в процесі буріння було ліквідовано 31 свердловину (26 - на менілітовому покладі, 2 – на вигодсько-бистрицькому і 3 на манявському), а свердловину 530 – переведено на менілітовий поклад Північно - Долинського родовища. Для розробки родовища з інших об’єктів переведено 3 свердловини (20 – ПД, 56 – ПД і 416). Отже, в цілому для розробки Долинського родовища використовувалося 335 свердловин. Станом на 01.01.1996 року із них 15 видобувних і 27 нагнітальних свердловин ліквідовані з технічних причин, нагнітальна свердловина 321 очікує ліквідації, 23 свердловини використовуються як контрольні, 78 – складають нагнітальний фонд і 191 – видобувний фонд. У видобувному фонді одна свердловина на кінець 1997 року була у капітальному ремонті і відносилась до категорії недіючих. У нагнітальному фонді, очікуючи капітального ремонту, простоюють 6 свердловини із них свердловини 525 і 602 – з 1990 року (таблиця 3.1).
Кожний із трьох об’єктів розробки родовища розбурений самостійною сіткою свердловин, але 13 із видобувних і 11 із нагнітальних свердловин використовуються для розробки двох покладів одночасно. При цьому у свердловинах 118, 331 і 358 видобуток нафти здійснюється одночасно з менілітових і вигодсько-бистрицьких відкладів, а у свердловинах 39, 243, 299, 326, 328, 346, 705, 707, 717 і 800 – з вигодсько-бистрицьких і манявських або ямнинських відкладів. Через нагнітальні свердловини 218, 290, 253, 294, 533, 704, 713, 812, 923 і 950 проводиться закачка води у вигодсько-бистрицький та манявський поклади, а через свердловину 257 – у вигодсько-бистрицький і менілітовий поклади.
Кількість видобувних свердловин на Долинському родовищі починаючи з 1995р є меншою від проектної.
Середньорічний дебіт однієї свердловини у 1997р дорівнював 20,6 т/добу рідини і 2,7 т/добу нафти. Він менший від проектного для рідини на 17%, а для нафти – на 13% і обумовлене це в основному роботою менілітового покладу. Середньодобова приймальність магнітальних свердловин для родовища в цілому дещо вище від проектного значення (77,4 проти 75,3 м3/добу), але тільки за рахунок приймальності свердловин вигодсько-бистрицького покладу.
Для розробки вигодсько-бистрицького покладу пробурено 113 свердловин і 68 – переведено з інших горизонтів. З них 104 свердловини використовувалися тільки для видобутку нафти, 20 – тільки для магнітання води, а 37 – і для видобутку нафти і для закачки води (таблиця 3.1).
Діючий фонд магнітальних свердловин на вигодсько-бистрицькому покладі більший від проектного з 1995р і в 1997р різниця ця досягла 4 свердловин, крім того, за останні п’ять років переведено під нагнітання води свердловини 950, 263, 923, відкриті для заводнення вигодські відклади у нагнітальній свердловині 704, і пробурена нова нагнітальна свердловина 761. Необхідність закачки води у згадані свердловини обумовлена поточним станом розробки покладу у районі розташування їх, але вона не виключала можливості виведення з фонду інших магнітальних свердловин, оскільки об’єми закачувальної води компенсували поточні відбори з покладу в пластових умовах на 107%. 116% при проектному значенні – 101,6%.
Середньорічний дебіт рідини однієї видобувної свердловини вигодсько-бистрицького покладу в 1998р дорівнював 37,6 т/добу, при проектній величині – 42 т/доба. Середньорічний дебіт нафти однієї видобувної свердловини даного покладу в 1998р дорівнював 4.7 т/добу при проектному значенні 4,2 т/добу, це пов’язано в основному з нижчими темпами росту обводненості продукції покладу. Середньодобова приймальність свердловин становить 148,8м3 м3/добу при тиску нагнітання 9,3-14,8 МПа. У часі величина приймальності зменшується практично у всьому фонді нагнітальних свердловин.
Збереження приймальності нагнітальних свердловин родовища, або хоч зменшення темпів падіння її, може бути досягнуте тільки при забезпеченні відповідного очищення підтоварної води, яка використовується для нагнітання.
Таблиця 3.1 – характеристика основного фонду свердловин вигодсько-бистрицького покладу
Фонд | Категорія | Кількість свердловин
Фонд видобувних свердловин | Пробурено (окрім ліквід., під час і після буріння )
Повернено з інших горизонтів
Всього:
В т. ч. : діючі
З них : фонтанні
ЕЦН
ШГН
Недіючі
В консервації
В освоєнні після буріння
Переведені у контрольні
Переведені на інші горизонти
Переведені під магнітання
Ліквідовані | 101
60
161
90
6
-
84
1
-
-
4
28
37 (-4)
5
Фонд магнітальних свердловин | Пробурено
Повернено з інших горизонтів
Переведено з видобувних
Всього:
В т. ч. : під магнітання
Недіючі
В освоєнні після буріння
В консервації
Переведені у контрольні
Переведені у видобувні
Переведені на інші горизонти
Ліквідовані (очікують ліквідації) | 12
8
37
57
34
2
-
-
3
4
9
4 (1)
Спеціальні свердловини | Всього:
В т. ч. контрольні
п’єзометричні
поглинальні
та інші | 7
7
-
-
-
3.2 Технологічні режими роботи свердловин та їх аналіз
Експлуатація свердловин Долинського родовища здійснюється глибинонасосним способам. В експлуатації станом на 1.01.98 р. знаходиться 90 свердловин із них 85 експлуатуються механізованим способом, 9 свердловин (244, 253, 39, 356, 625, 707) фонтанують.
Для експлуатації застосовуються свердловинні штангові насоси типорозмірів НСВ – 32, RH – 38, TH – 70. Глибина спуску насосів складає відповідно 2000, 1950, 1800, 1650, 1500 метрів. Режим роботи насосів характеризується довжиною ходу точки підвісу колони штанг рівною переважно 3м при числі гойдань головки балансира 5-7 в хвилину. [2]
Із 90 діючих свердловин 35 характеризуються дебітом нафти меншим 1т/добу. При цьому у свердловинах 207, 282, 358, 540, 625, 676, 814 і 911 він був меншим 0,1 т/добу. У свердловинах 209, 230, 276, 350, 354, 355, 702, 705, 823 дебіт нафти змінювався від 10 до 17,9 т/добу і лише у свердловині 825 дорівнював 60 т/добу.
Великим видобутком рідини характеризуються свердловини 255, 350, 355, 247, 217, 344, 706 відбір з яких становить 32,6 – 42 тис тон. Характерно, що обводнення продукції у всіх цих свердловинах перевищує 90%, а у свердловинах 247 і 356 досягає навіть 97% і 98,2%, тоді як в середньому для покладу величина його рівна 87,6%. Для окремих свердловин