АНОТАЦІЯ
Дипломний проект містить такі розділи:
1. Геологічний розділ, в якому висвітлені загальні відомостіпро родовище, орогідрографія, стратиграфія, тектоніка, нафтогазоводоносність іколекторські властивості продуктивних горизонтів.
2. Техніко-технологічнийрозділ, в якому висвітлені характеристика фонду свердловин, характеристикапродукції свердловин, розрахунок і проведення прямої промивки піщаної пробки.
3. Охорона праці і протипожежний захист, в якому висвітленітехніка безпеки, протипожежні заходи і промсанітарія при проведенні промивкипромивки піщаної пробки.
4. Охорона довкілля, в якому описані заходи по збереженнючистоти довкілля.
5. Організаційно-економічний розділ, в якому висвітленоекономічну доцільність проведення промивки піщаної пробки.
ВСТУП
Збільшення обсягіввидобутих газу і нафти залежить як від скорочення термінів розвідування таосвоєння нових газових і нафтових родовищ, так і від найповнішого використанняресурсів родовищ, які перебувають у розробці.
Експлуатація рядугазових і нафтових родовищ з сипкими і слабко зцементованими колекторами(продуктивними пластами) супроводжується винесенням разом з видобувноюпродукцією глинистих частинок і піску, що має загальну назву «пісок».До «пісочних» належать свердловини, вміст піску в яких перевищує 1г/л. Руйнування слабко зцементованих колекторів у привибійній зоні і винесеннядисперсної твердої фази є важливими проблемами газо нафтовидобувної промисловості.Ці явища протягом багатьох років піддавалися ретельному і всебічному вивченнюяк в Україні, так і за кордоном.
Значне винесенняпіску із продуктивного пласта призводить до утворення каверн у привибійній зонівнаслідок її гідрогазомеханічного руйнування. А це, у свою чергу, зумовлюєнеобхідність повторного видалення піщаної пробки. Цим можна пояснити незначнийміжремонтний період робота свердловин (від промивання до промивання).
Негативний впливпіску в продукт до абразивного зношування плунжерної пари і клапанних вузлівнасоса та утворення піщаної пробки у свердловині змушує виконувати часті ремонтдва заміни насоса та промивання пробки.
Усунення (ліквідація)піщаної пробки є складною ремонтною операцією, яка супроводжується значноювтратою поточного видобутку газу і нафти. У деяких випадках відбуваєтьсяаварійне прихоплення пробкою піднімальних труб чи свердловинного насоса.
Ліквідація піщанихпробок, що утворилися у стовбурі свердловини, найчастіше проводитьсяпромиванням водою, а також очищенням желонкою. Найповніше піщана пробкавидаляється желонкою, до того ж проникність привибійної зони при цьому не порушується. Але цей процес єдосить трудомістким і небезпечним, призводить до виходу з ладу експлуатаційнихколон внаслідок їх зношування сталевими канатами. Перспективним і ефективним єзастосування колтюбінгового устаткування.
Застосуванняводи для ліквідації піщаних пробок в експлуатаційних свердловинах с причиною передчасноговиведення діючого фонду свердловин з ладу, значного зниження поточних дебітів ізменшення кінцевого коефіцієнта газоконденсатонафтовилучення. У зв'язку з цимпромивання піщаних пробок водою на родовищах, що перебувають на пізній стадіїрозробки, слід визнати неприйнятним.
Видалення піщанихпробок у свердловинах з пластовими тисками, набагато нижчими гідростатичного,необхідно здійснювати таким методом, за якого проникнення в пласт промивної рідини відсутнє. Цимумовам найповніше відповідає двофазна піна.
Досвід проведенняремонтних робіт на виснажених газових і нафтових родовищах показує, щовикористання газоподібних агентів і пін дає змогу значно знизити негативнийвплив промивного агента на фільтраційну характеристику при вибійної зони пласта.
Хоч проблемаексплуатації пісковиносних свердловин є одною з найдавніших у газонафтовидобувнійгалузі, але вона залишається актуальною і на сьогодні та має першочерговезначення. Промислова практика і наука виробили цілу низку заходів щодо боротьбиз піском, але вони не дають змогиповністю усунути шкідливий вплив піску на процес експлуатації нафтових, газовихі водозабірних свердловин.
Разомз тим навіть багато зтого, що давно розроблено і висвітлено в різних статтях, оглядах і брошурах,погано використовується на практиці, не говорячи про цілеспрямований підхід довирішення даної проблеми.
1 ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ
1.1 Загальні відомості про родовище
Бориславське нафтове родовище розташоване в районі міста БориславаЛьвівської області. У тектонічному відношенні — в межах Скибової зони Карпат іВнутрішньої зони Передкарпатського прогину.
Перші згадки пронафту у Бориславі відносяться до 1805 року. Значні нафтопрояви на деннійповерхні воротищенських і поляницьких відкладів Бориславської глибинної складкидозволили розпочати розробку родовища криницями, а згодом — неглибокимисвердловинами. Розбурювання родовища глибокими свердловинами розпочато у 1886році. Основний нафтоносний горизонт родовища — бориславський пісковик відкритийв 1897 році.
Промислові покладинафти встановлені на дев'яти структурних елементах: Бориславській та Південно-Бориславськійглибинних складках, Бориславському Піднасуві, Попельській та Нижньо-Попельськійскладках. У Скибовій зоні розвідані нафтові поклади на ділянках: Міріам іТеміда, МЕП, Мражниці Попельсько-Бориславського і Бориславського блоків.
Основним об'єктом розробки є Бориславська глибинна складка, дезосереджено 90% запасів нафти.
Вперше запаси нафти Бориславської глибинної і Насуву (ділянкаМіріам) були затверджені ДКЗ 27.05.1950р. і 27.04.1951р. У 1959 ДКЗ затвердилазапаси нафти Бориславської глибинної складки, Піднасуву і ділянок Насуву (МЕПта Міріам). У 1969 році ЦКЗ прийняла на баланс запаси нафти та газу Попельськоїта Нижньо-Попельської складок.
1.2 Орогідрографія
Клімат помірно-континентальний з дещо підвищеною вологістю. Річнакількість опадів складає 800-900мм. Тривалість періоду з середньодобовоютемпературою +10°С складає у передгір'ї 160-165 днів, у гірськійчастині-135-150 днів. В орографічному відношенні територію Бориславськогородовища можна поділити на дві частини: Південно-західну, що характеризуєтьсягірським рельєфом і північно-східну, виражену передгір'ям.
Гірська частина району характеризується типовим ландшафтом гірсередньої висоти. Система орієнтована на північний схід і складається з рядупаралельних хребтів. Головним геоморфологічним елементом системи є Магурськийхребет з горою Діл Верхній (801м) і іншими висотами з абсолютними відмітками735-620м. У передгір'ї абсолютні відмітки коливаються в межах 360-400м.Гідрографічна сітка району представлена р.Тисменицею з мілкими притоками іструмками.
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) таСамбірської зон Передкарпатського прогину.
Найбільш детально вивчений стратиграфічний розріз в І структурномуярусі Бориславсько-Покутської зони. Опис його приводиться у відповідності зуніфікованою схемою УкрНДГРІ, запропонованою для Передкарпатського прогину в1965 році.
Структурно-тектонічна одиниця Бориславсько-Покутської зони вБориславському нафтопромисловому районі складена флішовими крейдо-палеогеновимита моласовими неогеновими відкладами.
І структурний ярус в стратиграфічному відношенні представленийвідкладами стрийської світи верхньої крейди, ямненської світи палеоцену,манявської, вигодської і бистрицької світ еоцену, нижньоменілітової підсвітиолігоцену, поляницької та воротищенської світ міоцену.
Крейдова система представлена відкладами стрийської світи, що складенакомплексом тонкоритмічного глинисто-піщаного флішу у вигляді сірих досвітло-сірих вапнистих, дрібнозернистих пісковиків, алевролітів татемно-зелених аргілітів з рідкими проверстками мергелів, вапняків іконгломератів. Розкрита товща відкладів І ярусу структур 37-332м.
