В жовтні 1972 р. свердловина 74–ВВ переведена на механізований спосіб експлуатації за допомогою штангово-глибинного насоса (ШГН). Через те, що при проведені підземного ремонту при вибійна зона свердловини була забруднена глинистим розчином, дебіт нафти був дуже низьким – 0,8-1,0 т/добу, тому в січні 1973 р. була проведена глинокислотна обробка при вибійної зони, яка позитивно вплинула на подальшу експлуатацію свердловини. Дебіт нафти збільшився до 10 т/добу.

Протягом 1977–1980 рр. спостерігалось поступове зменшення дебіту нафти до 1,3 т/добу. Проведені в жовтні 1978 р. і травні-червні 1980 р. методи інтенсифікації (пінокислотна обробка і гідророзрив пласта) дали позитивний результат. Дебіт нафти зріст в півтора рази.

Свердловина 73–ВВ в експлуатацію введена в листопаді 1971 р. з середньодобовим дебітом нафти 8,9 т/д. Під час подальшої експлуатації (1972– 1973 рр.) дебіт свердловини знизився до 0,2 т/добу. В січні 1974 р. приплив нафти в свердловину припинився і її перевели в контрольну. На свердловині 73–ВВ не проводилась жодного методу по підвищенню нафтовилучення, тому що вони були не доцільними.

Свердловина 4–Лоп введена в експлуатацію в жовтні 1982 р. з початковим дебітом нафти 0,9 т/добу. Протягом 1983–1986 рр. дебіт нафти не перевищував 1,2 т/добу. Для збільшення дебіту нафти свердловини в березні 1988 р. проведений гідророзрив пласта, який не дав позитивного результату.

Із пробурених на площі 21 свердловини з 1960 р. до 1989 рр. тільки у трьох свердловинах отримані промислові припливи нафти в 73–ВВ, 74–ВВ, 4–Лоп. 13 свердловин ліквідовано за геологічними причинами, 5 свердловин – за технічними.

Свердловини працюють періодично. Коефіцієнти подачі насосів під час роботи свердловин становлять від 0,12 до 0,77. Розрахункові депресії на пласт змінюються в межах від 1,6 до 9,4 МПа. На свердловинах проводиться від 1 до 3 ремонтів в рік, що пов’язано з необхідністю заміни насоса і пропарювання обладнання для ліквідації відкладень парафінів.

Qн, Qр – накопичені видобутки нафти і рідини відповідно рпл – пластовий тиск

qн – річний видобуток нафти Г – газовий фактор

Nв – кількість видобувних свердловин nв – обводненість продукції

Рисунок 2.2 – Перебіг показників розробки Вигодсько-Витвицького нафтового родовища

2.4 Аналіз ефективності застосування методів підвищення нафтовилучення

Так як на Вигодсько-Витвицькому родовищі на даний час діючими є дві свердловини: 74-ВВ і 4-Лоп, на останній з яких не проводились заходи з метою збільшення продуктивності свердловин в зв’язку з незначними запасами, тому проаналізуємо методи, які є найбільш ефективними на родовищах НГВУ “Долинанафтогаз”.

Характеристику геолого-технічних методів, які проводилися на свердловинах НГВУ “Долинанафтогаз” протягом 2001-2005 рр. подано у табл. 2.2.

Таблиця 2.2 – Ефективність заходів, проведених в НГВУ “Долинанафтогаз” з метою підвищення коефіцієнта нафтовилучення

Заходи, спрямовані на збільшення видобутку нафти | Роки розробки

2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2001–2005

n | ДQ | n | ДQ | n | ДQ | n | ДQ | n | ДQ | n | ДQ

1.Оброблення приви-бійних зон ПАР | 3 | 335–– | 1 | 1.1–– | 2 | 42 | 6 | 378

2. Оброблення приви-бійних зон міцеляр-ними розчинами |

2 |

1180–– |

4 |

1837–––– |

6 |

3017

Всього | 19 | 2296 | 17 | 2686 | 25 | 2212 | 7 | 975 | 8 | 1034 | 76 | 7253

ПАР використовуються як миючі засоби для промивання вибоїв нагніталь-них свердловин і привибійних зон від всіляких забруднень, а також для руйнування і попередження утворення емульсій у при вибійній зоні нафтових свердловин. У привибійну зону закачують 10–20 м3 розчину з концентрацією ПАР 0,5–3%, роботу свердловини відновлюють через 2–3 доби.

Зведемо дані по усередненій свердловино-операції по кожному методу інтенсифікації припливу нафти в табл 2.3.

Таблиця 2.3 – Дані по усередненій свердловино-операції по кожному методу інтенсифікації припливу нафти

Методи інтенсифікації припливу нафти | Середній видобуток нафти на 1 св-операцію, т | Середня собівартість свердловино-операції, грн

Оброблення міцелярними розчинами | 434,7 | 17494

Оброблення ПАР | 103,4 | 10407

Як бачимо з табл. 2.3, найбільш раціональнішим є використання оброблень МР, оскільки за високої ефективності їх вартість є в межах допустимого.

2.5 Аналіз енергетичного стану родовища

Енергетичний стан покладу характеризується природною і штучною пластовою енергією, яка потрібна для переміщення нафти у пласті і далі на поверхню. Вони виражаються у вигляді потенціальної енергії та енергії пружної деформації.

Поклад нафти має також деяку енергію температурного розширення нафти, що зумовлюється величиною пластової температури.

Основними джерелами пластової енергії є:

енергія напору (положення) пластової води (контурної, підошовної);

енергія розширення вільного газу (газу газової шапки);

енергія пружності (пружної деформації) рідини (води, нафти) і породи;

енергія напору (положення) нафти;

енергія температурного розширення флюїдів.

Характеристиками пластової енергії можна назвати пластовий тиск; пружність рідини (води, нафти), вільного газу і породи; об’єми води і вільного газу, які пов’язані з нафтовим покладом; газовміст нафти; пластову температуру.

Розрізняють два види тиску у надрах – гідростатичний і геостатичний (гірничий, літостатичний). Гідростатичний тиск - це тиск, що створюється стовпом води за умови нерозривності водної фази в породах, а гірничий – вищезалеглими породами. Пластовий тиск – це тиск флюїдів у конкретному пласті.

Пластовий тиск на покладі змінювався від 32,3 МПа (на початку розробки приблизно дорівнював тиску насичення нафти газом) до 24,2 МПа (на ІV-тій стадії розробки).

Середній геотермічний градієнт для Вигода-Витвицького родовища складає 2,5°С на 100 м глибини, а геотермічна сту-пінь рівна 40,5 м