5.2 – Характеристика діючого фонду свердловин в родовища в залежності від середньо добових дебітів рідини станом на 01.01.06р.
Показ-ники | Одиниця виміру |
Дебіт рідини, т/доб
0,1 – 0,5 |
0,5 - 1,0 |
1,0 - 2,0
Кількість свердловин | шт. | 8 | 31 | 4
5.2 Технологічні режими роботи свердловин
Характеристика технологічних показників роботи свердловин наведені в таблиці 2.3.
Збір і транспорт продукції свердловин здійснюється на основі схеми проекту, виконаному Надвірнянським відділом УкрДІПРОНДІнафта для свердловини 13 Бистрицького блоку Довбушансько-Бистрицького родовища. Згідно з існуючою схемою збору та транспорту продукція свердловин, пройшовши підігрів на устьових підігрівачах типу ПТ-160-100 до 70-80 С поступає на польові гребінки (ПГ), розташовані в районі свердловин 4 і 9 Бистрицького блоку Довбушансько-Бистрицького родовища. Для замірів дебітів рідини використовуються обладнання, встановлене в районі ПГ свердловини № 4.
Це:
буліт для сепарації рідини (Рр=1,6 МПа);
дві ємності з об`ємом 50 м3 кожна.
Проте, існуюча обв`язка і гірська місцевість не дозволяють проводити заміри таким чином всіх свердловин. Заміри продукції свердловин 53, 64, 65, 70 і 84 проводяться на НСП за умови тимчасового прининення роботи рештою свердловин. Продукція свердловин (окрім поставлених на замір) по продуктопроводу діаметром 159 мм, довжиною 19,3 км під тиском від 4,5 до 5,0 МПа поступає на майданчик сепарації нафти (НСП) для промислової підготовки. Існуюча схема підготовки продукції включає в себе дві ступені сепарації на установках: УБС-1500/16 (перша ступінь сепараціїї при Рр=0,8-1,0 МПа) і УБС-1500/6 (друга ступінь сепарації при Рр=0,2 МПа). Після сепарації рідіна поступає в горизонтальну ємність кінцевої трапної установки (КПУ) об`ємом 100 м3 (дві штуки), розміщену на висоті 4,8 м, де здійснюється повне розгазування нафти та її замір. Із ємності нафта насосами 9МГР (дві штуки) по нафтопроводу діаметром 159 мм довжиною 5,6 км відкачується на нафтоналивну естакаду, звідки цистернами відправляється на Надвірнянський НПЗ. Газ після першої ступені сепарації проходить доповнюючу очистку в сепараторі типу ГС2-1,6-2000, заміряється і подається на м.Богородчани. Газ другої ступені сепарації також проходить доочистку в сепараторі ГС2-1,6-2000, заміряється і подається споживачам в с. Пасічна і в м.Надвірна. Як видно, існуюча система збору і транспорту продукції не дозволяє вести належний контроль за процесом розробки і встановлювати оптимальні режими роботи свердловин через відсутність якісних замірів дебітів сердловин.
5.3 Аналіз режимів роботи свердловин
Свердловина 13 Бистрицького блоку Довбушансько-Бистрицького родовища введена в експлуатацію 03.85 р. Через відсутність облаштування родовища до березня 1986 р. знаходилася в консервації. Після освоєння в квітні 1986 р. пропрацювала з дебітом від 0,9 до 4,3 т/доб протягом місяця ( на штуцері 8-мм). Надалі консервацію свердловини було продовжено до жовтня 1986 р. Після запуску в роботу 02.10.86 р. до березня 1988 р. свердловина працювала стабільно з дебітом від 1,1 до 1,5 т/доб
(на штуцерах діаметром 5, 7, 8-мм). Надалі дебіт свердловини різко зменшився через утворення пробки на вибої. Пробка була ліквідована під час проведення КР 11.03-25.04.88 р. Проте, після проведення КР і заміру пластового тиску дебіт свердловини не відновився до попереднього рівня і становив від 0,6 до 0,8 т/доб. З метою відновлення видобутку 14.07.88 р. був проведений ГРП. Це дало збільшення протягом місяця середньодобового дебіта на 0,8-1 т/доб, але досягнути відновлення рівня попередніх дебітів так і не вдалося. На рівні дебіт тримався до вересня 1989 р., а з жовтня 1989 р. зменшився до 0,6 т/доб. Найвірогіднішою причиною такого зменшення видобутку і невідновлення дебітів глушіння свердловини важким глинистим розчином густиною 1700 кг/м3. Збільшення депресії на пласт за рахунок встановлення штуцерів більших діаметрів призвело до технологічної зупинки свердловини протягом 08-09.1990 р. Свердловина практично припинила фонтанування. Надалі із 12.1990 р. на свердловині був встановлений режим обмеження депресії на пласт в межах від 10 до 12 МПа. Свердловина від 12.1990 до 09.1999 р. працює на штуцері діаметром 4-мм. Технологічні зупинки свердловини мали місце і в 1993 і в 1994 рр. Протягом 1995-1998 рр. свердловина працює стабільно без зупинок. Зменшення значень пластових тисків і, відповідно, вибійних тисків, до значень, які менші від тиску насичення призвело до переходу роботи покладу з пружнього до режиму розчиненого газу та утворенням двофазного нафтогазового потоку з випередженням руху газової фази. Це підтверджується і значним збільшенням значень газових факторів за вказаний період від 200 до 725 м3/т. Фонтанування свердловини при подальшому зменшенні пластового (і відповідно вибійного) тиску можливе лише за умов збільшення газових факторів. Продовжити фонтанування свердловини можливе за рахунок зменшення лінійного тиску, тобто реконструкції системи збору продукції. Як показують розрахунки, зменшення лінійних тисків від 4,0 до 2,5 МПа дає можливість продовжити термін фонтанування свердловини на 1,5-2 роки при збереженні темпів падіння пластових тисків протягом останніх років.
Свердловина 128 Бистрицького блоку Довбушансько-Бистрицького родовища введена в експлуатацію 01.08.91р. Робота свердловини відмічається стабільністю, коефіцієнти експлуатації становлять від 0,9 до 1,0. Зупинки свердловини пов`язані із проведенням необхідних промислових досліджень. Робота свердловини ускладнена через значні відкладеня парафінів в НКТ та викидній лінії, які усуваються шляхом регулярного проведення теплових обробок. Експлуатація свердловини проводиться при постійній депресії, яка не перевищує 8,0-9,0 МПа . Зменшення середньодобового видобутку нафти відбувалося в перші роки експлуатації і становило від 5 до 6 т/доб. Протягом наступних років (1994-1996 рр.) видобуток стабільний. Режим розчиненого газу згідно розрахунків станом на 01.09.99 р. ще не розвинувся.
Свердловини 84,93,98 Бистрицького блоку Довбушансько-Бистрицького