Палеогенова система представлена палеоценовим, еоценовим таолігоценовим відділами. Палеоценові відклади виражені ямненськимигрубоуламковими світло-сірими та сірими вапнистими пісковиками, рідшеаргілітами, вапняками та конгломератами. Відклади ямненської світи чітковідбиваються за промислово-геофізичними матеріалами і служать хорошим репером уБориславському нафтопромисловому районі. Товщина світи змінюється від 45 до125м у Бориславсько-Покутській зоні та від 62 до 167м у Береговій зоні СкибовихКарпат.
Еоценові відклади представляють собою пісчано-глинистий фліш, вякому виділяється товща тонкоритмічного флішу манявської світи, вище -пісочнівідклади вигодської світи і зверху — тонкоритмічні більш глинисті утвореннябистрицької світи.
Еоценові пісковики світло-сірі, кварцеві, великозернистіалевроліти та аргіліти темно-сірі із зеленуватим відтінком. Середня товщинаеоценових відкладів І ярусу структур складає 355м.
Олігоценові відклади представлені, в основному, нижньоменілітовоюпідсвітою, складеною чергуванням проверстків аргілітів, алевролітів тапісковиків з перевагою аргілітів у верхній частині і пісковиків у нижній.Аргіліти чорні, темносірі, з коричневим відтінком, невапнисті. Алевроліти іпісковики сірі, темносірі до чорних, вапнисті, дрібнозернисті, кварцеві.
Середнє значення товщин нижньоменілітової підсвіти І та II ярусівструктур дорівнює відповідно 156м, 173м, у Скибовій покрівлі — 161м. Напрозмитій поверхні менілітових відкладів незгідно залягають флішеві утворенняполяницької світи, вік яких є перехідним палеоген-неогеновим.
Поляницькі відклади представлені, в основному, світло-сірими ітемно-сірими вапнистими аргілітами із рідкими проверстками світло-сірих, сірихалевролітів і сірих, темно-сірих до чорних, вапнистих пісковиків. Інколизустрічаються гравійно-геологічні конгломерати, які складаються із уламківпісковиків, вапняків, аргілітів, філітів. Розмір уламків — від 0,3 до 2,5 см.
Середня товщина поляницьких відкладів І та II ярусів структурвідповідно 389 та 217м.
Неогенова система представлена воротищенською світою міоцену,літологічно складеною глинами, аргілітами, у верхній частині -грубоуламковимипородами із проверстками пісковиків, алевролітів, аргілітів та глин.
Середні товщини у І та II ярусах структур складають відповідно 157і 677м.
1.4 Тектоніка
У тектонічному відношенні Бориславське родовище пов'язане із зоноюстикування двох великих тектонічних елементів: Скибовою зоною Карпатськоїскладчатої області та Бориславсько-Покутською зоною Передкарпатського прогину.
Скибова зона в межах Бориславського родовища представлена двомакрайніми північно-східними скибами — Орівською та Береговою, які насунуті іззначними амплітудами на відклади Внутрішньої зони Передкарпатського прогину.
Орівська скиба складається із ряду перекинених асиметричнихскладок, що насунуті одна на одну, котрі беруть участь у побудовіБориславського та Східницького родовищ.
Відклади Берегового насуву перекривають Глибинну складкуВнутрішньої зони Передкарпатського прогину, котра іменується БориславськоюГлибинною складкою. Складка представляє собою лежачу антикліналь із крутимпідвернутим і зрізаним насувом північно-східним крилом і похилимпівденно-західним. Складка ускладнена серією порушень. З північного заходуБориславська Глибинна складка обмежена Раточинським скидо-зсувом, а напівденному сході по тектонічному порушенню Трускавецький скид граничить зділянкою Помірки. Південною границею покладу є контурні води.
Поклади нафти Бориславської Глибинної складки пов'язані зворотищенськими, поляницькими, менілітовими, попельськими, витвицькими таямненськими відкладами.
У воротищенській світі нафтоносними є пісковики, що залягаютьсеред алевролітів і аргілітів. Загальна товщина 90-340м.
Нафтоносні пісковики поляницької світи залягають лінзовидно іпредставляють нафтоносну товщу в 100 і більш метрів при ефективній товщі 2м іпористості 9,9%.
У менілітовій світі нафтоносними є пісковики, ефективна товщинаокремих пластів яких змінюється від 0,5 до 10м. Середня сумарна товщина пластівскладає 90м, пористість-10,1%.
У підошві менілітових відкладів залягає «бориславськийпісковик» -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 площіродовища. Представлений пісковиками від дрібно- до великозернистих,слабовапнистими, кварцевими з невеликою домішкою глауконіту, місцями -щільнимипісковиками та алевролітами. Пласт «бориславського пісковика» неодноріднийпо потужності. В ньому зустрічаються глинисті прошарки товщиною від 0,5 до 5м.
Попельські нафтоносні відклади еоцену Глибинної складкипредставлені пісковиками, що залягають двома горизонтами в товщі глинистихпорід на глибинах 1275м і 1350м. Ефективні товщини горизонту змінюються від 3до 48м, складаючи в середньому 18,6м. пористість-10,1%.
Нафтоносний поклад у витвицьких відкладах пов'язаний зпроверстками і лінзами пісковиків. Середня глибина залягання 1400м; ефективнатовщина 2-30м, при середній — 9,6м, пористість-11,8%.
Найнище на родовищі залягає ямненський пісковик. Загальна товщинайого — 40-60м, ефективна — 24,7м, пористість — 12.2%.
ВНК покладів Глибинної складки проходить по ізогіпсах 1080м впівденно-західній частині, 960-1000м — в південній.
1.5 Нафтогазоводоносність
Визначення колекторських властивостей порід проводилося, восновному, за керновим матеріалом свердловин, що були пробурені після 1945року, в лабораторіях Львівського філіалу АН УРСР та ЦНДЛ НПУ„Бориславнафта". Але зважаючи на недостатню кількість даних побудови картпористостей не проводилося.
Прямі визначення параметрів нафтонасиченості в лабораторних умовахпісля довготривалої розробки родовища давали результати, які характеризуваливеличини залишкової нафтонасиченості, ще й до того ж занижувалися із-занедосконалості самої методики. Тому величини початкової нафтонасиченості, якібули прийняті при підрахунку запасів, визначалися як похідні від параметрунасиченості зв'язаною водою.
Із-за недостатнього висвітлення продуктивного розрізу керновимматеріалом і геофізичними дослідженнями побудова статистичних рядіврозпроділення проникності неможлива.
1.6 Колекторські властивості продуктивних горизонтів
У Бориславській і Південно-Бориславській глибинних складкахпродуктивними 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 характеризуютьсядобрими колекторськими властивостями і, як правило, слабо зцементовані. Товщинапісковиків ямненської світи змінюється від 34 до 109м, середня -67м. Ефективнатовщина, 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 невеликоїтовщини, які часто залягають лінзовидно. Ефективна товщина пісковиківзмінюється від 4 до 45м, середня — 14,4м. Керн відбирався з 17 свердловин (56зразків). Пористість змінюється від 0,8% до 14,9%, проникність (0,1-28,9) –10-15м2.Коефіцієнт піщанистості 0,064, коефіцієнт розчленування 9. Пласти мають складнубудову.
Пісковики верхньоеоценової світи часто перешаровуються аргілітами,на в розрізі переважають, а також алевролітами. Ефективна товщина икжшишвзмінюється від 4 до 24м, в середньому складає 12м. Пісковики відносно добрепрослідковуються по площі, особливо в верхній частині розрізу. Керн відбиравсяз 23 свердловин (56 зразків). Пористість змінюється нд 2% до 15,6%, проникність(0,01-10,6) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 00,84коефіцієнт розчленування 7. Пласти мають складну будову.
