Состав поверхностных нефтей
| Компоненты | Содержание | |
| Д-I | Д-II | |
| C2H6 | 0,34 | 0,58 |
| C3H8 | 2,60 | 0,70 |
| С4Н10 | 1,02 | 1,38 |
| С5Н12 | 0,91 | 0,52 |
| С6Н14+ высшее | 13,47 | 12,81 |
1.4.2 Свойства пластовой воды
Пластовая вода залежей Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.
Из микроэлементов в водах обнаружены: J2, NH4, К, Fe.
Удельный вес воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см3, в среднем удельный вес воды пласта Д1 равен 1,1847 г/см3, пласта ДII - 1,1889 г/см3 /2/.
Вязкость девонской воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см3. По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.
1.4.3 Свойства и состав газа
Добываемый газ является попутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточное количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.
Выход газа на Серафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество азота в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.
Состав газа приведен в таблице 6.
Таблица 6
Состав газа, растворенного в нефти
| Компоненты | Содержание | |
| Д-I | Д-II | |
| N2 | 12,86 | 9,9 |
| CH4 | 34,9 | 33,94 |
| C2H6 | 16,48 | 18,6 |
| C3H8 | 22,7 | 21,8 |
| С4Н10 | 1,6 | 2,42 |
| nС5Н12 | 0,73 | 1,0 |
| nС6Н14+ высшее | 3,22 | 4,2 |
1.5 Состояние разработки месторождения
Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д1 в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.
Характеристика фонда скважин представлена в таблице 7.
Таблица 7
Характеристика фонда нагнетательных и добывающих скважин
| Фонд добывающих скважин | Действующий фонд (всего) | 176 |
| ЭЦН | 4 | |
| ШГН | 172 | |
| Бездействующие (всего) | 6 | |
| В КРС и ожидании КРС | 1 | |
| Нерентабельные | 1 | |
| Прочие | 4 | |
| Эксплуатационный фонд | 182 | |
| В консервации | 16 | |
| В том числе нерентабельные | 15 | |
| Пьезометрические | 22 | |
| Ожидающие ликвидации | 2 | |
| Фонд добывающих скважин | Ликвидированные после бурения | 13 |
| Ликвидированные эксплуатационные | 9 | |
| В том числе наблюдательные | 2 | |
| Контрольные (всего) | 24 | |
| Итого в фонде добывающих | 246 | |
| Фонд нагнетательных скважин | Действующий фонд | 39 |
| В том числе внутриконтурные | 36 | |
| Эксплуатационный фонд | 39 | |
| Ликвидированные | 3 | |
| Водозаборные | 1 | |
| Итого в фонде нагнетательных | 43 | |
| Всего пробуренных скважин | 289 | |
| Средний дебит | 1 добывающая скважина: | 19,9 |
| Нефть/жидкость, т/сут | 6,1 | |
| 1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут | 9/80,1 | |
| 1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут | 1,7/4,4 |
Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д1, ДII, ДIII, ДIV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году /2/.
В течение длительного периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный вес добычи нефти механизированным способом.
С 1971 года залежь горизонта Д1 Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.
В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов закачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.
В целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил 4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ «Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м3/сут составила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м3/сут.
Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения /2/.
2. Условия работы ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”
2.1 Особенности оборудования ШСНУ
В ООО НГДУ “Октябрьскнефть” применяются следующие виды насосов которые представлены в таблице 8. /3/
Таблица 8
Насосы применяемые в ЦДНГ-1
| Тип насоса | Условный размер, мм | Длина плунжера, м. | Количество, шт |
| НСВ1Б-28 | 28 | 4-7,2 | 1 |
| НСВ1Б-29 | 29 | 4-7,2 | 20 |
| НСВ1Б-32 | 32 | 4-7,2 | 247 |
| НСН2Б-43 | 43 | 2,7 | 16 |
| НСН2Б-44 | 44 | 2,7 | 33 |
| НСН2Б-56 | 56 | 3,4; 7,1 | 4 |
| НСН2Б-57 | 57 | 3,4; 7,1 | 3 |
Параметры штанговых скважинных насосов представлены в таблице 9.
Таблица 9
Параметры штанговых скважинных насосов
| Насос | Условный Размер, мм | Глубина спуска, м | Наружный диаметр, м | Длина, м | ||
| насоса | плунжера | ход плунжера | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| НСВ1 | 2832384355 | 25002200350015001200 | 48,248,259,759,772,2 | 4 – 7,24 – 7,24,1 – 9,7 4,1 – 9,74,9 – 9,3 | 1,2 – 1,81,2 – 1,81,2; 1,5; 1,81,21,2 | 1,2 – 3,51,2 – 3,51,2 – 61,2 – 61,8 – 6 |
| НСВ2 | 32384355 | 3500350035002500 | 48,259,759,772,9 | 6,4; 7,36,1; 9,76,1; 9,76,9; 9,9 | 1,81,81,81,8 | 2,5 – 3,52,5 – 62,5 – 63 – 6 |
| НСН1 | 28324355 | 1200120012001000 | 56567389 | 1,9; 2,91,9; 2,92,7 2,7 | 1,21,21,21,2 | 0,6; 0,90,6; 0,90,90,9 |
| НСН2 | 3243556893 | 1200220018001600800 | 567389107133 | 3,4; 5,33,3; 73,4; 7,14,1; 6,84,3; 7 | 1,21,2; 1,51,2; 1,51,21,2 | 1,2; 31,2; 4,51,2; 4,51,8 – 4,51,8 – 4,5 |
Таблица 10
Техническая характеристика станков-качалок
Показатели | СК3-1,2-630 | СК5-3-2500 | СК10-3-5600 | СКД3-1,5-710 | СКД6-2,5-2800 | СКД12-3,0-5600 |
| Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН | 30 | 50 | 100 | 30 | 60 | 120 |
| Номинальная длина хода устьевого штока, м | 1,2 | 3,0 | 3,0 | 1,5 | 2,5 | 3,0 |
| Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН м | 6,3 | 25 | 56 | 7,1 | 28 | 56 |
| Число ходов балансира в минуту | 5 - 15 | 5 - 15 | 5 - 12 | 5 - 15 | 5 - 14 | 5 - 12 |
| Редуктор | Ц2НШ-315 | Ц2НШ-450 | Ц2НШ- 560 | Ц2НШ-315 | Ц2НШ-450 | Ц2НШ- 560 |
| Габаритные размеры, мм, не более: Длина Ширина Высота | 4125 1350 3245 | 7380 1840 5195 | 7950 2246 5835 | 4050 1360 2785 | 6085 1880 4230 | 6900 2250 4910 |
| Масса, кг | 3787 | 9500 | 14120 | 3270 | 7620 | 12065 |
В последние годы стали использоваться штанговые насосы с безвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочность их резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочным цилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.
2.2 Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”
Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШН различных типоразмеров, широкий диапазон условий эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них жидкостей позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.