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.

Відклади бориславського пісковика представлені пісковиками, аишрадітами, аргілітами, брекчіями. Товщина прошарків від 2 до 10м, іришоових від 1 до 5м, переважають піщані різновидності. Керн відбирався з 10 свердловин (29 зразків), відклади бориславського пісковика є добрими жшскюрами і мають пористість 7,6%, проникність пісковиків в більшості випадків менше 0,1• 10-15м2.

Менілітова світа складена пісковиками, алевролітами, аргілітами, а також брекчіями, гіпсом, роговиками. Пористість змінюється від 0,6% до 134,, проникність (0,1-10,6) • 10-15м2.

Ефективна товщина еоцен-олігоценових відкладів становить 18-75м, середня - 40,1м. Коефіцієнт піщанистості 0,148, коефіцієнт розчленування 20. Пласти мають складну будову.

Відклади поляницької світи представлені ритмічним чергуванням алевролітів, пісковиків, аргілітів, а також конгломератів, брекчій, вапняків, які зустрічаються в нижній частині розрізу. Пісковики незначної товщини, жігоовидні. Керн відбирався у 25 свердловинах (173 зразки). Пористість пісковиків змінюється від 0,9% до 12,8%, проникність (0,1-3) • 10-15м2.

Коефіцієнт піщанистості 0,136, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають сшіадну будову.

Продуктивними горизонтами Попельської складки є ямненські, пожяницькі та менілітові відклади.

Ефективна товщина ямненських відкладів 38,8м, відкрита пористість 9%, проникність 2,0 • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,746, коефіцієнт розчленування 6.

Менілітові відклади складені чергуванням аргілітів з пісковиками і алевролітами, що переважають у нижній частині розрізу. Покрівельна «метана розрізу часто розмита або зрізана насувом. Ефективна товщина шімюється від 10,4 до 16,6м, середня 12,6м, пористість від 0,6% до 14,2%, проникність (0,001-3,3) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,109, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають складну будову.

Ефективна товщина поляницьких відкладів 14,4м, коефіцієнт инвданистості 0,034, коефіцієнт розчленування 9.

Ефективна товщина менілітових відкладів Нижньо-Попельської складки їм. Пористість змінюється від 1,1% до 10,5%, проникність (0,01-4,2) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,098, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають складну будову.

У Насуві нафтонасиченими є пісковики ямненської світи (ділянка МЕТІ), пісковики верхньострийської світи (ділянка Міріам, ділянка Мражниця Попелівсько-Бориславського блоку) і середньострийської світи (ділянка Мражниця Бориславського блоку).

На ділянці МЕП нафтонасиченими є пісковики Берегової скиби. Відкрита пористість за даними аналізів двох свердловин в середньому складає 17%, проникність 4,7' 10"15м . Ефективна товщина від 25 до 56,5м. Середня 45,7- Коефіцієнт піщанистості 0,528, коефіцієнт розчленування 11. Пласти мають складну будову.

Стрийські відклади ділянки Міріам представлені алевролітами і мжагоішками. Найбільша товщина пісковиків до 80м в центральній частині структури. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 43,5 до 75м. Середня 58,8м. Керн відбирався з 7 свердловин (42 зразки). Пористість змінюється від 2,1% до 17,9%, проникність (1-3) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанисті 0,245, коефіцієнт розчленування 52. Пласти мають складну будову.

Стрийські відклади ділянки Мражниця Попельсько-Бориславського бпоку представлені в основному щільними різновидностями з окремими прошарками пісковиків. Розкрита товщина стрийських відкладів досягає 720м. ефективна товщина змінюється від 22,8 до 110,4м, середня - 71,7м. Керн відбирався з 8 свердловин (53 зразки). Пористість змінюється від 2,6% до 13,9%, проникність (0,001-3) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,211, коефіцієнт розчленування 6,2. Пласти мають складну будову.

Середньострийська підсвіта (ділянка Мражниця Бориславського блоку) представлена ритмічним чергуванням пісковиків, алевролітів і аргілітів. Ефективна товщина змінюється від 14,2 до 14,5м, середня - 14,35м. Керн підбирався з 4 свердловин (53 зразки). Пористість змінюється від 1,4% до "3»ч проникність (0,001-0,006) • 10-15м2. Коефіцієнт піщанистості 0,049, коефіцієнт розчленування 14. Пласти мають складну будову.