Бориславський пісковикскладений дрібно-, середньо- і крупнозернистими кварцовими пісковиками відщільних, майже непроникних, др пухких. В середній частині пісковиків часто зустрічаютьсяпрошарки аргілітів. Товщина бориславського пісковика змінюється від 2 до 183м ів середньому складає 33м. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 3 до 35м,середня — 17,2м. Керн відбирався з 27 свердловин (67 аналізів). Пористістьзмінюється від 1,5% до 15,1%, проникність (0,1-59,33) -10" м. Коефіцієнтпіщанистості 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 до2м і більше, мають підпорядковане розташування у розрізі. Ефективна товщинапісковиків від 5 до 31м, середня 16,4м. Сюди входять пісковики, які залягають уверхній частині розрізу (клівський і надроговиковий). Керн відбирався з 24свердловин (90 зразків). Пористість змінюється від 4,9% до 17,5%, проникність(0,1-57) -10" м. Коефіцієнт піщанистості 0,087, коефіцієнт розчленування3. Пласти мають складну будову.
Поляницька світа Бориславської глибинної складки складенаалевролітами, аргілітами, пісковиками. Ефективна товщина пісковиків зиінюєгьсявід 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 маютьскладну будову.
Середня ефективна товщина поляницької світи Південно-Бориславськоїскладки 14,7м, пористість 12%, проникність 1,0 • 10-15м2.Коефіцієнт піщанистості 0,059, коефіцієнт розчленування 5. Пласти мають складнубудову.
У воротащенських відкладах нафта міститься у малопотужних, дужепншстих пісковиках, які залягають серед глин і глинистих сланців. Пісковики, вбільшості випадків, залягають лінзовидно, виклинюються і не мають промисловогозначення як колектори нафти.
У Бориславському піднасуві промислові припливи нафти одержані зполяницьких, менілітових і верхньоеоценових відкладів.
Найнижчими піщаними горизонтами, з яких одержана нафта, є двагоризонти попельських пісковиків (верхній еоцен). Нижній горизонт представленийсередньозернистими пісковиками з пористістю 12%, проникністю (3-5) • 10-15м2.Другий горизонт попельських пісковиків, який залягає, вище першого на 30м, маєпористість 9% і проникність 3,0 • 10-15м. Керн відбирався з 13свердловин (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, іришоовихвід 1 до 5м, переважають піщані різновидності. Керн відбирався з 10 свердловин(29 зразків), відклади бориславського пісковика є добрими жшскюрами і маютьпористість 7,6%, проникність пісковиків в більшості випадків менше 0,1• 10-15м2.
Менілітова світа складена пісковиками, алевролітами, аргілітами, атакож 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 чергуваннямалевролітів, пісковиків, аргілітів, а також конгломератів, брекчій, вапняків,які зустрічаються в нижній частині розрізу. Пісковики незначної товщини,жігоовидні. Керн відбирався у 25 свердловинах (173 зразки). Пористістьпісковиків змінюється від 0,9% до 12,8%, проникність (0,1-3) • 10-15м2.
Коефіцієнт піщанистості 0,136, коефіцієнт розчленування 6. Пластимають сшіадну будову.
Продуктивними горизонтами Попельської складки є ямненські,пожяницькі та менілітові відклади.
Ефективна товщина ямненських відкладів 38,8м, відкрита пористість9%, проникність 2,0 • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості0,746, коефіцієнт розчленування 6.
Менілітові відклади складені чергуванням аргілітів з пісковиками іалевролітами, що переважають у нижній частині розрізу. Покрівельна «метанарозрізу часто розмита або зрізана насувом. Ефективна товщина шімюється від 10,4до 16,6м, середня 12,6м, пористість від 0,6% до 14,2%, проникність (0,001-3,3)• 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,109, коефіцієнтрозчленування 6. Пласти мають складну будову.
Ефективна товщина поляницьких відкладів 14,4м, коефіцієнтинвданистості 0,034, коефіцієнт розчленування 9.
Ефективна товщина менілітових відкладів Нижньо-Попельської складкиїм. Пористість змінюється від 1,1% до 10,5%, проникність (0,01-4,2) • 10-15м2.Коефіцієнт піщанистості 0,098, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають складнубудову.
У Насуві нафтонасиченими є пісковики ямненської світи (ділянкаМЕТІ), пісковики верхньострийської світи (ділянка Міріам, ділянка МражницяПопелівсько-Бориславського блоку) і середньострийської світи (ділянка МражницяБориславського блоку).
На ділянці МЕП нафтонасиченими є пісковики Берегової скиби.Відкрита пористість за даними аналізів двох свердловин в середньому складає17%,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 імжагоішками. Найбільша товщина пісковиків до 80м в центральній частиніструктури. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 43,5 до 75м. Середня58,8м. Керн відбирався з 7 свердловин (42 зразки). Пористість змінюється від2,1% до 17,9%, проникність (1-3) • 10-15м2. Коефіцієнтпіщанисті 0,245, коефіцієнт розчленування 52. Пласти мають складну будову.
Стрийські відклади ділянки Мражниця Попельсько-Бориславськогобпоку представлені в основному щільними різновидностями з окремими прошаркамипісковиків. Розкрита товщина стрийських відкладів досягає 720м. ефективнатовщина змінюється від 22,8 до 110,4м, середня — 71,7м. Керн відбирався з 8свердловин (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. Кернпідбирався з 4 свердловин (53 зразки). Пористість змінюється від 1,4% до "3»чпроникність (0,001-0,006) • 10-15м2. Коефіцієнтпіщанистості 0,049, коефіцієнт розчленування 14. Пласти мають складну будову.
Породами-покришками покладів нафти на родовищі є поляницька ііянлрщька світи, горизонт строкатих аргілітів, який знаходиться в підошвіманявської світи. Ці флюїдоупори мають регіональне значення у формуванніпокладів нафти і газу. У якості локальних покришок виділяється аргілітовийгоризонт у середині манявської світи і строкато-колірні аргіліти у верхнійчастини стрийської світи. Переважаючим компонентом розрізу усіх порід-покришокє аргіліти.
2 ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ
2.1 Характеристика фонду свердловин
На Бориславському родовищі пробурено 1669 свердловин, вексплуатаційному фонді числиться 471 видобувна свердловина, 22 – свердловининагнітальні, 52 – спостережні, 6 – недіючих, 430 – свердловини ліквідованопісля буріння, 688 – після експлуатації, 4 – знаходиться в ремонті, 7 — очікуютьна 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-насоснимспособом, 63 – желонковим. Основна маса свердловин низькодебітна і висоководна. Дебіт нафти змінюється від 0,01 до 2,0 т/д, лише декілька свердловинмають дебіт більше І т/д. Обводненість продукції 25% свердловин перевищує 90%,досягаючи 99,97%.
Жолонкові свердловини експлуатуються періодично – більшу частинучасу вони простоюють в очікуванні накопичення. Дебіт нафти в них не перевищує0,01 т/д. Видубуток нафти жилунковим способом здійснюється в основному ізпокладів в глибинної складки.
2.2 Характеристика продукції свердловин
Фізико-хімічні властивості сепарованої нафти слідуючі. За груповимвуглеводневим складом нафти Бориславського родовища відносяться до класуметанового-нафтових і аналогічні до нафт і інших родовищ Прикарпаття.
При деяких відмінностях властивостях нафт по глибинах заляганнядля них є належність до малосірчастих/вміст сірки до 0,5%/, крім нафтистрийського покладу Мражниці попельсько-Бориславського банку Насуву і нафтименілітоготпокладу 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, яканалежить до мало парафінових /менше 1,5%/ і нафти менілітового покладуНижньо-Попельської складки, які відносяться до високо парафінованих /більше6%/.
Температура насичення нафти парафіном Бориславської глибинноїскладки в середньому – 25 оС.
Нафти Бориславського пісковика, еоценових і поляницького покладівглибинної складки відносяться до легких /густини до 850 кг./м3/. Досередніх відносяться нафта Насуву ділянок МЕП, Міріан, Мражниця, Поппельсько іБориславського блоків, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, Попельської таНижньо-Попельської складок, поляницького покладу Південно Бориславськоїскладки.
