Геологічна характеристика Долинського родовища

Размещено на /

Вступ

Курсове проектування з дисципліни технологія видобутку нафти проводиться на завершальній стадії навчального процесу і сприяє закріпленню теоретичних і практичних знань. Воно дає можливість для вирішення задач пов’язаних з розробкою та експлуатацією нафтових родовищ, по суті вирішує проблеми процесів гірничого виробництва з вилучення корисних копалин (нафти, газу) з надр Землі.

Нафтогазова промисловість України виникла на базі нафтового промислу України (видобуток і переробка нафтової ропи, асфальту, озокериту та інших бітумних мінералів), який існував від найдавніших часів аж до початків і зародження великої нафтово-озокеритної, а згодом і газової, видобувної та переробної промисловість як у краю, так і у Європі починаючи з 1853 р. Нафтова промисловість відіграє значущу роль в економіці країни, адже вона забезпечує більшість галузей народного господарства необхідною сировиною, продуктами нафтопереробки. Нафта була і залишається стратегічною сировиною і одним з найважливіших факторів економічної незалежності будь-якої держави.

На території України існує три нафтогазових регіони: Карпатський, Дніпро-Донецький і Причорноморсько-Кримський. Довжина нафтопроводів складає 3,8 тис. км. З 31 нафтоперекачувальною станціями. Довжина газопроводів 34 тис. км., які обслуговує 212 компресорні станції.

Україна має 13 підземних сховищ газу з об’ємом 43 млрд. куб. м. Протягом останніх років галузь стабілізувала виробництво і забезпечила видобування нафти на рівні 4,2 млн. тон і газу на рівні 18 млрд. куб. м.

У курсовому проекті розглянуто тему "Аналіз добувних можливостей свердловин обладнаних УШГН".У роботі впроваджуються дослідження свердловин, які знаходяться на Долинському родовищі.

ДОЛИНСЬКЕ НАФТОВЕ РОДОВИЩЕ розташоване в Івано-Франківській області. Спосіб експлуатації - фонтанний і насосний. Площа понад 30 км2. Глибина залягання нафтоносних верств - 1600-3000 м., потужність - до 100-120 м. Густина нафти 840-846 кг/м3, малосірчиста. Експлуатується з 1956 р.

У курсовому проекті описано геологічну характеристику Долинського родовища, продуктивних пластів; вивчені форми залягання і склад порід нафтонасичення пластів. Проведено аналіз добувних можливостей і технологічних режимів роботи свердловини, зроблено розрахунки по вибору устаткування, інструкції і рекомендації з експлуатації свердловини. Відображено роботу штангової свердловинної насосної установки і техніка безпеки при її експлуатації.

1. Загальні відомості про родовище

Долинське нафтогазове родовище розташоване на території Долинського району Івано-Франківської області

Обласний центр м. Івано-Франківськ, який являється досить крупним і культурним центром України, знаходиться в 70 км від родовища і зв’язаний з м. Долина залізницею і автомагістраллю. Такий же зв’язок району встановлений з містами Стрий і Львів. Сільські населені пункти зв’язані між собою переважно ґрунтовими дорогами з гравійним покриттям.

Основними населеними пунктами району є міста Долина і Болехів, села Яворів, Тяпче, Княжолука, Гошів та інші.

Клімат району помірно-континентальний з підвищеною вологістю. Середньорічна температура коливається від +5 С до +7 С, максимальна середньомісячна температура рівна +19.5 С, мінімальна – (- 9.4 С). Річна кількість опадів досягає 600 – 900 мм. Вітри помірні, переважно північно-західного напрямку.

Промислова база району представлена нафтовидобувною й деревообробною промисловістю. В м. Долина розташовані нафтовидобувне управління і управління бурових робіт, які обслуговують Долинське родовище.

Нафтогазовидобувне управління (НГВУ) "Долинанафтогаз" розробляє десять нафтових родовищ, розташованих в межах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. За обсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести споріднених підприємств ВАТ "Укрнафта". В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і 80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн., отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999 р. становила 512,0 млн. грн.

1.1 Стратиграфія

Долинське нафтове родовище - належить до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Передкарпатської нафтогазоносної області Західного нафтогазоносного регіону України

Розріз Західного Нафтогазоносного регіону охоплює стратиграфічний інтервал від архею до плейстоцену включно.

