2 Техніка і технологія видобутку нафти орів-уличного родовища

На Орів-Уличному родовищі видобуток нафти здійснюють за допомогою :

-Штангових свердловинних насосів(ШСН)

-Електро діафрагмових насосів(ЕДН)

- Фонтаним способом

На Орів-Уличному родовищі наявно 12 свердловин які експлоатуєця штанговими свердловиними насосами.

Суть цього методу полягає в тому що штанговий насос опускається в свердловину нижче за рівень рідини. Складається з циліндра, плунжера, сполученого зі штангою, всмоктувального і нагнітального клапанів. Верстат-качалка перетворює обертання вала двигуна у зворотно-поступальний рух, який передається колоні штанг через гнучку (канатну, ланцюгову) підвіску і полірований шток. Застосовуються в осн. механічні редукторно-кривошипні, балансирні і безбалансирні, а також баштові і гідравлічні станки-качалки. Продукція свердловини (нафта, вода, розсіл) подається на поверхню по насосно-компресорних трубах, обсадній колоні або по порожнистих штангах. Продуктивність при постійному відкачуванні до 300 м3/добу.

Такoж електро діафрагминими насосами на Бориславському родовищі експлоатуюця лише 3 свердловини.

Цей метод використовують при видобутку нафти і води.

Рівень відцентрового насоса містить направляючий апарат з робочим колесом. Довжина установки 25-30 м. При довжині відцентрового насоса і елетродвигуна пон. 5-8 м (в залежності від діаметра) вони складаються з окремих секцій для зручності транспортування і монтажу. Продуктивність установки для нафтової свердловин 15-20 до 1400—2000 м3/доб., напір до 2500-3000 м, потужність електродвигуна до 500 кВт, напруга до 2000 В, температура середовища, яке відкачується до 180°С, тиск до 25 МПа.