За вмістом силікагелових смол нафта /воротишенських відкладівПіднасуву відноситься до мало смолистих /вміст смол до 5%/, нафта/ поляницькогопокладу Попельської складки відносяться до смолистих /5% — 15%/, нафти всіхпокладів глибинної складки, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, менілітовихпокладів Попельської і Нижньо-попельської складки, покладів Насуву,поляницького складу Південно-Бориславської складки до високо смолистих /більше15%/.
Дослідження нафти Бориславського родовища на радіоактивність непроводилась.
В процесі експлуатації густина нафти знизилася, зокрема найбільшев поляницькому покладі глибинної складки і стрийському покладі МражниціПопельсько-Бориславськог банку Насуву.
Слід відзначити, що густина нафти Попельської складки збільшилась,що пояснюється розгазуванням, зниженням пластового тиску і впливом води. Вмістпарафінів також знизився у нафтах всіх покладів, за винятком нафти стрийськогопокладу ділянки Міріан Насуву, де він підвищився. Вміст смол теж дещозменшився, крім еоценованого і яменського покладів глибинної складки. В’язкістьнафти при 50 оС також зменшилась, крім нафти ділянки МЕП Насуву.
Зниження густини, вмісту парафінів і смол свідчить про тенденціюдо полегшення нафти.
Дослідження компонентного складу нафти в останні роки непроводилося.
Слід відзначити, що вміст сірки в нафтах Мражниці,Попельського-Бориславського блоку і Нижньо-Попельської складки досягаєпромислової концентрації /більше 0,5%/. Однак, враховуючи те, що середній породовищу вміст сірки /0,42%/ не досягає промислових концентрацій, і те, щородовища 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 на1959 рік вивчалась на підставі дослідження глибинних проб пластових нафт, якібули відібрані з шести свердловин № 1600, 1605, 1670, 1676, 1687, 1690. Але, якпоказує аналіз якості глибинних проб нафти у всіх пробах не було досягнутопластового співвідношення вмісту нафти, розчиненого газу, оскільки вонивідбирались при вибійних тисках, які були нижче тиску насичення. Пробипластової нафти були відібрані з свердловин 1608, 1609, 1611-Борислав і39-Попелі, які розташовані в Північно Західній частині Піднасуву наПопельському куполі. Остання проба нафти виявилась неякісною. Найближчезначення початкового тиску насичення мають свердловини 1609, 1611 відповідно23,2 і 23,6 МПа. Тиск насичення 23,4 МПа приймається як середній дляменілітового і еоценового покладів Піднасуву. Визначивши початковий пластовийтиск, а значить і тиск насичення нафти газом разом з іншими вихіднимипараметрами, за.томограмами встановлені інші основні параметри пластових нафт Бориславськоїглибинної 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 водворотищенських відкладів Піднасуву, які відносяться до хлормагнієвого типу. Всольовому складі вод основними компонентами є натрій і хлор. Вміст кальціюзначно переважає над магнієм. Дослідження на вміст брому і йоду в останні рокине проводилися.
Пластові води Бориславського родовища характеризуються високоюмінералізованістю. Тобто відносяться до розсолів, крім води стрийського поклад)Мражниці Попельсько-Бориславського блоку Насуву, яка відноситься до солоних. Дослабких розсолів відносяться води подяницького покладу Глибинної складки,ямненського покладу ділянки МЕП, стрийських покладів ділянок Міріам і МражницяБориславського блоку Насуву, воротищенських відкладів Піднасуву.
До міцних розсолів відносяться води Глибинної складки, за виняткомводи поляницького покладу і води менілітових покладів Попелівської іНижньопопелівської складок.
До дуже міцних розсолів відносяться води еоцен-олігоценовогопоюїзду Піднасуву.
Густини пластових вод змінюються в межах від 1013,9 кг/м3до 1202кг/м3. За показниками рн води Бориславського родовищавідносяться 90 кислих, за винятком води стрийського покладу ділянки Мражниця Бориславськогоблоку Насуву, яка відноситься до слаболужних.
Із корисних мікрокомпонентів у водах Бориславського родовищадосліджувались 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 вмежах 8-17,7 мг/л, а брому 156,6-460 мг/л. Ці концентрації можна вважатикондиційними, але через малі дебіти свердловин промислової цінності не мають.
Попутні гази покладів Бориславського родовищів за свом складомвідносяться до нафтових жирних газів, вміст метану змінюється я в середньомувід 69,16% /стрийський поклад ділянки Мражниця Бориславського банку Насуву/ до92 – 73%/ еоцен-олігоценовий поклад Піднасуву/. Найбільший вміст важкихвуглеводнів 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 всередньому 9009,3 кДж/м3, нижча 8315,5 кДж/м3, зокремадля 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 родовищапідвищилася об’ємна доля метану в нафтовому газі, знизилась об’ємна доляпропан-пентанових фракцій з вуглекислим газом і відносна густина газу, крімгазу менілітових покладів Глибинної і Попельсьокї складок.
Вільний газ знаходився в поляницькому покладі Піднасуву іямненському покладі Попельської складки.
Вільний газ з ямщицького покладу Попельської складки насьогоднішній день не видобувається, так як свердловина, так як свердловина2-Попелі находиться в очікувані ліквідації. Газ цього покладу складається з91,3% метану густина газу 0,8 кг/м3, відносна густина 0,6228.
Вільний газ видобувався з поляницького покладу Піднасувусвердловинам 1635 і 1685. він складався з метану /88,11%/ та його гомологів/9,5%/. Густина газу 0,7809 кг/м3, відносна густина за повітрям0,648. початковий потенційний вміст конденсату 146 г/м3.
Слід відзначити, що дослідження газу Бориславського родовища вмістсірководню і гелію практично відсутній.
Вміст азоту у вільному газі не досягає промислової концентрації/30%/.
Вміст етану в газі перевищує промислову концентрацію /3%/, цестосується пропану і бутану /0,9%/.
Але, враховуючи те, що родовище розробляється більше 100 років, аотже, значна частина видобувних запасів вже відібрана, організувати виробництвоетану 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, апроведені в свердловині геофізичні досліди показали наявність в свердловиніщільної піщаної пробки горизонту, товщиною 32м.
Дана свердловина обладнана верстатом-качалкою UР-12. В свердловинуспущено 73 мм з висадженими на зовні кінцями насосно-компресорні труби до глибини2335 метрів з замковою опорою на глибині 2100 метрів. Насос НСВ-32, діаметром32 мм та комбінованою колоною штанг. Тиск на викиді сальниковогоущільненняскладає 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 2254метрів, зацементований до гирла свердловини;
— експлуатаційна колона діаметром 146 мм в інтервалі від 0 до2448,37 метра, зацементована до гирла свердловини, опресована на 24,6 МПа технічноюводою та признана герметичною;
— проперфорована зарядами ПКС-80 по 10 отворів на метр погонний в вінтервалі 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 · 10-6м2/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, кВт 452
Найбільший тиск, МПа 70
Діаметр плунжера, мм 100
Основні параметри насосу 4Р – 700
Таблиця 2.2Передача
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 внасосно-компресорних трубах на кожній швидкості агрегата визначається заформулою:
/> , 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 заформулами 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 визначаємокоефіцієнт 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-компресорнихтрубах на кожній швидкості агрегата визначаємо за формулою (2.1):
/> м;
/> м;
/> м;
/> м;
Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піскомкільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:
/>, м, (2.7)
де /> - коефіцієнт, який враховуєзбільшення гідравлічних втрат від вмісту піску в рідині, /> = 1,1;
/> - коефіцієнт гідравлічного опорупри русі рідини в кільцевому просторі;
D – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;
/> — зовнішній діаметр промивальнихтруб, 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 вкільцевому просторі, спочатку визначаємо число Рейнольда за формулою:
Rек = υв · (D – d3) / υ(2.10)
/>
/>
/>
/>
Оскільки />, />, />, /> > 2320, то коефіцієнтгідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі визначається заформулою (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 вкільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою(2.7):
/>
/>
/>
/>
Втрати напору на зрівноваження стовпів рідини різної густини впромивальних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегатавизначаються 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 за один прийом
ρn = 2550 кг/м3 – густина піску;
ρ– густина промивальної рідини, кг/м3
υкр – критична швидкість падіння зерен піску впромивальній рідині, м/с
Площа поперечного перерізу експлуатаційної колони визначається заформулою:
F = 0,785 ∙ D2, м2, (2.12)
F = 0,785 ∙ 0,1252 = 0,0123 м2 .
