Файл: Характеристика месторождения.docx

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 17,4 тыс. т, средний дебит: по нефти 34,3 т/сут; по жидкости 35,5 т/сут; обводненность продукции 3,6%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 5,0 тыс. т, средний дебит по нефти – 29,7 т/сут; по жидкости 30,3 т/сут,: обводненность продукции 1,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи. приводится в таблице 3.2.8.2.
Таблица 3.2.8.2. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ₃ за 2010–2011 гг.

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Дебит нефти, т		Дебит жидкости, т		Обводнен- ность, %
	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год
Фонтан	19,9	5,0	20,0	5,1	31,1	29,7	31,4	30,3	1,0	1,9
ЭЦН	7,2	17,4	7,3	18,1	19,5	34,3	19,7	35,5	0,7	3,6
Всего	27,1	22,4	27,3	23,2	26,9	33,1	27,1	34,2	0,9	3,2

Всего же с начала разработки фонтанным способом было добыто 169,0 тыс. т. нефти (84,6%), а с помощью механизированной добычи – 30,8 тыс. т нефти, что составляет 15,4%. Таким образом, подавляющая часть общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рис. 3.2.8.1).

Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ₃ находится на первой стадии разработки. Все скважины работают практически безводной нефтью, и только одна (№640) имеет обводненность 98,9%. Дебиты по нефти имеют значительный разброс и колеблются в интервалах от 0,4 до 77,5 т/сут.

---

Анализируя в целом работу добывающих скважин, необходимо отметить, что 4 скважины имеют накопленную добычу нефти более 20 тыс. т, 3 скважины – менее 10 тыс. т и 2 скважины отобрали менее 1 тыс. т. Практически такая же картина складывается и по жидкости ввиду очень незначительной обводненности на дату анализа. Распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти на 2011 г.

Существует явная тенденция к снижению забойного давления. По имеющимся данным, за 2011 г. было замерено всего 2 скважины, среднее забойное давление составило 7,4 МПа, а интервал изменения колеблется от 7,2 до 7,5 МПа.

---

Объект ЮВ₈. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 5419 тыс. т, что составляет 1,5% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 1084 тыс. т или 1,2% от всех извлекаемых запасов. Пласт ЮВ₈ эксплуатировался двумя скважинами очень непродолжительное время в течение 1999–2000 гг.

По состоянию на 2011 г. с начала разработки на объекте было добыто 5,8 тыс. т нефти, 5,9 тыс. т жидкости и 1,3 млн. м³ газа при средней обводненности 1,3%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 14,4 т/сут, по жидкости – 14,6 т/сут. Средний газовый фактор – 227,8 м³/т.

На дату анализа действующих добывающих скважин на объекте нет.

Никаких гидродинамических и промыслово-геофизических исследований за время эксплуатации проведено не было.
4. Анализ работы механизированного фонда на верхне-коликеганском месторождении
4.1 Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти
Общие сведения

Погружной центробежный электронасос входит в комплект оборудования для эксплуатации нефтяных скважин, который принято называть «Установкой погружного центробежного электронасоса для добычи нефти», сокращенно УЭЦН.

Общий вид установки, представленной на рис. 4.1., включает в свой состав наземное оборудование – трансформатор 8, станцию управления 7, оборудование устья нефтяной скважины 6 и погружное оборудование – центробежный насос 2 с электродвигателем и гидрозащитой 1, колонну подъемных труб 4, электрический кабель 3. Насос 2 с двигателем и гидрозащитой 1, собранный в единую сборочную конструкцию, устанавливается в скважине под уровень добываемой жидкости.

Установки центробежных электронасосов обычного исполнения

Установки скважинных центробежных электронасосов (УЭЦН) предназначены для эксплуатации нефтяных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах; при содержании в откачиваемой жидкости газа и песка и жидкости с повышенной температурой.

