Продолжение таблицы 5.15

120	5056	ТД750	950	23	106	58	38	см.ТД750*Э125, пром.забоя	153	56	58	20
120	5072	Э-50	501	7	70	41	35	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	113	44	54	19
133	1508	Э-50	788	19	77	14	57	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	119	7	95	38
240	5128	НН44	643	0,3	8	18	6	см.НН44*Э-25, пром.забоя	28	23	18	12
135	437	Э-50	715	4	60	93	3	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	97	91	7	4
129	1456	Э-80	0	8	125	46	57	см.Э-80*Э-125, пром.забоя	135	46	62	5
140	1539	Э-25	1538	32	21	43	10	см.Э-25*Э-50, пром.забоя	56	43	27	17
120	5070	ТД280	497	12	38	75	8	см.ТД280*Э-60, пром.забоя	70	75	15	7

	Технологический расчет на внедрение УЭЦН
	на скважине 1508 куста 133 Южно-Ягунского мест-я
	Исходные данные
	Пластовое давление, Р пл. атм.	212
	Давление насыщения, Р нас. атм.	14
	Давление коллектора, Р кол. атм.	23
	Верхняя точка перфорации Н перф, м	2505
	Глубина верхней точки перфорации по вертикали Н кр, м	2360
	Дебит скважины по жидкости Q ж, куб.м/сут.	75
	Обводненность В,%	10
	Удельный вес нефти н, г/см3	0,85
	Удельный вес воды в, г/см3	1,014
	Удельный вес пластовой жидкости ж, г/см3	0,87
	Динамический уровень Н дин, м	886
	Затрубное давление Р затр, атм	14
	Глубина спуска насоса Н учт., м	1820
	Проектируемый отбор жидкости Q пр, м3/сут.	110
	Потери напора в НКТ h тр, м	100

ВЫВОД

1. Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м³/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м³/сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.

2. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском месторождении. Результаты анализа показали, что основными причинами аварийности установок являются:

• старение оборудования;

• увеличение осложненного фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности продукции скважин);

• рост малодебитного фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали ( рисунка 5.2 ), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

• применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

в насосных установок, в частности углепластиковых;

• обработка скважин ингибиторами солеотложений, парафиноотложений и применение рабочих органов насосов со специальным покрытием или выполненных из специальных материалов;

• применение поднасосных газосепараторов и диспергаторов;

• применение механических скребков для борьбы с

парафиноотложениями.

4. Для повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходима оптимизация режимов их работы. Анализ этих режимов показал, что по большинству скважин наблюдаются завышенные глубины спуска ЭЦН.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работы скважин 1508/133, оборудованной УЭЦН. Результаты расчета показали, что только за счет оптимизации режимов работы этой скважин можно получить увеличение дебита нефти и за счет уменьшения глубины спуска ЭЦН сэкономить НКТ и кабель.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.