Породами-покришками покладів нафти на родовищі є поляницька і іянлрщька світи, горизонт строкатих аргілітів, який знаходиться в підошві манявської світи. Ці флюїдоупори мають регіональне значення у формуванні покладів нафти і газу. У якості локальних покришок виділяється аргілітовий горизонт у середині манявської світи і строкато-колірні аргіліти у верхній частини стрийської світи. Переважаючим компонентом розрізу усіх порід-покришок є аргіліти.

2 ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

2.1 Характеристика фонду свердловин

На Бориславському родовищі пробурено 1669 свердловин, в експлуатаційному фонді числиться 471 видобувна свердловина, 22 – свердловини нагнітальні, 52 – спостережні, 6 – недіючих, 430 – свердловини ліквідовано після буріння, 688 – після експлуатації, 4 – знаходиться в ремонті, 7 - очікують на ремонт.

Відомості про буріння перших свердловин з’явилися в 1886 році. Біля 40% старих свердловин на даний час ліквідовано після експлуатації.

З діючого фонду свердловин 408 – експлуатуються глибинно-насосним способом, 63 – желонковим. Основна маса свердловин низькодебітна і високо водна. Дебіт нафти змінюється від 0,01 до 2,0 т/д, лише декілька свердловин мають дебіт більше І т/д. Обводненість продукції 25% свердловин перевищує 90%, досягаючи 99,97%.

Жолонкові свердловини експлуатуються періодично – більшу частину часу вони простоюють в очікуванні накопичення. Дебіт нафти в них не перевищує 0,01 т/д. Видубуток нафти жилунковим способом здійснюється в основному із покладів в глибинної складки.

2.2 Характеристика продукції свердловин

Фізико-хімічні властивості сепарованої нафти слідуючі. За груповим вуглеводневим складом нафти Бориславського родовища відносяться до класу метанового-нафтових і аналогічні до нафт і інших родовищ Прикарпаття.

При деяких відмінностях властивостях нафт по глибинах залягання для них є належність до малосірчастих/вміст сірки до 0,5%/, крім нафти стрийського покладу Мражниці попельсько-Бориславського банку Насуву і нафти менілітоготпокладу Нижньопопельської складки, які відносяться до сірчастих / 0,51% -2%/. За вмістом фракцій, які виникають до 350 оС, до типу ТІ /більше 45%/. За вмістом твердих парафінів нафти належить до парафінованих /0,51% - 6%/, крім нафти стрийського покладу Мражниці Бориславського банку, яка належить до мало парафінових /менше 1,5%/ і нафти менілітового покладу Нижньо-Попельської складки, які відносяться до високо парафінованих /більше 6%/.

Температура насичення нафти парафіном Бориславської глибинної складки в середньому – 25 оС.

Нафти Бориславського пісковика, еоценових і поляницького покладів глибинної складки відносяться до легких /густини до 850 кг./м3/. До середніх відносяться нафта Насуву ділянок МЕП, Міріан, Мражниця, Поппельсько і Бориславського блоків, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, Попельської та Нижньо-Попельської складок, поляницького покладу Південно Бориславської складки.

За вмістом силікагелових смол нафта /воротишенських відкладів Піднасуву відноситься до мало смолистих /вміст смол до 5%/, нафта/ поляницького покладу Попельської складки відносяться до смолистих /5% - 15%/, нафти всіх покладів глибинної складки, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, менілітових покладів Попельської і Нижньо-попельської складки, покладів Насуву, поляницького складу Південно-Бориславської складки до високо смолистих /більше 15%/.

Дослідження нафти Бориславського родовища на радіоактивність не проводилась.

В процесі експлуатації густина нафти знизилася, зокрема найбільше в поляницькому покладі глибинної складки і стрийському покладі Мражниці Попельсько-Бориславськог банку Насуву.

