2.4 Характеристика текущего состояния разработки объекта

Динамика основных показателей разработки объекта БВ₈ приведена на таблица 2.4.1. и в таблице 2.4.3. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1987 г. (11429 тыс. т) при темпе отбора от НИЗ – 4.6%. Снижение добычи нефти началось в 1989 г. после добычи 27% извлекаемых запасов, обводненность на момент снижения отборов составила 27%.

После периода снижения, в 1994-2003 г.г. добыча нефти на объекте стабилизировалась на уровне 5.0-5.3 млн. т. Начиная с 2004 года, отмечается увеличение объемов добычи нефти, связанное со значительным объемом применения ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов. Добыча нефти в 2007 г. составила 5559 тыс. т (50% от максимального уровня), жидкости – 20746 тыс. т при текущей обводненности 73.2%.

Таблица 2.4.1. Динамика добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки воды. Объект БВ₈

В таблице 2.4.2. приведена динамика изменения дебитов жидкости, нефти и фонда скважин объекта БВ₈. До 1992 г. динамика дебитов нефти хорошо коррелируется с динамикой дебитов жидкости. В последующий период даже при значительном увеличении среднего дебита жидкости (на 20% в 2004 г.) в условиях увеличения обводненности отмечается преимущественно стабилизация среднего дебита нефти.

За счет значительного количества проводимых на объекте мероприятий по выводу скважин из неработающих категорий в последние годы отмечается стабильное увеличение доли действующего добывающего фонда (таблице 2.4.2.).

Таблица 2.4.2. Динамика дебитов жидкости, нефти и фонда добывающих скважин. Объект БВ₈

Проведение на объекте мероприятий, направленных на интенсификацию притока и повышению нефтеотдачи пласта, привело к снижению доли низкодебитного по жидкости фонда. Доля обводненного фонда на объекте увеличивается, таблица 2.4.3.

Таблица 2.4.3. Изменение структуры действующих добывающих скважин по дебиту жидкости за 1999-2007 гг. Объект БВ₈

Средний дебит жидкости действующего фонда скважин объекта составил на 1.01.08 г. 41.3 т/сут. С текущим дебитом жидкости до 5 т/сут. в эксплуатации находятся 84 скважины или 6% действующего фонда. Наибольшее количество скважин (591 ед. или 41%) эксплуатируются с дебитами по жидкости от 20 до 50 т/сут., (таблица 2.4.4.).

Таблица 2.4.4.Изменение структуры действующих добывающих скважин по обводненности. Объект БВ₈

Средний дебит нефти скважин действующего фонда составил на 01.01.2008 г. 11.1 т/сут. Наибольшее количество скважин (620 скважин или 43% действующего фонда) работает в диапазоне дебитов от 2.5 до 10 т/сут. По 14 скважинам (менее 1%) текущий дебит нефти – более 50 т/сут., по 119 скважинам (8%) – менее 1 т/сут., (таблица 2.4.5.).

Таблица 2.4.5. Распределение скважин действующего фонда по дебитам жидкости и обводненности. Объект БВ₈

3 Специальная часть

3.1 Характеристика добычи нефти с применением уэцн

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачива­ния нефтяных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содер­жащей нефть и газ, и механической примеси.

Установки выпускаются двух видов - модульные и немодульные; трех ис­полнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Пе­рекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие показа­тели:

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

- максимальная кинематическая вязкость пластовой жидкости 1 мм/с;

- водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3; содержание мехпримесей для обычного и коррозионостойкого не более 0,1 г/л, износостойкого не более 0.5 г/л;

- содержание сероводорода для обычного и износостойкого не бо­лее 0,01 г/л; корозионостойкого до 1.25 г/л;

- максимальное содержание полученной воды 99%; свободного газа на приеме до 25%, для установок с модулями сепараторами до 55%;

- максимальная температура добываемой продукции до 90С.

В зависимости от поперечных размеров применяемых в комплекте устано­вок погружных центробежных электронасосов, электродвигателей и кабель­ных линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а. С диаметрами об­садных колонн 121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе, наземного электрооборудования - трансформаторной комилентной подстан­ции. Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двига­теля с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне НКТ. Насос погруж­ной, трехфазный, асинхронный, маслонаполненный с ротором.

Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между со­бой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Установки центробежных электронасосов УЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводнен­ных, глубоких и наклонных.

