до 167м у Береговій зоні Скибових Карпат.
Еоценові відклади представляють собою пісчано-глинистий фліш, в якому виділяється товща тонкоритмічного флішу манявської світи, вище -пісочні відклади вигодської світи і зверху - тонкоритмічні більш глинисті утворення бистрицької світи.
Еоценові пісковики світло-сірі, кварцеві, великозернисті алевроліти та аргіліти темно-сірі із зеленуватим відтінком. Середня товщина еоценових відкладів І ярусу структур складає 355м.
Олігоценові відклади представлені, в основному, нижньоменілітовою підсвітою, складеною чергуванням проверстків аргілітів, алевролітів та пісковиків з перевагою аргілітів у верхній частині і пісковиків у нижній. Аргіліти чорні, темносірі, з коричневим відтінком, невапнисті. Алевроліти і пісковики сірі, темносірі до чорних, вапнисті, дрібнозернисті, кварцеві.
Середнє значення товщин нижньоменілітової підсвіти І та II ярусів структур дорівнює відповідно 156м, 173м, у Скибовій покрівлі - 161м. На прозмитій поверхні менілітових відкладів незгідно залягають флішеві утворення поляницької світи, вік яких є перехідним палеоген-неогеновим.
Поляницькі відклади представлені, в основному, світло-сірими і темно-сірими вапнистими аргілітами із рідкими проверстками світло-сірих, сірих алевролітів і сірих, темно-сірих до чорних, вапнистих пісковиків. Інколи зустрічаються гравійно-геологічні конгломерати, які складаються із уламків пісковиків, вапняків, аргілітів, філітів. Розмір уламків - від 0,3 до 2,5 см.
Середня товщина поляницьких відкладів І та II ярусів структур відповідно 389 та 217м.
Неогенова система представлена воротищенською світою міоцену, літологічно складеною глинами, аргілітами, у верхній частині -грубоуламковими породами із проверстками пісковиків, алевролітів, аргілітів та глин.
Середні товщини у І та II ярусах структур складають відповідно 157 і 677м.
1.4 Тектоніка
У тектонічному відношенні Бориславське родовище пов'язане із зоною стикування двох великих тектонічних елементів: Скибовою зоною Карпатської складчатої області та Бориславсько-Покутською зоною Передкарпатського прогину.
Скибова зона в межах Бориславського родовища представлена двома крайніми північно-східними скибами - Орівською та Береговою, які насунуті із значними амплітудами на відклади Внутрішньої зони Передкарпатського прогину.
Орівська скиба складається із ряду перекинених асиметричних складок, що насунуті одна на одну, котрі беруть участь у побудові Бориславського та Східницького родовищ.
Відклади Берегового насуву перекривають Глибинну складку Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, котра іменується Бориславською Глибинною складкою. Складка представляє собою лежачу антикліналь із крутим підвернутим і зрізаним насувом північно-східним крилом і похилим південно-західним. Складка ускладнена серією порушень. З північного заходу Бориславська Глибинна складка обмежена Раточинським скидо-зсувом, а на південному сході по тектонічному порушенню Трускавецький скид граничить з ділянкою Помірки. Південною границею покладу є контурні води.
Поклади нафти Бориславської Глибинної складки пов'язані з воротищенськими, поляницькими, менілітовими, попельськими, витвицькими та ямненськими відкладами.
У воротищенській світі нафтоносними є пісковики, що залягають серед алевролітів і аргілітів. Загальна товщина 90-340м.
Нафтоносні пісковики поляницької світи залягають лінзовидно і представляють нафтоносну товщу в 100 і більш метрів при ефективній товщі 2м і пористості 9,9%.
У менілітовій світі нафтоносними є пісковики, ефективна товщина окремих пластів яких змінюється від 0,5 до 10м. Середня сумарна товщина пластів складає 90м, пористість-10,1%.
У підошві менілітових відкладів залягає "бориславський пісковик" -основний промисловий об'єкт розробки Бориславського родовища. Середня глибина залягання його 1200м, товщина - 10-40м, ефективна потужність -17,5м, пористість - 11,7%.
Простежується "бориславський пісковик" по всій площі родовища. Представлений пісковиками від дрібно- до великозернистих, слабовапнистими, кварцевими з невеликою домішкою глауконіту, місцями -щільними пісковиками та алевролітами. Пласт "бориславського пісковика" неоднорідний по потужності. В ньому зустрічаються глинисті прошарки товщиною від 0,5 до 5м.
