Проектування режимних параметрів роботи свердловини

Рис. 1.3 – Геологічний розріз

Долинське нафтове родовище приурочене до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Предкарпатського розгину,який займае проміжне положення між Південно-Західним схилом Східно-Європейської платформи і Карпатської складчастої області.

У тектонічному відношенні родовище знаходиться в першому  ярусі складок центральної частини  Бориславо-Покутської зони. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Берегова скиба Карпат частково перекриває перший ярус структур Бориславо-Покутської зони. Поверхня насуву занурюється під кутами 60-90 градусів,які з глибиною зменшуються до 15-20.

Долинська структура являє собою антетричну брахіантиклінальну складку з досить широким склепінням. Крутим і зрізаним північно-східним і більш пологими південно-західними крилами. Кути падіння порід південно-західного крила в склепінній частині складають 5-15, збільшуючись в південно-західному напрямку до 25-40.Південно-східне крило в склепінній частині має кути падіння порід 30-50, а потім воно стає крутим,вертикальним,підгорнутим і зрізається насувом

Долинської складки на Північно-Долинську. По довжині шпазка простежується на 10 км і поділяється на Болехівський,Долинський та Південно-Долинський блоки.

У межах Долинського блоку, де зосереджені основні запаси нафти і газу родовища, виділяється шість ділянок (1-V1), границями яких є поперечні тектонічні порушення з амплітудою 40 – 60 м. Із них I, IV, V і VI ділянки поздовжніми порушеннями розділені ще на дві або три частини. Проте в більшості згадані тектонічні порушення не є екрануючими, особливо в еоценових відкладах, де глинисті прошарки між пластами – колекторами характеризуються незначною товщиною.

Болехівський блок поперечним тектонічним порушенням з амплітудою 175 м розділений на дві ділянки, кожна з яких поділена поздовжнім порушенням також на дві частини. При цьому як поперечне, так і поздовжні порушення в межах Болехівського блоку є, найбільш ймовірно, екрануючими.

Південно-Долинський блок обмежений на північному-заході Турянським порушенням, а на південному сході - Оболонським. Розміри блоку по покрівлі верхньоменілітових відкладів 2,5х2 км.

В проміжковій розробці Долинського родовища знаходяться шість покладів (зверху в вниз):менілітовий, бистрицький, манявський та ямненський, які об’єднані в три об’єкти розробки-менілітовий, вигодсько-бистрицький і манявсько-ямненський.

В районі Долинського родовища виділяють з північного-заходу на південний-схід такі опущення:

1.Таняво-Болехівське;

2.Долинське;

3.Оболонське,які відділяють  одне від одного пектантними порушеннями.

Таняво-Болехівське порушення обмежене на північний захід Стрийським порушенням,а на південний схід-Свіченим.В центральній частині-Сукільським,яке ділило його на Танявський і Болехівський блоки.На південний схід від Свіченого знаходиться Долинське підняття. Будова Долинського блоку ускладнена п’ятьма поперечними порушеннями,а також трьома невеликими продольними порушеннями.

 

1.1 Відомості про нафтогазоносність  і водоносність розрізу

 

За прийнятою в УкрДГРІ схемою нафтогазогеологічне районування Західного регіону має такий вигляд: Балтійськопереддобрудзька нафтогазоносна провінція: Волино-Подільська нафтогазоносна область (Волинський нафтогазоносний район (НГР), Подільський перспективний район (ПР), Бузький газоносний район (ГР), Нестеровський перспективній район); Карпатська нафтогазоносна провінція: Предкарпатська нафтогазоносна область (Більче-Волинський нафтогазовий район, Бориславсько-Покутський нафтогазоносний район), Карпатська нафтогазоносна область (Скибовий нафтогазоносний район, Кросненський перспективний район),Закарпатська газоносна область (Мукачівський газоносний район, Солотвинський газоносний район).

Процес нафтонагромадження в надрах зумовлюється сукупністю сприятливих геологічних факторів і перш за все особливостями тектоніки місцевості, літологофаціальним складом відкладів та гідрогеологічними умовами району. При генетичному районуванні нафтогазоносних територій перевагу слід віддавати структурно-тектонічному фактору.

Нафтоносна територія  Бориславсько-Покутської зони дає підставу розглядати цю геотектонічну одиницю, як окрему нафтогазоносну область, яка характеризується єдністю геологічної будови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезу включаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.

Основним нафтогазоносним  комплексом є палеоген. По його горизонту  розподіл покладів нерівномірний:найменше їх в утвореннях палеоцену,найбільше -олігоцену. Останні містять промислові скупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони. Тут скупчення вуглеводнів пов’язано з асиметричними,нерідко лежачими антикліналями.

