Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса
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
|
меніліто ві
|
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
|
1,17
|
1,05
|
1,12
|
1,14
|
1,15
|
1,15
|
1,16
|
Перерахунковий коефіцієнт
коефіцієнткоефіцієнт
|
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°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;
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5
|
|