Попельські нафтоносні відклади еоцену Глибинної складки представлені пісковиками, що залягають двома горизонтами в товщі глинистих порід на глибинах 1275м і 1350м. Ефективні товщини горизонту змінюються від 3 до 48м, складаючи в середньому 18,6м. пористість-10,1%.
Нафтоносний поклад у витвицьких відкладах пов'язаний з проверстками і лінзами пісковиків. Середня глибина залягання 1400м; ефективна товщина 2-30м, при середній - 9,6м, пористість-11,8%.
Найнище на родовищі залягає ямненський пісковик. Загальна товщина його - 40-60м, ефективна - 24,7м, пористість - 12.2%.
ВНК покладів Глибинної складки проходить по ізогіпсах 1080м в південно-західній частині, 960-1000м - в південній.
1.5 Нафтогазоводоносність
Визначення колекторських властивостей порід проводилося, в основному, за керновим матеріалом свердловин, що були пробурені після 1945 року, в лабораторіях Львівського філіалу АН УРСР та ЦНДЛ НПУ „Бориславнафта". Але зважаючи на недостатню кількість даних побудови карт пористостей не проводилося.
Прямі визначення параметрів нафтонасиченості в лабораторних умовах після довготривалої розробки родовища давали результати, які характеризували величини залишкової нафтонасиченості, ще й до того ж занижувалися із-за недосконалості самої методики. Тому величини початкової нафтонасиченості, які були прийняті при підрахунку запасів, визначалися як похідні від параметру насиченості зв'язаною водою.
Із-за недостатнього висвітлення продуктивного розрізу керновим матеріалом і геофізичними дослідженнями побудова статистичних рядів розпроділення проникності неможлива.
1.6 Колекторські властивості продуктивних горизонтів
У Бориславській і Південно-Бориславській глибинних складках продуктивними є пісковики ямненських, нижньоеоценових, верхньоеоценових, менілітових, поляницьких та воротищенських відкладів.
Ямненські відклади складені пісковиками з прошарками алевролітів. Керн відбирався з 13 свердловин (39 зразків). Пісковики характеризуються добрими колекторськими властивостями і, як правило, слабо зцементовані. Товщина пісковиків ямненської світи змінюється від 34 до 109м, середня -67м. Ефективна товщина, виділена на основі каротажу, змінюється від 12 до 64м, середня-31,1м. Пористість, за даними аналізів, змінюється від 0,28% до 13,4%, проникність (0,1 - 6,8) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,479, коефіцієнт розчленування 7. Пласти мають складну будову.
В нижньоеоценових відкладах, які складені пісковиками, алевролітами, аргілітами, продуктивними є прошарки пісковиків невеликої товщини, які часто залягають лінзовидно. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 4 до 45м, середня - 14,4м. Керн відбирався з 17 свердловин (56 зразків). Пористість змінюється від 0,8% до 14,9%, проникність (0,1-28,9) –10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,064, коефіцієнт розчленування 9. Пласти мають складну будову.
Пісковики верхньоеоценової світи часто перешаровуються аргілітами, на в розрізі переважають, а також алевролітами. Ефективна товщина икжшишв змінюється від 4 до 24м, в середньому складає 12м. Пісковики відносно добре прослідковуються по площі, особливо в верхній частині розрізу. Керн відбирався з 23 свердловин (56 зразків). Пористість змінюється нд 2% до 15,6%, проникність (0,01-10,6) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 00,84 коефіцієнт розчленування 7. Пласти мають складну будову.
Бориславський пісковик складений дрібно-, середньо- і крупнозернистими кварцовими пісковиками від щільних, майже непроникних, др пухких. В середній частині пісковиків часто зустрічаються прошарки аргілітів. Товщина бориславського пісковика змінюється від 2 до 183м і в середньому складає 33м. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 3 до 35м, середня - 17,2м. Керн відбирався з 27 свердловин (67 аналізів). Пористість змінюється від 1,5% до 15,1%, проникність (0,1-59,33) -10" м . Коефіцієнт піщанистості 0,653, коефіцієнт розчленування 4. Пласти мають складну будову.
Менілітова світа складена аргілітами, алевролітами і пісковиками. Прошарки пісковиків, які перешаровуються з аргілітами, товщиною від 0,2-0,5 до 2м і більше, мають підпорядковане розташування у розрізі. Ефективна товщина пісковиків від 5 до 31м, середня 16,4м. Сюди входять пісковики, які залягають у верхній частині розрізу (клівський і надроговиковий). Керн відбирався з 24 свердловин (90 зразків). Пористість змінюється від 4,9% до 17,5%, проникність (0,1-57) -10" м . Коефіцієнт піщанистості 0,087, коефіцієнт розчленування 3. Пласти мають складну будову.
