Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Погружные центробежные насосы (УЭЦН) в настоящее время являются одним из основных средств механизированной эксплуатации нефтяных скважин. На их долю приходится более 53% добываемой в России нефти и более 63% извлекаемой из скважин жидкости.

Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.

Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

В настоящем квалификционном проекте применяется упрощенный вариант методики подбора УЭЦН к скважине, рассчитанный на возможность осуществления его с помощью калькулятора.

В отличие от известных, применяемый способ учитывает возможность оборудования насоса УЭЦН газосепаратором, предназначенным для защиты насоса от вредного влияния свободного газа в откачиваемой из скважины продукции.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.

Территория Приобского месторождения на 80% находится в природоохранной зоне.

Железная дорога Тюмень - Сургут, введенная в действие в 1976 г., проходит в 75 км к юго-востоку от месторождения. Ближайшие станции Салым и Куть-Ях.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5°С). Абсолютный минимум -52°С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17°С), абсолютный максимум +33°С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0°С.

На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.

1.2 История освоения района

Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. в результате бурения и испытания разведочной скважины №151, при испытании которой были получены притоки нефти из юрских отложений тюменской свиты (Ю₂) и из готеривского горизонта АС₁₁ на выявленном ранее сейсморазведкой поднятии. После завершения разведочных работ (примерно 220 разведочных скважин) получены следующие результаты:

- выявлена промышленная нефтеносность в нижнемеловых отложениях готеррив - барремского возраста - АС₇,АС₉, АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₀^2-3, АС₁₁⁰, АС₁₁¹, АС₁₁^2-4, АС₁₂⁰, АС₁₂^1-2, АС₁₂^3;

- обнаружены залежи нефти в юрских отложениях тюменской свиты;

- установлена невысокая перспективность трещиноватого коллектора баженовской свиты в пределах Приобского месторождения.

Месторождение крупное, занимает площадь 2 тыс. км^2.Введено в разработку в 1988 г., осваивается очень медленными темпами. Это связано как с особенностями его географического расположения, так и со сложностью строения недр.

Особенностью Приобского месторождения является развитие сложнопостроенных продуктивных пластов, оборудованных частым переслаиванием локально развитых песчано-алевралитовых линз. Продуктивные пласты месторождения характеризуются наклонным (клиноформенным) залеганием.

До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС₁₂.

В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.

В настоящее время выделено три объекта разработки - пласты АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂, каждый из которых первоначально разрабатывался по трехрядной системе разработки с плотностью сетки - 25 га / скв.



2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

Уникальное Приобское месторождение входит в крупную Хулымско-Приобскую зону нефтегазонакопления, которая в виде широкой полосы протягивается с севера на юг в центральной части Западно-Сибирской равнины.

В тектоническом отношении Приобское месторождение приурочено к Сургутскому своду, самой крупной положительной структуре 1 порядка. Месторождение расположено в его юго-западной части.

Приобская структура согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизе (ред. Нестеров И.И., 1980 г.), располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

Геологический разрез Приобского месторождения (рисунок 2.1.) сложен мощной толщей (более 3000 м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Интерес представляют осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность, залегающие на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz). В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650 м.

Юрская система (J). Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит.

Абалакская свита сложена темно-серыми до черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (K). Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами. В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.

Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС₁-БС₁₂.

Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же, как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС₇, АС₉, АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K₁a) в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (K₁^a-al) состоит из двух подсвит. Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.

Ханты-Мансийская свита (K₁^a-₂^s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

Уватская свита (K₂^s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.

Берцовская свита (K₂^k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.

Ганькинская свита (K₂^mP₁^d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.

Палеогеновая система (P₂). Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.

Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.

Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.

Тавдинская свита, завершающая разрез морского палеогена, выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.

Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

Четвертичная система (Q). Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.

2.2 Продуктивные пласты

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС₇, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

Основные запасы нефти на Приобском месторождении приурочены к группе пластов АС₁₀-АС₁₂.

