2.6 Висновки

Сьогоднішній фонд свердловин складений старим фондом свердловин, який останні двадцять років не поновлювався. Із пробурених на покладі 43 видобувних свердловин – зараз в дії знаходиться тільки 20. З їх допомогою ведеться розробка покладу задовільно, при даних умовах розробки покладу на виснаження. Здійснювати якісь корінні зміни з метою інтенсифікації видобутку нафти практично неможливо через застарілість фонду свердловин. Бурити нові свердловини економічно недоцільно. Так само недоцільно проводити ізоляційні роботи, бо вони не дадуть великого ефекту, внаслідок розкинутості продуктивних шарів по загальній товщі продуктивного горизонту.

Технологія проведення фосфорно-кислотної обробки практично нічим не відрізняється від проведення соляно-кислотної обробки, а ефект від проведення першої вищий від ефекту проведення другої. Тому я в даній роботі проектую проведення фосфорно-кислотної обробки привибійної зони пласта.

Саме тому пропонується з метою збільшення продуктивності свердловин проводити фосфорно-кислотне оброблення свердловин, виходячи з аналізів методів дії на ПЗП.

3. Аналіз системи збору та підготовки продукції свердловин

Видобуток нафти на родовищі ведеться з 1954 року, а з 1970 року здійснюється підтримання пластового тиску шляхом закачування води в нагнітальні свердловини. У 1968р. був складений проект дорозробки покладу Піднасуву, де передбачалось частину менілітового покладу розробляти з підтримуванням пластового тиску. Цим передбачалось стабілізувати пластовий тиск у другому і першому блоці покладу. Згідно даного документу в 1970р. у свердловину №1670 почали здійснювати промислове закачування води, а в 1971р. почали здійснювати промислове закачування води у свердловину № 1690.

На родовищі застосовується однотрубна герметизована система збору продукції свердловин. Продукція свердловин (нафта, вода, газ) під гирловим тиском по індивідуальних викидних лініях поступає на НЗП-950 “В’яра”.

Ділянка НЗП “В’яра” розташована на території м. Борислава. В західній частині ділянки розташовані споруди по збору і підготовці нафти, в центральній частині – резервуарний парк, до північно-східної частини прилягають міські житлові будинки.

Як бачимо з рисунку 4.1 продукція із свердловин поступає в сепаратор першої ступені сепарації або так званий трап, де проходить первинне розділення газу та рідини, звідки водонафтова емульсія надходить у трубний підігрівач для кращого водовідділення. Там її підігрівають до температури 60 0С.

Газ в свою чергу надходить з трапа у газовий сепаратор, звідки частину його направляють на газопререробне виробництво, а решта використовується для потреб промислу, зокрема для підігріву водонафтової емульсії у трубному підігрівачі. Після підігріву цю емульсію подають у збиральні резервуари групового збірного пункту, де після відстоювання не менше однієї доби та зливання води проводять замір кількості видобутої нафти. Відкачування пластової води та нафти з резервуарів відбувається за допомогою відповідно водо- та нафтонасосної станцій. Нафту перекачують далі на кінцевий пункт підготовки нафти, а воду перекачують в автоцистерни і далі використовують по відповідним потребам (для підтримання пластового тиску, геолого-технічних заходів – глушіння свердловин, промивка трубопроводів).

Загалом, промислова підготовка нафти, видобутої з Піднасуву здій-снюється в 2 етапи. Попередня підготовка нафти проходить безпросередньо на НЗП, де відбувається підігрів і часткове її обезводнення, а потім нафта направляється на КППН, де на установці блоку електрообезсолення проходить другий етап підготовки нафти (обезводнення і обезсолення) до кондиції І-ІІ групи якості, і дальше по нафтопроводу направляється на Дрогобицький НПЗ.

Станом на 1.01.2003 р. до існуючої системи внутрішньопромислового збору з покладу Піднасув підключено 18 видобувних свердловин з середньодобовим видобутком (на грудень 2002 р.) 14,5 т нафти, 47,5 т рідини і 14,1 тис.м3 газу. Обводненість продукції становить 69,5 %.

4. Прогнозування видобутку нафти за характеристиками витіснення

При проведенні прогнозу всі вхідні дані необхідні для розрахунку беремо з таблиці 2.2, а тобто – значення накопиченого видобутку нафти та рідини по всіх роках розробки покладу Піднасув Бориславського нафтового родовища.

Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини має вигляд показаний на рисунку 4.1:

Рис. 4.1 – Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини.

При прогнозуванні очікуваного видобутку нафти необхідно підібрати характеристику витіснення, що відповідає фактичній залежності накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини.

Розглянемо декілька видів таких залежностей:

Залежність 1-го виду:

Залежність 2-го виду:

Залежність 3-го виду:

Для прогнозування виберемо таку залежність, для якої значення коефіцієнту кореляції буде найближче до одиниці.

Виходячи з попереднього пункту 2 (Аналіз розробки покладу), ми бачимо, що після 70-го року відбулася зміна режиму розробки родовища. Це привело до того, що в останні роки щорічний видобуток нафти почав падати, а обводненість продукції зростати. Дана ситуація досить чітко простежується на графіку рис.5.1. Тому для прогнозування видобутку нафти беремо дані про видобуток нафти і рідини за останні 9 років.

Розглянемо лінійну залежність:

Визначимо коефіцієнти a та b шляхом статичної обробки фактичних даних:

,

.

Визначивши коефіцієнти a та b, за формулою підраховуємо теоретичні значення накопиченого видобутку нафти

Рис.4.2. – Лінійна залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини: 1 – фактична крива; 2 – теоретична крива.

Для того щоб визначити коефіцієнт кореляції необхідно знайти