вміст води у продукції змінюється від 69,5% до 99,1% і тільки свердловини 825 і 276 характеризуються обводненням 12,2% і 20%, а свердловини 286, 307, 329 і 331 – обводненням від 36% до 57,8%.
Для покладу середній газовий фактор становить 179,5 м3/т і змінюється для окремих свердловин від 100 до 710 м3/т.
Середньозважений для покладу пластовий тиск дорівнює 26,9 МПа. В районі свердловин 276 становить 19,4 МПа, 202 і 825 – 23,4 МПа, в зоні свердловин 760, 712, 282, 814 – 24,6 МПа. Ще одна зон аз низькими пластовими тисками 22,2-23,6 МПа виділяється на ділянці 1 в районі свердловин 240, 345, 325. У свердловинах 39, 59, 106 пластовий тиск – 28,4 МПа.
3.3 Конструкції, глибинне та поверхневе обладнання свердловин
Долинське родовище знаходиться в пізній стадії розробки. Основна кількість пробурених свердловин введена в експлуатацію та на протязі 1955-1968 років. Пробурені свердловини обсаджені, в основному, 146 або 168мм експлуатаційними колонами. Висота підняття цементу за колоною 800-1900м від гирла. Низ експлуатаційних колон на більшості свердловин обладнаний фільтром в інтервалі залягання продуктивних відкладів. В процесі експлуатації свердловин і підключення до роботи незадіяних або слабодренованих пропластків колони додатково перфорувалися кумулятивними зарядами та зазнавали дії гідророзриву пласта, яких, починаючи з 1956 року на свердловинах Долинського родовища проведено були 350, тобто в середньому по 2 ГРП на кожну видобувну свердловину.
Станом на 01.01.98р в діючому фонді родовища знаходиться 189 свердловин, із них 90 - вигодсько-бистрицькі, 23 – манявські нафтові відклади. Десять свердловин 39, 243, 299, 326, 328, 366, 705, 707, 717, 800 працюють сумісно із вигодсько-бистрицькими та манявськими відкладами, а три свердловини 118, 331, 358 – сумісно із вигодсько-бистрицькими та менілітовими відкладами.
Менілітові відклади – глибина залягання продуктивної частини знаходиться в межах від 1600 до 3000м. Відклади розробляються з 1950р. Станом 01.01.98р із 90 діючих свердловин 88 експлуатується механізованим способом за допомогою глибинних штангових насосів.
Близько 77% діючого фонду свердловин малодебітні з дебітом рідини від 0,1 до 3,0 т/добу, обводнення продукції становить від 95% до 98,9%. Внаслідок тривалої експлуатації та частих аварій під час проведення ремонтів технічний стан вибоїв експлуатаційних колон є незадовільним.
Вигодсько-бистрицькі відклади – розробляються з 1957р. Глибина залягання відкладів від 2100 до 3000м, забезпечують видобуток 81% рідини і 75% нафти Долинського родовища. Станом 01.01.98р в діючому фонді знаходиться 90 свердловин, із них 85 експлуатуються механізованим способом, 6 свердловин фонтанують.
93% свердловин діючого фонду – високодебітні свердловини. Обводнення продукції по свердловинам рівномірне і, в основному, знаходиться в межах від 75% до 87%. Для експлуатації свердловин застосовуються штангові насоси з діаметром плунжера від 57 до 95мм словацького виробництва. Коефіцієнт подачі насосів знаходяться в межах від 0,7 до 1,0 і більше. На свердловинах необхідне проведення капітальних ремонтів. Майже на всіх свердловинах застосовувалися методи інтенсифікації притоку. Найбільш ефективними є гідророзрив, кислотні обробки, обробки міцемерними розгинами. В середньому успішність проведення цих заходів оцінюється 80,6%, середня тривалість ефекту – 148 діб. Все це вказує на необхідність подальшого застосування методів інтенсифікації та пошуків нових технологій і реагентів.
В таблиці вказаний розподіл кількості свердловин у відповідності з їх середньодобовими дебітами рідини та обводненням продукції.
Таблиця 3.3 – характеристика діючого фонду видобувних свердловин вигодсько-бистрицького покладу у відповідності з їх середньодобовими дебітами рідини та обводненням продукції Долинського нафтового родовища. |
Одиниця виміру | Середньодобові дебіти рідини, т/добу
0,5-1,0 | 1,0-10,0 | 10,0-30,0 | 30,0-50,0 | 50,0-100,0 | 100,0-150,0 | 150,0-200,0
Кількість свердловин | Шт. | 6 | 20 | 26 | 13 | 14 | 8 | 3
Обводнення | % | 50-98,2 | 72-98,2 | 75-97,7 | 72,5-98,2 | 78,0-98,0 | 64,0-97,0 | 86,6-99,1
Додаткове обладнання, необхідне для переведення фонтанних свердловин на глибиннонасосний спосіб експлуатації, наведено в таблиці 3.4.
Таблиця 3.4. Потреба в обладнанні для переведення фонтанних свердловин на експлуатацію глибиннонасосним способом.
Назва обладнання | Одниця виміру | Кількість на одну свердловину | Кількість свердловин | Загальна потреба на заміну
Верстати-качалки вантажопідіймальністю 12 т | шт | 1 | 2 | 2
НКТ діаметром 73 мм, рівноміцні, марка сталі l-75, l-80 | М | 1800 | 2 | 3600
Штанги насосні зарубіжного виробництва довжиною 3 м, діаметрами:
25 мм
22 мм
13 мм |
шт.
шт.
шт. |
40
70
90 |
2
2
1 |
80
140
180
Насоси штангові типу: RH-38 | шт. | 1 | 2 | 2
Манявські відклади – розробляються з 1971 р., глибина їх залягання від 2450 м до 2950 м. Станом 01.01.98 р. із 23 – діючих свердловин 10 працюють із манявських відкладів, решта – сумісні із вигодсько-бистрицькими відкладами. Видобуток рідини становить 8%, а нафти 7,5 5 від видобутку родовища. Свердловини експлуатують штанговими насосами. В основному свердловини малопродуктивні з дебітами нафти від 0,01 до 1,0 т/добу. Продукція свердловин обводнена значно більше і на 13 свердловинах знаходиться в межах від 93 до 99%. Проект не передбачає буріння нових свердловин на манявські відклади, експлуатація продовжується існуючим фондом з поступовим виключенням з експлуатації малопродуктивних свердловин.
3.4. Аналіз методів освоєння свердловин.
Освоєння свердловин – комплекс технологічних операцій щодо перфорації, виклику припливу та дії на привибійну зону пласта з метою забезпечення її продуктивності, що відповідає природній проникності і нафтонасиченій товщині пласта, при введені свердловини в експлуатацію після буріння чи ремонту.
Перед освоєнням свердловина заповнена перфораційною рідиною чи рідиною глушіння, якими створюється репресія тиску на пласт для попередження прояву (відкритого фонтанування) свердловини, тобто
(3.1.)
де