Условиям их формирования посвящены многочисленные работы А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, В.И. Игошкина, Г.Н. Гогоненкова, Карогодина Ю.Н. и др. /9,16,17,25,26,27/. Результаты их исследований свидетельствуют о клиноформном строении неокомских отложений Приобского месторождения. Основой для таких выводов послужила модель бокового заполнения морского бассейна терригенным материалом при переходе от мелководно-шельфовой области к относительно глубоководной недокомпенсированной впадине, по которой источник поступления обломочного материала располагался на востоке. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии, накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании региональных клиноформ. В периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией поступал более грубый обломочный материал. Важным фактором, определившим особенности седиментации и контролирующим распространение песчаных тел-коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов явилась геоморфология дна бассейна. Структурный фактор имел второстепенное значение.

Согласно этой модели выделяется три основных ее элемента: пологая, слабо наклоненная мелководная шельфовая терраса (ундаформа), сменяющий ее к западу относительно крутой аккумулятивный склон (клиноформа) переходящий в более пологое подножие и относительно глубоководная некомпенсированная впадина (фондоформа). Карогодин Ю.Н. и др. склонны считать, что клиноформы представляют собой дельтовые образования. По их мнению, бассейновые процессы не в состоянии перераспределять огромное количество поступающего в приемный бассейн осадочного материала. Пользуясь их терминологией, применяемой к дельтам, так называемый «шельф» относится к «дельтовой платформе», «склон шельфа» к склону дельты, а «бровка шельфа» к фронту дельты. Широкое развитие типично шельфовых фаций в пределах дельтовых платформ дает основание относить существующие в то время палеодельты данного района к деструктивным, в которых преобладали бассейновые процессы. Последние преобладали в периферийных районах дельтовых платформ.

В разрезе продуктивных неокомских отложений выделено несколько пластов: АС₁₂³, АС₁₂^1-2, АС₁₂⁰, АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^2-3, АС₁₀¹, АС₁₀⁰, объединенные в три продуктивных горизонта и пласты АС₉, АС₇.

Продуктивный горизонт АС_12. Пачка продуктивных пластов АС₁₂ залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. По площади развития коллекторов она представляется наиболее обширной. Вскрыт практически всеми пробуренными скважинами и представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с экстремумами эффективной толщины в центральной части (до 42 м. в районе скв. № 237), и также на локальных участках в восточной зоне (37,6 м. в районе скв. №261). Размеры залежи нефти горизонта АС₁₂ - 42х25км. Нефтенасыщенная толщина 21,8 м., проницаемость низкая 5,1 мД.

В составе горизонта АС₁₂ выделяется три объекта: АС₁₂⁰, АС₁₂ ^1-2, АС₁₂³, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, толщина которых колеблется от 4-10 м.

Зона развития коллекторов пласта АС₁₂⁰ приурочена к центральной части месторождения. Основная залежь представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Глубина залегания - 2555 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м (скв. №172) до 27 м (скв. №262). Наиболее высокая отметка - 2483 м. зафиксирована в скв. №262, наиболее низкая - 2647м. в скв. №245. Площадь нефтеносности почти 27 тыс. га, коэффициент песчанистости 0,45, коэффициент расчлененности 7. Запасы нефти составляют 12% от запасов горизонта.

Пласт АС₁₂^1-2 занимает наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдается в виде мощного субмеридианально вытянутого линзовидного песчаного тела, приуроченного к центральной части месторождения. Основная залежь пласта приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями (район скв. №242, 180) и впадинами (район скв. №246, 400) с зонами перехода между ними. Продуктивный пласт АС₁₂^1-2 включает, вероятно, ряд самостоятельных по условиям осадконакопления песчаных тел, о чем свидетельствует сложное тонкое чередование песчано-алевролитовых разностей, текстурно - структурные особенности отложений по разрезу. Нефтенасыщенная толщина изменяется в широком диапазоне от 0,8 м (скв. №407) до 40,6 м (скв. №237), при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную (район скв. №261). Площадь нефтеносности - 93 тыс. га. Нефтенасыщенная толщина 11,3 м. Основная доля запасов (81%) приходится на пласт АС₁₂^1-2. Коэффициент песчанистости 0,4. Коэффициент расчлененности 10.

