2. Геологическая часть

2.1 Геокриологическая характеристика района

Рассматриваемое месторождение расположено в северной части южной геокриологической зоны, где подмерзлотный талик прослеживается до глубины около 150-200м.

Реликтовые мерзлые породы приурочены к низу новомихайловской и верху атлымской свит олигоцена толщиной в 50-100 м.

Слой мерзлых осадочных пород имеет сложное строение. Пески кварцевые, разнозернистые, но преимущественно мелко и тонкозернистые. Эти породы имеют температуру не ниже- 0,5°C.

Слой древней мерзлоты толщиной 30-50 м подстилается водонасыщенными песками и супесками низа атлымской свиты. Ниже залегают глины тавдинской свиты, являющиеся мощным водоупорным разделом. Подмерзлотная вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая. В ней содержится растворенный газ, состоящий из кислорода, углекислого газа и сероводорода в количествах соответственно 1,5, 74,8, 1,95 мг/л, что придает этим водам агрессивные свойства по отношению к металлу и бетону.

В зоне повсеместного распространения талика, т.е. в слое сезонного теплообмена до глубины около 10-15 м ниже дневной поверхности, фиксируются положительные температуры в пределах 0,5-2,0°C и отсутствие современной мерзлоты. На диаграммах замера температуры, выполненных без длительного простоя скважин для замера термоградиента, положительные температуры прослеживаются до глубины 100-200 м, а ниже расположен безградиентный интервал с отрицательными температурами порядка- 0,50С, где расположена толща реликтовых мерзлых пород с нулевой температурой в ее подошве. Среднегодовая температура воздуха-2,9°C складывается из максимальной +36°C в июле и минимальной в январе-52°C. Эта резкая нестабильность температурного режима воздуха создает соответствующие условия для грунтов и верхней части пород геологического разреза до образования мерзлоты на относительно больших глубинах, чему способствует техногенная деятельность человека. Болота промерзают до глубины 10 м, а при постоянном удалении снежного покрова на участках распространения суглинков с влажностью в 20% за 10 лет они промерзают до глубины 12 м. Увеличение глубины сезонного промерзания приводит в этих районах к пучению пород.

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Покамасовского месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла.

Доюрский фундамент.

Образования фундамента подразделяются на два структурных тектонических этажа: нижний - собственно складчатый фундамент и верхний, сложенный эффузивной магматической породой типа базальтового порфирита.

Юрская система (J).

Отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами. В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита (J1 - J3 kl1) залегает с несогласием на доюрских породах. Отложения свиты, сложены континентальной толщей часто чередующихся песчаных, песчано-алевролитовых пород и аргиллитовых пород. Для всего разреза тюменской свиты характерно обильное содержание растительного детрита и наличие прослоев каменного угля. Толщина отложений тюменской свиты в пределах месторождения 400-420м.

Васюганская свита (J3 cl+ox) залегает на породах тюменской свиты. Отложения свиты, представлены осадками открытого морского бассейна. В разрезе свиты выделяются две подсвиты: нижняя и верхняя.

Нижняя подсвита, представлена аргиллитами темно-серыми иногда с буроватым оттенком, участками известковистыми, слюдистыми с прослоями мелкозернистых серых и темно-серых алевролитов.

Верхняя подсвита, сложена песчано-глинистыми отложениями. К песчаникам васюганской свиты, приурочен продуктивный горизонт ЮВ1, с верхним пластом которого (ЮВ1-1) связана нефтяная залежь Покамасовского месторождения.

Мощность васюганской свиты 60-82 м.

Георгиевская свита (J3 km) представлена темно-серыми до черных аргиллитами с включениями алевролитового материала и глауконита с прослоями известняка. Мощность отложений свиты - 1-5 м.

Баженовская свита (J3 v-K1 br) представлена черными, буровато-черными, массивными и тонкоплитчатыми обогащенными органическим веществом аргиллитами. Толщина свиты колеблется от 2-х до 33 метров.

Меловая система (К).

Нижний мел (К1).

В разрезе нижнемеловых отложений выделяются мегионская, вартовская, алымская и покурская свиты.

Мегионская свита (К1 br-v) согласно залегает на отложениях баженовской свиты и сложена преимущественно серыми и темно-серыми с тонкими прослоями известковистых алевролитов и песчаников. В нижней части разреза выделяется ачимовская пачка - ряд переслаивающихся алевролитов и глинистых песчаников (пласты группы БВ19-22). Верхняя часть свиты, представлена песчаниками серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, крепкими с прослоями плотных буровато-серых алевролитов.

Толщина мегионской свиты 330-370 м.

Вартовская свита (К1 v+h+b) представлена чередованием глин, песчаников и алевролитов. Глины темно-серые, серые, аргиллитоподобные. Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, мелко- и среднезернистые, участками глинистые. В разрезе свиты встречается свыше 20 проницаемых водонасыщенных песчаных пластов группы АВ и БВ.

Общая толщина отложений свиты составляет 490-530 м.

Алымская свита (К1 ap) в верхней части представлена серыми и темно-серыми глинами и аргиллитами кошайской пачки. В средней части прослеживаются алевритистые разности пород, переходящие к подошве в глинистые песчаники пласта АВ1.

Толщина отложений свиты 22-25 м.

Покурская свита (К1 ap-al+K2 cm) сложена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты, серые и светло серые, слабо сцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, иногда аргиллитоподобные, слюдистые.

Толщина отложений свиты 750-810 м.

Верхний мел (К2).

В разрезе отложений верхнего мела выделяют кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Кузнецовская свита (К2 t) представлена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, тонкослоистыми.

Толщина отложений 16-24 м.

Березовская свита (K2 cn-st-cp) сложена глинами серыми, темно-серыми, комковатыми с прослоями песчаников и алевролитов.

Мощность отложений свиты 107-126 м.

Ганькинская свита (K2 cp-m-d) представлена толщей глин серых, зеленовато-серых, песчано-алевритистых с прослоями черных алевролитов. Встречаются прослои серого песчаника.

Толщина отложений свиты 80-100 м.

Палеогеновая система (P). Представлена отложениями палеоцена, эоцена и олигоцена.

Отложения палеоцена представлены талицкой свитой (Р1), состоящей из глин от темно-серых до черных, плотных, с линзами алевролитов и глинистых песчаников.

Толщина отложений свиты 70-98 м.

Отложения эоцена представлены люлинворской свитой (Р2), состоящей из глин серых, темно-серых, зеленовато-серых, слюдистых с прослоями кварцево-глауконитового мелкозернистого глинистого песчаника. Нижняя часть свиты, сложена опоковидными глинами с характерным раковистым изломом.

Толщина отложений свиты 177-210 м.

Разрез олигоцена представлен отложениями чеганской (Р2-3,Р3-1), атлымской (Р3-1), новомихайловской (Р3-2) и журавской (Р3-3) свит. Нижняя из них сложена преимущественно темно-зелеными, серыми, жирными глинами. Три верхних сложены неравномерным чередованием зеленовато-серых алевролитов, светло-серых песков с прослоями буровато-серых глин, часто каолинизированных.

Общая толщина отложений олигоцена 330-350 м.

Четвертичная система (Q).

Комплекс пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста. Они сложены песками серыми мелкозернистыми с прослоями глин серых, песчанистых с включениями лигнита. Это пойменные отложения, наносы террас, торфяно-болотные образования. Толщина отложений достигает 130 м.

2.3 Тектоника

В тектоническом плане Покамасовское месторождение приурочено к западному борту Нижневартовского свода в зоне его сочленения с Ярсомовским мегапрогибом и представляет собой структурный выступ, осложняющий Локосовское локальное поднятие. Амплитуда поднятия по отражающему сейсмогоризонту «Б» около 150 м. Угол наклона оси - около1 градуса. Крылья структурного выступа не превышают 1 град. 30 мин. на юге.

Сейсморазведочными работами в пределах свода и его погруженных крыльевых зон выделяется более 3-5 локальных структур. Это типично платформенные, пологие структуры с амплитудой от 50 до 100 м и углами наклона крыльев 1-2 градусов.

Для Покамасовского месторождения характерно выполаживание структурного плана снизу вверх по разрезу, то есть имеет место унаследованный характер развития структуры.

2.4 Гидрогеология

Покамасовское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части фундамента и осадочного чехла выделяются шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами, которые прослеживаются вдоль всего Широтного Приобья.

Первый водоносный комплекс включает трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты (палеозой, нижняя и средняя юра). Мощность комплекса изменяется по району от 200 до 500 м. При испытании отложений получен приток пластовой воды дебитом 1,49 м3/сут. Воды нижнего комплекса являются напорными.

Второй водоносный комплекс включает породы верхней части васюганской свиты (верхняя юра). Мощность комплекса составляет 37 - 62 м. Получены притоки пластовой воды от 0,744 до 1264,2 м3/сут. Температура воды в среднем составляет 93 оС. Пластовые воды хлоркальциевого типа по Сулину. Минерализация по площади в среднем составляет 37,6 г/л. Воды характеризуются отсутствием сульфатов, углекислоты и сероводорода. Среднее содержание йода составляет 7,6 мг/л, брома - 69,5 мг/л, аммония - 45 мг/л. Растворенный газ имеет метановый состав.

Третий водоносный комплекс включает отложения мегионской и нижней части вартовской свит. Данный комплекс не имеет повсеместного распространения, мощность его изменяется от 0 до 140 м. Получены притоки пластовой воды дебитом от 1,93 м3/сут до 259,2 м3/сут. Минерализация в среднем составляет 19,4 г/л. Воды насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава.

Четвертый водоносный комплекс включает отложения верхней части вартовской и алымской свит. Мощность комплекса 570 - 630 м. Воды относятся к хлоркальциевому типу. Отмечается значительное содержание ионов кальция. Сульфатный ион присутствует в незначительных количествах. Минерализация вод в среднем составляет 13,3 г/л. При испытании получены притоки воды дебитом 92,9 и 1264 м3/сут. Содержание йода - 16,0 мг/л, брома - 48,8 мг/л, аммония - 10 мг/л. Воды насыщены преимущественно метановым газом.

Все три предыдущие комплексы литологически представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Пятый водоносный комплекс - покурскую свиту (аптальб-сеноман) и представлен слабосцементированными рыхлыми песками, песчаниками и алевролитами. Мощность комплекса изменяется от 745 до 810 м. Минерализация составляет 11,6 - 15,8 г/л. Солевой состав представлен практически только хлоридами. Величина рН составляет 7,5. На опорных скважинах соседних площадей получены самоизливы пластовой воды дебитом 11 - 86 м3/сут, при депрессиях 0,11 - 0,2 МПа. Пластовые воды данного комплекса используются в системе поддержания пластового давления.

Шестой водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения, общая мощность которых на Покамасовском месторождении составляет 430 - 470 м. Наличие в кровле горизонта довольно мощной толщи (10 - 20 м) глинистых отложений обуславливает напорный характер его вод. Дебиты скважин колеблются в пределах 4 - 26 л/сек. Вода пресная с минерализацией 0,18 - 0,6 г/л. По химическому составу воды гидрокарбонатно-натриевые, пресные, часто используется для целей водоснабжения.

Исходя из анализа полученных данных, можно сделать следующие выводы:

в районе месторождения существует нормальная гидрохимическая зональность, минерализация подземных вод увеличивается с глубиной.

химический состав водоносных горизонтов, высокая степень метаморфизма, значительная удаленность от областей питания и разгрузки свидетельствуют о застойном характере вод.

водоносный комплекс, к которому приурочен продуктивный пласт, имеет слабую водообильность.

Режим месторождения упруговодонапорный.

2.5 Характеристика продуктивного пласта

Нефтяная залежь Покамасовского месторождения приурочена к песчаным коллекторам пласта ЮВ1-1 васюганской свиты.

В пределах залежи эффективная толщина пласта изменяется в широких интервалах от 15,4 м до полного выклинивания или замещения коллекторов. На рассматриваемом участке месторождения среднее значение эффективной толщины - 7,8 м.

На востоке, в наиболее приподнятой части, нефтяная залежь ограничена линией выклинивания и замещения коллекторов и поэтому участки залежи, прилегающие к этой линии, имеют пониженные значения эффективной нефтенасыщенной толщины. Участки, удаленные от зоны выклинивания коллекторов, район скважин 2р - 4р, также имеют небольшие эффективные толщины пласта (6,2 - 6,4 м), что обусловлено в свою очередь глинизацией нижней части разреза пласта и связано с формированием отложений в более погруженных зонах структурного носа Локосовского поднятия.

2.6 Нефтеносность

Зоны повышенных эффективных толщин приурочены в основном, к средней части структурного носа Локосовского поднятия, где существовали наиболее благоприятные палеофациальные условия для формирования песчаных отложений.

Водонефтяной контакт залежи устанавливается по данным нефтепромысловой геофизики, результатами опробования и характеру насыщения керна.

ВНК в целом по всей залежи наклонен в направлении с юго-востока на северо-запад. В рассматриваемой северной, северо-восточной части месторождения положение ВНК отмечается на абсолютных отметках -2679 -2726 м.

В целом по залежи абсолютная отметка ВНК изменяется от -2668 (юго-восточная часть) до -2726 м (северо-западная часть).

В центральной части залежи при бурении эксплуатационных скважин установлен погруженный участок с водонефтяной зоной, на котором ВНК принят на абсолютной отметке -2679 -2690 м.

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮВ1 приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Нефти Покамасовского месторождения относятся к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых.

По всей площади месторождения отмечается равномерное изменение свойств нефти от центра к периферии. Содержание парафина растет параллельно уменьшению плотности нефти.

2.7 Газоносность

Газ в нефтяной залежи пласта ЮВ1 находится в растворенном состоянии. Газосодержание составляет 95 м3/т. Состав газа преимущественно метановый, до 70 % метана. Компонентный состав газа приводится в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Компонентный состав нефтяного газа по результатам стандартной сепарации

2.8 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых (суммарное содержание парафино-смолистых веществ по площади залежи изменяется от 6,7 до 8,5 %).

Коксуемость нефти колеблется в пределах 1,07 - 1,32.

По данным ступенчатой сепарации глубинных проб, нефть имеет плотность 0,744 г/см3 (в пластовых условиях), плотность сепарированной нефти 0,836 г/см3, газонасыщенность равна 75,79 м3/м3, коэффициент растворимости газа в нефти 0,622 м3/м3 атм.

Коэффициент объемной упругости 13,78 * 10-5 1/атм, усадка 18,39, вязкость нефти в пластовых условиях равна 0,63 сп, объемный коэффициент 1,226.

Газ, полученный при ступенчатом разгазировании нефти, имеет следующий состав:

метан - 72,45 %

этан - 8,15 %

пропан - 10,7 %

бутан - 4,57 %

пентан + высшие - 1,10 %

азот - 1,81 %

При однократном разгазировании соответственно:

метан - 60,5 %

этан - 7,5 %

пропан - 14,6 %

бутан - 10,3 %

пентан + высшие - 4,7 %

азот - 0,13 %

Газ, полученный при разгазировании поверхностных проб нефти:

метан - 70,78 %

этан - 6,70 %

пропан - 11,05 %

бутан - 5,752 %

пентан + высшие - 1,639 %

азот - 4,18 %

Содержание в нефти светлых фракций вскипающих до 300 оС - 47,4 %

Смол селикагелевых - 5,46 %

Асфальтенов - 0,42 %

Парафинов - 2,6 %

Серы - 0,912 %

Температура насыщения нефти парафином, оС 25

Температура плавления парафина 51 - 59 оС.

Начало кипения нефти, оС 61

Состав пластовой воды приведен в таблице 2.3.

Таблица 2.3Состав пластовой воды

Таблица 2.5. Свойства нефти.

50

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. Анализ состояния разработки и фонда скважин

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

тектоника месторождение насосный эжекторный

В технологической схеме разработки 1982 г. (СибНИИНП) рассматривалось два основных конкурирующих варианта:

вариант 2 - площадная семиточечная система разработки, треугольная сетка 500х500 м (21,6 га/скв), соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,39, срок разработки 39 лет, максимальный уровень отбора 3,9 млн.т или 5,01 % от НИЗ для всего месторождения удерживается 10 лет.

Вариант 3 - блоковая трехрядная система разработки, сетка 500х500 треугольная, соотношение добывающих скважин к нагнетательным 3,1, срок разработки 48 лет, максимальный уровень добычи 3,4 млн.т (4,47 % от НИЗ) для всего месторождения удерживается 8 лет.

Рекомендовался к внедрению 2 вариант. ЦКР МНП (протокол 1022) утвердило тех. схему в качестве основы для проектирования обустройства. Для эксплуатации рекомендовалось рассмотреть более жесткую систему.

Пласт ЮВ1 на месторождении сильно расчленен, пропластки невыдержаны по площади, возможно наличие отдельных линз коллекторов. Также резко изменяются фильтрационные свойства между пропластками. Опыт разработки подобных объектов с применением площадных систем заводнения показывает, что при этом отмечается быстрое обводнение за счет прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, что уменьшает охват заводнением. Многорядные (трех и более) блоковые системы разработки для таких объектов целесообразнее, т.к. они позволяют постоянно совершенствовать, улучшать систему воздействия - перенос нагнетания, наращивание интенсивности воздействия, организация заводнения на отдельные пропластки, а также осуществлять циклическое воздействие по отдельным блокам.

На месторождении по проекту опытной эксплуатации осуществляется разбуривание первоочередных участков по треугольной сетке размещения скважин 500х500 м. Завершается разбуривание участка в районе скв. 15р.

По согласованию объединений «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для всего месторождения применить трехрядную систему заводнения.

Поэтому при уточнении технологических показателей северной части месторождения был принят следующий вариант разработки:

схема размещения скважин по треугольной сетке с расстоянием 500х500 м между скважинами (21,6 га/скв);

система заводнения трехрядная, ориентация рядов субмеридиональное - поперек простирания структуры;

способ добычи нефти механизированный с начала разработки;

доведение соотношения добывающих скважин к нагнетательным к моменту разбуривания до 2,4 за счет закрытия блоков со стороны внешнего контура нефтеносности, дополнительного разрезания (при необходимости) эксплуатационных полос на блоки, близкие к квадратам, организации отдельных очагов на возможные линзы коллекторов и для дифференцированного воздействия на пропластки. Возможно также закрытие эксплуатационных полос (формирование блоков) через одну со стороны р. Обь с правобережья и в шахматном порядке с левобережья для возможности использования запасов нефти в подрусловой части. Возможность последнего предложения необходимо оценить после разбуривания месторождения и изучения его гидродинамической характеристики. Другими словами, интенсивность воздействия трехрядной системы доводится до уровня площадной семиточечной на момент завершения бурения и выхода на максимальный уровень добычи нефти. В дальнейшем интенсивность наращивается с целью удержания максимальной добычи нефти.

Резервный фонд скважин принят в размере 20 % от основного. Использование его предусматривается по следующим направлениям: дифференцированное воздействие по пропласткам, организация приконтурной и законтурной закачки для закрытия блоков, бурение добывающих и нагнетательных скважин на отдельные линзы коллекторов, на выявленные в процессе разработки застойные зоны, на дополнительное разрезание эксплуатационных полос. В число резервных включены специальные скважины (поглотительные).

Для улучшения нефтевымывающих свойств с начала разработки предусматривается закачка сеноманской воды в объеме не менее 0,2 порового объема.

Разработка месторождения ведется с 1986 года согласно «Технологической схеме разработки Покамасовского месторождения», составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР - протокол №1022 от 18.05.83 г и «Дополнительной записки к технологической схеме разработки», утвержденной ЦКР -протокол №1266 от 10.08.87 г, составленной вследствие раздела территории месторождения по производственной деятельности между п/о «Татнефть» и п/о «Нижневартовскнефтегаз».

Утвержденный вариант дополнения имеет следующие принципиальные положения и технологические показатели:

в разрезе месторождения выделен один эксплутационный объект - пласт ЮВ1(1),

размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м,

общий проектный фонд 520 скважин (из них 297 добывающих, 124 нагнетательных, 84 резервных и 15 водозаборных),

проектный уровень добычи нефти - 1460 тыс.т/год,

проектный уровень добычи жидкости - 3885 тыс.т/год,

проектный уровень закачки воды - 5336 тыс.м3/год.

Исходные данные варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Основные исходные характеристики варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения, пласт ЮВ1

Таблица 3.2 Показатели разработки Покамасовского месторождения

По состоянию на 1.01.96 на месторождении пробурено 473 скважины, из них 253 добывающие, 166 нагнетательные и 54 прочие.

Фактический уровень добычи нефти - 438,8 тыс.т.

Накопленная добыча составляет 9218 тыс.т.

Покамасовское месторождение занимает площадь 8704,9 га, которая принадлежит Куль-Еганскому лесхозу.

3.2 Балансовые запасы нефти и растворенного в нефти газа

Подсчет запасов нефти и растворенного газа по состоянию на 1.01.1979 г был выполнен Главтюменьгеологией МинГео РСФСР и утвержден протоколами ГКЗ СССР №8238, №8300 от 21.02.79 г. Начальные балансовые (извлекаемые), запасы нефти составляли по категории С1 - 163356 (75920) тыс.т, по категории С2 - 12765(4885) тыс.т.

В 1986 году в связи с разграничением территории месторождения по производственной деятельности между п/о «Нижневартовскнефтегаз» и п/о «Татнефть» (протокол от 11.06.86 г) произведен раздел начальных извлекаемых запасов нефти и растворенного газа (акт от 4.12.86 г). Для п/о «Татнефть», который впоследствии преобразовался в п/о «Лангепаснефтегаз», начальные извлекаемые запасы нефти составляли: категория С1 - 35442 тыс.т, С2 - 4885 тыс.т.

По состоянию на 30.06.90 г на месторождении произведен пересчет запасов фирмой «Икар» г. Томск. В результате проведенных работ была осуществлена доразведка участков с запасами категории С2, уточнена линия выклинивания коллекторов продуктивного пласта в восточной части месторождения, более детально изучено геологическое строение залежи и уточнены ее контуры. Эта работа предлагалась на рассмотрение в ГКЗ, но не была утверждена.

На 1.01.96 г на балансе РФ ГФ в части месторождения, переданной для разработки п/о «Лангепаснефтегаз», числятся начальные балансовые (извлекаемые) запасы нефти категории ВС1 в объеме 60459 (28786) тыс.т. Изменения запасов и контуров нефтеносности произошли вследствие оперативного пересчета запасов (протокол ЦКЗ №38 от 22.02.94 г), который базируется на материале пересчета запасов, выполненного коллективом кооператива «Икар» г.Томск.

3.3 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов

На современном этапе разработки месторождения добыча нефти на уровне плана осуществляется за счет интенсификации отбора жидкости высокопроизводительными и высоконапорными установками ЭЦН. Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 81 скважины. Коэффициент эксплуатации, в период с 1997 по 1998 год изменился незначительно, с 0,878 до 0,861.

Установки погружных центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно- и износостойкости.

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти состоит из погружного электродвигателя, гидрозащиты, многоступенчатого насоса и кабельной линии, спускаемых на насосно-компрессорных трубах в скважину, а также наземного оборудования, станции управления и трансформатора. Центробежный многоступенчатый электронасос сообщает откачиваемой жидкости требуемый напор. Погружной электрический двигатель (ПЭД) служит приводом насоса, гидрозащита предотвращает попадание в двигатель пластовой среды. Кабельная линия подводит к двигателю электрическую энергию, от трансформатора, обеспечивающего преобразование напряжения в кабельной линии. Станция управления осуществляет коммутацию электроцепи, необходимые измерения и защиту.

Погружные центробежные насосы, секционные, многоступенчатые, с малым диаметром рабочих ступеней-рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые в основном для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 130 до 1415 ступеней. В зависимости от условий эксплуатации они имеют два исполнения: обычное и износостойкое.

Выпускаемые насосы рассчитаны на номинальные расходы от 40 до 500 м3/сут, и напоры от 800 м до 1800 м. На Покамасовской площади используются насосы с различными значениями расхода и напора.

Погружные электродвигатели, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности от 10 до 125 кВт. На изучаемой площади используются электродвигатели с мощностью от 40 кВт до 90 кВт. Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслонаполненный погружной асинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели питаются электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Все кабели, применяемые для установки погружного центробежного электронасоса, делятся на круглые и плоские. В настоящее время на Покамасовском месторождении используют только плоский кабель (КПБП), идущим от погружного электродвигателя вдоль насоса и колонны НКТ до станции управления. Кабели с полиэтиленовой изоляцией могут работать при напряжении от 2300 В, температуре до 120 С и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против воздействия газа и высокого давления. В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3 до 15 % общих потерь в установке. Потеря мощности связана с потерей напряжения в кабеле. Поэтому на устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа.

Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т.е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов, позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30-60 В в зависимости от типа трансформатора. Трансформаторы и автотрансформаторы имеют КПД около 98-98,5%.

Гидрозащита состоит из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора, присоединяемого к нижней части ПЭД. Протектор содержит систему уплотнений, компенсатор - эластичную резиновую диафрагму для выравнивания давления в полости двигателя с давлением окружающей среды.

Станция управления обеспечивает ручной и автоматический запуск и остановку установки, защиту от перегрузок, прекращение подачи жидкости, короткого замыкания, падения сопротивления изоляции.

Характерной особенностью погружных центробежных насосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования, в частности, со штанговыми насосами, металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

3.4 Выбор типовой скважины

Электроцентробежные насосы используются для отбора из скважин больших объемов жидкости, то есть для эксплуатации средне и высокодебитных скважин. По промысловым данным строим гистограммы распределения скважин по дебиту жидкости, дебиту нефти, глубине спуска установки, обводненности, динамическому уровню, типу насоса и коэффициенту продуктивности(см. Приложение рис.3.2-3.8).

Из анализа гистограмм можно сделать следующий вывод. Из 81 скважин, взятых для анализа видно, что скважины в основном низкопродуктивные, так как количество скважин с низким коэффициентом продуктивности составляет около 70 % и средний коэффициент продуктивности равен 3,33 м/сутМПа.

На Покамасовской площади электроцентробежными насосами оборудовано 81 скважин, средний дебит по жидкости 1 скважины составляет 24 м/сут, обводненность 39 %. На рассматриваемом месторождении значительная часть этих скважин работает в условиях сильной обводненности. На основании гистограмм видно, что 44.4 % скважин имеют обводненность менее 10 %, а 42,0 % в пределах 50 - 99 %.