Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

"Национальный исследовательский Томский политехнический университет"

Институт Природных ресурсов

Направление подготовки Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА (ПРОЕКТ)

тема работы: Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении (Томская область)

Томск - 2015г.

Реферат

Дипломная работа 92 страниц, 15 рисунков, 19 таблиц, 12 источников.

Ключевые слова: месторождение, залежь, запасы, добыча нефти, разработка, скважина, оптимизация, уэцн, интенсификация добычи нефти, повышение нефтеотдачи, мрп, механические примеси.

Объектом исследования является Первомайское нефтяное месторождение.

Цель работы - Оптимизация работы фонда скважин оборудованного УЭЦН на Первомайском месторождении (Томской области)

В работе приведены: геолого-физической и геолого-промысловой характеристике месторождения, анализ разработки месторождения, показатели текущего состояния разработки. Представлен анализ структуры фонда добывающих скважин, оборудованных УЭЦН. Дано описание техники и технологии добычи с применением УЭЦН и причины выхода из строя насосов. Предложены рекомендации по улучшению эффективности работы фонда скважин. Рассмотрено применение дополнительного оборудования, которое увеличивает МРП скважин.

Данная выпускная квалификационная работа выполнена на персональном компьютере при использовании пакета Microft Offisе XP, текстовая часть выполнена в Microft Offise Word 2007, расчеты и графики в - Microft Offise Excel 2007, рисунки в - Corel DRAW 13. Презентация создана в Microft Offise Power Point 2007

Определения, обозначения и сокращения

В настоящей работе применены следующие термины с соответствующими определениями:

1 месторождение: Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.

2 залежь: Естественное локальное единичное скопление углеводородов в одном или группе пластов.

3 пласт: Форма залегания однородной осадочной горной породы, ограниченной двумя более или менее параллельными поверхностями.

4 нефть: Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп.

5 растворенный газ: Природная смесь углеводородных и не углеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в растворенном в нефти или воде состоянии.

6 пористость: Наличие в горной породе пор (пустот).

7 проницаемость: Способность горной породы пропускать через себя жидкости или газы при наличии перепада давления.

8 нефтенасыщенность: Объем нефти, содержащийся в пустотном пространстве пласта-коллектора.

10 геологические запасы: Запасы месторождений (залежей), находящиеся в недрах.

11 извлекаемые запасы: Часть геологических запасов, которые могут быть извлечены из недр.

13 эффективная толщина: Сумма толщин пропластков пород-коллекторов.

14 структурная карта: Графическое изображение в горизонталях поверхности кровли или подошвы условно выбранного пласта или горизонта.

В настоящей работе применены следующие сокращения:

ВНЗ - водонефтяная зона;

ВНК - водонефтяной контакт;

ГИС - геофизические исследования скважин;

НЗ - нефтяная зона;

скв. - скважина;

с/п - сейсморазведочная партия;

УВ - углеводородное вещество;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

Н_дин - динамический уровень;

УЭЦН - установка электроцентробежных насосов

Оглавление

• Введение
• 1. Общие сведения о Первомайском месторождении
• 2. Геологическое строения месторождения
• 2.1 Стратиграфия
• 2.2 Тектоника
• 2.3 Нефтегазоносность
• 2.4 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов
• 2.4.1 Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти
• 2.4.2 Характеристика свойств продуктивных пластов и их неоднородности
• 2.4.3 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов
• 2.4.3.1 Нефть
• 2.4.3.2 Нефтяной газ
• 2.4.3.3 Характеристики пластовой и закачиваемой воды
• 2.4.3.4 Запасы нефти
• 3. Технологическая часть
• 3.1 Анализ работы применяемого в ЦДНГ-8 погружного оборудования
• 3.2 Эксплуатация механизированного фонда скважин Первомайского месторождения оборудованных УЭЦН
• 3.3 Рабочая характеристика УЭЦН
• 3.4 Подбор установки УЭЦН для эксплуатации скважины на Первомайском месторождении
• 4. Анализ причин отказов на скважинах, оборудованных УЭЦН по ЦДНГ-8
• 5. Оптимизация работы фонда скважин по ЦДНГ-8
• 6. "Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение"
• 6.1 Обоснование экономической эффективности от проведения мероприятия
• 7. Охрана окружающей среды и безопасность труда. Основные источники опасности и вредного воздействия на окружающую среду в нефтяной промышленности
• 7.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. Методы их снижения и устранения
• 7.2 Комплекс мер по охране окружающей среды
• 8. Охрана окружающей среды при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН
• Заключение
• Список литературы