Критичну швидкість падіння пісчинок в нафті визначаємо за формулоюСтокса:
/> (2.13)
де dn – максимальний діаметрпісчинок, м,
dn = 0,9 ∙ 10-3м
/>
Згідно формули (2.11) знаходимо втрати напору на зрівноваженнястовпів рідини різної густини в промивальних трубах і в кільцевому просторі накожній швидкості агрегата:
/>
/>
/>
/>
Втрати напору на гідравлічні опори в шланзі і вертлюзі (h4+h5) кожній швидкостіагрегата визначаються на основі дослідних даних, які приведені в табл… VI.5 [3, ст..100], згідно яких:
/> />
/> />
Втрати напору на гідравлічні опори в нагнітальній лінії від насосадо шланга на кожній швидкості агрегата визначаємо за формулою:
/> (2.14)
де /> - коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в
нагнітальній лінії;
/> - довжина нагнітальної лінії, м; />= 20 м;
/> - внутрішній діаметр нагнітальноїлінії, м; /> =0,05 м;
Vн.п. — швидкість рухурідини в нагнітальній лінії, м/с;
/>
/>
/>
/>
Площу прохідного отвору нагнітальної встановлюємо за формулою:
Fн.п. = 0,785 ∙ d6, м2, (2.15)
Fн.п. = 0,785 ∙ 0,052= 0,00196 м2,
Визначаємо швидкість руху нафти в нагнітальній лінії за формулою:
/> , м/с, (2.16)
/>
/>
/>
/>
Визначаємо число Рейнольда при русі нафти в нагнітальній лінії заформулою:
Rе н.л. = υн.л. · dв / ∂(2.17)
/>
/>
/>
/>
Оскільки />, />, />, /> > 2320 то коефіцієнтгідравлічного опору встановлюємо за формулою:
/>= 0,3164 / /> (2.18)
/> = 0,3164 / />
/> = 0,3164 / />
/> = 0,3164 / />
/> = 0,3164 / />
Загальні втрати напору при прямій промивці на кожній швидкостіагрегата визначається за формулою:
hзаг = h1 + h2 + h3 + h4 + h5 + h6, м, (2.19)
/>
/>
/>
/>
Тиск на викиді насосного агрегата на кожній швидкості визначаємоза формулою:
Рн = hзаг ∙ ρ ∙g ∙ 10-6,МПа (2.20)
/>
/>
/>
/>
Тиск на вибої свердловини на кожній швидкості агрегатавизначається за формулою:
Рвиб = (Н + h2 + h3)∙ ρ ∙ g/106, МПа (2.21)
/>
/>
/>
/>
Потужність агрегата, потрібна для промивки піщаної пробки накожній швидкості, визначається за формулою:
N = Рн∙ Q / (1000 ∙ ηa), кВт, (2.22)
де ηa – загальний к.к.д. агрегата; ηa = 0,75.
/>
/>
/>
/>
Коефіцієнт використання потужності агрегата визначається заформулою:
К = N ∙ 100 / Nmax, % (2.23)
де Nmax – максимальна потужністьагрегата;
Nmax = 452 кВт.
/>
/>
/>
/>
Швидкість підйму піску на кожній швидкості агрегата визначаєтьсяза формулою:
Vn = Vв – Vкр, м/с, (2.24)
/>
/>
/>
/>
Тривалість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначаєтьсяза формулою:
t = H / Vн, с, (2.25)
/>
/>
/>
/>
Розширюючи сила струменю рідини на кожній швидкості агрегатавизначається за формулою:
Р = 2Q2 (f ∙ F), кПа (2.26)
/>
/>
/>
/>
2.7 Розрахунок зворотної промивки піщаної пробки
Втрати напору на гідравлічні опори при русі рідини в кільцевомупросторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:
h1 = λк ∙/> , м, (2.27)
де Vн – швидкість низхідногопотоку рідини в кільцевому просторі, м/с.
Тут маємо на увазі, що швидкість низхідного потоку при зворотнійпромивці дорівнює швидкості висхідного потоку при прямій промивці.
Отже /> = 0,778 м/с; /> = 1,05 м/с; /> = 1,48 м/с; /> = 1,85 м/с.
/>
/>
/>
/>
витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піском впромивальних трубах на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:
h1 = φ ∙λк ∙ /> , м, (2.28)
де Vв – швидкість висхідногопотоку рідини в промив очних трубах, м/с.
Тут маємо на увазі, що швидкість висхідного потоку рідини призворотній промивці дорівнює швидкості низхідного потоку при прямій промивці.
Отже /> = 2,088 м/с; /> = 2,817 м/с; /> = 3,977 м/с; /> =4,971 м/с.
/>
/>
/>
/>
Витрати напору на зрівноваження різниці густин рідин в промивочнихтрубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається заформулою:
/> (2.29)
/>
/>
/>
/>
Гідравлічні витрати тиску в шланзі і вертлюзі при зворотнійпромивці звичайно відсутні або дуже незначні, тобто (h4 + h5) = 0. Втрати напору нагідравлічні опори в нагнітальній лінії при зворотній промивці є такими, як припрямій промивці.
Отже /> = 3,999 м; /> = 6,77 м; /> = 12,37 м; /> =18,231м.
Загальні витрати напору при зворотній промивці на кожній швидкостіагрегата визначаються за формулою (2.19):
/>
/>
/>
/>
Тиск на викиді насосного агрегата на кожній швидкості визначаєтьсяза формулою (2.20)
/>
/>
/>
/>
Тиск на вибої свердловини на кожній швидкості визначається заформулою (2.21)
/>
/>
/>
/>/>
Потужність агрегата, потрібна для промивки піщаної пробки накожній швидкості, визначаємо за формулою (2.22):
/>
/>
/>
/>
Коефіцієнт використання потужності агрегата визначається заформулою(2.23) :
/>
/>
/>
/>
Швидкість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначаєтьсяза формулою (2.24) :
/>
/>
/>
/>
Тривалість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначаєтьсяза формулою (2.25) :
/>
/>
/>
/>
Розширюючи сила струменю рідини на кожній швидкості агрегатавизначається за формулою(2.26) :
/>
/>
/>
/>
2.8 Вибір способу промивки піщаної пробки
За результатами розрахунку прямої та зворотної промивки, враховуючи,що що пробка щільна вибираємо пряму швидкісну промивку піщаної пробки, начетвертій швидкості промивального агрегата.
2.9 Вибір підйомника
Для вибору підйомного агрегата необхідно визначити вагу колонинасосно-компресорних труб за формулою:
Qк = m ∙ g ∙ H, Н. (2.30)
де m — маса 1 пог. м насосно-компресорних труб, кг/м;
m = 9,64 кг/м.п. згідно додатка 7 [5, ст. 480];
g — прискорення земноготяжіння, м/с2;
Н — глибина свердловини, м.
Qк = 9,64 ∙ 9,81 ∙ 2420 = 228777,4 Н =228,8 кН.
Виходячи з ваги колони НКТ вибираємо підйомний агрегат з деякимзапасом вантажопідйомності використовуючи літературу [3], ст… 112-114, вибираємо підйомнийагрегат А – 50У.