3 Дослідження свердловин і пластів орів-уличного родовища

Початкові пластові тиски продуктивних горизонтів Орів-Уличної глибинної складки не замірялись ні в законтурній, ні в нафтовій зонах.Для відтворення початкових величин пластового тиску і характеристики гідродинамічної системи продуктивних горизонтів Бориславського родовища використані дослідження динаміки підземних вод палеогенових відкладів північно-західної частини Внутрішньої зони. На цій території розміщена значна кількість свердловин, в яких заміряні початкові пластові тиски в законтурних зонах менілітових і еоценових відкладів. За даними пластових тисків, приведених до абсолютної відмітки мінус 2000 м, побудовані схематичні карти ізобар окремо менілітових і еоценових відкладів на палінспастичній основі (рисунок 3.1). Розподіл напору підземних вод цих відкладів в горизонтальному плані трьох ярусів складок свідчить про можливість руху вод від зовнішнього борта Внутрішньої зони в бік складчастих Карпат. Максимальний перепад тисків становить 36,3 МПа для менілітових і 24,4 МПа для еоценових відкладів. В умовах сучасної насувної тектоніки встановлена закономірність означає можливість руху пластових вод знизу вверх або з третього-другого ярусів складок у перший і Скибову зону. У районі Бориславського родовища на картах приведених ізобар спостерігається депресійна зона приведених пластових тисків, яка могла виникнути завдяки підвищеній гідродинамічній проникності цього району (підвищена щільність поперечних тектонічних порушень, літофаціальна поперечна зональність, надлишкові тиски в нафтових високоповерхневих покладах).Для відтворення початкових величин пластового тиску основного об’єкта підрахунку запасів нафти – Бориславської глибинної складки використані дослідження про динаміку підземних вод еоценових відкладів у свердловинах 3, 26-Орів, 13-Улично, 30-Іваники, 2-Урич. Середній пластовий тиск, приведений до відмітки мінус 2000 м, становить 27,9 МПа, а для менілітових відкладів за даними свердловин 38-Улично, 15-Семигинів і 2-Урич – 27,7 МПа. Для побудови епюри початкового пластового тиску Бориславської глибинної складки прийнятий пластовий тиск на абсолютній відмітці мінус 2000 м – 28,0 МПа як для менілітових, так і для еоценових відкладів (рисунок 3.2). З епюри визначені початкові пластові тиски продуктивних горизонтів палеогенових відкладів Бориславської і Південно-Бориславської складок (таблиця 3.1). При висоті продуктивних відкладів менілітової світи 1115 м пластовий тиск у початковій стадії розробки перевищував умовно гідростатичний в 1,92 рази і був близький до геостатичного (14,2 МПа). Можливо, у зв’язку з цим в історичному геологічному часі відбувалися періодичні розриви міоценових порід, що зумовлювало утворення в них покладів озокериту, вторинних покладів нафти, а також розсіювання її в приповерхневих умовах.На підставі епюри початкових тисків і масових замірів статичних рівнів рідини в свердловинах за період 1.01.1959 р. та 1.01.1998 р. на рисунку 3.3 схематично зображено розподіл початкового і поточного пластових тисків бориславського пісковика в поперечному розрізі центральної частини Бориславської і Південно-Бориславської складок.Законтурна зона менілітового покладу Бориславського Піднасуву вперше розкрита свердловиною 1542. За розрахунками пластовий тиск на глибині 2556 м (абсолютна відмітка мінус 2116 м) становить 33,1 МПа. Величина його добре узгоджується із картами приведених тисків (рисунок 3.1, а). Для побудови епюри початкового пластового тиску еоцен-олігоценового об’єкта розробки Піднасуву додатково використані заміри пластових тисків у свердловинах 1600 і 1608, які розкрили нафтову зону і розташовані на структурі в протилежних частинах. Початковий пластовий тиск на ВНК (абсолютна відмітка мінус 1975 м) становить 31,0 МПа, а на середині об’єкта розробки (абсолютна відмітка мінус 1650 м) – 27,5 МПа. Пластовий тиск на ВНК (абсолютна відмітка мінус 1975 м) перевищує умовно гідростатичний в 1,29 раз (рисунок 3.4).Початкові пластові тиски покладів Попельського блоку (поляницької, менілітової, ямненської світ – Попельської складки та менілітової світи Нижньо-Попельської складки) визначені на підставі замірів тисків у свердловинах, які вперше розкрили відповідні поклади. Найбільшою аномальністю відзначається пластовий тиск покладу менілітової світи Нижньо-Попельської складки (коефіцієнт аномальності 1,29). Близьким до гідростатичного характеризується пластовий тиск менілітового покладу Попельської складки (рисунок 3.5).