Погружные центробежные электронасосы, не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом позволяют передавать насосу значительно большую мощность, чем в штанговой установке, тем самым увеличивая добывные возможности этого вида оборудования.

Высокая надежность и долговечность установки погружных центро­бежных электронасосов обеспечивают достаточно длительную работу по­гружных агрегатов в скважине. Устройство станции управления позволяет контролировать его работу на заданном режиме. Монтаж оборудования ЭЦН прост. Эти два узла установки УЭЦН размещают в легкой будке, а при со­ответствующем исполнении этих узлов установки можно монтировать без будок.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы не требуют по­стоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:

- Не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса,

- Еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвига­теля:

- Периодически очищают аппаратуру станции управления от гря­зи и пыли, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансформа­тора;

- Устраняют негерметичности трубопроводов. При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защит­ные покрытия НКТ, промывка скважин горячей нефтью и автоматизи­рованные установки со скребками, спускаемыми на проволоке.

Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата, включающего: центробежный многоступенчатый насос, протек­тор специальный погружной маслозаполненный электродвигатель, специаль­ный кабель, прикрепленный к колонне НКТ хомутами. Выше насоса устанав­ливается обратный клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из внутренней полости НКТ при их подъеме. В скважинах, работающих в режиме “фон­тан-насос” применяется клапан фонтанирования (КФ). Клапан фонтанирова­ния предназначен для автоматического nepeвoда скважины, работающей в насосном режиме на фонтанный режим и снижения износа ЭЦН при данном режиме Клапан встраивается в колонну НКТ на глубине 16-24м. выше выкида насоса.

С помощью устьевого оборудования, установленного на колонной го­ловке эксплуатационной колонны, подвешена колонна НКТ.

На поверхности, но расстоянии не менее 5 метров от скважины, уста­навливается клемная коробка для подключения кабеля идущего из скважины, на расстоянии 25 метров от скважин, на специальной площадке устанавли­вается автотрансформатор со станцией управления. В настоящее время применяются станции управления ШГС5805, БРГМ с электронным блоком управления

Центробежный насос бывает обычного, износостойкого или коррозион­ного исполнения Основными конструктивными элементами ЭЦН являются рабочие колеса направляющие аппараты, вал, корпус, гидравлическая пята уплотнения, подшипники. Рабочие колеса (рабочее колесо состоит из дисков - переднего, по ходу жидкости, в виде кольца с отверстием большого диа­метра в центре и заднего - сплошного диска со ступицей, через которую проходит вал) установлены на валу, по которому они имеют возможность свободного осевого перемещения. Диски расположены на некотором рас­стоянии один от другого, о между ними находятся лопатки, отогнутые на­зад по направлению вращения колеса. Вал опирается на подшипники, распо­ложенные вместе с направляющими аппаратами внутри корпуса. Направляю­щий аппарат состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминаю­щими лопатки рабочего колеса, которые закреплены в корпусе неподвижно. В верхней части корпуса направляющие аппараты поджаты гайкой Направ­ляющий аппарат предназначен для изменения потока жидкости и преобразо­вания скоростной энергии в давление. Вал разгружается от осевой нагрузки и передает только крутящий момент.

Осевое усилие от рабочего колеса к направляющему аппарату переда­ется через текстолитовую шайбу, образующую с опорной поверхностью ап­парата пару трения, удовлетворительно работающую в пластовой жидко­сти. При работе насоса на торец вала действует давление жидкости, соз­даваемое им, кроме того, из-за отложений солей, коррозии металла и наличия сил трения часть о седого дaвлeнuя от колес передается валу Осевое усилие воспринимается осевой опорой скольжения, расположенной в верхней части корпуса. Вал насоса соединяется с балом протектора гидрозащиты двигателя посредством шлицевого соединения

Пластовая жидкость попадает в насос через сетчатый фильтр, распо­ложенный в нижней части корпуса, и, пройдя ступени насоса по осевому ка­налу выходит из внутренней полости корпуса во внутреннюю поверхность НКТ. Рабочее колесо, собранное совместно с направляющим аппаратом, обра­зует ступень насоса. Каждая ступень разбивает напор 4...7 м. Число сту­пеней насоса колеблется от 84 до 400, и если их не удается разместить в одном корпусе длиной 5-5,5м, то их заключают в два, а иногда в три корпуса.