Промивка піщаної пробки
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4
|