Технічна характеристика підйомного агрегата А – 50У
Допустиме навантаження 500 кН.
Потужність приводу 125 кВт.
Найбільш тягове зусилля на
набігаючому кінці каната 98 кН.
Розміри бочки барабана
(діаметр ∙ довжина) 426 ∙ 560 мм.
Вишка
Оснастка талевої системи 3 ∙ 4
Частота обертання вала барабана, хв..-1
к.к.д. підйомного агрегата 0,8
Тип талевого блока і гака, які входять в комплект підйомногоагрегата та їхні маси:
- талевий блок БТ – 32, маса230 кг.
- гак КР – 32, маса 180 кг.
Згідно таблиць 5.9 і 5.10. [3, ст… 141,143]
2.10 Вибір обладнання для проведення СПО
Для згвинчування і розгвинчування НКТ використовуємо автомат АПР-2ВБ, разом з елеватором ЕТА – 32 і трубним ключем КУГУ.
Для згвинчування і розгвинчування різьбових з’єднань насоснихштанг, підбираємо ключ штанговий КШЕ. Технічні характеристики автоматів іелеватора беремо з ст… 146, 156, 159 [3].
Технічна характеристика автомата АПР-2ВБ
Максимальна вантажопідйомність, т 80
Максимальний обертовий момент на водило, Н∙м 4410
Частота обертання водила, хв..-1 48
Умовний діаметр труб по ГОСТ 633-80, мм 48;60;73;89;114
Габаритні розміри, мм 950/525/650
Маса, кг:
— складеного ключа 275
— повного комплекта 485
Технічна характеристика елеватора ЕТА-32
Вантажопідйомність, т 32
Умовний діаметр труб, мм. 48-73
Габаритні розміри, мм 265/200/540
Маса, кг: 16
Технічна характеристика ключа КШЕ-32
Діаметр загвинчуваних і розгвинчуваних
насосних штанг, мм 16;19;22;25
Максимальний обертовий момент на водилі, Н∙м 980
Частота обертання водила, хв..-1 100
Привід Електричний з живленням від
промислової сітки 380В
Електродвигун В71В4
Габаритні розміри, мм 610/430/470
Маса повного комплекту, кг: 145
Пост управління Кнопковий КУ-93-РВ
Елеватор Одноштропний,
вантажопідйомністю 10 т.
2.11 Розрахунок оснастки талевої системи
Кількість робочих струн оснастки талевої системи визначаємо заформулою:
К = Qг / (Р1 ∙ ηт.с.),(2.31)
де Qг – навантаження на гак,Н;
Р1 – тягове зусилля підйомника на першій швидкостіагрегата, Н;
ηт.с. — к.к.д. талевої системи; ηт.с.=0,82.
/> струни
Навантаження на гак визначаємо за формулою:
Qг = Qк + Qт.с., Н, (2.32)
де Qт.с. – вага рухомої частиниталевої системи (талевого блока, гака і
елеватора), Н;
Qг = 228777,4 + 4177,6 =232955 Н.
Вагу рухомої частини талевої системи визначаємо за формулою:
Qт.с.= (mт.б. + mг. + m.ел.) ∙ g, Н, (2.33)
де mт.б. – маса талевого блока,кг mт.б. = 230 кг.
mг. – маса гака, кг; mг. = 180 кг.
m.ел – маса елеватора, кг; m.ел = 16 кг.
Qт.с.= (230 + 180 + 16.)∙ 9,81 = 4177,6 Н.
Тягове зусилля підйомника на першій швидкості визначається заформулою:
Р1 = Nдв. ∙ ηа/ Vг1, Н, (2.34)
де Nдв. – потужність двигунаагрегата, кВт;
Nдв. = 125 кВт.
ηа – к.к.д. підйомного агрегата, кВт; ηа= 0,8;
Р1 = 125 ∙ 0,8 / 0,887 = 112,74 кН = 112740 Н.
Швидкість підйому гака на першій швидкості агрегата знаходимо заформулою:
V21 = π ∙ DБ ∙ n1 / 60, м/с, (2.35)
де DБ – діаметр бочкибарабана лебідки підйомника, м; DБ = 0,426м;
n1 – частота обертання барабана на першій швидкості
підйомника, об/хв.;
n1 = 39,8 об/хв.
Vг1 = 3,14 ∙ 0,426 ∙ 39,8/ 60 = 0,887 м/с.
На основі розрахунку вибираємо тип оснастки талевої системи 3 х 4.
2.12 Розрахунок використання швидкостей підйомника
Кількість одно трубок, котрі можна підіймати на кожній швидкостіпідйомника, визначаємо за формулою:
Zi = n1 / ni – B, (2.36)
де А =/>, (2.37)
В = Qт.с. / m ∙ g ∙ l (2.38)
ni- частота обортання барабана підйомника на першій швидкості, об/хв.;
m – маса одного погонного метра колони насосно-компресорних труб, кг/м3;
g — прискоренняземного тяжіння, м/с2 ;
l — довжинаоднієї труби (одно трубки), м.
/>
/>
Тоді:
/>
/>
/>
/>
Загальну кількість одно трубок в колоні НКТ визначаємо заформулою:
Z = H / L, (2.39)
Z = 2420 / 8= 302.5 = 303.
Для раціонального використання всіх швидкостей лише підйомникапотрібно переходити на підвищені швидкості підйому після досягнення максимальнодопустимих навантажень при більш високих швидкостях.
Виходячи з цього, кількість одно трубок, котрі слід піднімати накожній швидкості, якщо підйомник має чотири швидкості підйому визначаємо заформулами:
/> (2.40)
/> (2.41)
/> (2.42)
/> (2.43)
Отже:
/>
/>
/>
/>
2.13 Підготовчі роботи
Підготовчі роботи проводяться до початку ремонту — свердловини зметою забезпечення безперервної роботи бригади по підземному ремонтусвердловини.
До підготовчих робіт відносяться:
- прокладка освітлювальноїлінії;
- ремонт під’їзних доріг досвердловини;
- доставка на свердловинунеобхідного обладнання;
- розміщення труб на стелажахбіля свердловин;
- ремонт підлоги і містків;
- підготовка площадки дляпідйому установки;
- доставка на свердловинупересувного агрегату і встановлення його
на спеціальній площадці.
Майстер підземного ремонту повинен обстежити свердловину і визначитинедоліки в її підготовці.
Підготовка глибинно-насосних свердловин полягає в наступному:
Зупиняють вестат-качалку, від’єднують викидну лінію відтрійника-сильника, полірований шток.
Відкидують головку балансира, так щоб вона не заважала руху талевогоблоку і гака при підйомі і спуску штанг або труб і розбирають обладнання нагирлі свердловини для проведення підземного ремонту.
З свердловини піднімають вставний насос і НКТ та визначаютьглибину свердловини, а також і висоту піщаної пробки.
2.14 Технологія проведення промивки піщаної пробки
Неперервне пряме промивання. У разі неперервного (швидкого)прямого промивання використовують промивальну головку, яка дає змогу нарощуватитруби майже без припинення промпомповування рідини. Промивальна головка являє собоюхрестовину 4 зварної конструкції із верверхньою покришкою 2, яка знімається(див. лист 2)
Покришка кріпиться до хрестовини гвинтовою різзю під час поворотуїї на 90°. Всередину хрестовини вставляється змінна вкладка з 3 ручками 5, діаметрякої відповідає діаметрові промивальних труб 7. У верхньому кінці корпусу і внижній чистині вкладки є ущільнювальні кільця 1 і 6.