Слід відзначити, що густина нафти Попельської складки збільшилась, що пояснюється розгазуванням, зниженням пластового тиску і впливом води. Вміст парафінів також знизився у нафтах всіх покладів, за винятком нафти стрийського покладу ділянки Міріан Насуву, де він підвищився. Вміст смол теж дещо зменшився, крім еоценованого і яменського покладів глибинної складки. В’язкість нафти при 50 оС також зменшилась, крім нафти ділянки МЕП Насуву.

Зниження густини, вмісту парафінів і смол свідчить про тенденцію до полегшення нафти.

Дослідження компонентного складу нафти в останні роки не проводилося.

Слід відзначити, що вміст сірки в нафтах Мражниці, Попельського-Бориславського блоку і Нижньо-Попельської складки досягає промислової концентрації /більше 0,5%/. Однак, враховуючи те, що середній по родовищу вміст сірки /0,42%/ не досягає промислових концентрацій, і те, що родовища розробляються більше 100 років, а отже, значна частина нафти видобута, організувати виробництво сірки з нафти є недоцільним.

Фізико-хімічна характеристика нафти в пластових умовах Піднасуву на 1959 рік вивчалась на підставі дослідження глибинних проб пластових нафт, які були відібрані з шести свердловин № 1600, 1605, 1670, 1676, 1687, 1690. Але, як показує аналіз якості глибинних проб нафти у всіх пробах не було досягнуто пластового співвідношення вмісту нафти, розчиненого газу, оскільки вони відбирались при вибійних тисках, які були нижче тиску насичення. Проби пластової нафти були відібрані з свердловин 1608, 1609, 1611-Борислав і 39-Попелі, які розташовані в Північно Західній частині Піднасуву на Попельському куполі. Остання проба нафти виявилась неякісною. Найближче значення початкового тиску насичення мають свердловини 1609, 1611 відповідно 23,2 і 23,6 МПа. Тиск насичення 23,4 МПа приймається як середній для менілітового і еоценового покладів Піднасуву. Визначивши початковий пластовий тиск, а значить і тиск насичення нафти газом разом з іншими вихідними параметрами, за .томограмами встановлені інші основні параметри пластових нафт Бориславської глибинної складки,див. табл. 2.1.

Таблиця 2.1

	Відклади
Пд.Бориславська складка	Поляницькі	поляни цькі	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 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, обладнання

і аналіз роботи

Для проведення промивки піщаної пробки вибираємо свердловину 24 – Попелі Бориславського родовища. Оскільки дебіт свердловини різко зменшився, а проведені в свердловині геофізичні досліди показали наявність в свердловині щільної піщаної пробки горизонту, товщиною 32м.

Дана свердловина обладнана верстатом-качалкою UР-12. В свердловину спущено 73 мм з висадженими на зовні кінцями насосно-компресорні труби до глибини 2335 метрів з замковою опорою на глибині 2100 метрів. Насос НСВ-32, діаметром 32 мм та комбінованою колоною штанг. Тиск на викиді сальникового ущільнення складає 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 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 в інтервалі 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 · 10-6 м2/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 2.2

Передача	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 в насосно-компресорних трубах на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

, 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 за формулами 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 визначаємо коефіцієнт 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-компресорних трубах на кожній швидкості агрегата визначаємо за формулою (2.1):

м;

м;

м;

м;

Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піском кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

, м, (2.7)

де - коефіцієнт, який враховує збільшення гідравлічних втрат від вмісту піску в рідині, = 1,1;

- коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі;

D – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;

- зовнішній діаметр промивальних труб, 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 – 0,073 2) = 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 в кільцевому просторі, спочатку визначаємо число Рейнольда за формулою:

Rек = υв · (D – d3) / υ (2.10)

Оскільки , , , > 2320, то коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі визначається за формулою (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 в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою (2.7):

Втрати напору на зрівноваження стовпів рідини різної густини в промивальних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначаються 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 в промивальній рідині, м/с

Площа поперечного перерізу експлуатаційної колони визначається за формулою:

F = 0,785 ∙ D2, м2 , (2.12)

F = 0,785 ∙ 0,1252 = 0,0123 м2 .