В будові Долинської складки приймають участь флішеві утворення верхньої крейди (відходи стрийської свити), ямненьської свити палеоцена, манявської,вигодської і бистрицької свити еоцена, а також менілітової свити олігоцената, моласові відклади міоцену(поляницька і воротищенська світи). Весь цей комплекс перекривається поменицькою і ворокинценською свитами.

Відклади стрийської світи представлені ритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів, пісковиків і значно рідше – вапняків. Вони складають ядро складки і розкрита товщина їх змінюється від 140 м 2377 м.

У розрізі ямненської світи виділяються яремчанський строкатий горизонт, виражений тонкоритмічним чергуванням зелено-сірих, вишнево-червоних і темно-коричневих аргілітів з тонкими прошарками пісковиків, алевролітів та вапняків і товща масивних ямненських пісковиків, складена масивними жовтуватими та світло-сірими пісковиками, розділеними прошарками аргілітів і лінзами гравелітів та конгломератів. Товщина яремчанського горизонту досягає 40 м, а світи в цілому – 60 - 150 м.

Манявські відклади представлені нижньою барвистою аргілітовою пачкою, піщано-аргілітовою, аргілітовою, верхньою піщано-аргілітовою і верхньою барвистою аргілітовою пачками. Аргілітові пачки складені, як правило, аргілітами з рідкими прошарками алевролітів і пісковиків. У розрізі піщано-аргілітових горизонтів спостерігається тонке чергування пісковиків, алевролітів та аргілітів. Загальна товщина манявських відкладів змінюється від 220 до 550 м.

Вигодська світа виражена жовтуватими або бурувато-сірими масивними пісковиками середньо- і дрібнозернистими, іноді з прошарками та лінзами грубозернистих пісковиків, гравелітів і конгломератів. Товщина її складає 80-170 м. На основі детальної кореляції в розрізі вигодської світи виділяється три пачки

Бистрицька світа представлена двома фаціями: попельською, яка залягає безпосередньо на вигодських відкладах, і бистрицькою. Перша з них характеризується чергуванням пластів аргілітів, алевролітів і пісковиків. Друга, як правило, виражена глинистими породами товщиною від 6 до 22 м.

У покрівлі бистрицької світи залягає так званий шешорський горизонт, який представлений чергуванням світло-сірих і зеленувато-сірих вапняків, доломітів, мергелів і аргілітів, рідше – пісковиків. Товщина горизонту 5 - 10 м, а бистрицької світи в цілому – 90 - 120 м.

Менілітова світа на родовищі розділяється на три підсвіти: нижньо-, середньо- і верхньоменілітову.

У підошві нижньоменілітової світи залягає роговиковий горизонт, представлений прошарками роговиків, які чергуються з аргілітами, пісковиками і мергелями. Вище його виділяється аргілітовий горизонт, виражений аргілітами з рідкими прошарками алевролітів, над яким залягає клівський горизонт, представлений чергуванням аргілітів, дрібнозернистих пісковиків і алевролітів. Горизонт других зеленувато-сірих аргілітів, який перекриває клівський горизонт, складений в основному аргілітами з рідкими прошарками алевролітів і пісковиків. Завершує розріз нижньоменілітової підсвіти піщано-аргілітовий горизонт, представлений чергуванням пісковиків і аргілітів з переважаючим об’ємом піщаних порід. Товщина нижньоменілітових відкладів змінюється від 115 до 240м.

Середньоменілітова підсвіта розділяється на два горизонти: перших зеленувато-сірих аргілітів і піщано-аргілітовий горизонт високого опору. Перший з них, що залягає у підошві підсвіти, представлений аргілітами з незначними за товщиною прошарками алевролітів і пісковиків, а другий – чергуванням пісковиків (часто дуже щільних), алевролітів, аргілітів, зрідка мергелів і конгломератів. Товщина підсвіти – 70 –150 м.

Верхньоменілітові відклади неузгоджено перекривають середньоменілітові.