Введение

Развитие нефтяной промышленности в Томской области началось в 1962 году с открытием Советского месторождения. В 1966 году оно введено в промышленную разработку. В соответствии с решением правительства в 70-е и 80-е годы активно осуществлялся ввод новых месторождений, расположенных на значительных расстояниях и в труднодоступных районах. Более того, эти месторождения связаны с низкопродуктивными верхнеюрскими отложениями и требующие уже на начальной стадии механизированной добычи, поддержание пластового давления и подготовки нефти. С 1966 года по декабрь 2013 г. в Томской области добыто 309,8 млн. тонн нефти.

ОАО "Томскнефть ВНК" разрабатывает 20 нефтяных месторождений, максимальный уровень добычи нефти был достигнут (19 млн. тонн) в 2013 г., бурилось 1200 тыс. м скважин. Эксплуатационный фонд составлял 7096 скважин, нагнетательных 1634, средний дебит 18,8 тонн/сут. Обводненность достигла 60 %. По состоянию на 01.12.14 г. в Томской области по категориям А+В+С 1 разведано (без учета накопленной добычи) 440,8 млн. тонн нефти и предварительно учтено по категории С 2 236,5 млн. тонн.[1]

Необходимо, однако, отметить, что два месторождения, с которыми связанно 37% запасов, вступили в третью (снижающую) стадию разработки и обводненность продукции по ним составила более 80%.

Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 1995 - 2020 гг. может быть добыто 261,6 млн. тонн нефти, в том числе в 2005 - 36,9 млн. тонн, 2010 - 25,0 млн. тонн и 2020 - 22,1 млн. тонн. Таким образом, добыча нефти в Томской области будет непрерывно падать по месторождениям, находящимся в эксплуатации с 70-80 годов. Анализ показывает, что при интенсивной реализации программы ввода в разработку новых месторождений на территории Томской области добыча может быть стабилизирована на достаточно длительный период. Но планируемые к вводу в разработку месторождения являются мелкими за исключением Крапивинского, объемы добычи которого в настоящее время составляют 15 млн. тонн в год, и активно разбуривается. Ввод новых мелких месторождений в разработку и эксплуатация требуют значительных капиталовложений. Кроме того, интенсивный отбор на таких месторождениях не рентабелен, многие из них удалены от современных линий трубопроводного транспорта. В современных условиях наиболее эффективный метод стабилизации добычи нефти - интенсификация разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов и рационализации эксплуатации дающего фонда, пересмотр бездействующего и простаивающего фондов.

На Первомайском месторождении, разрабатываемом цехам ЦДНГ-8 с февраля 2002 года начаты работы по интенсификации добычи нефти. Реализация программы предусматривает достижение максимального дебита скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения и воздействия как на пласт, так и на систему вертикального движения жидкости.[1]

Управление по добыче нефти и газа ОАО "Томскнефть ВНК" производит добычу нефти механизированным способом из скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов и штанговыми глубинными насосами. Основная доля добычи нефти ЦДНГ-8 производится механизированным способом. Скважинами, оборудованными УЭЦН, на март 2015 года добывается 98% от общей добычи нефти. Фонд скважин оборудованных УЭЦН составляет 99 % от общего фонда скважин.

В дипломной работе поставлена задача, на примере Первомайского месторождения в пределах фонда ЦДНГ-8 провести детальный анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, определить наиболее перспективные методы удержания планки по добыче, максимально оптимизировать работу фонда скважин.[1]

1. Общие сведения о Первомайском месторождении

Первомайское нефтяное месторождение в административном отношении большей площадью расположено на западе Каргасокского района Томской области и лишь его северо-западная часть относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа (рис.1.1.).

Рис. 1.1.- Обзорная карта.

