Видобуток нафти з вигодського покладу здійснюється 3-ма свердловинами: 40, 80 і 107, які експлуатуються глибинно-насосним способом. Поточні дебіти свердловин змінюються від 6,08 до 34,35 т/добу (рідини).

Діючий фонд нагнітальних свердловин складає 4 свердловини (8, 32, 88, 94), їх приймальність коливається в межах: 4-30 м3/добу. Стан фонду свердловин показаний в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1- Фонд свердловин Струтинського родовища та вигодського покладу.

Склад фонду свердловин | Вигодський поклад | Струтинське родовище

(в цілому)

Свердловини, які дають нафту і газ | 3 | 51

Зупинені в поточному році | - | 1

Всього діючих | 3 | 52

Нагнітальні свердловини | 4 | 16

Контрольні свердловини | - | 2

Ліквідовані після експлуатації | 1 | 1

Ліквідовані після буріння | 19 | 28

Видобуток нафти на родовищі ведеться з 1962 року. Головні блоки родовища – Струтинській та Північно-Струтинський повністю розбурені та облаштовані і розробляються з підтриманням пластового тиску шляхом заводнення.

Середня глибина свердловин, які експлуатують менілітові відклади складає 2300 метрів, а вигодські - 2600 метрів.

Раціональним способом експлуатації на родовищі є глибинно-насосний. Поточні дебіти свердловин коливаються в широких межах 4,01 – 6,68 т/добу (по нафті), а газовий фактор на даний чис рівний 289,6 м3/т, а по окремих свердловинах поза блоками ППТ сягає 1500 м3 /т.

На родовищі використовуються насоси типу НСВ-28, НСВ-44 з глибиною спуску до 2100 метрів. Насоси обладнуються газовими якорями. Конструкції колони штанг триступінчаті з діаметрами 19-22-25 мм. Довжина ступенів колони у процентному відношенні складає 55-20-25. По міцності повинні застосовуватись 50 % штанг оброблених нормалізацією і 50% штанг оброблених струмами високої частоти.

Верстат-гойдалки 5ВК-6-1.5-1600, які працюють на даному покладі забезпечують роботу насоса. Потреба в НКТ для нових свердловин складе 2100 м. на одну свердловину. Всі труби діаметром 73 мм, із них 60% із сталі марок № 80, С-75, Р-105, з висадженими кінцями і 40% із сталі марки Д з гладкими кінцями.

Конструювання підйомних ліфтів, колони штанг, видів верстатів-гойдалок проводиться за загально прийнятими методиками. Режим роботи встановлюється методами дослідження. Обв'язка гирла свердловин приймається типовою для НГВУ "Долинанафтогаз".

Враховуючи фізико-хімічні властивості продукції та умови роботи підземного обладнання, найбільшими ускладнаннями при експлуатації свердловин можна вважати:

а) відкладання парафіну на стінках підйомного обладнання і викидних ліній;

б) шкідливий вплив газу на роботу глибинних насосів.

Для ліквідації парафінових заторів застосовується пропарка підйомного обладнання на поверхні за допомогою паропересувних установок (ППУ) під час проведення поточних ремонтів. Як допоміжний засіб, для продовження міжремонтного періоду роботи свердловин рекомендується періодична прокачка в затрубний простір гарячої нафти, розчинників парафінів, які підігріваються за допомогою ППУ чи АДП.

Застосування інгібіторів для попередження парафіновипадання можливе тільки після проведення відповідних досліджень і визначення ефективності їх в умовах родовища для ліквідації АСПВ, які можуть створити затори у викидних лініях ^свердловин, траси трубопроводів обладнуються спеціальними вузлами для підключення ППУ, а також агрегатів для закачки гарячих розчинників парафіну.

Наслідком шкідливого впливу газу на роботу глибинних насосів і устаткування є те, що основною причиною проведення поточних ремонтів є заміна насоса, наприклад:

Св 108 березень 2004 p. ПР з метою заміни насоса, листопад 2004 р. ПР з метою заміни полірованого штока; Св 99 проведено кілька ПР з метою заміни насоса, в 2004 р. ПР з метою заміни полірованого штока, 2005 р. ПР з метою заміру РПЛ. Також проводяться капітальні ремонти свердловин: Св 108 (24.10.2005р.) з метою проведення ГРП, Св 99 в 2005 р. КР з метою проведення ГКО.

Для зменшення шкідливого впливу газу на роботу глибинних насосів їх прийоми обладнуються газовими сепараторами. Для цього рекомендується використовувати відцентрові газові сепаратори ЦГС конструкції НДПІ ВАТ "Укрнафта", які показали свою ефективність на родовищі.

Через низький динамічний рівень передбачено використати труби і штанги високої якості.

Промислові колектори нафти вигодських і менілітових відкладів родовища складені твердими, щільними пісковиками, які не руйнуються ні фільтрацією нафти чи води у привибійну зону, ні під дією методів інтенсифікації припливу. Тому не передбачається ніяких заходів щодо попередження руйнації привибійної зони.

Випадання солей у процесі розробки не спостерігається.

Захисту нафтопромислового обладнання від корозії вимагає, головним чином, система ППТ (застосування інгібітору „Нафтохім-3”, покриття насосів емаллю УР-41, спуск додаткових колон у нагнітальні свердловини), а також система підготовки нафти (захист резервуарів фторіноепоксидними лаками).

Під час проведення кислотних обробок потрібно застосовувати інгібітори корозії для захисту нафтових та нагнітальних свердловин, а також і викидних ліній.

3 АНАЛІЗ МЕТОДІВ І РЕЗУЛЬТАТІВ ДІЇ НА ПРИВИБІЙНУ

ЗОНУ ПЛАСТА ЗА 5-7 РОКІВ З ОБҐРУНТУВАННЯМ РАЦІОНАЛЬНОГО МЕТОДУ

В 2005 р. в НГВУ "Долинанафтогаз" проводився штучний вплив на привибійні зони продуктивних пластів для збільшення припливу нафти і газу в видобувні свердловини і для збільшення поглинання води в нагнітальних свердловинах.

Протягом 2005 р. всього проведено 52 обробки ПЗП, після яких додатково видобуто 20.6 тис. т. нафти, 5712.3 тис. м3 газу і додатково закачано в продуктивні пласти 8.8 тис. м3 води.

Таблиця 3.1- Гідравлічні розриви пластів

Вид ГРП |

Од.

вим | Проведено свердловиних операцій | Додатковий видобуток нафти, т. | Додатковий видобуток газу, тис м3 |

Сер. вартість роб.

Всьо

го | Ефект | %

Ефект | Всьо

го | На 1 св/день | Всього | На 1

св/день

Розрив водою, обробленою ПАР |

св/

опер |

3 |

3 |

100 |

1288 |

2.46 |

79.7 |

0.53 |

49106

Розрив водяним розчином полікару |