Отчет по практике на Хохряковском месторождении

 

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 2003-2005 г.г.

 

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 2003-2005 г.г.

 

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  погружных   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
1	2	3	4	5	6	7	8	9
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

 

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного  газа);

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при  которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. -  1 мм²/с;

водородный показатель попутной воды рН   6,0 - 8,5;

максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

максимальное содержание попутной воды - 99%;

максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации)  - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к

нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок  коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата  -  не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых  взамен удлинителя с теплостойким кабелем  марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;

для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с  двигателями мощностью 90 -  250 кВт - 80 °С.

Максимальная плотность водонефтяной смеси указана в табл.    Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл.  4.1.) соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м³.

Масса насоса и насосного  агрегата и габаритные размеры насоса и насосного агрегата приведены  в табл.   4.2. 

Таблица   4.2.

Установка	Длина насосного агрегата, мм, не более	Длина насоса, мм, не более	Масса, кг, не более
			насосного агрегата	насоса
1	2	3	4	5
УЭЦНМ5-50-1300	15522	8252	626	280
УЭЦНМК5-50-1300	15522	8252	633	287
УЭЦНМ5-50-1700	17887	10617	705	359
УЭЦНМК5-50-1700	17887	10617	715	369
УЭЦНМ5-80-1200	16232	8252	602	256
УЭЦНМК5-80-1200	16232	8252	610	264
УЭНЦМ5-80-1400	18227	9252	684	290
УЭЦНМК5-80-1400	18227	9252	690	296
УЭЦНМ5-80-1550	19592	10617	720	326
УЭЦНМК5-80-1550	19592	10617	745	333
УЭЦНМ5-80-1800	20227	11252	750	356
УЭЦНМК5-80-1800	20227	11252	756	362
УЭЦНМ5-125-1000	15522	8252	628	282
УЭЦНМК5-125-1000	15522	8252	638	292
УЭЦНМ5-125-1200	17217	9252	709	315