У розрізі їх виділяється три горизонти: верхніх роговиків, туфітовий і піщано-аргілітовий. Горизонт верхніх роговиків виражений кременями з

прошарками аргілітів і пісковиків. На окремих ділянках він розмитий, але в інших місцях товщина його досягає 50 м. Туфітовий горизонт складений в основному туфітами, які чергуються з прошарками аргілітів, алевролітів і пісковиків. А піщано-аргілітовий горизонт представлений аргілітами з прошарками пісковиків і алевролітів. Товщина підсвіти змінюється від 53 м у свердловині 27 до 225 м у свердловині 56.

Неогенові відклади на родовищі залягають на розмитій поверхні менілітових відкладів і представлені поляницькою, воротищенською та стебницькою світами. Розріз поляницької світи виражений ритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів і рідше пісковиків. Товщина його змінюється в дуже широких межах – від 400 до 1800 м.

Відклади воротищенської світи розділяються на три підсвіти, з яких нижньоворотищенська складена глинами з рідкими прошарками пісковиків і алевролітів та лінз конгломератів, середньоворотищенська – різнозернистими пісковиками з прослоями мікроконгломератів і брекчированих глин, а воротищенська – засолоненими глинами з прошарками пісковиків, прожилками і вкрапленнями волокнистого гіпсу та солі. Товщина воротищенської світи 1000 - 1500 м.

Відклади стебницької світи поширені у північно-східній частині родовища і представлені глинами з прошарками слюдистих алевролітів і пісковиків. Товщина їх досягає 400 - 600 м.

Четвертинні відклади товщиною 20 – 35 м виражені на площі суглинками з тонкими прошарками галечникового і щебенистого матеріалів.

1.1.1 Коротка історія геологічних досліджень

У Галичині про нафту знали з давніх часів і не тільки у Бориславі, а й у всій прикарпатській смузі від Добромиля до Биткова й Кут і далі в Румунію. Подекуди чорна горюча рідина просочувалася на поверхню землі і люди копали там колодязі, тим самим започатковуючи таку важливу сьогодні галузь промисловості. У Долинському регіоні, де нині експлуатується десять родовищ, промисловий нафтовидобуток започаткувався в підгір'янському селі Ріпному (до 1880 року - Ропне), де віддавна селяни використовували маслянисту чорну рідину для змащування возів та для інших господарських потреб.

Наприкінці XIX століття колодязний спосіб видобутку нафти почало витісняти буріння глибших свердловин механічним, ударним методом. Перші бурові роботи в Ріпному розпочалися в 1887 році, а вже в 1892 році тут діяло 11 свердловин. Ще через чотири роки з 28 свердловин за рік було видобуто 2360 тонн нафти.

Видобуток нафти, особливо в Галиччині, збільшився після відкриття в 1919 році нових покладів. Уже в 1920 році на новій площі Гомотівка знаходилось 24 свердловини, які дали за рік 7970 тонн нафти.

Перші відомості з геології району Долини знайдено в праці Є. Дуниковського, яка була надрукована в 1891 році. Ще в ті далекі часи фірма "Карпатія" на околиці Долини в Підлівче вела пошуки нафти і є відомості, що одна із свердловин була пробурена до глибини 750 метрів і на глибинах 170 і 500 метрів виявлено нафтоносні пласти. Однак налагодити промисловий видобуток нафти "Карпатії" не вдалося через те, що вибухла перша світова війна, яка призвела до занепаду нафтовидобутку на Прикарпатті.

Але нафтові промисловці не втрачали надії знайти в Долині значні поклади нафти. На Підлівче не раз навідувалися підприємці з Борислава і Львова, цікавлячись перспективами нафтовидобутку. Врешті, фірма "Польмін" в 1935 році забурила тут дві свердловини. В одній із них на глибині 471-472 метрів було відкрито шар насичених нафтою пісковиків. Однак продуктивність їх була незначною і свердловину поглиблювали далі. Цікаво також і те, що, починаючи з глибини 250 і до 350 метрів, буровики натрапили на поклади кристалічної солі. Видобуток нафти з пробурених свердловин (переважно в межах 150-500 метрів) був невисокий. Збереглися відомості про те, що в 1935 році в Долині видобуто 6,5 тонн нафти. І все ж за рахунок буріння нових свердловин видобуток нафти збільшувався і в 1939 році було видобуто 415 тонн. Отже, у 30-рр. XX ст. було пробурена близько 60 неглибоких свердловин на нафтоносні горизонти Воротищенської світи. Припливи нафти складали від 0,1-0,6 т/добу.

