Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

Рефераты по геологии » Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

АНОТАЦІЯ

 

Дипломний проект містить такі розділи:

1. Геологічний розділ в якому висвітлені загальні відомості про родовище орогідрографія стратиграфія тиктоніка нафтогазоводоносність і колекторські властивості продуктивних горизонтів.

2. Техніко-технологічний розділ в якому висвітлені характеристика фонду свердловин характеристика продукції свердловин розрахунок вибір обладнання автоматизація роботи свердловини і роботи установки.

3. Охорона праці і протипожежний захист в якому висвітлені техніка безпеки протипожежні заходи і промсанітарія.

4. Охорона довкілля в якому описані заходи по збереженню чистоти довкілля.

5. Організаційно-економічний розділ в якому висвітлено економічну доцільність переведення свердловини на експлуатацію штенговим насосом.

 


ВСТУП

 

Протягом останнього десятиріччя нафтогазова галузь України перебуває в затяжній глибокій кризі одним із проявів якої є сповільнення а в окремих випадках цілковите призупинення модернізації і реконструкції об’єктів нафтогазового комплексу удосконалення технологічних процесів у сфері пошуку родовищ видобутку транспортування переробки і розподілу нафти і газу. Недостатньо оперативно і виважено здійснюються процеси реструктуризації галузі і реформування системи керування нею.

Ці чинники у своїй сукупності і взаємопов’язаності значною мірою впливають на ефективність виробничих процесів. І відносна стабілізація показників видобутку та транспортування нафти і газу у 1994 – 2005 рр. не є результатом корінних змін у науково-технічній політиці галузі а скоріше про інтенсивне використання сировинної бази виробничих потужностей інтелектуального потенціалу галузі які було створено у попередні десятиріччя.

Яскравим свідченням цього є той факт що упродовж останніх шести років видобуток нафти і газу в Україні значно перевищує прирости їх запасів що свідчить про неспроможність геологорозвідувальних підприємств здійснити просте відтворення сировинної бази нафтогазовидобувної промисловості. Така ситуація створилася не лише через відсутність достатніх коштів а й через недосконалість самої системи фінансування геологорозвідувальних робіт застарілість методів і технічних засобів геофізичних досліджень надр істотне відставання від сучасних зразків техніки і технології буріння свердловини.

Аналіз залишкових розвіданих запасів доводить що близько 60% їх належить до так званих важко видобувних що знаходяться у низькопроникних колекторах у водоплаваючих та під газових покладах у нафтових облямівках газових покладів у родовищах високов’язких нафт тощо. Це зумовлює низькі темпи відбору нафти і газу від початкових запасів. Тому інтенсифікація видобутку нафти і газу є важливою складовою комплексу заходів що забезпечують компенсацію природного зниження видобутку. Широкомасштабне застосування прогресивних методів інтенсифікації ( потужні гідророзриви пластів різні види комбінованих впливів на привибійну зону і т. п. ) може забезпечити зростання видобутку з існуючих свердловин на 3 – 5%. У зв’язку з цим збільшення масштабів застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу буде залишатися стратегічним напрямком програми розвитку НАК „ Нафтобаз України ”.

Значний резерв видобутку нафти і конденсату з уже відкритих родовищ пов’язаний впровадженням сучасних методів підвищення нафтогазоконденсатовіддачі пластів і гідродинамічних фізико-хімічних і теплових методів впливу на продуктивні пласти. Адже тільки залишкові запаси нафти промислових категорій в уже відкритих родовищах України після завершення їх розробки звичайними методами оцінюються в 80 млн. т. ВАТ „ Укрнафта ” і ДК „ Укргазвидобування ” мають певний досвід ефективного впровадження таких методів. Згідно з оцінкою ВАТ „ Український нафтогазовий інститут ” тільки на родовищах ВАТ „ Укрнафта ” за рахунок впровадження так званих удосконалених вторинних і третинних технологій вилучення нафти можна додатково видобути близько 10 млн. т. нафти. Правда собівартість нафти видобутої за рахунок третинних технологій висока. Їх впровадження буде істотно залежати від рівня світових цін на нафту. Від рівня цін на газ і конденсат істотно залежатимуть і обсяги впровадження технологій розробки газоконденсатних родовищ підтримання пластових тисків. Впровадження цих технологій в практику розробки родовищ нафти і газу є одним з приорітетних напрямків роботи видобувних підприємств Компанії. Серйозним резервом для подальшого розвитку видобутку нафти і газу є ще нерозвідані запаси нафти і газу які зосереджені на великих глибинах Дніпрвсько-Донецької западини та Передкарпатського прогину а також на відносно малих глибинах у надрах Азово-Чорноморського шельфу та перспективної Волино-Подільської нафтогазоносної області.

 


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