Критичну швидкість падіння пісчинок в нафті визначаємо за формулою Стокса:

(2.13)

де dn – максимальний діаметр пісчинок, м,

dn = 0,9 ∙ 10-3 м

Згідно формули (2.11) знаходимо втрати напору на зрівноваження стовпів рідини різної густини в промивальних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата:

Втрати напору на гідравлічні опори в шланзі і вертлюзі (h4+h5) кожній швидкості агрегата 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 насоса до 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 нагнітальної лінії, м; = 0,05 м;

Vн.п. - швидкість руху рідини 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 за формулою:

Rе н.л. = υн.л. · dв / ∂ (2.17)

Оскільки , , , > 2320 то коефіцієнт гідравлічного опору встановлюємо за формулою:

= 0,3164 / (2.18)

= 0,3164 /

= 0,3164 /

= 0,3164 /

= 0,3164 /

Загальні втрати напору при прямій промивці на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

hзаг = h1 + h2 + h3 + h4 + h5 + h6 , м, (2.19)

Тиск на викиді насосного агрегата на кожній швидкості визначаємо за формулою:

Рн = hзаг ∙ ρ ∙ g ∙ 10-6 , МПа (2.20)

Тиск на вибої свердловини на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

Рвиб = (Н + h2 + h3) ∙ ρ ∙ g/106 , МПа (2.21)

Потужність агрегата, потрібна для промивки піщаної пробки на кожній 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 за формулою:

К = N ∙ 100 / Nmax , % (2.23)

де Nmax – максимальна потужність агрегата;

Nmax = 452 кВт.

Швидкість підйму піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

Vn = Vв – Vкр , м/с, (2.24)

Тривалість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

t = H / Vн , с, (2.25)

Розширюючи сила струменю рідини на кожній швидкості агрегата визначається 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 кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

h1 = λк ∙ , м, (2.27)

де Vн – швидкість низхідного потоку рідини в кільцевому просторі, м/с.

Тут маємо на увазі, що швидкість низхідного потоку при зворотній промивці 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 в промивальних трубах на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

h1 = φ ∙ λк ∙ , м, (2.28)

де Vв – швидкість висхідного потоку рідини в промив очних трубах, м/с.

Тут маємо на увазі, що швидкість висхідного потоку рідини при зворотній 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 промивочних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

(2.29)

Гідравлічні витрати тиску в шланзі і вертлюзі при зворотній промивці звичайно відсутні або дуже незначні, тобто (h4 + h5) = 0. Втрати напору на гідравлічні опори в нагнітальній лінії при зворотній промивці є такими, як при прямій промивці.

Отже = 3,999 м; = 6,77 м; = 12,37 м; =18,231м.

Загальні витрати напору при зворотній промивці на кожній швидкості агрегата визначаються за формулою (2.19):

Тиск на викиді насосного агрегата на кожній швидкості визначається за формулою (2.20)

Тиск на вибої свердловини на кожній швидкості визначається за формулою (2.21)

Потужність агрегата, потрібна для промивки піщаної пробки на кожній швидкості, визначаємо за формулою (2.22):

Коефіцієнт використання потужності агрегата визначається за формулою(2.23) :

Швидкість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою (2.24) :

Тривалість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою (2.25) :

Розширюючи сила струменю рідини на кожній швидкості агрегата визначається 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, на четвертій швидкості промивального агрегата.

2.9 Вибір підйомника

Для вибору підйомного агрегата необхідно визначити вагу колони насосно-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 земного тяжіння, 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 деяким запасом вантажопідйомності використовуючи літературу [3], ст.. 112-114, вибираємо підйомний агрегат 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 підйомного агрегата та їхні маси:

талевий блок БТ – 32, маса 230 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 насосних штанг, підбираємо ключ штанговий КШЕ. Технічні характеристики автоматів і елеватора 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 за формулою:

К = Qг / (Р1 ∙ ηт.с.), (2.31)

де Qг – навантаження на гак, Н;

Р1 – тягове зусилля підйомника на першій швидкості агрегата, 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 частини талевої 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 за формулою:

Р1 = Nдв. ∙ ηа / Vг1, Н, (2.34)

де Nдв. – потужність двигуна агрегата, 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 за формулою:

V21 = π ∙ DБ ∙ n1 / 60, м/с, (2.35)

де DБ – діаметр бочки барабана 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 швидкості підйомника, 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 - прискорення земного тяжіння, м/с2 ;

l - довжина однієї труби (одно трубки), м.

