42
терригенные пласты Каширского и Верейского горизонтов (пласты А
0
,
А
1
+А
2
+А
3
), 1 скважина (725) – пласт Каширского горизонта и пласт А
5
(А
0
,А
5
). Также на два горизонта работает скважина № 920, вскрывающая
пласт Окского горизонта и Турнейского яруса и скважина №972,
вскрывающая пласты А
4
,О
6
Башкирского яруса и Окского горизонта. На три
продуктивных горизонта (А
0
, Б
2
,О
6
) работает скважина №138, которая
вскрывает карбонатно-терригенные породы Каширского, Бобринского
горизонтов и Окского надгоризонта, а также 2 скважины (274,768),
вскрывающие пласты А
0
,А
4
,А
5
Каширского горизонта и Башкирского яруса.
Анализ скважин по пластовому давлению, (таблица 4) показан в
соответствии с рис. 8.
Таблица 4
Анализ скважин по пластовому давлению
Пластовое
давление, МПа
от 5,1 до 10,0
от 10,1 до 15,0
от 15,1 до 20,0
Количество
скважин
18
28
6
Рис. 8. – Гистограмма скважин по пластовому давлению
В ходе анализа скважин по пластовому давлению было выяснено, что
максимальное количество скважин 28 штук, разрабатывается при пластовых
0
5
10
15
20
25
30
от 5,1 до 10 от 10,1 до 15 от 15,1 до 20
Количество
скважин
Пластовое давление, МПа
43
давлениях от 10 до 15 МПа. 18 скважин разрабатываются при пластовом
давлении до 10 МПа. Самое высокое пластовое давление свыше 15 МПа
имеют 6 скважин (353, 604,608,733,735,936).
Анализ скважин по дебиту жидкости (таблица 5) показан в
соответствии с рис. 9.
Таблица 5
Анализ скважин по дебиту жидкости
Дебит жидкости,
м
3
/сут
1-5
5-10
10-15
15-20
Количество
скважин
14
18
11
9
Рис. 9. – Гистограмма скважин по дебиту жидкости
При анализе работы скважин, оборудованных ШСНУ, в условиях
Покровского месторождения было выяснено, что среднесуточный дебит
одной эксплуатационной скважины по жидкости - 9 м
3
/сут. Наибольшее
количество скважин 18 штук имеют дебит жидкости от 5 до 10 м
3
/сут. С
дебитом (по жидкости) от 1 до 5 м
3
/сут работают 14 скважин, от 10 до 15
0
5
10
15
20
от 1 до 5 от 5 до 10 от 10 до
15
от 15 до
20
Количество
скважин
Дебит жидкости, м
3
/сут
44
м
3
/сут - 11 скважин, от 15 до 20 - 9 скважин. Общий дебит жидкости по 52
скважинам за сутки составил 482 м
3
/сут.
Анализ скважин по дебиту нефти (таблица 6) показан в соответствии с
рис. 10.
Таблица 6
Анализ скважин по дебиту нефти
Дебит нефти, т/сут
1-5
5,1-10
10,1-15
Количество
скважин
37
13
2
Рис. 10. – Гистограмма скважин по дебиту нефти
При анализе работы скважин выяснили, что среднесуточный дебит
скважин по нефти составляет 4 т/сут. Максимальное количество скважин
(37 шт.) имеет дебит от от 1 до 5 т/сут и 13 скважин - от 5 до 10 т/сут.
Более 10 т/сут имеют 2 скважины: скв. № 274 – 11 т/сут и скв. № 844 – 12
т/сут.
Общий дебит нефти по 52 скважинам за сутки составил 204 тонны.
Анализ скважин по обводненности (таблица 7) показан в соответствии
с рис. 11.