Таблица 2.1

Геолого-физическая характеристика пластов

Параметры	Горизонты, пласты
	А10(1)	А10(2-3)	А11(1)	А12(1-2)	А12(3)
Средняя глубина, м.	2387	2464	2434	2673	2695
Тип залежи	Литологически экранированный
Тип коллектора	Терригенный, поровый
Нефтенасыщенная толщина, м	3,5	6,6	10,6	11,3	4,4
Средняя
проницаемость	19	18	47	5,4	4,8
Средняя пористость,Д. Ед.	0,19	0,19	0,2	0,18	0,18
Пластовое давление,Мпа	23,4	24,3	24,6	25,1	25,4
Давление насыщения, МПа.	9,9	8,7	11,8	10,2	14,3
Пластовая температура, С.	88	87	89	88	92
Вязкость пластовой нефти, Па * с.	1,52	1,85	1,37	1,6	1,6
Вязкость пластовой воды	0,36	0,36	0,35	0,35	0,35
Соотношение вязкости нефти и воды	4,2	5,1	3,9	4,6	3,1
Плотность нефти в пов. усл. кг/м3	873	869	869	869	886
Плотность нефти в пл. усл.кг/м3.	785	782	769	792	753
Содержание серы в нефти, %.	1,32	1,08	1,26	1,21	1,11
Содержание парафина в нефти, %.	2,65	2,35	2,48	2,48	2,64
Газосодержание,м3/т.	67	66	80	69	69
Газовый фактор,м3/т.	54	55	70	59	59
Начальные запасы нефти (кат. С1+С2), тыс. т.
- балансовые	142804	195348	665775	1021268	75886
- извлекаемые	32318	45172	256188	231552	10746

2.3 Характеристика водоносных комплексов

Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно-Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750 м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.

В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:

1 - водоносный горизонт четвертичных отложений;

2 - водоносный горизонт новомихайловских отложений;

3 - водоносный горизонт атлымских отложений.

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт (Ф₈).

Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и практически застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.

Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

В таблице 2.2 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефтей по пласту АС₁₂.

Нефти пластов близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС₁₁, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С₂Н₆ - С₅Н₁₂ - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Таблица 2.2

Компонентный состав

Наименование, мольное содержание,%	Пласт АС12
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных усл.	При дифференц. разгазировании пластовой нефти в рабочих усл.	Пластовая нефть
	выделив. газ	нефть	выделив. газ	нефть
Двуокись углерода	1,08		1,67	0,02	0,57
Азот + редкие,	0,96		0,76	0	0,27
в т.ч. гелий	0,009
Метан	64,29	0,04	68,28	0,05	23,87
Этан	8,25	0,06	11,11	0,48	4,10
Пропан	13,67	1,07	11,81	3,24	6,18
Изобутан	2,30	0,40	1,27	1,05	1,16
Норм. Бутан	5,79	2,38	3,24	3,91	3,69
Изопентан	1,29	1,42	0,56	1,80	1,25
Норм. Пентан	1,42	2,88	0,70	2,93	2,19
Гексаны	0,67	7,49
Гептаны	0,26	6,68	0,60	86,52	56,72
Остаток (С8+ высшие)	0,02	77,58
Молекул. масса	27,19	225	24,51	218	150,2

Количество лёгких углеводородов СН₄-С₅Н₁₂, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС₁₀) - 64,29 (пластАС₁₂). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С₂Н₆ /С₃Н₈ равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С₆Н₁₄ + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС₁₀ средней вязкости, с содержанием фракций до 350°С больше 55%, нефти пластов АС₁₁ и АС₁₂ вязкие, с содержанием фракций до 350°С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС₁₀ - II Т1П2, пластов АС₁₁ и АС₁₂ - II Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.

Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 МПа, температура 10°С;

2 ступень - давление 0,687 МПа, температура 30°С;

3 ступень - давление 0,491 МПа, температура 40°С;

4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 40°С



3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Принцип разработки Приобского месторождения

Приобское месторождение введено в разработку в 1988 году. Месторождение разрабатывалось по проектному документу «Уточненные показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения», составленного СибНИИНП в 1988 году.