Поляницька світа Бориславської глибинної складки складена алевролітами, аргілітами, пісковиками. Ефективна товщина пісковиків зиінюєгься від 4 до 25м, середня - 13,7м. Керн відбирався з 18 свердловин :' 1 зразки). Пористість змінюється від 1,3% до 13,85%, проникність (1-22,5) 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,024, коефіцієнт розчленування 10. Пласти мають складну будову.
Середня ефективна товщина поляницької світи Південно-Бориславської складки 14,7м, пористість 12%, проникність 1,0 • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,059, коефіцієнт розчленування 5. Пласти мають складну будову.
У воротащенських відкладах нафта міститься у малопотужних, дуже пншстих пісковиках, які залягають серед глин і глинистих сланців. Пісковики, в більшості випадків, залягають лінзовидно, виклинюються і не мають промислового значення як колектори нафти.
У Бориславському піднасуві промислові припливи нафти одержані з поляницьких, менілітових і верхньоеоценових відкладів.
Найнижчими піщаними горизонтами, з яких одержана нафта, є два горизонти попельських пісковиків (верхній еоцен). Нижній горизонт представлений середньозернистими пісковиками з пористістю 12%, проникністю (3-5) • 10-15м2. Другий горизонт попельських пісковиків, який залягає, вище першого на 30м, має пористість 9% і проникність 3,0 • 10-15м . Керн відбирався з 13 свердловин (40 зразків). Пористість змінюється від ЦМ до 11,2%, проникність (0,1-28,4)- 10-15м2.
Відклади бориславського пісковика представлені пісковиками, аишрадітами, аргілітами, брекчіями. Товщина прошарків від 2 до 10м, іришоових від 1 до 5м, переважають піщані різновидності. Керн відбирався з 10 свердловин (29 зразків), відклади бориславського пісковика є добрими жшскюрами і мають пористість 7,6%, проникність пісковиків в більшості випадків менше 0,1• 10-15м2.
Менілітова світа складена пісковиками, алевролітами, аргілітами, а також брекчіями, гіпсом, роговиками. Пористість змінюється від 0,6% до 134,, проникність (0,1-10,6) • 10-15м2.
Ефективна товщина еоцен-олігоценових відкладів становить 18-75м, середня - 40,1м. Коефіцієнт піщанистості 0,148, коефіцієнт розчленування 20. Пласти мають складну будову.
Відклади поляницької світи представлені ритмічним чергуванням алевролітів, пісковиків, аргілітів, а також конгломератів, брекчій, вапняків, які зустрічаються в нижній частині розрізу. Пісковики незначної товщини, жігоовидні. Керн відбирався у 25 свердловинах (173 зразки). Пористість пісковиків змінюється від 0,9% до 12,8%, проникність (0,1-3) • 10-15м2.
Коефіцієнт піщанистості 0,136, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають сшіадну будову.
Продуктивними горизонтами Попельської складки є ямненські, пожяницькі та менілітові відклади.
Ефективна товщина ямненських відкладів 38,8м, відкрита пористість 9%, проникність 2,0 • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,746, коефіцієнт розчленування 6.
Менілітові відклади складені чергуванням аргілітів з пісковиками і алевролітами, що переважають у нижній частині розрізу. Покрівельна «метана розрізу часто розмита або зрізана насувом. Ефективна товщина шімюється від 10,4 до 16,6м, середня 12,6м, пористість від 0,6% до 14,2%, проникність (0,001-3,3) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,109, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають складну будову.
Ефективна товщина поляницьких відкладів 14,4м, коефіцієнт инвданистості 0,034, коефіцієнт розчленування 9.
Ефективна товщина менілітових відкладів Нижньо-Попельської складки їм. Пористість змінюється від 1,1% до 10,5%, проникність (0,01-4,2) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,098, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають складну будову.
У Насуві нафтонасиченими є пісковики ямненської світи (ділянка МЕТІ), пісковики верхньострийської світи (ділянка Міріам, ділянка Мражниця Попелівсько-Бориславського блоку) і середньострийської світи (ділянка Мражниця Бориславського блоку).
На ділянці МЕП нафтонасиченими є пісковики Берегової скиби. Відкрита пористість за даними аналізів двох свердловин в середньому складає 17%, проникність 4,7' 10"15м . 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) • 10-15м2. 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) • 10-15м2. 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) • 10-15м2. 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 оС, 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 оС.
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 оС 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 |
Пластова температура | 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 сальникового ущільнення 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