0
10
20
30
40
от 1 до 5 от 5,1 до
10
от 10,1 до
15
Количество
скважин
Дебит нефти, т/сут
45
Таблица 7
Анализ скважин по обводненности
Обводненность, %
0 - 25
25,1 - 50
51,1 - 75
75,1 - 100
Количество
скважин
14
16
11
11
Рис. 11. – Гистограмма скважин по обводненности
При анализе скважин было выяснено, что все эксплуатационные
скважины работают с водой. Средняя обводнённость достигает 48,4 %. В
интервале обводненности от 0 до 25 % работают 14 скважин, от 25,1 до 50
% работают большинство скважин – 16 штук, от 51,1 до 75 % - 11 скважин,
от 75 и выше - 11 скважин. Значение обводненности более 90 %
наблюдается в пяти скважинах: № 604, №690, №733, №768, №953.
Эксплуатация этих скважин экономически нерентабельна (скважины на
данный момент – остановлены). На данных скважинах требуется
проведение ГТМ, таких как ОВП (ограничение водопритока) или ОПЗ
(обработка призабойной зоны).
Анализ скважин по давлению насыщения (таблица 8) показан в
соответствии с рис. 12.
0
5
10
15
20
от 0 до 25 от 25,1 до
50
от 50,1 до
75
от 75,1 до
100
Количество
скважин
Обводненность, %
46
Таблица 8
Анализ скважин по давлению насыщения
Давление
насыщения, МПа
от 5 до 6
от 6 до 7
7 и более
Количество
скважин
7
15
30
Рис. 12. – Гистограмма скважин по давлению насыщения
В ходе анализа скважин по давлению насыщения было выяснено, что
максимальное количество скважин 30 штук работают с давление насыщения
равным – 7 МПа, а 15 скважин с давлением – от 6 до 7 МПа. 7 скважин
(266,362,401,725,920,936,972) имеют давление насыщения от 5 до 6 МПа.
Анализ скважин по газовому фактору (таблица 9) показан в
соответствии с рис. 13.
Таблица 9
Анализ скважин по газовому фактору
Газовый
фактор, м
3
/т
37
40
41
42
43
44
45
Количество
скважин
1
1
2
2
8
6
32
0
5
10
15
20
25
30
от 5,1 до 6 от 6,1 до 7 от 7 и более
Количество
скважин
Давление насыщения, МПа
47
Рис.13. – Гистограмма скважин по газовому фактору
Проведя анализ скважин по газовому фактору выяснили, что
скважины № 401 имеет низкий газовый фактор – 37 м
3
/т по сравнению с
другими скважинами, 1 скважина (725) имеет газовый фактор 40 м
3
/т, 2
скважины (274,920) имеют газовый фактор равный 41 м
3
/т, скв. №138 и
№768 имеют газовый фактор равный 42 м
3
/т. Газовый фактор 8 скважин
(554,606,630б,662,688,690,697,953) равен 43 м
3
/т, 6 скважин
(266,362,660,695,936,972) - 44 м
3
/т. Наибольшее количество скважин (32 шт)
имеют газовый фактор, равный 45 м
3
/т.
Анализ скважин по глубине спуска НКТ (таблица 10) показан в
соответствии с рис. 14.
Таблица 10
Анализ скважин по глубине спуска
Глубина спуска
НКТ, м
до 1200
от 1200
до 1400
от 1400
до 1600
от 1600
до 1800
от 1800
до 2000
Количество
скважин
3
17
9
20
3
0
10
20
30
40
37 40-41 42-44 45
Количество
скважин
Газовый фактор, м
3
/т
48
Рис. 14. – Гистограмма скважин по глубине спуска НКТ
Из анализа видим, что все скважины Покровского месторождения
имеют небольшую глубину спуска НКТ. Три скважины № 234, № 660 и №
695 имеют глубину спуска до 1200 м, 17 скважин имеют глубину спуска –
от 1200 до 1400 м, 9 скважин – от 1400 до 1600 м, 20 скважин – от 1600 до
1800 м. Максимальную глубину спуска имеют три скважины: № 266 – 2053
м, № 920 – 1976 м, № 936 – 1996 м.
На Покровском месторождении скважины эксплуатируются насосами
вставного (НВ) и невставного (НН) типов. Насосами вставного типа
эксплуатируется – 37 скважин, а насосами невставного типа – 15 скважин.