Нафтоносним є розріз від  Воротищенської світи еоцену до манявської міоцену включно,але промислові поклади наявні лише в утвореннях менілітової,бистрицької,вигодської і манявської світ.

Скупчення нафти в розрізі  менілітової світи містяться в пластах пісковиків та алевролітів. Вся товща ділиться на три горизонти:перший - верхньоменілітова, другий - середньоменілітова і третій - нижньоменілітова підсвіта. В кожному з них виділяють від 4-6 до 15-20 пластів пісковиків товщиною 0,5-8 м. Піскуватість зростає з глибиною. Якщо середня ефективна товщина першого горизонту 12 м,то другого—38 м,а третього—93 м. Відповідно змінюються і початкові дебіти свердловин:з першого горизонту 5,5-30,з другого—35-70, третього — до 450 т/добу. Відсутність водоносних горизонтів серед нафтових дала можливість експлуатувати поклади менілітової світи спільним фільтром довжиною від 100 до 600 м як об’єкт розробки.

Другий об’єкт розробки об’єднує поклади бистрицької та вигодської світ. В першій зустрічається від 2 до 7 піщаних пластів,у другій—11-20 пластів,які містять основну частину запасів родовища.

Утворення манявської світи є третім об’єктом розробки,що охоплює до 8 піщаних пластів.

Поклади родовища мають  спільний водо-нафтовий контакт і  за типом відносяться до масивно-пластових склепінних тектонічно екранованих. Природній режим їх пружний та розчиненого газу.

Промислова розробка менілітового покладу здійснюється з 1956р., вигодсько-бистрицького — з 1959р., а манявського — з 1961р.

Кожний поклад розбурювався самостійною сіткою свердловин,але  деякі з них розробляли два  поклади одночасно. Всього на родовищі пробурено 356 свердловин,з яких 31 ліквідована після буріння. В експлуатації знаходилося 289 свердловин, ліквідовано після неї 9.Максимальна кількість діючих видобувних свердловин—190 (1991 і 1993 рр.). Пластовий тиск підтримувався протягом всього періоду заводнення(закачування води) 129 свердловинами,з яких 26 уже ліквідовано. Максимальна кількість діючих нагнітальних свердловин—74 (1987-1989 рр.) . Найбільша щільність сітки свердловин—8,2 га на свердловину, поточна, при наявному фонді,-- 9,2 га на св..

Менілітовий поклад розробляється 86 свердловинами, 60 з яких мають дебіти нафти менші 1 т/добу (в середньому 0,2 т/добу ). Основний видобуток (64% )  у 1993р. отримано з 23 свердловин дебіт яких змінюється від 1 до 6 т/добу. Більший дебіт (8-9 т/добу) мали лише три свердловини.

Свердловини експлуатуються переважно глибинно-насосним способом. Видобуток нафти складає 99,4%(середній дебіт нафти—1,2,рідини—6,6 т/добу) 

Закачування води в менілітовий поклад здійснюється через 32 свердловини і забезпечує компенсацію поточного відбору в пластових умовах на 119,1 %. Середня приймальність нагнітальних свердловин—23,7 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск складає 22,0 МПа.

Видобуток нафти з Вигодсько-Бистрицького покладу здійснюється 93 свердловинами,9 з яких характеризуються дебітом меншим 1 т/добу,58—від 1 до 5,13—від 5 до 10, 10—від 10 до 20 і лише у трьох свердловинах він більший 20 т/добу.

Свердловини експлуатуються фонтанним і насосно-глибинним (84) способами. Видобуток з перших становить 8,9%(середній дебіт нафти—5,2 т/добу,рідини—77,5 т/добу), з других—91,1% (середній дебіт нафти—9,0 т/добу,рідини—88,2 т/добу).

Закачування води здійснюється через 31 св. Середня приймальність нагнітальних свердловин 211,4 куб.м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск 25,8 МПа.

Видобуток нафти на Манявському покладі здійснюється 24 свердловинами,12 з яких характеризуються дебітами меншими 1 т/добу,

Фонд видобувних свердловин експлуатується переважно глибинно-насосним способом,лише три св. — фонтанним. Із останніх одна свердловина характеризується дебітом нафти 18,1 т/добу,рідини—32,4,а дебіт двох інших не перевищує 0,3 т/добу нафти і 38—рідини.Видобуток нафти із насосних свердловин становить 62,7%.Середній дебіт нафти 1,6 т/добу,рідини—14,2.

Закачування рідини в Манявський поклад здійснюється через 12 св.,середня приймальність яких 39,3 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа.