С 1997 года разработка месторождения ведется по «Дополнению к технологической схеме опытно-промышленной эксплуатации Левобережной части приобского месторождения, включая Пойменный участок №4», с реализацией блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/ скв.). С переходом в дальнейшем на более поздней стадии на блочно-замкнутую систему, в зоне раздельного залегания пласта АС₁₂ - применение площадной семиточечной системы заводнения (плотность сетки -25 га/скв.).

На Приобском месторождении с начала разработки на 1.01.1999 года добыто 5761.260 тыс.т. нефти, средний дебит по скважинам составил 11,7 т/сут., обводненность 3,46%. Закачено в продуктивные пласты 7400 тыс.м³. воды, накопленная компенсация 90,7%.

В 1998 году продолжены работы по реализации проектных решений, принятых в 1997 году по Левобережной части месторождения. Основная деятельность была направлена на усовершенствование системы ППД. В результате проведенных работ были получены следующие результаты:

- вырос средний дебит по эксплуатационному фонду скважин с 11,7 т/с до 12 т/с.

- соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.

- сократился бездействующий фонд скважин с 104 до 92 скважин.

В таблице 3.1 приведено выполнение мероприятий за 1998 год.



Таблица 3.1

Выполнение геолого-технических мероприятий за 1998 год

Показатели	Факт	План
Добыча нефти, тыс. т	1195	1335
Бурение, тыс. м	40,8	225
Ввод новых добывающих скв., шт.	40	61
Средний дебит новых скв., м3/сут	18	40
Эксплуатационный фонд скв., шт.	411	450
Действующий добывающий фонд скв., шт.	319	354
Бездействующий фонд скв., шт.	92	88
Фонд нагнетательных скв., шт.	102	139
Перевод скв. в ППД, шт.	28	40
Закачка воды, тыс. т	2172,5	1907
Количество КРС, шт.	50	91
Количество ПРС, шт.	276	361
Обводненность, %	3,44	5,3
Количество ГРП, шт.	28	80

Всего добыча нефти за 1998 год составила 1195 тыс. т. при плане 1335 тыс. т.

Основные причины невыполнения плановых показателей по добыче являются:

- снижение производственных показателей, в связи с финансовыми трудностями;

- невыполнение плана по вводу новых скважин;

- невыполнение плана по переводу скважин под закачку.

Основные потери в добыче нефти представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Потери в добыче нефти

Мероприятия	План, тыс. т.	Факт, тыс. т.	Отклонение, тыс. т.
Ввод новых, скв.	163	0,588	-162,412
ГРП	115	68,8	- 46.2
КРС	20	11	- 9
Итого	298	80,388	- 217,612

Добыча нефти по продуктивным пластам за 1998 год составила: АС₁₀ - 362,1 тыс. т; АС₁₁ - 260,9 тыс. т; АС₁₂ - 572 тыс. т.

Темпы отбора в целом по месторождению составили 0,2%, по участку 2,15% от начальных извлекаемых запасов.

Прирост добычи нефти в 1998 году получен в основном из продуктивных пластов АС₁₁ и АС₁₂.

По пласту АС₁₂ наблюдается снижение объемов добычи, это связано с тем, что по пласту АС₁₂ проводилась основная доля ГРП в 1997 году, а также сказывается слабое влияние закачки воды.

Основной объем добычи нефти пришелся на скважины, оборудованные ЭЦН - 70,6%, ШГН - 25,8%, фонтаном - 3,6%. Суточная добыча нефти увеличилась с 3258 тонн в январе до 3452 тонн в декабре. Средний дебит нефти по скважинам в целом по месторождению увеличился с 11,5 т/сут. до 12 т/сут., по пластам наблюдается увеличение среднего дебита: с 8,6 до 9,5 т/сут. (пласт АС10), с 7,2 до8,2 т/сут (пласт АС11), а по пласту АС₁₂ - снижение.с 8,5 до 7,5 т/сут.

Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.99 год составил 411 скважин: действующий фонд скважин - 319, бездействующий фонд - 92.

Эксплуатационный фонд скважин снизился с 432 до 411 скважин, за счет перевода скважин под закачку, из бурения принято - 4 скважины, в т.ч. 2 скважины из освоения прошлых лет и 1скважина из пьезометрического фонда. Наблюдается снижение бездействующего фонда скважин со 104 скважин до 92.

