122846 (592719), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Распределение действующего добывающего фонда скважин месторождения по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2004 года приведено в таблице 2.1.2 и практически соответствует предыдущему году.

В среднем скважины месторождения работали в 2003 году с дебитом по жидкости 46,9 т/сут, на 1.01.2004 год дебит жидкости составил 48,5 т/сут.

Малодебитные скважины (дебит жидкости до 10 т/сут) составляют незначительную часть – 7% от действующего добывающего фонда, 50% скважин работают с дебитами по жидкости от 20 до 50 т/сут и 43% – с дебитом более 50 т/сут.

Среднегодовая обводненность по Муравленковскому месторождению за 2003 год – 76,0%, на конец года обводненность составила 77,9% при дебите нефти 11,3 т/сут. Значительная часть фонда (35%) представлена высокообводненными скважинами – с обводненностью продукции более 90%, из них 7% - с обводненностью свыше 98%. С обводненностью до 50% работает лишь 19% скважин.

Таблица 8. Распределение действующего фонда Муравленковского месторождения по дебитам и обводненности

В 2003 году на месторождении на объекте БС11 введено в эксплуатацию 4 новых скважины.

Все новые скважины попали в промытую зону пласта. Входные дебиты нефти изменяются по скважинам от 1 до 4 т/сут, дебиты жидкости – от 26,9 до 49,6 т/сут. Скважины работают с высокой долей обводненности продукции – от 81 до 99%.

Таким образом, все новые скважины характеризуются низкими дебитами и высокой обводненностью продукции. Средний дебит нефти новых скважин на 9 т/сут (на 80%) ниже среднего по месторождению – 11,3%. Суммарная добыча нефти по новым скважинам составила 0,1% от общей добычи нефти по месторождению.

Оценивая текущее состояние фонда скважин Муравленковского месторождения можно сделать следующие выводы:

добывающий фонд месторождения характеризуется низким коэффициентом использования – 59% и высоким коэффициентом эксплуатации – 96%;

в бездействии и консервации находится более половины добывающего фонда скважин (53%), основные причины – аварии промыслового оборудования, достижение проектной обводненности, отсутствие притока;

доля малодебитного фонда скважин незначительна – 7%;

высокообводненный фонд скважин составляет значительную часть действующего добывающего фонда – 35%;

ввод новых скважин на месторождении в 2003 году был малоэффективен.

2.2 Состав погружной установки

В комплект погружной установки для добычи нефти входят электродвигатель с электродвигатель с гидрозащитой, насос, кабельная линия, наземное электрооборудование. Нанос приводится в действие электродвигателем и обеспечивает подачу пластовой жидкости из скважины по НКТ на поверхность в трубопровод.

Кабельная линия обеспечивает подвод энетродвигателем при помощи муфты кабельного ввода. Установки имеют следующие исполнения:

обычное;

- коррозионно – стойкое;

- износостойкое;

- термостойкое

Пример условного обозначения:

2УЭЦНМ (К, И,Д,Т) 5-125-1200,

где:

2 – модификация насоса;

У – установка;

Э – электропривод от погружного двигателя;

Ц – центробежный;

Н - насос;

М – модульный;

К, И, Д, Т – соответственно в коррозионно – стойком, износостойком, двухопорном и термостойком исполнении.

Отсутствие их означает, что установка обычного исполнения;

5 – группа насоса. Выпускаются установки групп 5, 5 А, 6 для эксплуатации в скважинах с внутренним диаметром соответственно не менее 121,7 130 и 144 мм;

125 – подача, м3/сут.;

1200 – напор, м.

Установка скважинного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования.

Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на НКТ под уровень жидкости. Питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД) осуществляется по кабельной линии, которая крепится к НКТ металлическими поясами. На длине насоса и протектора кабель выполнен (в целях уменьшения габарита) плоским.

Над насосом через две НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу – сбивной. Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ. Сбивной клапан служит слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки и для обеспечения глушения скважины. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свободный газ на приеме насоса от 15 до 55 % используется газосепаратор. ЭЦН откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно, - двух, - трех, - четырехсекционные. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно – стойкого исполнения – из модифицированного чугуна типа «ни резист».

Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы.

Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов в парах трения, установкой промежуточных радиальных подшипников по длине насоса, использованием рабочих органов насосов двух опорных конструкций и др. Погружные электродвигатели – маслонаполненные трехфазные асинхронные короткозамкнутые – обычного и коррозионно – стойкого исполнения являются приводом погружного ЭЦН. Пример условного обозначения двигателя: ПЭДУСК – 125- 117, где

Характеристики

Список файлов ВКР