Промивання свердловини здійснюють наступним чином (див. литс 1). Після опускання труб на певну глибину,не доходячи 10-15 м до рівня верху піщаної пробки, відновлюють циркуляціюПромивної рідини. Відтак, опускаючи у свердловину підвішені на вертлюзі здопомогою пілвертлюжного патрубка промивальні труби, розпушують пробку. Коливерхня муфта НКТ підходить до промивальної головки 8, в її корпус під цю муфтувставляють вкладку і в ході подальшого опускання садять торець муфти навкладку. Після цього розгвинчують різьову вкладку між грубою та під вертлюжним патрубкомі на промивальну головку закріплюють покришку. У цей час подавання промивної рідинипереводять із вертлюга на ємність, відкриваючи кран 1 і закриваючи кран 2. а відтакчерез промивальну головку (по кільцевому зазорі в корпусі) по НКТ здійснюютьпряме пропомпонування рідини, відкривши кран 1, доти, поки чергова труба небуде підготовлена для нарощування.
Підготувавши чергову трубу до опускання, припиняють циркуляцію, відкриваючи кран 2 і закриваючикран 5; подають рідину на ємність, знімають покришку, вгвинчують чергову трубу вмуфту опущеної труби і відновлюють циркуляцію уже через вертлюг, відкриваючи кран1 і закриваючи кран 2.
У результаті перериви вциркуляції рідини короткотривалі, тому кількість піску, що осаджується на пробку,є невеликою і не загрожує прихопленням труб .
2.15 Заключні роботи
Після закінчення підземного ремонту приступають до зборкиінструменту і гирлового обладнання.
В свердловину опускають НКТ і штанговий насос, збираютьтрійник-сальник і з'єднують полірований шток з головкою балансираверстата-качалки при допомозі канатної підвіски.
Після закінчення ремонту бригада складає інструмент і перевозитьйого до другої свердловини.
3 Охорона праці і протипожежний захист
3.1 Техніка безпеки
Процес підземного ремонту свердловин відноситься до найбільшскладних робіт. Використання при підземному ремонті свердловин спеціальнихпересувних агрегатів, механізмів і автоматів для скручування і розкручуванняНТК і штанг, а також різних пристроїв і приспосіблень не включає необхідністьвиконання ручних операцій. Працюючі знаходяться близько від працюючихмеханізмів або їх частин, від піднімаючих або спускаючи грузів, а також білякомунікацій, по яких прокачується рідина під тиском.
Ліквідація піщаних пробок проводиться шляхом промивки. Промивкапіщаних пробок потребує виконання багатьох правил техніки безпеки. При промивціпотрібна закачка великої кількості промив очної рідини, що викликаєнеобхідність підтримання високого тиску на викиді насосу. На насосі промивочного агрегату встановлюють манометр і проти захисне обладнання, дляпопередження розриву насосу, напірної лінії, шланга і арматури.
Прогмивочний шланг по всій довжині має обвивку із м’якогометалічного канату. Кінці цього канату закріплюються до стояка і вертлюга. Припромивці піщаних пробок, на свердловинах на яких можливі викиди, на промивочних трубах встановлюють проти викидні засувки, або на гирлісвердловини-герметизуючий пристрій.
3.2 Промсанітарія
На промислових об’єктах, де є виділення газів, здійснюються заходидля усунення шкідливого впливу на працюючих. Для цього герметизують гирловеобладнання свердловини, здійснюють газо виловлювання.
Дію виробничого шуму, який перевищує санітарні норми, а такожвібрації обладнання, які шкідливо впливають на робітників, обмежують. Для цьогобудівельні конструкції, вентиляційне обладнання встановлюють на шумо івібропоглинаючих основах.
Виробничі приміщення повинні бути виконані відповідно зсанітарними нормами проектування промислових підприємств, мають мати пристроїдля провітрювання. Робочі місця постійно підтримують в чистоті. Підлоги вприміщенні повинні бути рівні і зручні для ремону і очистки.
Для збору відходів в зручних місцях встановлені скрині, є іспеціальні скрині з кришками для отруєних відходів.
На промислових об’єктах згідно санітарних норм є побутовіприміщення для обслуговуючого персоналу, які кожного дня прибираються. Вприміщенні є бачок з питною водою, аптечка з повним набором медикаментів першоїдопомоги, а також ці приміщення періодично дезінфікуються. Для питтєвої водивикористовують емальовані або алюмінієві бачки. Бачки раз в тиждень повинніпромиватись з повним видаленням осаду. Спецодяг і спецвзуття видають длякожного робітника в межах встановлених норм і відповідають діючому ГОСТу. Іншимробітникам спецодяг і спецвзуття, які були в користуванні, видають тільки післядезинфікації.
3.3 Протипожежні заходи
В нафтовій промисловості прийнята єдина система робіт по створеннюбезпечних умов праці.
При недотриманні правил протипожежної безпеки на територіїнафтового промислу можливі пожежі або вибухи. Пожежі і вибухи на промислахвикликають не тільки матеріальні витрати, але і людські жертви.
Тому необхідно суворо основні правила протипожежної безпеки:
1. Курити на промислах можналише в місцях спеціального відведення.
2. Розпалювати вогонь длявиробничих цілей можна тільки в безпечних місцях і тільки з дозволу пожежноїохорони.
3. Неможна проводити ніякихзварювальних робіт без дозволу пожежної охорони.
4. Потрібно бути дуже обережнимз вогнем, коли одяг змочений бензином.
5. Необхідно суворо слідкуватиза станом електропроводки, електродвигунів, газопроводів, і негайно повідомитиадміністрацію про виявлені недоліки.
6. якщо була розлита нафта, топісля закінчення роботи потрібно очистити площадку, а потім засипати піском.Рекомендується мати біля свердловини чистий пісок.
Потрібно завжди пам’ятати, що нафту і нафтопродукти потрібногасити не водою, а землею або піском. На кожному промисловому об’єкті необхідномати пісок і вогнегасник. Кожний робітник повинен добре володіти вогнегасником.
4 Охорона довкілля
Агентами забруднення водойм, грунту на нафтопромислі є нафта,мінералізовані пластові води, стічні води і залишки, які виділяються ізрезервуарів при їх чистці. Забруднення території нафтою і пластовими водамивідбувається із-за порушення герметичності гирла експлуатаційної свердловини,проривів нафтопроводів і водопроводів при проведенні поточного і капітальногоремонту свердловин.
Нафту, пластові і стічні води, які можуть привести до забрудненнятериторії, збирають в ємностях, шахтах, колодязях, а після їх накопиченнявідкачують в нафтовловлювачі нафтозбірних пунктів.
Нафту, яку неможливо зібрати в місцях розливу, збирають разом зверхнім шаром грунту і вивозять на поля випарів.
Відділені в процесі підготовки нафтові, пластові і стічні води посистемі трубопроводів поступають в металічні резервуари. Із резервуарів стічнавода закачується в нагнітальні свердловини.
Проблема охорони природи стала одною із найважливіших науковихпроблем сучасності, від правильного рішення якої залежить існування людей.
Щорічно нафтогазовидобувними підприємствами здійснюється великийоб’єм природо-охоронних заходів, серед яких особливе місце займає охоронаводних джерел. З метою попередження можливості попадання нафти абонафтопродуктів в відкриті водоймища всі об’єкти обладнанні очисними спорудами.До таких відносяться всі групові нафтозбірні пункти і цнх підготовкиі перекачкинафти.
5 Організаційно-економічний розділ
Вихідні дані:
Глибина свердловини, м 2420
Глибина підвіски НКТ, м 2335
Склад бригади 1/V, 2/ІV,1/ІІІ
Тарифні ставки, грн. за 1 год. ІІІ — 3,050
ІV — 3,403
V — 3,908
Відсоток преміальних доплат 30
Відсоток нарахувань на заробітну плату 38,87
Ціна за 1 тонну нафти, грн… 450
Вартість 1 км. Пробігу агрегатів, грн..
УН1 – 630*700А 120,73
А – 50У 47,6
5.1 Визначаємо витрати на підземний ремонт
та промивку піщаної пробки
Ці витрати складають:
1). Заробітна плата бригади ПРС.
2). Нарахування на заробітну плату.
3). Витрати на пряму швидкісну промивку піщаної пробки.
4). Витрати на нафту
5). Амортизація обладнання і зношення інструменту.
6). Транспортні витрати.