По диаметру плунжера, насосами типа:
- НВ 32 – эксплуатируется 1 скважина (844);
- НВ 38 – эксплуатируется 17 скважин;
- НВ 44 – эксплуатируется 19 скважин;
- НН 32 – эксплуатаруется 4 скважины (554,690,716,936);
- НН 38 – эксплуатируется 2 скважины (136,752 );
- НН 44 – эксплуатируется 9 скважин;
- НН 57 – эксплуатируется 3 скважины (101,353,697).
Следует отметить, что все скважины, кроме одной (№909, D
НКТ
=
63,5049), оборудованы НКТ условным диаметром 73 мм, что не всегда
0
5
10
15
20
до 1200 1200-1400 1400-1600 1600-1800 1800-2000
Количество
скважин
Глубина спуска НКТ, м
49
является оправданным с технологической точки зрения, т.к. при спуске НКТ
с большим диаметром в скважины с низким дебитом возрастают потери
напора на трение.
Правильно подобранный технологический режим работы фонда
является важнейшим условием повышения «наработки на отказ», поэтому
он обновляется ежемесячно, данные вносятся технологической и
геологической службой цехов, после чего согласовываются главным
геологом и утверждаются главным инженером.
Таким образом, ПАО «Оренбургнефть» - это крупное
нефтедобывающее объединение, расположенное в Оренбургской области со
штаб-квартирой в г.Бузулук. Входит в структуру ПАО «НК Роснефть».
Финансирование проводится за счет собственных средств.
В дипломной работе был проведен экспресс-анализ финансового
состояния предприятия, согласно которому можно сделать вывод, что
компания имеет устойчивое экономическое развитие.
Более половины всех доказанных запасов ПАО «Оренбургнефть»
сосредоточено на 7 крупнейших месторождениях: Сорочинско-
Никольском, Покровском, Гаршинском, Росташинском, Загорском,
Бобровском и Ольховском.
Покровское месторождение разрабатывается с 1963 года.
Месторождение является многопластовым. Существующее пластовое
давление, физико-химические свойства нефти и растворенного в ней газа,
глубины залегания продуктивных пластов, позволяют сделать вывод об
ограниченности условий фонтанирования. В связи с этим, подъем жидкости
до устья необходимо вести насосным способом эксплуатации скважин.
Выполненный анализ скважин, оборудованных ШСНУ, показал, что
среднесуточный дебит скважин по нефти составляет 4 т/сут. Общий дебит
нефти по 52 скважинам за сутки составил 204 тонны.
50
При анализе скважин было выяснено, что все эксплуатационные
скважины работают с водой. Средняя обводнённость достигает 48,4 %.
Проведение подобных анализов позволяет подбирать оптимальные
технологические режим работы фонда, что является важнейшим условием
повышения «наработки на отказ».
51
3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ
ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
3.1. Мероприятия по увеличению наработки на отказ нефтяных
и газовых скважин предприятия ПАО «Оренбургнефть»
Эффективность работы глубинно-насосных установок в промысловых
условиях, прежде всего, зависит от долговечности их элементов. На нее
оказывают влияние факторы объективного и субъективного характера: вид
и величина нагрузок, условие эксплуатации, материал и конструкция узлов
и деталей, квалификация работников, уровень технологического
обслуживания.
Режим эксплуатации, прежде всего величина депрессии на пласт,
определяет выбор глубины спуска насоса, а, следовательно, давление на
приеме насоса.
Системы разработки с поддержанием пластового давления преду-
сматривают сохранение давления на первоначальном уровне, поэтому
величина депрессии определяется величиной забойного давления. При
разработке залежи на естественном упруго-водонапорном режиме снижение
пластового давления при неизменном забойном давлении будет уменьшать
приток жидкости в скважину, что в свою очередь будет приводить к
уменьшению отборов жидкости для компенсации снижения динамического
уровня.
Нижняя величина забойного давления зависит от величины давления
насыщения. При забойных давлениях ниже давления насыщения
наблюдается пластовое разгазирование нефти, что приводит к увеличению
вязкости нефти, изменению фазовой проницаемости, а также к изменению
реологических свойств нефти и появлению условий образования АСПО в
призабойной зоне пласта.