Аналіз експлуатації свердловин покладу

1.Характеристика фонду свердловин і поточного стану їх експлуатації

Починаючи з 1927 року в цілому на Бухтівецькій площі було пробурені 16 свердловин.

За станом на 1.01.2007 р. фонд експлуатаційних свердловин на Бухтівецькому родовищі складає 5 одиниць. Дві свердловини (20-Лащ і 1-Бх) ліквідовані. Свердловина 1-Бх ліквідована в 1976 році з технічних причин (зминання експлуатаційної колони). Свердловина 20-Лащ.ліквідована в 1963 році після виснаження і обводнення.

В період з 1966 по 1969 роки були пробурені свердловини №№ 2, 4, 6, 7, 8, 9, 11, які виконували задачу по оцінці промислової нафтогазоносності інших структур Бухтівецької площі. В зв’язку з об’єктивних причин (складні умови гірського рельєфу) дорозвідка родовища здійснювалась повільними темпами.

В 1994 році для розробки Вигодсько-Пасічнянських відкладів пробурена свердловина 16-Бх, як дублер ліквідованої експлуатаційної свердловини 1-Бх. На даний момент свердловина знаходиться в промисловій експлуатації.

В 1995 році в південно-східному тектонічному блоці пробурена розвідувальна свердловина 50-Бх.

На Бистрицький поклад у 1998 році пробурена свердловина 51-Бх на якій отримано приплив газу і на даний час успішно експлуатується.

Менілітовий поклад північного купола Бухтівецького родовища розкритий свердловинами 17-Бх та 18-Бх відповідно у 1998-1999 роках. Отримано приплив газу і свердловини є експлуатаційними на даний момент часу. В грудні 2000 року на Вигодський поклад пробурена і введена в експлуатацію свердловина 20-Бх. Характеристика фонду експлуатаційних свердловин по роках приведена в таблиці 1.

Таблиця 1. – Характеристика фонду експлуатаційних свердловин.

Роки | Фонд свердловин

Максимальна

кількість | Експлуатацій-ний фонд | Залишилося

пробурити | Ліквідовані cвердловини

1970 | 2 | 1 | - | 1

1996 | 2 | 1 | 1 | -

1997 | 2 | 1 | 1 | -

1998 | 2 | 1 | - | 1

1999 | 2 | 1 | - | -

2000 | 3 | 2 | 1 | -

2001 | 4 | 3 | 1 | -

2002 | 5 | 4 | 1 | -

2003 | 5 | 4 | 1 | -

2004 | 5 | 5––

2005 | 5 | 5––

2006 | 5 | 5––

2.Конструкція свердловин. Характеристика глибинного і поверхневого обладнання

Конструкції свердловин вибрані виходячи із геолого-геологічних умов буріння згідно розробленого дослідно-промислового проекту та враховуючи проектні глибини, методи дії на пласт і способи експлуатації були прийняті наступні конструкції свердловин (приведемо на прикладі свердловини 16-Бх):

-кондуктор діаметром 324 мм і глибиною спуску 516,5 м для перекриття зони поглинання і нестійкої частини розрізу;

-технічна колона діаметром 245 мм і глибиною спуску 1112,71 м для перекриття відкладів менілітової серії і коагуляції розчину;

-експлуатаційна колона діаметром 168 мм і глибиною спуску 2448,5 м перекриває зони можливого поглинання бурового розчину.

Всі обсадні колони цементуються з підйомом цементу до устя. В зоні продуктивних горизонтів, для попередження міжпластових перетоків рекомендується використовувати розширюючі тампонажні розчини.

Підземне обладнання складається з обладнання вибою і стовбура свердловин. На родовищі, в зв’язку з тим, що породи пласта при бурінні, при русі газу до свердловини, можуть руйнуватися, застосовують перфораційний вибій. До обладнання стовбура свердловини відноситься обладнання розміщене всередині обсадної колони у просторі від вибою до гирла. На Бухтівецькому родовищі обладнання стовбура складається з фонтанних труб, тобто відбір газу проводиться через колону фонтанних труб. На кінці колони фонтанних труб є сітка для утримання в колоні глибинних приладів при обриві їх підвіски. Конструкції діючих експлуатаційних свердловин Бухтівецького родовища приведені в таблиці 2.

Таблиця 2.-Конструкції експлуатаційних свердловин Бухтівецького ГКР.

№ свердловини | Дата прийняття з буріння | Глибина свердловини, м | Консртрукція свердловини | Штучний вибій, м | Інтервал перфорації, м | Назва продуктивного горизонту | НКТ Д, мм-

L, м

Направлення Д, мм-L, м | Кондуктор Д, мм-L, м | Техн.колона Д, мм-L, м | Експл.колона Д, мм-L, м

16 | 03.1994 | 2453 | 426-54 | 324-516.46 | 245-1112.71 | 168-2448.5 | 2350 | 1994-2013 | Вигод.-Пасіч. | 73-2102

17 | 10.1998 | 2203 | -/- | 324-85.42 | 245-1214.2 | 168-2173.7 | 2153 | 1924-1936 | Меніліт | 73-1921

18 | 09.1999 | 2410 | -/- | 324-94 | 245-1220 | 168-2381.5 | 2310 | 1967-1989 | Меніліт | 73-2011

51 | 09.1998 | 2105 | -/- | 324-95.6 | 245-1230.3 | 168-1694.2 | 1534 | 1457-1464 | Бистрицький | 73-1422

20 | 03.1994 | 2453 | 426-54 | 324-516.46 | 245-1112.71 | 168-2448.5 | 2350 | 1994-2013 | Вигод.-Пасіч. | 73-2102

До наземного обладнання свердловини відноситься обладнання гирла, присвердловинні установки і споруди. Обладнання гирла повинно забезпечити можливість глушіння свердловини, проведення ремонтних робіт, заходів по збільшенню продуктивності та дослідження свердловин.

Для зручності обслуговування (відкриття і закриття засувок, заміни штуцерів, проведення ремонтів і досліджень)на гирлі монтується спеціальний місток. Обладнання гирла свердловини складається з колонної головки, трубної головки та фонтанної ялинки. Схема обв’язки гирла свердловини на Бухтівецькому родовищі приведена на рисунку 1.

Рисунок 1 Схема обв’язки гирла на Бухтівецькому родовищі

3. Технологічні режими експлуатації свердловин та основні ускладнення в їх роботі

Інформація про технологічні режими експлуатації свердловин зведена в таблиці 3.

Основними ускладненнями в роботі свердловин є утворення гідратів, корозія нафтогазопромислового обладнання, та, що стосується свердловини 16-Бх, виніс пластової води.

В 1994-1996 р.р. свердловина експлуатувала інтервал перфорації 2100-2110 (нижній продуктивний пласт розрізу). З 1997 року свердловина експлуатує верхній продуктивний пласт (інтервал перфорації 1994-2037 м.).

4. Характеристика методів дослідження свердловин покладу, технологія, техніка та періодичність їх проведення. Обробка результатів