Пояснительная записка содержит

• Название: Пояснительная записка содержит
• Дата: 04.04.2023
• Размер: 0.76 Mb.
• Имя файла: ODN_ASPO_KRAJNIJ (3).docx
• Тип: Пояснительная записка; #1037184
• страница: 4 из 22

Рисунок 2.1.7 – Динамика добычи нефти, жидкости и воды с начала разработки Альметьевской площади.

Как видно по рисунку 2.1.7, в начале разработки(1 стадия разработки) добыча интенсивно увеличивалась до 1985 года, потом произошло падение добычи .На 4 стадии разработки добыча нефти стабилизируется и постепенно идет на увеличение. В среднем дебит по нефти составляет на период стабилизации 700-800 тыс.тонн в год. На конец 2015 года дебит нефти составляет -898 тыс.тонн в год, дебит жидкости- 3356 тыс. тонн в год, а дебит воды – 4367 тыс. тонн в год.

Обводненность с начала разработки на Альметьевской площади увеличивается и достигает своего пика в 2001 году на отметке 81,6%. Но после прослеживается постепенное снижение обводненности и в 2015 году составляет -73,2%.



Рисунок 2.1.8- Динамика обводненности Альметьевской площади с начала разработки

Далее рассмотрим показатели накопленной добычи (накопленная добыча нефти, воды и жидкости.).

Рисунок 2.1.8 – Накопленная добыча нефти, воды и жидкости с начала разработки

Как видно по рисунку 2.1.8, накопленная добыча нефти составляет-98756 тыс.тонн, жидкости-253020 тыс. тонн, а накопленная добыча воды-154264 тыс. тонн.



Рисунок 2.1.9 – Динамика годовой закачки агента и суммарной закачки

Показатели годовой закачки с начала разработки увеличивались и достигли своего максимума в 1985 году и составляли 8701 тыс.тонн в год. Далее прослеживается постепенное снижение годовой закачки. После чего происходит стабилизация и величина годовой закачки в среднем составляет- 3900 тыс. тонн в год. По состоянию на 2015 год суммарная закачка составляет- 309760 тыс.тонн.

Из проведенного анализа, следует что на Альметьевской площади разрабатывают продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского горизонтов, которые по характеру и особенности строения горизонтов имеют высокую неоднородность как по площади, так и по разрезу. Нефти данных пластов относятся к группе средних и парафинистых. Наиболее выработанными пластом является пласты "в" и "г1".

2.2 Статистический анализ причин выхода в ремонт скважин объекта.

В настоящее время фонд добывающих скважин в НГДУ «Альметьевнефть» по Альметьевской площади осложнен различными геолого-физическими факторами, такими как: высокой обводненностью, отложением солей, образованием АСПВ и парафина, механических примесей. Определим виды эксплуатационных осложнений оказывающих наибольший эффект на разработку Альметьевской площади на скважинах оборудованных ШСНУ.

По административному делению эксплуатационный фонд на начало 2017 года составил 511 скважин, из них 79 скважины нагнетательные по назначению, временно отбирающие нефть.

Ниже приводится структура эксплуатационного и действующего фонда скважин.

Таблица 2.2.1 Добывающий фонд скважин на Альметьевской площади

№№ п/п	Категория скважин	Количество скважин				Отношение 2016г/2015г %
		На 1.01.2016	На 1.01.2017	+,-
1.	Эксплуатационный фонд в т.ч.: фонтан	515 5	511 6	-4 +1	99,2 120
	ЭЦН	111	121	+10	109
	ШГН	398	383	-15	96,2
2.	Действующий фонд	448	454	+6	101,3
№№ п/п	Категория скважин	Количество скважин				Отношение 2016г/2015г %
		На 1.01.2016	На 1.01.2017	+,-
	в т.ч.: фонтан	0	0	0	0
	ЭЦН	102	116	+14	113,7
	ШГН	346	338	-8	97,7
3.	Бездействующий фонд	66	56	-10	84,9
4.	В освоении	1	1	0	-

Как видно по таблице 2.2.1, на 01.01.2017 года добывающий фонд подвергся существенным изменениям. Эксплуатационный фонд снизился и составил 511 скважин. Также снизилось количество скважин, на которых применяется ШГН, а ЭЦН –увеличилось.