В геолого-тектоническом отношении оно приурочено к Каймысовскому своду - одной из крупных положительных структур юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. В географическом отношении район проектируемых работ расположен в бассейне среднего течения р. Васюган - одной из крупных левых притоков р. Оби, точнее - в пределах Васюган-Юганского междуречья. Рельеф местности представляет собой слабовсхолмленную заболоченную и затаёженную равнину, типичную для Западно-Сибирской низменности. При этом степень заболоченности территории составляет 40-50%. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах от + 64 до + 114м. Гидрографическая сеть района работ представлена, помимо наиболее крупных рек: Васюган - на востоке, и Большой Юган на западе, также их притоками (Еллекулун-Ях, Катыльга, Лонтынь-Ях, Махня, Локкумъягун) и более мелкими речками и ручьями. Реки типично равнинные с сильно меандрирующими руслами и большой площадью водосбора.

На территории Весеннего участка месторождения наиболее крупным озером является Леппымигльтойлор, имеющее в поперечнике 2,5 км. Местность в районе проектируемых скважин очень сильно заболочена, глубина достигает 1,5 - 2 м.

Климат района континентально-циклонический, с продолжительной холодной зимой и относительно коротким жарким летом. Среднегодовая температура составляет +3°С, среднемесячная июля +17,3°С; наиболее холодного января -21°С. Абсолютный максимум температур достигает +32°С, минимум - 55°С. Глубина промерзания грунта на залесенных участках достигает 1,5 - 2 м. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 244 суток.

По количеству осадков (350 - 630 мм) район относится к зоне избыточного увлажнения. Их распределение по месяцам неравномерно, максимум на июль-август и декабрь-январь. Ледостав на реках происходит во второй половине октября, а вскрытие - в начале мая. Мощность снегового покрова на открытых местах 0,4 - 0,6 м, в залесенных - до 2 м. Вечномерзлотные породы в районе отсутствуют. Преобладающими ветрами являются северо-западные и юго-западные, их скорость иногда достигает 20 - 25 м/с. Северные ветры как зимой, так и летом приносят резкое похолодание. Лесной покров типичен для средней полосы Сибири, это смешанные леса с таёжными массивами. Ближайшим крупным населённым пунктом является г. Стрежевой - центр нефтедобывающей промышленности Томской области. Он расположен в 215 км по прямой северо-восточнее месторождения. Здесь начинается магистральный нефтепровод Александровское-Анджеро-Судженск и параллельный газопровод на Кузбасс [1].

В системе акционерного общества ОАО "Томскнефть" ВНК месторождение является наиболее крупным месторождением Васюганского нефтедобывающего района и эксплуатируется Управлением добычи нефти и газа (УДНиГ) ЦДНГ-8. Накопленная добыча нефти на 01.01.2012 г. составила 43143,8 тыс.т.

Ближайший населенный пункт - вахтовый посёлок Пионерный, расположен в 35 км на восток. Сравнительно крупный посёлок Новый Васюган расположен в 66 км юго-восточнее площади работ. Районный центр с. Каргасок расположен в 290 км восточнее площади работ на р. Оби. Областной центр - г. Томск находится в 640 км юго-восточнее месторождения.

Плотность населения крайне низкая. Основное население составляют русские, в меньшей степени - ханты, манси, украинцы, татары, немцы. В Каргасокском районе в его западной части развиты нефтедобывающая и лесная промышленность; сконцентрированы нефтяные и газовые месторождения, часть из которых разрабатывается.

Все месторождения связаны между собой и с г. Стрежевым сетью бетонных автодорог, а также зимниками. Доставка грузов также обеспечивается по рекам Оби и Васюгану до пос. Катыльга. Период навигации продолжается с конца апреля до середины октября. Стройматериалы для обустройства буровых (песок, глины, гравий, лес) имеются непосредственно на территории. В п. Пионерный имеется аэродром с взлетной полосой с бетонным покрытием, принимающий самолеты типа Ан-24, Ан-26, ЯК-40. Источниками питьевого и технического водоснабжения служат естественные водоёмы и специальные водозаборные скважины глубиной до 100 - 120 м. Общая характеристика месторождения указана в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Общая характеристика месторождения

Дата ввода в разработку	1981
Тип месторождения	нефтяное
Количество объектов разработки	1
Система разработки	ППД заводнение
Система заводнения	блоковая трёхрядная
Дата открытия	1969
Проектный фонд скважин	878
Пробуренный фонд скважин	787
Накопленная добыча нефти, млн.т	37,5

Рис. 1.2. Карта-схема Первомайского месторождения

2. Геологическое строения месторождения

2.1 Стратиграфия

В геологическом строении района работ и месторождения принимают участие образования палеозойского складчатого фундамента, несогласно перекрытые мезозойско-кайнозойскими отложениями осадочного платформенного чехла мощностью от 2500 до 3500 м в глубоко погруженных зонах.