Тоді:

Загальну кількість одно трубок в колоні НКТ визначаємо за формулою:

Z = H / L, (2.39)

Z = 2420 / 8 = 302.5 = 303.

Для раціонального використання всіх швидкостей лише підйомника потрібно переходити на підвищені швидкості підйому після досягнення максимально допустимих навантажень при більш високих швидкостях.

Виходячи з цього, кількість одно трубок, котрі слід піднімати на кожній швидкості, якщо підйомник має чотири швидкості підйому визначаємо за формулами:

(2.40)

(2.41)

(2.42)

(2.43)

Отже:

2.13 Підготовчі роботи

Підготовчі роботи проводяться до початку ремонту - свердловини з метою забезпечення безперервної роботи бригади по підземному ремонту свердловини.

До підготовчих робіт відносяться:

прокладка освітлювальної лінії;

ремонт під’їзних доріг до свердловини;

доставка на свердловину необхідного обладнання;

розміщення труб на стелажах біля свердловин;

ремонт підлоги і містків;

підготовка площадки для підйому установки;

доставка на свердловину пересувного агрегату і встановлення його

на спеціальній площадці.

Майстер підземного ремонту повинен обстежити свердловину і визначити недоліки в її підготовці.

Підготовка глибинно-насосних свердловин полягає в наступному:

Зупиняють вестат-качалку, від’єднують викидну лінію від трійника-сильника, полірований шток.

Відкидують головку балансира, так щоб вона не заважала руху талевого блоку і гака при підйомі і спуску штанг або труб і розбирають обладнання на гирлі свердловини для проведення підземного ремонту.

З свердловини піднімають вставний насос і НКТ та визначають глибину 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 нарощувати труби майже без припинення промпомповування рідини. Промивальна головка являє собою хрестовину 4 зварної конструкції із верверхньою покришкою 2, яка знімається (див. лист 2)

Покришка кріпиться до хрестовини гвинтовою різзю під час повороту її на 90°. Всередину хрестовини вставляється змінна вкладка з 3 ручками 5, діаметр якої відповідає діаметрові промивальних труб 7. У верхньому кінці корпусу і в нижній 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 циркуляцію Промивної рідини. Відтак, опускаючи у свердловину підвішені на вертлюзі з допомогою пілвертлюжного патрубка промивальні труби, розпушують пробку. Коли верхня муфта НКТ підходить до промивальної головки 8, в її корпус під цю муфту вставляють вкладку і в ході подальшого опускання садять торець муфти на вкладку. Після цього розгвинчують різьову вкладку між грубою та під вертлюжним патрубком і на промивальну головку закріплюють покришку. У цей час подавання промивної рідини переводять із вертлюга на ємність, відкриваючи кран 1 і закриваючи кран 2. а відтак через промивальну головку (по кільцевому зазорі в корпусі) по НКТ здійснюють пряме пропомпонування рідини, відкривши кран 1, доти, поки чергова труба не буде підготовлена для нарощування.

Підготувавши чергову трубу до опускання, припиняють циркуляцію, відкриваючи кран 2 і закриваючи кран 5; подають рідину на ємність, знімають покришку, вгвинчують чергову трубу в муфту опущеної труби і відновлюють циркуляцію уже через вертлюг, відкриваючи кран 1 і закриваючи кран 2.

У результаті перериви в циркуляції 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 зборки інструменту і гирлового обладнання.

В свердловину опускають НКТ і штанговий насос, збирають трійник-сальник і з'єднують полірований шток з головкою балансира верстата-качалки при допомозі канатної підвіски.

Після закінчення ремонту бригада складає інструмент і перевозить його до другої свердловини.

