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 колониD, мм 125
Абсолютний пластиковий тиск Рпл, МПа 13,4
Газовий фактор Go, м3/т 848
Густина нафти ρнкг/м3 859,2
Густина пластової води ρв ,кг/м31170
В’язкість нафти νн ,м2/с 2,03∙10-6
Вміст води в продукції свердловини nв , % 57
Коефіцієнт продуктивності свердловини Ко , т/(добу∙МПа) 1,2÷1,8
Коефіцієнт розчинності газу в нафті α , м3/(т∙МПа) 63,28
Плановий дебіт свердловини (нафти) після переводу Qн , 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 = Qн ∙ 100 / (100-nв), 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:
Рвиб =Рпл – Q / К0, МПа (2.2)
де Рпл – пластовий тиск, МПа;
Q – продуктивність свердловини (дебіт рідини), т/добу;
Ко – коефіцієнт продуктивності свердловини, т/(добу∙МПа).
Рвиб=13,4– 5,6 / 1,8 = 10.2 МПа
Визначаємо динамічний рівень за формулою:
Нд = Рвиб ∙106 / (ρ∙g) , м (2.3)
де ρ – густина рідини кг/м3, яка визначається за формулою (1.2) ;
ρ=ρн∙nн+ρв∙nв /100 кг/м3
ρ=859,2∙43+1170∙57 / 100=1036,3 кг/м3
g-прискорення вільного падіння, м/с2
Нд =10,2∙106/(1036,3∙9,806)=1003,7м
Визначаємо тиск, який необхідно створити на прийомі насоса, щоб в рідені не було вільного газу за формулою:
Р =Gо∙106/α ,Па (2.4)
Р =848∙106/63,28=1300758,53 Па
Визначаємо необхідну глибину занурення насоса під динамічний рівень рідини ,щоб створити на прийомі насоса тиск Р за формулою:
h =Р/ρ∙g ,м (2.5)
h=13400758,53/1036,3∙9,806=1318,7 м
Визначаємо глибину спуску насосу за формулою:
L=H-Hд+h ,м (2,6)
L =2420-1003,7+1318,7=2735 м
Так як глибина спуску насосу виявилась дуже великою, навіть більшою від глибини свердловини H, то для зменшення глибини спуску насоса і усунення шкідливого впливу газу на роботу насоса необхідно на його прийомі встановити газовий якір і опустити насос на нову глибину h, під динамічний рівень.
В цьому випадку визначаємо кількість вільного газу, яка буде поступати в насос з 1 м3 нафти, припускаючи, що газовий якір сепарує 80% вільного газу в затрубний простір за формулою :
G’ = 0,2 ∙G0 , м3/ т (2.7)
G’ = 0,2 ∙ 848 = 169,6 м3/ т
Для того, щоб ця кількість газу знаходилась в розчиненому стані, біля прийому насоса необхідно створити тиск :
Р’ = G’0 ∙ 106 / α , Па (2.8)
Р’ = 169,6 ∙ 106 / 63,28 = 2680151,7 Па
Для створення такого тиску потрібно опустити насос під динамічний рівень на глибину :
h’ = Р’ / (ρ ∙ g) , м (2.9)
h’ = 2680151,7 / (1036,3 ∙ 9,806 ) = 263,7 м
Необхідну глибину спуску насоса визначаємо за формулою :
L = H – Hд+ h’, м (2.10)
L = 2420 – 1003,7 + 263,7 = 1680 м
2.5.2 Вибір типу верстата - качалки і марка насоса
Для вибору типу верстата-качалки і діаметра насоса визначаємо продуктивність установки в м3 / добу (при коефіцієнті подачі = 0,75 ) за формулою :
Q’ = Q ∙ 103 / ρ , м3/добу (2.11)