В 1998 году закачено в продуктивные пласты 2172,5 тыс.м3. воды и 7400 тыс. м3 - с начала разработки. Накопленная компенсация составила 90,7%, текущая 139,6%.

Под закачку переведено 28 скважин, средняя приемистость составила на скважину 97 м3/сут.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.

Фонд нагнетательных скважин на 1.01.99 г.: эксплуатационный фонд - 102, действующий фонд - 69, бездействующий фонд - 30,освоение - 3.

В целом по залежам пластов АС₁₁ и АС₁₂ наблюдается рост пластовых давлений АС₁₁ - с 248,5 атм. до 253,7 атм., АС₁₂ - с 258,9 атм. до 264 атм., что превышает первоначальное давление. А по пласту АС₁₀ наблюдается незначительное снижение пластового давления с 248,2 атм. до 247,8 атм.

В бездействующем фонде скважин находится 29%, это связано с тем что нагнетательные скважины с низкой приемистостью на зимний период законсервированы, для предотвращения замораживания коллекторов.

Накопленная компенсация по месторождению увеличилась на 10%, что связано с увеличением объемов закачки в продуктивные горизонты. По пластам АС₁₀ увеличилась с 82% до 88%, АС₁₁ - с 40% до 60%., АС₁₂ - с 97% до 111%.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам: АС₁₀ - 5,8:1, АС₁₁ - 8:1, АС₁₂ - 4,9:1.

Компенсация по пласту АС₁₂ с начала разработки достигла 111% с одновременным ростом пластового давления в целом по залежи и соотношение добывающих скважин самое лучшее близкое к проекту, все это говорит, что увеличение закачки по пласту АС₁₂ не нужно, а необходимо распределение ее по площади.

По пластам АС₁₀ и АС₁₁, как видно из таблицы, необходимо увеличение объемов закачки и увеличение фонда скважин, все это предусмотрено программой работ 1999 года. Особенное внимание необходимо уделить очистке призабойных зон нагнетательных скважин и уменьшение механических примесей на водозаборах.



3.2 Динамика показателей разработки и фонда скважин

Таблица 3.3

Динамика основных показателей разработки правобережной части Приобского месторождения за 2000 год

Рисунок 3.1 - Динамика добычи жидкости и нефти



Рисунок 3.2 - Динамика изменения среднего дебита по действующим скважинам

Рисунок 3.3 - Динамика фонда добывающих скважин

Рисунок 3.4 - Динамика изменения добывающего и нагнетательного фонда

3.3 Осложнения при эксплуатации скважин

Одной из причин бездействия скважин Приобского месторождения являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ. На части из этих скважин проведение работ по извлечению упавшего оборудования оказалось безуспешным. Методология работы с такими скважинами заключается в следующем:

при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины - проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;

при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, - перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);

если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ - скважина должна быть ликвидирована.

Причиной бездействия скважин являются различные неисправности наземного оборудования (порыв водовода, неисправность устьевой арматуры).

Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении должны стать:

сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);

оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН).

3.3.1 Пескообразование

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание рабочего колеса в корпусе ЭЦН, прихват подземных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.

В настоящее время 159 нефтяных скважин (более 36% эксплуатационного фонда) Приобского месторождения эксплуатируются с повышенным содержанием мехпримесей в добываемой продукции, количество которых колеблется в широком диапазоне от 0.028 до 23.182 г/л. И это является причиной отказа ЭЦН в 16% всех поломок.

В зависимости от геолого-физических характеристик нефтяных пластов, способа эксплуатации добывающих скважин следует отметить ряд особенностей в распределении осложненньх объектов:

- из общего числа скважин с повышенным выносом мехпримесей 44.0% приходится на продукцию пласта АС12, 23.3% - на продукцию пласта АС10, 10.7% - на продукцию пласта АС11, 22.0% - на скважины совместно эксплуатирующие вышеперечисленные пласты. Однако, относительно численности скважин ЭЦН раздельно или совместно эксплуатирующих нефтяные горизонты это распределение выглядит несколько иначе: 48.7% скважин эксплуатирующих пласт АС10 осложнено повышенным пескопроявлением, для пластов АС12 и АС11 эта величина составляет 38.7 и 29.8%, соответственно; 29,4% скважин совместно эксплуатирующих вышеперечисленные пласты осложнены пескопроявлением.