За даними замірів тисків у свердловинах 1, 2, 4, 6 початкові пластові тиски покладів стрийської та ямненської світ Насуву Попельсько-Бориславського блоку прирівнюються до умовно гідростатичних, а їхні величини відповідно до гіпсометричного положення того чи іншого покладу показані на епюрі (рисунок 3.6). Початковий пластовий тиск покладу стрийської світи ділянки Мражниця Бориславського блоку встановлений за даними замірів тисків у свердловинах 5 і 7 і на умовному ВНК (394 м) становить 2,3 МПа (коефіцієнт аномальності – 0,575) (рисунок 3.7). Аномально низький пластовий тиск обумовлений високими відмітками земної поверхні цієї ділянки (в середньому 780 м), що перевищує абсолютні відмітки поверхні Попельсько-Бориславського блоку на 260 м.Оскільки родовище знаходиться на кінцевій стадії розробки, де спостерігається просування ВНК і досить інтенсивне обводнення свердловин, то режим розробки покладів Глибинної складки можна визначити як неефективний водонапірний. Наявні дані розробки дають підстави стверджувати, що стабілізація пластових тисків в покладах основного об’єкта розробки – Бориславської глибинної складки – встановилася при депресійній воронці 13-15 МПа та середньодобовому відборі рідини 400 м3. Продуктивні відклади Піднасуву розробляються на режимі розчиненого газу з частковим підтриманням пластового тиску, відклади Попельського блоку на режимі розчиненого газу, ямненські відклади ділянки МЕП та стрийські відклади ділянки Міріам на змішаних режимах: гравітаційному та з частковим підтриманням пластового тиску, стрийські відклади ділянок Мражниці на змішаних режимах виснаження. Для визначення геотермічного градієнта використані температурні заміри електротермометром у стовбурі свердловини 15-П.Б. При глибині 3677 м свердловиною розкриті відклади Насуву, Бориславської глибинної складки, Піднасуву. Результати заміру температури наведені в таблиці Б.2 і на графіку (рисунок 3.8). На графіку виділяються три відрізки з різним нахилом до вертикалі, які, відповідно, характеризуються своїм геотермічним градієнтом. Перший, з градієнтом 1,6°С на 100 м, відповідає відкладам Насуву і воротищенській світі Бориславської глибинної складки; другий, з градієнтом 2,6°С на 100 м – продуктивним відкладам Бориславської глибинної складки; третій, з градієнтом 2,3°С на 100 м – Піднасуву. Середній геотермічний градієнт всього розрізу становить 2,2°С на 100 м, або геотермічна ступінь 45,5°С на 1°С.Гідродинамічні дослідження у свердловинах, пробурених на структурних елементах родовища, проводилися відносно регулярно і за останні 2-3 роки майже по всіх діючих свердловинах виконані заміри пластового тиску, вибою, рівня, температури тощо (таблиця Б.1).На Глибинній складці дослідженнями охоплені 96% свердловин діючого фонду, на Піднасуві – 100%, на структурних елементах Насуву – 70%-100%. На Глибинній складці розробляються відклади поляницької, менілітової, бистрицької, вигодської, манявської та ямненської світ. За довготривалий час розробки родовища у свердловинах проводилися поглиблення, додаткова перфорація, достріли інтервалів, торпедування різних продуктивних горизонтів, тому на даний час у свердловині можуть експлуатуватися два, три, а то й чотири горизонти. З цієї причини розділення діючого фонду свердловин по продуктивних горизонтах проведено досить умовно і в залежності, в основному, від глибини поточного вибою.Вибої свердловин поляницької світи знаходяться в інтервалах 300-1000 м, за винятком свердловин, які пробурені на Південно-Бориславській складці (1373, 1610, 1625), де глибина залягання продуктивних відкладів 1612-1762 м. За даними досліджень 28 свердловин (таблиця Б.1) рівень рідини відмічений у шести свердловин до 100 м, у семи – до 300 м і у чотирьох – глибше 700 м. Майже усі свердловини, з яких продовжується відбір рідини, розташовані у склепінній частині структури. Заміряні поточні пластові тиски мають досить широкий діапазон змін – від 0,28 МПа на глибині 558 м (свердловина 245) до 5,6 МПа на глибині 731 м (свердловина 494). Більш високий тиск зафіксований у свердловинах, розташованих у прирозломній зоні (тектонічне порушення, яке розділяє глибинну складку на Бориславську і Тустановицьку ділянки). Так, у свердловинах 791, 699, 485, 494 поточні пластові тиски, заміряні на відповідних глибинах, змінюються від 2,6 до 5,6 МПа. Із десяти свердловин присклепінної частини тільки у свердловині 201 пластовий тиск 4 МПа, у решти свердловин тиск знаходиться в межах 0,28-2,9 МПа. Останні заміри пластових тисків у свердловинах Південно-Бориславської складки проводилися у 1995-1997 роках. На даний час ці свердловини знаходяться у бездіючому фонді. При їх відновленні необхідно провести гідродинамічні дослідження.