Після війни в Долині була створена дільниця з видобування нафти, яку очолював майстер Петро Кульчицькпй. Але в подальшому родовище виснажувалось, видобуток нафти знижувався і в 1949 році із 20-ти свердловин видобувалась всього одна тонна нафти за добу. Тому дільницю було ліквідовано і передано Підляській дільниці того ж Ріпнянського нафтопромислу. Разом з тим, наявність в Долині хоч і незначних запасів нафти, дало підставу геологам розпочати у повоєнний період пошуки нових родовищ в Долинському нафтопромисловому районі.

Відкриттю Долинського нафтового родовища передувала наполеглива, цілеспрямована праця цілої плеяди вчених-геологів таких, як Б.В. Глушко, Г.Н. Доленко, О.С. В'ялов, P.M. Ладиженський, В.Б. Порфир'єв та багато інших, які по новому підійшли до вивчення геологічної будови регіону, формування покладів і накопичення промислових запасів нафти і газу. На цій основі були видані теоретичні обґрунтування і з достатньою точністю практичні рекомендації щодо закладання перших пошукових свердловин у межах Долинського району.

У вересні 1949 року на виділену за результатами геологічної зйомки(1947 р.) глибинну складку в Долині розпочато буріння глибокої розвідувальної свердловини № 1. Очолював бригаду майстер В.Т. Трапінзон.З цієї свердловини у 1950р.з менілітових відкладів олігоцену(інтервал 1543-1818 м) отримано фонтан нафти 30 т/добу.

Враховуючи перспективи розвитку нафтогазовидобутку в регіоні, в серпні 1952 р. був створений укрупнений Долинський нафтопромисел № 1 об'єднання "Укрнафта". Начальником і головним інженером промислу були призначені спеціалісти з Борислава Л.М. Перебаєв і О.І. Гайворонський, а головним геологом - випускник Львівської політехніки М.І. Шубін.

Разом з тим, відкриття свердловиною №1 Долинського нафтового родовища сприяло дальшому нарощуванню геолого-пошукових і бурових робіт в Долинському нафтопромисловому районі. Бурові роботи проводили дві бурові організації - Долинська контора буріння і Болехівська нафторозвідка, в складі яких було 12 бурових бригад. Вже у 1955 р. менілітовий поклад Долинського родовища експлуатувався 18-ма фонтанними свердловинами, річний видобуток чорного золота досяг 145 тис. тонн. А попереду були нові відкриття. В 1956 р. відкрито потужний вигодський, а в 1958 р. манявський поклади Долинського родовища. В період з 1959 по 1963 pp. відкриті і введені в експлуатацію Спаське, Північно-Долинське і Струтинське родовища.

З відкриттям Долинського та інших родовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловин починається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р. досягнуто максимального видобутку газу - 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р. максимального видобутку нафти - 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000 p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрів газу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільших нафтогазовидобувних регіонів України.

З відкриттям Долинського та інших родовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловин починається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р. досягнуто максимального видобутку газу - 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р. максимального видобутку нафти - 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000 p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрів газу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільших нафтогазовидобувних регіонів України. В 1957 р. на базі Долинського нафтопромислу створено нафтопромислове управління "Долинанафта", яке в 1970 році перейменоване в нафтогазовидобувне управління "Долинанафтогаз