- анализ динамики выноса мехпримесей из выделенных в отдельную выборку 36 добывающих скважин, на которых проведен гидроразръгв пласта и имеются сопоставимые с датой гидроразрыва сведения о количестве выносимых из пласта мехпримесей, показывает, что в результате ГРП на 26 скважинах (72.2%) наблюдалось увеличение КВЧ, на остальных 10 скважинах (27.8%) данного явления не отмечено. В результате проведения ГРП наблюдался один (на 15 скважинах - 57.7%), либо два (на 11 скважинах - 42.3%) максимума в изменении количества выносимых мех-примесей. Причем на большинстве - 16 скважинах (61.5%) максимальный вынос мехпримесей наблюдался через 1 месяц после воздействия на пласт, на 6 скважинах (23.1%) этот период составил 2-3 месяца, на остальных объектах - 4-6 месяцев.

На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос мех примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

На рисунках 3.6-3.9 представлены зависимости изменения во времени дебита и содержания мехпримесей в добываемой продукции для скважин, на которых был проведен ГРП рисунки 3.6; 3.7, либо нет, рисунки 3.8; 3.9.



Полученные результаты указывают на имеющуюся взаимосвязь количества выносимых из скважины мехпримесей с ее дебитом: увеличение дебита, как правило, приводит и к росту содержания мехпримесей в выносимой скважинной продукции. Так как данное явление свойственно не только скважинам на которых проведен ГРП, так и тем, где гидроразрыв не проводился, то это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными коллекторами. Следует отметить, что из скважин, где проведен гидроразрыв, в среднем выносится в несколько раз больше взвешенных частиц, чем из тех, на которых гидроразрыв не проводился, ибо под воздействием гидроразрыва нарушается устойчивость пород-коллекторов, что приводит к росту содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции.

Запуск и вывод скважин на режим после простоя также сопровождается кратковременным увеличением содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, что связано с увеличением депрессии на пласт. Исходя из этого, что увеличение содержания мехпримесей в добываемой продукции свыше 0,05% приводит к эрозионному износу металлической поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, для добывающих скважин Приобского месторождения желательно ограничить вынос мехпримесей уровнем 432-434 мг/л.

Таким образом, к основным причинам повышенного выноса мехпримесей из пластов Приобского месторождения следует отнести:

- наличие слабосцементированных пород-коллекторов неустойчивых к фильтрационному размыву;

- значительный масштаб работ по гидроразрывам нефтяных пластов. нарушающим целостность породы;

- нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин.

Для повышения надежности предлагается конструкция ЭЦН с завихрителем, обеспечивающим круговое движение потока и, тем самым, из-за разности плотностей мехпримесей и жидкой фазы под действием центробежной силы, отделение мехпримесей от перекачиваемой продукции. Очистка продукции от мехпримесей позволит повысить теплоемкость и теплопроводность перекачиваемой жидкости, что способствует увеличению теплоотвода от электродвигателя и повышению надежности насосного агрегата в целом и за счет снижения абразивного износа узлов агрегата.

3.3.2 Парафиноотложения (около 8%)

Парафиноотложения является причиной отказа УЭЦН в основном в зимнее время года. В основном парафин откладывается на стенках НКТ у режимных малодебитных скважин.

Для борьбы с парафином на Приобском месторождении используют 3 способа:

· Тепловой (АДП): Закачивают горячую нефть (t = 90 град.) через затрубное пространство.

· Химический: Закачивают хим. реагент Нефрас через затрубное пространство.

· Механический: Через лубрикатор спускается в НКТ скребок.

АДП Закачивают горячую нефть (t = 90^оС) через затрубное пространство. Одна операция требует нефти в объеме 29 м³ (два автомобиля-ЦР 15 м³ и 14 м³) и специальный агрегат для нагрева нефти.

