Дипломная работа: Промивка піщаної пробки

АНОТАЦІЯ

Дипломний проект містить такі розділи:

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

2.Техніко-технологічний розділ, в якому висвітлені характеристика фонду свердловин, характеристика продукції свердловин, розрахунок і проведення прямої промивки піщаної пробки.

3. Охорона праці і протипожежний захист, в якому висвітлені техніка безпеки, протипожежні заходи і промсанітарія при проведенні промивки промивки піщаної пробки.

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

5. Організаційно-економічний розділ, в якому висвітлено економічну доцільність проведення промивки піщаної пробки.

ВСТУП

Збільшення обсягів видобутих газу і нафти залежить як від скорочення термінів розвідування та освоєння нових газових і нафтових родовищ, так і від найповнішого використання ресурсів родовищ, які перебувають у розробці.

Експлуатація ряду газових і нафтових родовищ з сипкими і слабко зцементованими колекторами (продуктивними пластами) супроводжується винесенням разом з видобувною продукцією глинистих частинок і піску, що має загальну назву "пісок". До "пісочних" належать свердловини, вміст піску в яких перевищує 1 г/л. Руйнування слабко зцементованих колекторів у привибійній зоні і винесення дисперсної твердої фази є важливими проблемами газо нафтовидобувної промисловості. Ці явища протягом багатьох років піддавалися ретельному і всебічному вивченню як в Україні, так і за кордоном.

Значне винесення піску із продуктивного пласта призводить до утворення каверн у привибійній зоні внаслідок її гідрогазомеханічного руйнування. А це, у свою чергу, зумовлює необхідність повторного видалення піщаної пробки. Цим можна пояснити незначний міжремонтний період робота свердловин (від промивання до промивання).

Негативний вплив піску в продукт до абразивного зношування плунжерної пари і клапанних вузлів насоса та утворення піщаної пробки у свердловині змушує виконувати часті ремонт два заміни насоса та промивання пробки.

Усунення (ліквідація) піщаної пробки є складною ремонтною операцією, яка супроводжується значною втратою поточного видобутку газу і нафти. У деяких випадках відбувається аварійне прихоплення пробкою піднімальних труб чи свердловинного насоса.

Ліквідація піщаних пробок, що утворилися у стовбурі свердловини, найчастіше проводиться промиванням водою, а також очищенням желонкою. Найповніше піщана пробка видаляється желонкою, до того ж проникність привибійної зони при цьому не порушується. Але цей процес є досить трудомістким і небезпечним, призводить до виходу з ладу експлуатаційних колон внаслідок їх зношування сталевими канатами. Перспективним і ефективним є застосування колтюбінгового устаткування.

Застосування води для ліквідації піщаних пробок в експлуатаційних свердловинах с причиною передчасного виведення діючого фонду свердловин з ладу, значного зниження поточних дебітів і зменшення кінцевого коефіцієнта газоконденсатонафтовилучення. У зв'язку з цим промивання піщаних пробок водою на родовищах, що перебувають на пізній стадії розробки, слід визнати неприйнятним.

Видалення піщаних пробок у свердловинах з пластовими тисками, набагато нижчими гідростатичного, необхідно здійснювати таким методом, за якого проникнення в пласт промивної рідини відсутнє. Цим умовам найповніше відповідає двофазна піна.

Досвід проведення ремонтних робіт на виснажених газових і нафтових родовищах показує, що використання газоподібних агентів і пін дає змогу значно знизити негативний вплив промивного агента на фільтраційну характеристику при вибійної зони пласта.

Хоч проблема експлуатації пісковиносних свердловин є одною з найдавніших у газонафтовидобувній галузі, але вона залишається актуальною і на сьогодні та має першочергове значення. Промислова практика і наука виробили цілу низку заходів щодо боротьби зпіском, 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.

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--