7). Витрати на роботу агрегатів.
5.1.1 Визначення витрат по заробітній платі бригади ПРС
Ці витрати складають:
З/Птар = ∑ Тп.р. • ВР
∑ Тп.р. – тривалість підземного ремонту, год;
ВР – відносна розцінка бригади ПРС за 1 год. роботи, грн./год.
ВР = n • ТстІІІ + nТст. ІV + nТст.V
де n – чисельність робітників відповідного розряду.
Склад бригади ПРС: оператор ПРС
1/V; бурильник 2/ІV; помічник бурильника 1/ІІІ.
ВР = 1 • 3,050 + 2 • 3,403 + 1 • 3,908 = 13,764 грн./год.
Для визначення тривалості ПР складаємо технічний наряд напідземний ремонт.
Технічний наряд на підземний ремонт свердловини № 24 – ПопеліБориславського родовища:
Вид ремонту: пряма швидкісна промивка піщаної пробки.
Тип підйомника А – 50У
Глибина підвіски НКТ 2335м.
Діаметр труб 73мм. – 292 шт.
Діаметр штанг 22мм. – 292 шт.
Категорія складності ІІ
Оснастка для труб 3 х 4
Оснастка для штанг на пряму.
Технічний наряд таблиця (5.1)№ п/п Назва робіт Показники Час викона-ння, кв. Примітки 1. Переїзд до свердловини 10 км • 5 50 ЄНЧ § 1, ч.І. 2. Підготовчі роботи перед початком ремонту 145 ЄНЧ § 3, ч.І. 3. Підготовчі роботи перед підйомом штанг 14 ЄНЧ § 5, ч.І. 4.
Підйом штанг
Ø 22 мм., 292 IV292 • 0,9 262,8 ЄНЧ § 175, ч.ІІ. 5.
Нарощування труб
Ø 73 мм. – 4 шт. 4 • 1,5 6 ЄНЧ § 175, ч.ІІ. 6. Час проведення промивки 22,1 Технічний процес 7. Підготовчі роботи перед підйомом труб 31 ЄНЧ § 173, ч.І. 8.
Підйом труб
Ø 73 мм. – 4 шт. 4 • 1,6 6,4 ЄНЧ § 173, ч.ІІ. 9. Підготовчі роботи перед спуском штанг 1,7 ЄНЧ § 10, ч.І. 10.
Спуск штанг
Ø 22 мм. – 292 шт. 292 • 0,9 262,8 ЄНЧ § 11, ч.І. 11. Заключні роботи після спуску штанг 29 ЄНЧ § 11, ч.І. 12. Заключні роботи після закінчення ремонту 104 ЄНЧ § 4, ч.І. 13.
Встановлення і зняття
АПР 2ВБ 41 ЄНЧ § 124, ч.ІІ. 14. Заправка підйомника насосу 7 ЄНЧ § 127, ч.ІІ.
Σ Тспо.= 1091,32 15. Надбавка часу на не передбачувані роботи 9,34 % 93,22
Σ Тпр. = 1091,32 хв. = 18,9 год.
Надбавка часу на не передбачувані роботи визначається згідно §102, ЄНЧ ч.ІІ., як норматив часу у розмірі 0,4% від нормативної тривалостіпідземного ремонту на кожні 100 м. Глибини підвіски НКТ.
/>
Час на не передбачувані роботи визначається за формулою:
/>хв.
Визначаємо заробітню плату по тарифу:
З/Птар= 18,19 • 13,764= 250,37 грн.
Визначаємо суму преміальних доплат:
/>
де %пр – відсоток преміальних доплат;
/>/> грн..
Визначаємо доплату за роботу в нічний:
/>
де /> — кількість годин в нічну зміну;
/> - 75 відсоткова надбавка зароботу в нічний час;
/>грн..
Визначаємо загальну заробітну плату бригади ПРС:
З/П= З/Птар + Пр + З/Пн.ч.
З/П = З/Птар + Пр +З/Пн.ч.
З/П = 205,37 + 75,11 + 62,59 = 388,07 грн.
5.12 Визначення суми донарахувань на заробітну платуСуму донарахувань на заробітну плату складає:
/>
де %нар – відсоток нарахувань на заробітну плату.
Згідно рішення Кабінету Міністрів України підприємства здійснюютьнаступні нарахування на заробітну плату:
- у фонд обов’язковогосоціального страхування
- у фонд на випадок безробіття
- у пенсійний фонд
- у фонд соціальногострахування нещасних випадків на виробництві.
/> грн..
5.13 Визначення витрат на пряму швидкісну промивку
Витрати на пряму швидкісну промивку складають:
Впр.п. = Впр.п.ст. + (Н1 – Нст.) · Взн
де Впр.п. – вартість прямої промивки;
Н1 – висота піщаної пробки;
Нст. – висота стандартної пробки;
Взн – вартість прямої промивки одного метра піщаноїпробки понад
висоту стандартної.
5.14 Визначення витрат на нафту
/>
де Vн – об’єм нафти, що використовується при промивці піщаної
пробки.
Ц – ціна за 1т. нафти
/>
де Двн. – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м.
Lcв – глибина свердловини, м.
dз, dвн. – зовнішній та внутрішній діаметрНКТ, м.
dвн., dвих. – внутрішній діаметр вхідної тавихідної лінії, м.
Lвих. вх. – довжина вхідної і вихідної лінії.
Vзап. – потрібний запас нафти, м3.
/>
/>
Вн= 19,86 · 450 = 8937 грн.
5.15 Визначення амортизаційних відчислень на роботу обладнання тазношення інструменту
А = На · ∑Тп.р.
де На – норма амортизації та зношення інструменту.
∑Тп.р. – тривалість підземного ремонту, доби.
А = (96 + 79,8) ∙ 0,7579 = 133,24 грн.
5.16 Визначення транспортних витрат
Розрахунок по транспортним витратам зводим в таблицю (5.2).
Таблиця 5.2№ п/п Назва агрегата Кількість шт.. Час роботи агрегатів Вартість за 1 год. роботи Сума 1.
Насосний агрегат
YH1 – 630*700А 1 18,19 120,73 2196,08 2.
Підйомний агрегат
А – 50У 1 18,19 47,6 865,84
∑Вроб.агр. = 3061,92 грн.
Визначити витрати на підземний ремонт, що зв’язаний з промивкоюпіщаної пробки в свердловини 24-Попелі Бориславського родовища.
Кошторис витрат на підземний ремонт.
Таблиця 5.4№ п/п Назва агрегата Сума 1. Витрати на заробітну плату 388,07 2. Відрахування на заробітну плату 150,84 3. Витрати на пряму промивку 882,4 4. Витрати на нафту 8937 5. Амортизація обладнання та зношення інструменту 133,24 6. Транспортні витрати 38,64 7. Витрати на роботу агрегатів 3061,92
∑Впр. = 13592,11 грн.
Визначаємо вартість 1 години роботи бригади ПРС при промивціпіщаної пробки:
В 1 год = />, грн./год;
В 1 год = />, грн./год;
Висновок
Технічно — економічний розрахунок показав доцільність проведення ПРСпо промивці піщаної пробки по представленому проекту.
ЛІТЕРАТУРА
1. Андрєєв А.Ф., Смірнова Є.А.Збірник задач по економіці організації і планування. М., Надра, 1981р.
2. Бойко В.С. Розробка таексплуатація нафтових родовищ. К., ІСДО, 1995р.
3. Бухаленко Е.И. БухаленкоВ.Е. Оборудование и інструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991 г.
4. Єгоров А.Е. та інші.Економіка нафтової та газової промисловості.М., Надра. 1987р.
5. Сароян А.Е. и др… Труби нафтяного сортамента. М., Недра, 1987г.
6. Шадріна А.М. Нафтовийкомплекс Прикарпаття. К., Наукова думка, 1994р.
7. Юрчук А.М. Истомин А.З. Расчетыв добычие нефти. М., Недра, 1979г.