25276 (586582), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

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;

• кондуктор діаметром 324 мм в інтервалі від 0 до 100 метрів,

зацементований до гирла свердловини;

• технічна колона діаметром 245 мм в інтервалі від 0 до 2254 метрів, зацементований до гирла свердловини;

• експлуатаційна колона діаметром 146 мм в інтервалі від 0 до 2448,37
  метра, зацементована до гирла свердловини, опресована на 24,6 МПа
  технічною водою та признана герметичною;

проперфорована зарядами ПКС-80 по 10 отворів на метр погонний в інтервалі від 2398 до 2364 метра в експлуатаційній колоні.

2.4 Вихідні дані для проектування

Глибина свердловини Н,м. 2420

Діаметр експлуатаційної колони D, мм 125

Абсолютний пластиковий тиск Р_пл, МПа 13,4

Газовий фактор G_o , м³/т 848

Густина нафти ρ_нкг/м³ 859,2

Густина пластової води ρ_в ,кг/м³ 1170

В’язкість нафти ν_н ,м²/с 2,03∙10^-6

Вміст води в продукції свердловини n_в , % 57

Коефіцієнт продуктивності свердловини К_о , т/(добу∙МПа) 1,2÷1,8

Коефіцієнт розчинності газу в нафті α , м³/(т∙МПа) 63,28

Плановий дебіт свердловини (нафти) після переводу Q_н , т/добу 2,41

2.5 Вибір верстата-качалки

2.5.1 Визначення глибини спуску насоса

Визначаємо продуктивність свердловини з врахуванням води за формулою:

Q = Q_н ∙ 100 / (100-n_в), т/добу; (2.1)

Q = 2,41∙100 / (100-57)=5,6 т/добу

Визначаємо вибійний тиск із рівня припливу рідини, прийнявши коефіцієнт фільтрації п=1:

Р_виб = Р_пл – Q / К₀ , МПа (2.2)

де Р_пл – пластовий тиск, МПа;

Q – продуктивність свердловини (дебіт рідини), т/добу;

К_о – коефіцієнт продуктивності свердловини, т/(добу∙МПа).

Р_виб =13,4 – 5,6 / 1,8 = 10.2 МПа

Визначаємо динамічний рівень за формулою:

Н_д = Р_виб ∙10⁶ / (ρ∙g) , м (2.3)

де ρ – густина рідини кг/м³, яка визначається за формулою (1.2) ;

Характеристики

Список файлов ВКР