В зависимости от условий эксплуатации

---

, то есть от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, разработаны установки обычного исполнения (УЭЦН) и с повышенной коррозионной износостойкостью (УЭЦНК)

В зависимости от поперечного габарита скважинного электронасосоного агрегата установки подразделяют на следующие условные группы:

Группа УЭЦН 4 5 5А 6 8

Внутренний диаметр обсадной колонны, мм, не менее 112 127,7 130 148,3 205,7

Наружный диаметр насоса, мм 86 92 103 114 193

УЭЦН предназначена для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости (нефти, воды, нефтяного газа и механических примесей) со следующей характеристикой:

• максимальное содержание попутной воды, % – 99

• водородный показатель попутной воды, рН – 5,0–8,5

• максимальная плотность жидкости, кг/м3 – 1400

• максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой

• обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД, мм2/с – 1

• максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов, г/л (%):

обычного исполнения – 0,1 (0,01)

коррозионно-стойкого исполнения – 0,2 (0,02)

износостойкого, коррозионно-износостойкого исполнения – 0,5 (0,05)

повышенной коррозионно-износостойкости – 1,0 (0,10)

при комплектации насосов фильтром тонкой очистки – 3,0 (0,30)

• микротвердость частиц по Моосу для насосов, баллов

обычного, коррозионно-стойкого исполнения – 5

повышенной коррозионно-износостойкости, износостойкого, коррозионно-износостойкого исполнения – 7

• максимальное содержание свободного газа на приеме насоса -25% по объему, с применением газосепаратора в составе установки -55%, с

применением газосепаратора-диспергатора -65%, с применением модуля входного диспергирующего в составе установки -30%;

• максимальная концентрация сероводорода для насосов, г/л (%):

обычного, износостойкого исполнения – 0,01 (0,001)

коррозионно-стойкого, коррозионно-износостойкого исполнения, повышенной коррозионно-износостойкости – 1,25 (0,125)

• максимальная температура откачиваемой жидкости, оС – 150 (при заказе оговаривается отдельно)

• максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки, МПа – 40;

• количество агрессивных компонентов, не более: СО2–0,15 г./л, НСО3–1 г./л, Cl-20 г./л, Ca2+-2 г./л (при применении насосов повышенной

---

коррозионно-износостойкости, коррозионноизносостойкого, коррозионностойкого исполнения).

УЭЦНК применяют в жидкой среде с содержанием сероводорода в количестве 0,1–1,25 г./л. Механических примесей до 0,1 г/л.

Оборудование установок погружных центробежных электронасосов принято обозначать следующим образом:

УЭЦНМ5–80–1950,

где У – установка; Э – электропривод (от погружного электродвигателя); Ц – центробежный насос; Н – нефтяной; М – модульный; 5 – группа насоса, характеризующая внутренний диаметр обсадной колонны скважины (в данном случае внутренний диаметр обсадной колонны 121,7 мм); 80 – подача насоса, м³/сут, 1950 – напор в метрах водяного столба жидкости.
Номенклатура насосов

Исполнение насоса	Производительность насосов в рабочей зоне, м3/сут.	Напор насосов, min-max, м	Потребляемая мощность насосов, min-max, кВт
ЭЦНАКИ 4–100	75–130	326–3969	6,85–83,58
ЭЦНАКИ 4–20И	12–27	139–3500	1,05–26,49
ЭЦНАКИ 5–15И	10–22,5	163–3552	1,03–22,42
ЭЦНА (К) 5–18	12–30	510–3984	4,01–31,30
ЭЦНАКИ 5–20И	12–25	156–3588	1,18–27,14
ЭЦНАКИ 5А-25	10–50	483–3911	4,98–40,37
ЭЦНАКИ 5А-35И	25–50	706–3931	8,38–46,68
ЭЦНАКИ 5А-50	25–80	507–3935	7,29–56,60
ЭЦНАКИ 5А-80	35–110	536–3993	11,59–86,44
ЭЦНАКИ 5А-80И	60–100	191–3590	3,48–65,28
ЭЦНАКИ 5А-100И	70–130	752–3526	16,14–75,63
ЭЦНАКИ 5А-125	75–175	440–3982	14,88–134,66
ЭЦНАКИ 5А-250	195–320	275–3949	13,72–196,82
ЭЦНА (К) 5А-400	300–440	195–3436	14,89–262,36
ЭЦНАКИ 5А-500	430–570	168–2493	17,67–262,05
ЭЦНАКИ 5А-700М1	600–850	167–2100	22,54–283,55
ЭЦНАКИ 5А-800М1	700–920	148–2059	23,94–332,64
ЭЦНАКИ 5А-700М2	580–850	191–2122	22,69–251,92
ЭЦНАКИ 5А-800М2	650–920	174–2123	23,90–292,35
ЭЦНАК 6–800	550–920	191–2141	28,87–324,01
ЭЦНАКИ 6–800	550–920	184–1979	29,81–321,26
ЭЦНАКИ 6–1000	850–1200	163–2025	30,97–383,87
ЭЦНАКИ 6–1250	1100–1550	147–1872	37,44–478,40

---