АНАЛІЗ ТЕХНОЛОГІЇ І ТЕХНІКИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН ВИГОДСЬКО-ВИТВИЦЬКОГО НАФТОВОГО РОДОВИЩА

На 1.01.2006 р. дві свердловини – 74–ВВ і 4–Лоп знаходяться в експлуатації і розташовані в межах ліцензійної ділянки, яка охоплює Кропивницький і Південно-Долинський блоки. Свердловина 73–ВВ переведена в контрольну через низький дебіт нафти (0,1 т/добу) і високий газовий фактор (2000 м3/т).

Свердловина 74–ВВ введена в експлуатацію 25 грудня 1967 р. з початковим дебітом 22,6 т/д. За два місяці експлуатації середньодобовий дебіт зменшився до 13,7 т/д. Для покращення умов припливу нафти до вибою в лютому 1968 р. проведена кислотна обробка при вибійної зони. Позитивного результату від кислотної обробки не отримано.

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.

Технологічні режими експлуатації свердловин Вигодсько-Витвицького нафтового родовища наведені у табл. 2.1.

Підйомні ліфти та НКТ 73 мм спущені, в основному, до верхніх отворів інтервалів перфорації і обладнані пусковими муфтами.

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.

Виходячи з умов буріння, досвіду будівництва свердловин і сумісного графіка тисків пропонується така типова конструкція проектних свердловин:

- направлення діаметром 426 мм спускається на глибину 30 м з метою ізоляції поглинаючих та водопроявляючих четвертинних відкладів, попередження від розмиву устя свердловини і забезпечення циркуляції бурового розчину. Направлення встановлюється строго вертикально і цементується до рівня землі цементом;

- кондуктор діаметром 324 мм спускається на глибину 250 м для перекриття верхніх нестійких паляницьких відкладів і цементується до устя свердловини цементом;

Таблиця 2.1 – Таблиця технологічних режимів Вигодсько-Витвицького нафтового родовища станом на 01.01.06 р.

№ свердловини

№

сверд-ловин | Діаметр експл. колони | Інтер- вал перфо- рації | Тип станка качалки | Тип насоса діам. штуцера |

Тиск, МПа |

НКТ, м | Вибій факт. | Глибина спуску насоса | Пластовий тиск, МПа | Вибійний тиск, МПа | Дебіт | Обводненість, % | Газовий фактор, т/м3 | коеф. прод. факт.,

т/добу?МПа |

Теор. подача насоса, т/добу | Коеф. подачі насоса

нафти, т/добу | рідини, т/добу | газу, тис. м3/добу

буферний (довж. ходу) | затрубний (число качань) | лінійний

89 мм | 73мм | 60 мм

верх, м | низ, м

74-ВВ | 0.129 | 3368 | 3375 | 7СК8 | 32 | 1.5 | 4.0 | 0.3 | 0 | 2641 | 0 | 3400 | 2159.0 | 28 | 25,6 | 0.3 | 0.67 | 0.250 | 44.8 | 159 | 0.015 | 1.69 | 0.621

4-Лоп. | 0.129 | 3460.0 | 3545.0 | CK5 | 32 | 1.2 | 5.0 | 0.8 | 0 | 2703 | 0 | 3252.0 | 2150.0 | 12.4 | 0.8 | 0.05 | 0.25 | 0.050 | 55.00 | 100 | 0.004 | 0.84 | 0.298

- проміжна колона діаметром 245 (30м) х219 мм спускається на глибину 1400 м для перекриття поляницьких (N1pl) і частково менілітових (P3ml) відкладів, які схильні до осипання і обвалювання порід та поглинання бурового розчину.. На проміжній колоні встановлюється превентор ОП2-280х350;

- експлуатаційна колона діаметром 146 мм спускається до проектної глибини і цементується до устя цементом. На колоні встановлюється превентор ОП-2-280-350. Устя свердловини обладнується колонною головкою ОКК2-350-146x245x324 і фонтанною арматурою АФЗ-65x350.

Основними факторами, які ускладнюють роботу свердловин є: шкідливий вплив вільного та розчиненого газу на роботу штангових насосів; відкладення парафінів і солей на стінках піднімального обладнання.

Для боротьби зі шкідливим впливом газу всі насоси діаметром від 29 до 44 мм опускаються в комплекті з газовими сепараторами спрощеної конструкції. Доцільно застосовувати сепаратори інших конструкцій, наприклад, відцентрові газові сепаратори із депресійною камерою конструкції