Поточний пластовий тиск у покладі 24,7 МПа.

Отже,поклади родовища масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них — пластовий, літологічно обмежений. Колектори — пісковики і алевроліти. Тип колектора порово-тріщинний ( Пористість 7,8-12,3%, проникність 0,1-110 мД. ).В Бориславсько-Покутському НГР в структурах першого ярусу тиски близькі до гідростатичних або більші за них. Глибина залягання покрівлі покладу 1600 м, Глибина залягання нафтоносних верств — 1600-3000 м., потужність пластів — до 100-120 м. Висота Покладу 1401 м. Початковий пластовий тиск 30,4 МПа, температура 54-82 °С. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти — 38320 тис. т; розчиненого газу — 12963 млн. м³. Густина дегазованої нафти 769-844 кг/м³. Вміст сірки у нафті 0,17-0,32 мас.%, парафіну 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Спосіб експлуатації — фонтанний і насосний. Для підтримки пластового тиску використовується законтурне заводнення.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Застосоване обладнання

Насосний спосіб експлуатації свердловин передбачає використання штангових  свердловинних насосів.

Штангові насосні установки (ШНУ) призначені для підйому рідини із свердловини на поверхню.

На частку штангового насосного  способу експлуатації в нашій  країні припадає біля 70% діючого фонду  свердловин, які забезпечують до 30% загального об'єму видобутку нафти.

Залежно від глибини  залягання продуктивного пласта і коефіцієнта продуктивності свердловин подача штангових насосних установок змінюється від декількох десятків кілограмів до 200 т і більше за добу. На окремих свердловинах глибина підвіски насоса сягає 3000 м.

 

 

Схема і принцип роботи штангового насосного  устаткування. Обладнання насосних свердловин

СШНУ (рис. 2.1) складається із свердловинного насоса, який спускається в свердловину під динамічний рівень рідини на НКТ діаметром 38 – 102 мм і штангах діаметром 16 – 25 мм, індивідуального приводу, що складається із верстата-гойдалки та електродвигуна, і гирлового обладнання, до складу якого входять трійник із сальником та планшайба. Верхня штанга називається полірованим штоком, пропускається через сальник і з'єднується із головкою балансира верстата-гойдалки за допомогою канатної підвіски і траверси.

Плунжерний насос приводиться  в дію від верстата-гойдалки, де обертальний рух, що отримується  від двигуна за допомогою редуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється у зворотно-поступальний рух, котрий передається плунжеру штангового насоса через колону штанг 3.

При ході плунжера вгору (рис. 2.1 б) під ним знижується тиск і рідина із між трубного простору через відкритий усмоктувальний клапан надходить у циліндр насоса. При ході плунжера вниз усмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається, і рідина із циліндра переходить у підйомні труби. При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ підвищується, рідина доходить до гирла свердловини і через трійник переливається у викидну лінію.

На підприємствах по видобутку нафти працюють редукторні станки-качалки конструкції Азинмаша. Конструктивні особливості цих  станків-качалок наступні.

 Усі верстати мають  закриті двоступінчасті редуктори.  Передаточні циліндричні шестерні  редуктора сталеві, мають шевронні  фрезеровані зубці, що працюють  в масляній ванні. Опори валів  редуктора майже у всіх верстатах  виконі на підшипниках кочення.

Редуктори обладнані двохколодочними  гальмами для можливості зупинки  балансира в будь-якому положенні  після вимкнення двигуна.

Передача руху від двигуна  до редуктора здійснюється за допомогою  клиноподібними ременів. Вони водонепроникні, можуть працювати без захисту  від атмосферних опадів, безпечні в пожежному відношенні.

Балансири мають відкидну чи поворотну на 180º навколо вертикальної осі головку, що забезпечує вільне проходження  талевої системи при ремонтах свердловин і безпеку ведення  робіт.На всіх верстатах застосована  канатна підвіска, що полегшує регулювання  довжини штока при посадці  плунжера в циліндрі насоса.

Усі станки-качалки нормального  ряду конструктивно однотипні.

Балансир − однобалкова конструкція двотаврового перетину з профільного чи прокату зварена.

Для проведення ремонтних  робіт у свердловині в станках-качалках моделей 1СК − 3СК головка балансира  відкидна, у верстатах моделей 4СК − 9СК − поворотна.

Для фіксації поворотної голівки  балансира в робочому положенні  в шайбі головки передбачений паз, у котрий входить клин засувки. Корпус засувки з канатом, підведеним до рукоятки, прикріплений до тіла балансира  болтами. Для звільнення голівки  клин за допомогою рукоятки відтягується назад.