Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов
По состоянию
на 01.01.2004 года на Хохряковском месторождении насчитывалось 548 добывающих
скважин (см. табл. 3.2.). При этом эксплуатационных нефтяных скважин – 499 (91,0%),
действующих – 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд по
месторождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины.
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
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13
|
|