Исходные данные, использовавшиеся для проведения статистического анализа скважин, представлены в таблице 2.2.2.
Таблица2.2.2 -Показатели работы фонда скважин

№ скв	Дебит нефти,	Дебит жидкости,	Обводненность, %	Глубина спуска насоса, м	Величина забойного давления, МПа
1	2	3	4	5	6
	44,27	60	26,2	1298,6	7,9
	15,06	22,2	32,2	1393,86	8,8
	1,49	8	81,4	1315,74	8,5
	14,02	19	26,2	1275,2	7,8
	5,21	9,2	43,4	1297,84	7,4
	12,57	19,5	35,5	1330,48	8,2
	0,58	9,5	93,9	1302,74	7,7
	20,19	48,8	58,6	1357,08	8,1
	12,29	17,8	31	1397,48	8,7
	1,45	7	79,3	1262,76	5,9
	2,55	3,5	27,1	1237,08	6,5
	41,42	75	44,8	1313,56	7,7
	0,91	3	69,7	1306,7	7,3
	4,62	20,2	77,1	1377,26	8,5
	3,22	31,6	89,8	1311,24	8,7
	14,69	31,5	53,4	1258,78	7,6
	38,06	51	25,4	1371,98	8,8
	36,76	51	27,9	1293,3	6,7
	1,16	9,1	87,3	1303,7	8,1
	8,07	11	26,6	1291,66	7,3
	2,58	6,3	59	1349	8,6
	2,64	3,8	30,5	1284,82	7,7
	6,92	20,4	66,1	1354,44	11,1
	6,26	9,8	36,1	1258,6	6,2
	7,85	19,7	60,2	1323,7	8,2

Продолжение таблицы 2.2.2

1	2	3	4	5	6
	14,34	19	24,5	1406,4	8,8
	4,84	8,5	43,1	1332,74	6,7
	2,9	7	58,6	1376,68	7,9
	3,54	15,2	76,7	1263,3	6,9
	0,52	3,4	84,7	1302,54	7,5
	0,48	3,1	84,5	1371,62	7,9
	12,36	35,8	65,5	1276,14	6,7
	24,09	48,1	49,9	1396,32	7,4
	4,59	8,2	44	1288,98	6,9
	4,34	16	72,9	1376,14	7,8
	7,89	10	21,1	1302,26	8,3
	3,96	5,5	28	1341,24	7,6
	9,75	23	57,6	1345,4	8,6
	19,68	60	67,2	1284,64	6,9
	10,04	29,6	66,1	1315,74	7,5

Таблица 2.2.3 – Причины проведения ПРС на Альметьевской площади Ромашкинского месторождения за 2015-2016 год

№	Причины отказов	Количество ремонтов	Доля ремонтов от общего количества, %
1	Обрывы НКТ	23	10,45
2	Негерметичность НКТ	31	14,09
3	Негерметичность резьбовых соединений	15	6,82
4	Обрывы штанг по телу	34	15,45
5	Заклинивание плунжера ШСН	25	11,36
6	Обрыв штанги по резьбе	18	8,18
7	Пробой изоляции кабеля	19	8,64
8	Коррозия эксплуатационного оборудования	21	9,55
9	Внедрение нового оборудования	34	15,45

Продолжение таблицы 2.2.3

1	2	3		4
Всего			220		100

Как видим из таблицы, основной причиной по которой происходят остановки скважин на ПРС является обрывы штанг .

Рисунок 2.2.3 - Причины проведения ПРС на Альметьевской площади Ромашкинского месторождения за 2015-2016 год

Обрывы штанг являются основной причиной выхода скважин на ремонт и составляют 23,6% от всех остальных причин проведения ПРС, на втором месте негерметичность колонн(20,9%), следующей причиной ПРС является внедрение нового оборудования(15,5%).

Рассмотрим основные причины осложнений на Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, которые указаны в таблице 2.2.3.
Таблица 2.2.3 - Эксплуатационные осложнения на Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

№	Геолого-физические факторы	Количество осложнений
1	Отложения солей	16
2	Отложения АСПВ	21
3	Механические примеси	31

Рисунок 2.2.4 - Эксплуатационные осложнения на Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Рисунок 2.2.5 - Эксплуатационные осложнения в процентном отношении на Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

Таким образом ,проведя анализ, можно прийти к выводу о том ,что основным осложняющим фактором(26,7%) на скважинах при эксплуатации на Альметьевской площади является механичесие примеси АСПВ, 25% составляют осложнения связанные с образование эмульсий, 19,8% - образование АСПВ и 13,8% отложения солей и гипса.