Нафтогазовидобувне управління (НГВУ) "Долинанафтогаз" розробляє десять нафтових родовищ, розташованих в межах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. За обсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести споріднених підприємств ВАТ "Укрнафта". В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і 80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн., отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999 р. становила 512,0 млн. грн. Основний обсяг видобутку нафти і газу припадає на Долинське, Північно-Долинське, Струтинське і Спаське родовища. Експлуатаційний фонд видобувних свердловин складає 392, нагнітальних - 132. Середня глибина свердловин - 2700 м. Розробка родовищ здійснюється з підтриманням пластового тиску (ППТ) шляхом нагнітання води в продуктивні горизонти. Всі основні родовища знаходяться на пізній стадії розробки, для якої характерні високий рівень обводнення продукції (86%) і поступове зниження видобутку нафти і газу. Експлуатація видобувних свердловин проводиться механізованим способом за допомогою глибинних штангових насосів. Свердловини облаштовані потужними верстатами-качалками вантажопідйомністю 10-12 тон. Широко застосовуються високопродуктивні глибинні штангові насоси діаметром 55-93 мм. Збір і транспортування продукції видобувних свердловин здійснюється по герметизованій напірній однотрубній системі. До 1998 р. вся товарна нафта перекачувалась по нафтопроводу (58 км) в м. Дрогобич на ВАТ "Нафтопереробний комплекс "Галичина". Варто відзначити, що нафта Долинських родовищ має високу якість. В ній відсутні шкідливі сполуки сірки, вміщує в собі до 12% парафіну і смол. При переробці з неї отримують понад 50 відсотків високоякісних світлих нафтопродуктів, мазут, бітум і парафін. Починаючи з 1998 p., майже 80 відсотків Долинської нафти транспортується потужними нафтовозами в м. Надвірну на ВАТ "Нафтохімік Прикарпаття". Для цього на головних спорудах побудовано наливну естакаду, потужність якої може забезпечити поставку в Надвірну всієї Долинської нафти.

Запаси родовища підраховувались у 1955,1959,1967 і 1973 рр.

1.2 Тектоніка

родовище тектоніка розріз свердловина

За сучасними даними Західний регіон України поділяється за такими тектонічними одиницями: Західно-Європейська і Східно-Європейська платформи (Дністровський перикратон, Львівський палеозойський прогин, Рава-Руська складчата зона); Передкарпатський прогин (Більче-Волинська зона, Самбірська зона, Бориславсько-Покутська зона); Складчасті Карпати (Скибова зона, Дуклянська зона, Чорногорська зона, Пенінська зона та ін.);Закарпатський прогин. Карпати у загальному плані складаються з двох частин: Внутрішніх (крейдовий період) і Зовнішніх, які являють собою утворення заключного етапу розвитку Карпатської геосинкліналі. Внутрішні Карпати на території України майже повністю перекриті молодими породами Закарпастького неогенового прогину.

Долинське нафтове родовище знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. По утвореннях палеоцену Долинська складка є антикліналлю з похилим південно-західним крилом і крутим, значною мірою зрізаним насувом, північно-східним. Складка має загальнокарпатське простягання. Склепінна частина її широка, відносно похила. На північному сході і південному заході структура обмежена насувами з амплітудою 0,5-1,5 км, через які контактує із сусідніми антикліналями - Вигодською і Північно-Долинською. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Південно-східна перекліналь складки опущена по одному з найбільших за амплітудою (700-800 м) у Бориславсько-Покутській зоні Тур’янського розлому, утворююючи Південно-Долинський блок, фронт якого зміщується на 900м до південного заходу. Піднята частина (Долинський блок) поперечними, а місцями і повздовжніми скидами меншої (25-100м) амплітуди розбита на ряд дрібних блоків. Розміри складки 11,0х2,9 м, висота 1200 м.

Долинське нафтове родовище приурочене до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Предкарпатського розгину, який займає 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 шпажка 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 175м 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 2,5х2км.

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

1.3 Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу

За прийнятою в УкрДГРІ схемою нафтогазогеологічне районування Західного регіону має такий вигляд: Балтійсько переддобрудзька 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, літолого фаціальним 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 1961 р.

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. мі. Густина дегазованої нафти 769-844 кг/мі. Вміст сірки у нафті 0,17-0,32 мас. %, парафіну 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Спосіб експлуатації - фонтаний 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 та принцип роботи штангової насосної установки

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.

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.

Рисунок 2.1 - Схема штангової насосної установки: а – загальна схема: 1 – свердловинний насос; 2 –насосно-компресорні труби; 3 – штанги; 4 –трійник; 5 – сальник; 6 – план-шайба; 7 – полірований шток; 8 – траверси; 9 – підвіска; 10 – головка балансира; 11 – балансир; 12 – опора; 13 –кривошип; 14 – шатун; 15 – редуктор; 16 – електродвигун; 17 – рама; 18 – бетонна основа; 19 –анкерні болти; 20 – роторна противага; 21 – балансирна противага

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,