Палеозойская группа

Палеозойские отложения вскрыты скважинами, пробуренными в различных структурных условиях на глубинах 2540 - 2733 м.

Литологически представлены сильно карбонатизированными алевролитами, серовато-зелёными, слабометаморфизованными трещиноватыми аргиллитами.

Углы падения слоёв достигают 40 - 50°. Вскрытая мощность 46 - 273 м. В кровле палеозойских образований неповсеместно залегают отложения коры выветривания, представленные выветренными каолинизированными породами мощностью до нескольких метров.

Юрская система

Нижний и средний отделы - низы келловея

Тюменская свита

На палеозойских образованиях несогласно залегают континентальные осадки тюменской свиты, представленные серыми и тёмно-серыми аргиллитами, с прослоями невыдержанных по площади серых и светло-серых песчаников и алевролитов.

Песчаники и алевролиты равнозернистые, полимиктовые, линзовидно- и косослоистые.

Для разреза Тюменской свиты, характерны повышенная углистость и седиритизация пород, прослои углей.

Келловей - оксфорд - кимеридж

Васюганская свита

Тюменская свита трансгрессивно перекрывается прибрежно-морскими отложениями васюганской свиты, в составе которой выделяются две подсвиты: нижняя, представленная тёмно-серыми аргиллитами, и верхняя, сложенная песчано-глинистыми породами.

Песчано-алевролитовые пласты верхне-васюганской подсвиты слагают регионально нефтегазоносный горизонт Ю 1. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, полевошпатово-кварцевые.

В кровле горизонта Ю 1 обычно залегают зеленовато-серые глауконитовые песчаники барабинской пачки. Песчаники плотные, крепкосцементированные, мощностью от десятков сантиметров до 1 - 2 метров.

Кимериджскому времени соответствуют чёрные плитчатые аргиллиты, слагающие георгиевскую свиту. Однако из-за малой мощности и неповсеместного развития по площади выделение георгиевской свиты в пределах изученного района нецелесообразно, и ''георгиевские'' аргиллиты рассматриваются в составе васюганской свиты.

Мощность отложений васюганской свиты 60 - 75 м.

Волжский ярус

Баженовская свита

Максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления соответствуют глубоководные, морские отложения баженовской свиты волжского возраста.

Представлена тёмно-серыми, коричневатыми битуминозными плитчатыми аргиллитами с остатками пелеципод, белемнитов, рыб, включениями гнездовидного пирита.

Битуминозные аргиллиты баженовской свиты ряд исследований относит к фациям ''доманикового'' типа, то есть к нефтепроизводящим.

Отложения свиты входят в состав региональной верхнеюрско-нижнемеловой покрышки над юрским нефтегазоносным комплексом.

В связи с особенностями литологического состава, чёткой стратиграфической приуроченностью и площадным распространением, баженовская свита является маркирующим горизонтом, как геофизический репер характеризуется очень высокими значениями кажущегося сопротивления (до 320 Ом?м) и повышенной естественной радиоактивностью до 100 гамм.

Мощность баженовской свиты 11 - 20 м.

Меловая система

Берриас - нижний валанжин

Куломзинская свита

В основании мелового комплекса лежат морские отложения куломзинской свиты, представленные сероцветными, полосчатыми, плитчатыми аргиллитами с прослоями кварцево-полевошпатовых песчаников.

В нижней части свиты выделяется песчано-алевритовая ачимовская пачка (пласты Б 16-20) мощностью до 50 м. В кровле свиты залегают выдержанные по площади песчаные пласты Б 10 и Б 12.

Мощность отложений куломзинской свиты 262 - 283 м.

Нижний - верхний валанжин

Тарская свита

Регрессивно залегает на осадках куломзинской свиты. Сложена серыми и светло-серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками мелководноморского генезиса с прослоями алевролитов и тёмно-серыми полосчатыми аргиллитами, хорошо коррелируемыми по площади.

Мощность свиты 54 - 115 м.

Готерив - баррем

Вартовская свита

Готерив-барремскому времени соответствуют континентальные осадки вартовской свиты.

В южном направлении сероцветные осадки вартовской свиты постепенно замещаются пестроцветными фациями киялинской свиты.

Вартовская свита, сложена зеленовато-серыми, комковатыми аргиллитоподобными глинами с прослоями серых, зеленовато-серых песчаников и алевролитов.

Мощность отложений вартовской свиты 392 - 441 м.

Нижний апт

Алымская свита

Отложения вартовской свиты трансгрессивно перекрываются морскими осадками алымской свиты.

Литологически и фациально отложения алымской свиты подразделяются на две подсвиты: нижнюю, прибрежно-морского генезиса, сложенную светло-серыми песчаниками и верхнюю, представленную тёмно-серыми плитчатыми глубоководно-морскими глинами кошайской пачки, являющейся маркирующим горизонтом и региональной покрышкой над нижнемеловым продуктивным комплексом в пределах центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской плиты.

Мощность Алымской свиты 64 - 100 м.

Апт - альб - сеноман

Покурская свита

В состав Покурской свиты входят континентальные отложения апт - альб - сеноманского возраста, регрессивно залегающие на осадках нижнего апта.

Свита представлена переслаиванием мощных песчано-алевритовых пачек с серыми и зеленовато-серыми комковатыми глинами.

В песчано-алевритовых разностях отмечается обилие углистого детрита. Мощность отложений свиты 706 - 747 м.

Туронский ярус

Кузнецовская свита

Морские отложения туронского возраста, связанные с верхнемеловой трансгрессией, слагают кузнецовскую свиту, представленную тёмно-серыми глинами.

Выдержанность в пределах региона и чёткая стратиграфическая приуроченность позволяют отнести свиту, наряду с баженовской свитой и кошайской пачкой, к маркирующим горизонтам.

Мощность свиты составляет 10 - 23 м.

Коньяк - сантон - кампан

Берёзовская свита

На осадках турона согласно залегают морские отложения коньяк-сантон-кампанского возраста, выделяемые в берёзовскую свиту.

Сложена преимущественно серыми и зеленовато-серыми, участками опоковидными глинами, в средней части с прослоями кварцево-глауконитовых песчаников.

Мощность берёзовской свиты составляет 91 - 115 м.

Маастрихт - датский.

Ганькинская свита

Разрез мелового комплекса завершается морскими отложениями ганькинской свиты маастрихт-датского возраста.

Представлена зеленовато-серыми алевритистыми и известковистыми глинами, участками с прослоями мергелей. Мощность свиты 142 - 169 м.

Палеогеновая система

Палеогеновый осадочный комплекс слагается морскими глинистыми осадками талицкой свиты (палеоцен), люлинворской свиты (эоцен), чеганской свиты (верхний эоцен - нижний олигоцен) и континентальными песчано-глинистыми отложениями среднего и нижнего олигоцена, выделяемыми в некрасовскую серию.

Общая мощность палеогеновых отложений 570 - 580 м.

Четвертичные отложения

Представлены желтовато-серыми суглинками, песками, переходящими вниз по разрезу в глины.

Мощность четвертичных отложений 20 - 40 м [5].

2.2 Тектоника

месторождение нефть скважина пласт

В тектоническом плане Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысовского свода и приурочено к Весеннему и Первомайскому локальным поднятиям, осложняющим центральную часть Нововасюганского вала.

С запада и юга к Каймысовскому своду примыкают Юганская и Нюрольская впадины, с востока - Колтогорский мегапрогиб. На севере Каймысовский свод узким прогибом отделяется от Нижневартовского свода.

Согласно карты тектоники фундамента Западно-Сибирской плиты и её обрамления Каймысовскому своду в фундаменте соответствует Верхне-Васюганский антиклинорий, выделяющийся чёткими аномалиями в гравитационном и магнитном поле. Выступом фундамента в платформенном чехле соответствуют положительные структуры II и III порядков, контрастные по глубоким горизонтам и постепенно ''затухающие'' в верхнемеловых и палеогеновых отложениях, что позволяет отнести их к структурам унаследованного развития.

