Уваровского месторождения

Рисунок 2.5 - Распределение скважин по дебитам нефти

На 01.01.2019 года пять скважин (28%) имели дебиты по жидкости от 0 до 70 м3/сут, четыре скважины (22%) от 70

до 100 м3/сут. Три скважины (17%) от 100 до 150 м3/сут, шесть скважин (33%) имели дебит по жидкости свыше

150 м3/сут. Максимальный дебит по жидкости составлял 266 м3/сут. Распределение представлено на рисунке 2.6 [34].

Таблица 2.5 - Технологический режим работы скважин пластов С-I'+С-I Уваровского купола на 01.01.2019 года

Консорциум « Н е д р а »

Рисунок 2.6 - Распределение скважин по дебитам жидкости

Консорциум « Н е д р а »

56

Фонд скважин в значительной степени обводнен. Средняя величина обводненности составляет 95,2%. Две скважины (11%) имеют содержание попутной воды меньше 90%, 10 скважин (56%) от 90 до 95%, три скважины (17%) от

95,1 до 96,0%, три скважины (17%) больше 96%. Распределение представлено на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 - Распределение скважин по обводненности

На 01.01.2019 года девять насосов (50%) спущен на глубину менее 1500 м, три насоса (17%) спущены в интервал

1500-2000 м, три насоса (17%) спущены в интервал 2000-2200 м, и три насоса (17%) спущен на глубину свыше 2200 м.

Распределение по глубине спуска насосов представлено на рисунке 2.8.

Консорциум « Н е д р а »

57

Рисунок 2.8 - Распределение скважин по глубине спуска

На 01.01.2019 года восемь скважин имели динамический уровень менее 500 м, пять скважин в интервале 500-1000

м, еще в четырех скважинах в интервале 1000-1500 м. и в одной скважине свыше 1500 м. Распределение по динамическому уровню в скважинах представлено на рисунке 2.9.

Анализ по определению подпорной характеристики, показал, что в двух скважинах подпорная характеристика составляет менее 400 м, в семи находится в интервале 400-800 м, в четырех 800-1200 м, в пяти свыше 1200 м. Скважины с подопорной характеристикой менее 300 м требуют оптимизации работы. Распределение представлено на рисунке 2.10.

Консорциум « Н е д р а »

58

Рисунок 2.9 - Распределение скважин по динамическому уровню

Рисунок 2.10 - Распределение скважин по подпорной характеристике

Консорциум « Н е д р а »

59

Анализ коэффициента подачи скважин оборудованных УЭЦН показал, что только у восьми скважин (44%)

коэффициент подачи находится в оптимальном интервале 0,75-1,25, одна скважина имеет коэффициент подачи менее

0,75; девять скважин более 1,25. Скважины у которых коэффициент подачи выходит за пределы 0,75-1,25 требуют оптимизации работы. Распределение представлено на рисунке 2.11.

Коэффициент подачи

Рисунок 2.11 - Распределение скважин по коэффициенту подачи

Анализ коэффициента продуктивности скважин оборудованных УЭЦН показал, что две скважины (11%) имеют коэффициент продуктивности в интервале: 0-1,0 м3/сут*атм, четыре скважины 1,1-2,0 м3/сут*атм; семь скважин 2,1-5,0

Консорциум « Н е д р а »

Рисунок 2.12 - Распределение скважин по коэффициенту продуктивности

2.8 Описание и особенности использования основных частей УЭЦН УЭЦН – установка электроцентробежного насоса. По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они

уступают УШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С

помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

Основные узлы УЭЦН:

− ЭЦН (электроцентробежный насос);

Консорциум « Н е д р а »

61

−ПЭД (погружной электродвигатель);

−Протектор (или гидрозащита);

−Кабель;

−Газосепаратор;

−ТМС( термоманометрическая система);

−Обратный клапан;

−Сбивной клапан;

−НКТ насосно-компрессорные трубы;

−Диспергатор;

−КТП (Комплектная трансформаторная подстанция);

−СУ (станция управления);

−Клеммная коробка.

Схема УЭЦН представлена на рисунке 2.13.

Консорциум « Н е д р а »

62

Рисунок 2.13 - Схема УЭЦН

Консорциум « Н е д р а »