Вибої свердловин менілітової світи змінюються від 800 м (свердловини присклепінної частини Бориславської складки) до 1700 м (ділянка Помярки), а в Південно-Бориславській складці – від 1500 до 1700 м. Рівні рідини у свердловинах, в основному, глибше 700 м, поодинокі свердловини мають рівні 100-200 м. З максимальними значеннями дебітів нафти працюють свердловини ділянки Помярки (0,35-0,64 т/д). Поточні пластові тиски знаходяться на рівні 2,6-7,2 МПа. Свердловини склепінної частини працюють з досить низькими дебітами або переведені в желонковий фонд, тому після ревізії фонду більшу частину цих свердловин необхідно перевести в дегазаційний фонд або ліквідувати. Пластові тиски в цьому районі змінюються від 0,64 до 1,55 МПа, за винятком свердловини 262, де пластовий тиск, заміряний у 2000 році на глибині 856 м, становив 7,1 МПа. На Бориславській ділянці продовжують працювати тільки свердловини в склепінній частині. Дебіти свердловин незначні – 0,05-0,17 т/д. Пластові тиски знаходяться в межах 0,4-2,2 МПа. На Південно-Бориславській складці свердловини працюють з дебітами нафти 0,1-0,35 т/д, поточні пластові тиски в цьому районі мають досить низькі значення (2,7-8,0 МПа), враховуючи глибини замірів останніх (1090-1650 м).Діючі свердловини бориславського пісковика в основному продовжують працювати на крилах та в периклінальних частинах Тустановицької та Бориславської ділянок. Незначна кількість свердловин працює у склепінній частині та в прирозломній зоні. В основному дебіти свердловин не перевищують 0,1 т/д, 27% свердловин працюють із середньодобовим дебітом нафти більше 0,1 т/д (максимальний дебіт нафти 0,38 т/д). Інтервали залягання відкладів бориславського пісковика від 890-1050 м в склепінній частині до 1100-1550 м в центральній та периклінальній частинах, відповідно в цих межах знаходяться і поточні вибої. Більше 50% свердловин мають досить низькі рівні (глибше 1200 м). Поточні пластові тиски в склепінній частині Бориславської і Тустановицької ділянок не перевищують 1 МПа. Дещо вищі пластові тиски у свердловинах периклінальної частини (до 2,6 МПа) та в склепінній частині Південно-Бориславської складки (4,4 МПа – свердловина 1204 на глибині 1468 м, 5,6 МПа – свердловина 1310 на глибині 1263 м).Продуктивна характеристика верхньоеоценових відкладів (бистрицька світа) дещо краща, ніж вищеописаних. Основний фонд діючих свердловин зосереджений у центральних частинах Бориславської та Тустановицької ділянок Бориславської складки та у склепінній частині Південно-Бориславської складки. Діючі свердловини працюють з дебітом, в основному, більше 0,1 т/д, декілька свердловин мають дебіти 0,2-0,3 т/д. Мінімальними пластовими тисками характеризуються одиничні свердловини склепінної частини Бориславської складки (до 1 МПа). Максимальні поточні пластові тиски відмічені в районі свердловин 788-815, де останній досягає 3 МПа на глибині 1360 м, та у свердловині 1120 – 5,8 МПа на глибині 986 м. Поточними пластовими тисками від 1 до 2 МПа характеризуються 30% свердловин діючого фонду. Пластові тиски у свердловинах, які знаходяться у бездії (простоюють довгий час) наближаються до 2 МПа.