Смекни!
smekni.com

Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (стр. 6 из 17)

В 2004 году по разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку из действующего нефтяного фонда в течение 2004 года переведено 17 скважин.

Суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.

Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.

В 2003 году в ходе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего нефтяного фонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.04 г. средний дебит нефти по этой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%. Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости. Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и запущены под закачку со средней приемистостью 200 м3/сут. Ниже в таблице 3.3. приведено распределение скважин действующего фонда, выбывшего в 2003 году в неработающий фонд по дебиту нефти и обводненности.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2004 года в действующем добывающем фонде находится 374 скважины.

В таблице 3.4. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.04 г. Рассматривая результаты распределения можно сделать следующие выводы:

С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 69 скважин (18,4% действующего фонда), из них 29 скважин имеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142 скважины (37,9%), основная часть которых 75 скважин (52,8%) имеют обводненность ниже 30% и только 17 скважин (11,9%) имеют обводненность выше 80%.

Таблица 3.3. Распределение действующего фонда скважин выбывшего в неработающий фонд в 2003 году по состоянию на 01.12.04 г.

Дебит нефти, т/сут Обводнённость, % Итого
0 – 10 10 – 30 30 – 60 60 – 80 80 – 100
0 – 3 3 2 1 0 10 16
3 – 5 0 0 0 0 1 1
5 – 10 0 0 1 2 2 5
10 – 20 2 1 0 0 1 4
20 – 40 1 0 1 1 0 3
Итого 6 3 3 3 14 29

В интервале дебитов жидкости от 50 до 80 т/сут работают 112 скважин (29,9%), часть из которых 44 скважин (39,2%) имеют обводненность ниже 30% и 19 скважин (16,9%) имеют обводненность выше 80%.

Таблица 3.4. Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 1.01.2005 год

Дебит жидкости, т/сут Обводнённость, % Итого
0 – 10 10 – 30 30 – 60 60 – 80 80 – 100
0 – 10 2 8 8 5 3 26
10 – 20 6 13 7 7 10 43
20 – 50 24 51 33 17 17 142
50 – 80 8 36 22 27 19 112
80 – 100 6 9 5 4 4 28
100 – 150 4 3 9 0 2 18
150 – 200 0 1 0 1 2 4
200 – 250 0 0 0 0 0 0
250 – 300 0 0 0 0 1 1
Итого 50 121 84 61 58 374

С дебитом жидкости более 80 т/сут работают 51 скважина (13,6%), из них 23 скважины (45,0%) работают с обводненностью ниже 30%, и только 9 скважин имеют обводненность выше 80%.

Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 3.3.) видно, что 12,2% действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебит нефти < 5 т/сут), 30,4% (114 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20 т/сут и 53,4% (200 скважин) имеют дебит более 20 т/сут.

Рис. 3.3. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по дебитам нефти за 2003–2004 гг.

Распределение действующего фонда скважин месторождения по обводненности (рис. 3.4.) показало, что 45.7% действующего фонда (171 скважин) работают с долей воды в продукции менее 30%, 145 скважин (38,7%) относятся к группе скважин с обводненностью от 30 до 80% и 58 скважин (15,6%) обводнены более чем на 80%.

Рис. 3.4. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по обводненности за 2003–2004 гг.

Таким образом, из распределения действующего нефтяного фонда по основным показателям работы можно сделать следующие выводы:

– по месторождению за период 2003 года наблюдается незначительный рост действующего фонда скважин;

– наблюдается рост обводненного фонда на фоне снижения высокодебитного фонда скважин.

4. Техническая часть

4.1 Установки погруженных центробежных электронасосов

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения – обычное и коррозионно-стойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5–125–1200 ВК02 ТУ 26–06–1486 – 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5–125–1200 ТУ 26–06–1486 – 87, где У – установка; Э – привод от погружного двигателя; Ц – центробежный; Н – насос; М – модульный; 5 – группа насоса; 125 – подача, м3/сут: 1200 – напор, м; ВК – вариант комплектации; 02 – порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4.1. Номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.

Таблица 4.1. Показатели технической и энергетической эффективности

Установки Номи-нальная подача, м3/сут Номи-наль-ный напор, м Мощ-ность, кВт К. п. д., % K. п. д. насоса, % Макси-мальная плотность водонефтя-ной смеси, кг/м3 Рабочая часть характеристики
подача, м3/сут напор, м
УЭЦНМ5–50–1300 50 1360 23 33,5 43 1400 25 – 70 1400–1005
УЭЦНМК5–50–1300 1360 23 33,5 1400 1400–1005
УЭЦНМ5–50–1700 1725 28,8 34 1340 1780–1275
УЭЦНМК5–50–1700 1725 28,8 34 1340 1780–1275
УЭЦНМ5–80–1200 80 1235 26,7 42 51,5 1400 60 – 115 1290 – 675
УЭЦНМК5–80–1200 1235 26,7 42 1400 1290 – 675
УЭЦНМ5–80–1400 1425 30,4 42,5 1400 1490–1155
УЭЦНМК5–80–1400 1425 30,4 42,5 1400 1490–1155
УЭЦНМ5–80–1550 1575 33,1 42,5 1400 1640 – 855
УЭЦНМК5–80–1550 1575 33,1 42,5 1400 1640 – 855
УЭЦНМ5–80–1800 1800 38,4 42,5 1360 1880 – 980
УЭЦНМК5–80–1800 1800 38,4 42,5 1360 1880 – 980
УЭЦНМ5–125–1000 125 1025 29,1 50 58,5 1240 105 – 165 1135 – 455
УЭЦН MK5–125–1000 1025 29,1 50 1240 1135 – 455
УЭЦНМ5–125–1200 1175 34,7 48 1400 1305 – 525
УЭЦН MK5–125–1200 1175 34,7 48 1400 1305 – 525
1 2 3 4 5 6 7 8 9
УЭЦН MK5–125–1300 1290 38,1 48 1390 1440 – 575
УЭЦН M5–125–1800 1770 51,7 48,5 1400 1960 – 785
УЭЦНMK5–125–1800 1770 51,7 48,5 1400 1960 – 785
УЭЦНМ5–200–800 200 810 46 40 50 1180 150 – 265 970 – 455
УЭЦНМ5–200–1000 1010 54,5 42 1320 1205 – 565
УЭЦНМ5–200–1400 1410 76,2 42 1350 1670 – 785
УЭЦНМ5А-160–1450 160 1440 51,3 51 61 1400 125 – 205 1535 – 805
УЭЦНМК5А-160–1450 1440 51,3 51 1400 1535 – 905
УЭЦНM5A-160–1600 1580 56,2 51 1300 1760–1040
УЭЦНМК5А-160–1600 1580 56,2 51 1300 1760–1040
УЭЦНМ5А-160–1750 1750 62,3 51 1300 1905–1125
УЭЦНMK5A-160–1750 1750 62,3 51 1400 1905–1125
УЭЦНM5A-250–1000 250 1000 55,1 51,5 61,5 1320 195 – 340 1140 – 600
УЭЦНMK5A-250–1000 1000 55,1 51,5 1320 1140 – 600
УЭЦНМ5А-250–1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 – 650
УЭЦНМК5А-250–1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 – 650
УЭЦНM5A-250–1400 1385 76,3 51,5 1360 1575 – 825
УЭЦНMK5A-250–1400 1385 76,3 51,5 1360 1575 – 825
УЭЦНМ5А-250–1700 1685 92,8 51,5 1120 1920–1010
УЭЦНМК5А-250–1700 1685 92,8 51,5 1120 1920–1010

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие: