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
| Диапазон дебитов, т/сут | Способ эксплуатации | Интервал обводненности, % | Итого | |||||
| 0-10 | 10-50 | 50-80 | 80-90 | 90-98 | 98-100 | |||
| 0-10 | ФонтанЭЦНШГНГазлифтПрочиеВсего | 003003 | 009009 | 00150015 | 00100010 | 005005 | 000000 | 00420042 |
| 10-20 | ФонтанЭЦНШГНГазлифтПрочиеВсего | 000000 | 027009 | 05120017 | 0190010 | 03120015 | 011002 | 012410053 |
| 20-50 | ФонтанЭЦНШГНГазлифтПрочиеВсего | 01400014 | 05410055 | 07200072 | 03630039 | 05030053 | 11200013 | 1238700246 |
| 50-100 | ФонтанЭЦНШГНГазлифтПрочиеВсего | 010001 | 02200022 | 04120043 | 05800058 | 08000080 | 02000020 | 0222200224 |
| 100-300 | ФонтанЭЦНШГНГазлифтПрочиеВсего | 000000 | 000000 | 051006 | 060006 | 01700017 | 040004 | 03710033 |
| Итого | ФонтанЭЦНШГНГазлифтПрочиеВсего | 01530018 | 078170095 | 01233000153 | 01012200123 | 01502000170 | 13710039 | 15099300603 |
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
ПЭДУ – погружной электродвигатель унифицированный;
С – секционный (отсутствие буквы – несекционный);
К – коррозионно – стойкий (отсутствие буквы – обычное исполнение);
125 – мощность двигателя, кВт;
117 – диаметр корпуса, мм.
Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала ПЭД к валу насоса.
Кабельная линия состоит из основного кабеля и присоединенного к нему удлинителя с муфтой кабельного ввода. В качестве основного используют кабель марки КПБП (кабель полиэтиленовый бронированный плоский) или КПБК (круглый), в качестве удлинителя – плоский кабель. Поперечное сечение жил основного кабеля равно 10, 16 и 25 мм2, а кабельного удлинителя – 6 и 10 мм2.