3 Охорона праці і протипожежний захист

3.1 Техніка безпеки

Процес підземного ремонту свердловин відноситься до найбільш складних робіт. Використання при підземному ремонті свердловин спеціальних пересувних агрегатів, механізмів і автоматів для скручування і розкручування НТК і штанг, а також різних пристроїв і приспосіблень не включає необхідність виконання ручних операцій. Працюючі знаходяться близько від працюючих механізмів або їх частин, від піднімаючих або спускаючи грузів, а також біля комунікацій, по яких прокачується рідина під тиском.

Ліквідація піщаних пробок проводиться шляхом промивки. Промивка піщаних пробок потребує виконання багатьох правил техніки безпеки. При промивці потрібна закачка великої кількості промив очної рідини, що викликає необхідність підтримання високого тиску на викиді насосу. На насосі промив очного агрегату встановлюють манометр і проти захисне обладнання, для попередження розриву насосу, напірної лінії, шланга і арматури.

Прогмивочний шланг по всій довжині має обвивку із м’якого металічного канату. Кінці цього канату закріплюються до стояка і вертлюга. При промивці піщаних пробок, на свердловинах на яких можливі викиди, на промив очних трубах встановлюють проти викидні засувки, або на гирлі свердловини-герметизуючий пристрій.

3.2 Промсанітарія

На промислових об’єктах, де є виділення газів, здійснюються заходи для усунення шкідливого впливу на працюючих. Для цього герметизують гирлове обладнання свердловини, здійснюють газо виловлювання.

Дію виробничого шуму, який перевищує санітарні норми, а також вібрації обладнання, які шкідливо впливають на робітників, обмежують. Для цього будівельні конструкції, вентиляційне обладнання встановлюють на шумо і вібропоглинаючих основах.

Виробничі приміщення повинні бути виконані відповідно з санітарними нормами проектування промислових підприємств, мають мати пристрої для провітрювання. Робочі місця постійно підтримують в чистоті. Підлоги в приміщенні повинні бути рівні і зручні для ремону і очистки.

Для збору відходів в зручних місцях встановлені скрині, є і спеціальні скрині з кришками для отруєних відходів.

На промислових об’єктах згідно санітарних норм є побутові приміщення для обслуговуючого персоналу, які кожного дня прибираються. В приміщенні є бачок з питною водою, аптечка з повним набором медикаментів першої допомоги, а також ці приміщення періодично дезінфікуються. Для питтєвої води використовують емальовані або алюмінієві бачки. Бачки раз в тиждень повинні промиватись з повним видаленням осаду. Спецодяг і спецвзуття видають для кожного робітника в межах встановлених норм і відповідають діючому ГОСТу. Іншим робітникам спецодяг і спецвзуття, які були в користуванні, видають тільки після дезинфікації.

3.3 Протипожежні заходи

В нафтовій промисловості прийнята єдина система робіт по створенню безпечних умов праці.

При недотриманні правил протипожежної безпеки на території нафтового промислу можливі пожежі або вибухи. Пожежі і вибухи на промислах викликають не тільки матеріальні витрати, але і людські жертви.

Тому необхідно суворо основні правила протипожежної безпеки:

Курити на промислах можна лише в місцях спеціального відведення.

Розпалювати вогонь для виробничих цілей можна тільки в безпечних місцях і тільки з дозволу пожежної охорони.

Неможна проводити ніяких зварювальних робіт без дозволу пожежної охорони.

Потрібно бути дуже обережним з вогнем, коли одяг змочений бензином.

Необхідно суворо слідкувати за станом електропроводки, електродвигунів, газопроводів, і негайно повідомити адміністрацію про виявлені недоліки.

якщо була розлита нафта, то після закінчення роботи потрібно очистити площадку, а потім засипати піском. Рекомендується мати біля свердловини чистий пісок.

Потрібно завжди пам’ятати, що нафту і нафтопродукти потрібно гасити не водою, а землею або піском. На кожному промисловому об’єкті необхідно мати 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 із резервуарів при їх чистці. Забруднення території нафтою і пластовими водами відбувається із-за порушення герметичності гирла експлуатаційної свердловини, проривів нафтопроводів і водопроводів при проведенні поточного і капітального ремонту свердловин.