Всі діючі свердловини нижньоеоценових відкладів (вигодська та манявська світи) охоплені гідродинамічними дослідженнями за останні 2-3 роки. Більшість свердловин продовжують працювати на Бориславській ділянці та в прирозломній зоні. Глибини залягання продуктивних відкладів 1100-1600 м, рівні рідини у свердловинах в основному 1000-1200 м. Поточні дебіти свердловин 0,1-0,2 т/д. З дебітом більше 0,2 т/д працює 30% свердловин діючого фонду. Поточні пластові тиски у більшості свердловин знаходяться в межах 1-2 МПа. Максимальні пластові тиски відмічені в поодиноких свердловинах, які розташовані в різних частинах структури: свердловина 297 – 7,8 МПа (Тустановицька ділянка), свердловина 753 – 5,2 МПа (прирозломна зона), свердловина 686 – 6,1 МПа (Бориславська ділянка). Необхідно сказати, що всі ці свердловини розташовані в ареалах з підвищеним рівнем загазованості території за результатами аерокосмічних досліджень. На Тустановицькій ділянці у склепінній частині значна кількість свердловин даного горизонту знаходиться довготривалий час у бездії. За результатами ревізії фонду авторами та представниками НГВУ вирішено деякі свердловини ліквідувати, а інші перевести в дегазаційний фонд.Продуктивні відклади ямненської світи розробляються 11 свердловинами, які є найбільш продуктивними на даному структурному елементі. Свердловини, в основному, працюють в прирозломній зоні і в центральних частинах Тустановицької та Бориславської ділянок в зонах з підвищеними рівнями загазованості. Дебіти свердловин 0,2-0,5 т/д, максимальний дебіт 0,9 т/д у свердловині 914. Глибини залягання продуктивних відкладів 1400-1700 м, рівні рідини в свердловинах в основному 500-900 м, поточні пластові тиски у більшості свердловин 4-6 МПа, максимальні пластові тиски зафіксовані у свердловинах 288 – 11,3 МПа на глибині 1450 м та у свердловинах 924, 928 – відповідно 7,5 та 7,3 МПа на глибинах 1500 м. Аналізуючи роботу свердловин на різних об’єктах Глибинної складки, треба сказати, що свердловини ямненської світи, нижнього еоцену та незначна кількість свердловин менілітової світи (в тому числі і бориславський пісковик) та верхнього еоцену працюють в постійномурежимі, решта свердловин та всі свердловини поляницької світи працюють в періодичному режимі. Це свідчить про різну продуктивність об’єктів розробки даного структурного елементу.Свердловини спостережного та дегазаційного фонду Глибинної складки гідродинамічними дослідженнями охоплені в недостатній кількості у зв’язку з їх незадовільним технічним станом. Свердловини, які непридатні до використання в якості спостережних чи дегазаційних, підлягають ліквідації.Продуктивні відклади Піднасуву розробляються на режимі розчиненого газу з частковим підтриманням пластового тиску. Станом на 1.01.2004 року нагнітальні свердловини знаходяться в бездії. В діючому видобувному фонді налічується 24 свердловини, на яких і проводилися гідродинамічні дослідження протягом 2001-2003 років. Заміри пластових тисків у свердловинах перераховувалися на середину фільтра, а для побудови карти ізобар приводилися до ВНК – 1970 м. Середньозважений по площі пластовий тиск з врахуванням замірів тисків у 2002-2003 роках – 20,8 та 18,6 МПа відповідно на Бориславському та Тустановицькому куполах та на Попельському куполі, що є нижчим за визначений тиск насичення – 23,4 МПа. За весь період розробки продуктивних відкладів максимальний відбір нафти вівся із Попельського купола свердловинами 1608 та 1609, відповідно і пластові тиски знизилися до 14-15 МПа. Поточні дебіти нафти в цих свердловинах 2,4 та 4,1 т/д. На Бориславському та Тустановицькому куполах максимальні відбори нафти проводилися у свердловинах 1687 та 1600, про що свідчать досить низькі пластові тиски, відповідно 4 МПа на глибині 2200 м (заміри 1998-2002 рр.), 8,2 МПа на глибині 2198 м, та у районі свердловини 1700, але тут значно вищий пластовий тиск (20,5 МПа на глибині 2167 м). Біля свердловини 1687 на відстані 150 м розташована свердловина 1601, а в південно-західному напрямку на відстані 360 м від свердловини 1600 розташована свердловина 1612. У цих свердловинах пластові тиски відповідно 20,2 та 24,6 МПа. Це свідчить про значну мінливість фільтраційних властивостей колекторів та про можливу наявність локальних тектонічних порушень, які можуть служити екраном для гідродинамічного зв’язку. Це стосується і району свердловин 1603-1715, де у свердловині 1616 пластовий тиск 23,5 МПа на глибині 2524 м, у свердловині 1715 – 7,5 МПа на глибині 2200 м, у свердловині 1603 – 12,2 МПа на глибині 2270 м, а у свердловині 1604 – 4,79 МПа на глибині 2000 м. Із п’ятнадцяти діючих сім свердловин працюють з середньодобовими дебітами 1,1-2,3 т/д, решта з дебітами 0,35-0,75 т/д, за винятком свердловин 26 та 40, в яких дебіти 0,03 т/д. Дві свердловини 1635 та 1685, в яких перфоровані тільки поляницькі відклади, працюють з дебітами

