25049 (586547), страница 5
Текст из файла (страница 5)
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:
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