Нафту, пластові і стічні води, які можуть привести до забруднення території, збирають в ємностях, шахтах, колодязях, а після їх накопичення відкачують в нафтовловлювачі нафтозбірних пунктів.

Нафту, яку неможливо зібрати в місцях розливу, збирають разом з верхнім шаром грунту і вивозять на поля випарів.

Відділені в процесі підготовки нафтові, пластові і стічні води по системі трубопроводів поступають в металічні резервуари. Із резервуарів стічна вода закачується в нагнітальні свердловини.

Проблема охорони природи стала одною із найважливіших наукових проблем сучасності, від правильного рішення якої залежить існування людей.

Щорічно нафтогазовидобувними підприємствами здійснюється великий об’єм природо-охоронних заходів, серед яких особливе місце займає охорона водних джерел. З метою попередження можливості попадання нафти або нафтопродуктів в відкриті водоймища всі об’єкти обладнанні очисними спорудами. До таких відносяться всі групові нафтозбірні пункти і цнх підготовкиі перекачки нафти.

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 на підземний ремонт.

Технічний наряд на підземний ремонт свердловини № 24 – Попелі Бориславського 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
	Переїзд до свердловини	10 км • 5	50	ЄНЧ § 1,ч.І.
	Підготовчі роботи перед початком ремонту		145	ЄНЧ § 3,ч.І.
	Підготовчі роботи перед підйомом штанг		14	ЄНЧ § 5,ч.І.
	Підйом штанг Ш 22 мм., 292	IV292 • 0,9	262,8	ЄНЧ § 175,ч.ІІ.
	Нарощування труб Ш 73 мм. – 4 шт.	4 • 1,5	6	ЄНЧ § 175,ч.ІІ.
	Час проведення промивки		22,1	Технічний процес
	Підготовчі роботи перед підйомом труб		31	ЄНЧ § 173,ч.І.
	Підйом труб Ш 73 мм. – 4 шт.	4 • 1,6	6,4	ЄНЧ § 173,ч.ІІ.
	Підготовчі роботи перед спуском штанг		1,7	ЄНЧ § 10,ч.І.
	Спуск штанг Ш 22 мм. – 292 шт.	292 • 0,9	262,8	ЄНЧ § 11,ч.І.
	Заключні роботи після спуску штанг		29	ЄНЧ § 11,ч.І.
	Заключні роботи після закінчення ремонту		104	ЄНЧ § 4, ч.І.
	Встановлення і зняття АПР 2ВБ		41	ЄНЧ § 124,ч.ІІ.
	Заправка підйомника насосу		7	ЄНЧ § 127,ч.ІІ.
Σ Тспо.= 1091,32
	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 тривалості підземного 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 за роботу 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 плату

Суму донарахувань на заробітну плату складає:

де %нар – відсоток нарахувань на заробітну плату.

Згідно рішення Кабінету Міністрів України підприємства здійснюють наступні нарахування на заробітну плату:

у фонд обов’язкового соціального страхування

у фонд на випадок безробіття

у пенсійний фонд

у фонд соціального страхування 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 піщаної пробки 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 діаметр НКТ, м.

dвн., dвих. – внутрішній діаметр вхідної та вихідної 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 та зношення 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 промивкою піщаної 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 промивці піщаної пробки:

В 1 год = , грн./год;

В 1 год = , грн./год;

Висновок

Технічно - економічний розрахунок показав доцільність проведення ПРС по промивці піщаної пробки по представленому проекту.

ЛІТЕРАТУРА

Андрєєв А.Ф., Смірнова Є.А. Збірник задач по економіці організації і планування. М., Надра, 1981р.

Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. К., ІСДО, 1995р.

Бухаленко Е.И. Бухаленко В.Е. Оборудование и інструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991 г.

Єгоров А.Е. та інші. Економіка нафтової та газової промисловості.М., Надра. 1987р.

Сароян А.Е. и др.. Труби нафтяного сортамента. М., Недра, 1987г.

Шадріна А.М. Нафтовий комплекс Прикарпаття. К., Наукова думка, 1994р.

Юрчук А.М. Истомин А.З. Расчеты в добычие нефти. М., Недра, 1979г.