0,01-0,02 т/д і в майбутньому плануються для переводу на ямненські відклади Глибинної складки. Для визначення енергетичного стану продуктивних відкладів Попельського блоку проводяться заміри пластового тиску у відповідних свердловинах.Поляницькі відклади Попельської складки розробляються свердловиною 4, яка працює в періодичному режимі. Останній замір пластового тиску проводився в 2000 році (3,4 МПа на глибині 2100 м) і його необхідно вважати як невідновлений. Свердловина працює з поточним дебітом 0,6 т/д. Гідродинамічні дослідження менілітових відкладів проводилися на свердловинах 8, 24 та 29. Свердловина 8 розташована на віддалі 200 м від ВНК. Високий процент води в продукції (91%) та стабільний пластовий тиск протягом 1997-2003 років (21-22 МПа) свідчить про вплив водонапірного режиму. В кінці 2003 року, після встановлення цементного моста в інтервалі 2448-2436 м та дострілу менілітових відкладів в інтервалі 2390-2405 м введена в експлуатацію свердловина 29 з пластовим тиском 17,8 МПа на середині фільтра, що дещо вищий, ніж у свердловині 24 (13,1 МПа на середині фільтра 2381 м), з якої ведеться відбір рідини. Усі свердловини працюють в постійному режимі з поточними дебітами нафти від 0,4 т/д в свердловині 8 до 1,8 т/д в свердловині 24. Менілітові відклади Нижньо-Попельської складки експлуатуються свердловиною 28, в якій останні чотири роки пластовий тиск встановився на рівні 13,4-14,3 МПа при річному відборі рідини 840-1220 т. Всі поклади нафти Попельського блоку розробляються на режимах виснаження.Свердловини структурних елементів Насуву в різній мірі охоплені гідродинамічними дослідженнями.Протягом 2001-2003 років діючі свердловини ділянки МЕП на 100% охоплені дослідженнями. Інтервали залягання відкладів ямненської світи даної ділянки залягають на глибинах 300-500 м. Свердловини працюють в постійному режимі з середньодобовими дебітами 0,15-0,22 т/д, поточні пластові тиски, заміряні на глибинах 420-530 м, знаходяться в межах 1,2-2,3 МПа. Продуктивні відклади ділянки розробляються з підтриманням пластового тиску. Значного збільшення пластового тиску по свердловинах не відмічено. Так, у свердловинах 1439, 1466, 1546 за період з 1998 по 2003 рр. пластовий тиск збільшився на 0,4 МПа, у свердловині 1368 за даний період тиск залишався стабільним (1,68 МПа), а у свердловині 1543 навіть знизився з 1,71 до 1,24 МПа. На даній ділянці в спостережному фонді нараховувалось 8 свердловин. Оскільки ці свердловини через незадовільний технічний стан непридатні для використання, та у зв’язку з тим, що на ділянці зафіксований підвищений рівень загазованості території, то свердловини, які розташовані в зоні з підвищеним рівнем загазованості, будуть обладнані як дегазаційні (1138, 1464, 1470), а решта ліквідовані.Стрийські відклади Мражницької ділянки Попельсько-Бориславського блоку продовжують розроблятися на трьох куполовидних підняттях. В районі свердловин 1227-1242, де глибини залягання продуктивних відкладів 180-280 м, рівні рідини знаходяться на глибинах 20-50 м. Свердловини працюють в постійному режимі з дебітами нафти 0,1 т/д, поточні пластові тиски до 3 МПа. В цьому районі ряд свердловин знаходяться в бездії і їх необхідно відновлювати.Свердловини району 1216-1222 працюють з досить низькими дебітами – від 0,01 до 0,1 т/д, пластовий тиск на глибині 560 м – 2-3 МПа. Значно вищу продуктивність мають свердловини 8, 66, 67, 68, дебіти яких 0,12-0,3 т/д, пластові тиски від 0,2 до 1,9 МПа.Стрийські відклади Мражницької ділянки Бориславського блоку на даний час не розробляються (свердловини 5 і 7 знаходяться в бездії). Гідродинамічні дослідження на ділянці за останні роки не проводилися.Глибини залягання стрийських відкладів ділянки Міріам 150-500 м. Свердловини працюють з досить низькою продуктивністю в періодичному режимі – з середньодобовими дебітами 0,01-0,06 т/д, за винятком свердловин південно-східної частини (район свердловин 1271-1309), де поточні дебіти досягають 0,1 т/д. В цьому районі також підвищені пластові тиски (3,3-4,3 МПа на глибинах заміру 490-500 м). Друга ділянка з підвищеними значеннями пластового тиску (3,1-3,5 МПа) відмічена в районі свердловин 1301-1412, які знаходяться між нагнітальними свердловинами 82 та 83. На інших свердловинах поточні пластові тиски не перевищують 2 МПа. Рівні рідини у свердловинах досить низькі, в основному 200-300 м.