Вся операция занимает 2-2,5 часа, при не работающем электродвигателе, запуск его производится через 2 часа после операции.

Закачивают хим. реагент Нефрас через затрубное пространство, при работающем ЭЦН. Подача хим. реагента производится посредством дозатора (ОЗНА - Дозатор).

Парафин начинает выпадать на глубине 800м: с 800м до 650м оседает мало парафина, считается, что пробка может образоваться с 650м до устья. Скребок спускают до 650 м. Для повышения его массы снизу прикреплен лом весом в несколько килограмм. Спуск-подъем происходит при работающем ЭЦН. Сам процесс удаления парафина со стенок скважины происходит при подъеме скребка и парафин выносится потоком добываемой жидкости.

Эффективность применения этих методов на Приобском месторождении разная и распределяется следующим образом:

1) АДП (закачка горячей нефти);

2) Спуск скребка;

3) Закачка хим. реагента Нефрас

3.3.3 Некачественная эксплуатация ЭЦН

Некачественная эксплуатация ЭЦН является причиной отказа в 20% случаев. К ним можно отнести:

- Брак вывода на режим;

- Брак эксплуатации;

- Обрыв скребка при депарафинизации

Как правило, это происходит в результате халатного отношения рабочих к своим обязанностям. Чтобы избежать подобных случаев, надо следовать регламентам о пуске ЭЦН в работу и эксплуатации.

3.3.4 Некачественная подготовка скважины и УЭЦН

Некачественная подготовка скважины и УЭЦН является причиной отказа в 32% случаев.

К ним можно отнести:

Негерметичность лифта

Мех. повреждения кабеля

Некачественный подбор УЭЦН к скважине (необеспечен приток, повышенная температура и т.д.)

Брак комплектации

Что бы избежать подобных случаев надо всего лишь следовать регламентам о спуске УЭЦН в скважину и повысить качество расчетов подбора УЭЦН к спуску в скважину или поручать подбор установки более квалифицированным специалистам.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструкция скважин

Эксплуатационная надежность скважины во многом определяется ее конструкцией. Для Приобского месторождения с учетом геолого-технических условий проводки скважин, уровня современной применяемой технологии, условий предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения и последующей эксплуатации скважин рекомендуется следующая их конструкция: направление диаметром 323,9 мм спускается на глубину 40м., подъем цемента до устья; кондуктор диаметром 244,5мм - глубиной спуска для добывающих скважин - 750 м, для нагнетательных - 750м., цементируются до устья; эксплуатационная колонна из труб западного производства диаметром 146,1м, спускается до проектного забоя, цементируется с подъемом цементного раствора на 100 м. выше башмака кондуктора.

Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по колонне насосно-компрессорных труб.

Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную эксплуатацию скважин в течение всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания. В целях защиты обсадной колонны нагнетательных скважин от высокого давления нагнетания (18,0 МПа) низ колонны НКТ следует оборудовать пакером. Устья нагнетательных скважин рекомендуется оборудовать арматурой типа АНК -1-65х210. В связи с тем, что на месторождении норма закачки менее 100м/сут., устья нагнетательных скважин при эксплуатации в зимнее время рекомендуется утеплять пенополистирольными колпаками и организовать обогрев гибкой электронагревательной лентой. Весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды.



4.2 Подземное и устьевое оборудование

Компоновка подземного оборудования УЭЦН (сверху вниз) следующая: колонна НКТ с кабелем, сливной клапан, сбивной клапан, две НКТ, электроцентробежный насос (ЭЦН), гидрозащита, погружной электродвигатель (ПЭД).

Рис. 4.1 - Установка погружного центробежного электронасоса УЭЦНМ: 1 - обратный клапан; 2 - спускной клапан; 3 - металлический пояс; 4 - НКТ; 5 - кустовая подстанция (КТППНКС); 6 - кабель; 7 - ЭЦН; 8 - ПЭД

Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.

Арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть спрессована на максимальное давление для данной эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.

Арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и с уплотнениями, предусмотренными техническими условиями на монтаж арматуры.

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах должны устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

нефтяной скважина центробежный насос



5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции.

Составляем таблицу исходных данных для пласта А11.