В пределах оконтуренной зоны выделялись Весеннее, Игайское и Первомайское локальные поднятия преимущественно северо-западного простирания. Размер Первомайского месторождения (поднятия) по изогипсе -2480 м составил 85 км, амплитуды 130 м.

По изогипсе -2460 м Первомайское, Игайское и Весеннее поднятия объединяются в единую принятую брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, осложнённую более мелкими складками и куполами.

Протяжённость складки 42 км, ширина её в среднем составляет 6 км, изменяясь от 3-4 до 10-12 км.

Углы наклона крыльев незначительны - от 1 до 3°. Осложняющие структуру складки имеют различную ориентировку от субмеридиальной на юге до субширотной на севере. В плане структура имеет сложную конфигурацию (структурные мысы, пережимы), особенно в переклинальных и северо-восточной частях.

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность месторождения стратиграфически связана исключительно с отложениями васюганской свиты (J₃VS), залегающими непосредственно под региональной покрышкой - аргиллитами баженовской свиты.

Залежь нефти пластовая сводовая, литологически ограниченна.

Залежь Первомайского месторождения приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты, сложенному двумя песчаными пластами Ю 1-0, Ю 1-1 и разделяющим их глинистым экраном мощностью от 7 до 14 м.

Пласт Ю1 литологически неоднородный, представлен мелкозернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность пласта варьирует в широких пределах от 7 до 30 м. Пласт по данным промысловой геофизики и керна водоносный, при опробовании его в 4 скважинах получены притоки пластовой воды от 4,7 мі/сут, при динамическом уровне 187 м до 0,7 мі/сут при переливе.

Выше залегает продуктивный пласт Ю 1-0, литологически однородный, хорошо выдержанный и коррелируемый по площади (рис.2.4). Мощность пласта в пределах большей части месторождения закономерно увеличивается от 8,2 м в присводовой части структуры до 15,0 м на крыльях, при общей тенденции уменьшения мощности пласта в северном направлении за счёт постепенного замещения песчаников глинистыми разностями до полного выклинивания в районе скважины 259.

Эффективная мощность пласта также закономерно увеличивается от 6,2 м в сводовой части до 11,0 - 14,0 м на склонах структуры и уменьшается к северной переклинали до 1,4 - 4,0 м.

Литологически пласт представлен серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками, полевошпатово-кварцевыми, реже полимиктовыми.

Коллекторские свойства пласта характеризуются значениями открытой пористости 14,5 - 20,4%, проницаемости параллельно напластованию 11,5 - 103,6 мд.

Кровля пласта Ю1-0 совпадает в разрезе с кровлей горизонта Ю 1 и чётко выделяется по промыслово-геофизическим данным минимумом на кривых кажущегося сопротивления ниже подошвы высокоомной баженовской свиты.

По керну кровля пласта Ю1-0 также уверенно отбивается на контакте коричневато-серых битуминозных аргиллитов баженовской свиты с чёрными плитчатыми аргиллитами и зеленовато-серыми глауконитовыми песчаниками в кровле васюганской свиты.

Опробование пласта проведено в 27 скважинах. Пласт вскрыт пробуренными скважинами на глубинах 2444,0 - 2547,2 м (а.о. -2346,6 -2462,2 м).

Скважина 259 оказалась в зоне полного выклинивания коллектора пласта Ю 1-0 и опробование его не проводилось.

Промышленные притоки нефти получены в 18 скважинах. Дебиты нефти через 8 мм штуцер составили 25,0 - 88,0 мі/сут, газа 0,8 - 2,6 тыс.мі/сут.

Притоки нефти с пластовой воды получены в приконтуренной скважине 266, где дебит нефти через 4 мм штуцер составил 8,7 мі/сут, пластовой воды - 1,7 мі/сут, и в скважине 254, вскрывшей зону ВНК в пределах отдельного северо-восточного купола. Дебит нефти через 6 мм штуцер составил 28,6 мі/сут, пластовой воды - 7,1 мі/сут.

При опробовании пласта в законтурных скважинах получены притоки пластовой воды и пластовой воды с плёнкой нефти дебитами 5,3 мі/сут на динамическом уровне 163 м (скв. 247) до 2,2 мі/сут при переливе (скв. 272).

По промыслово-геофизическим данным удельное электрическое сопротивление нефтеносного пласта составляет 4,5 - 28,0 Ом?м, водоносного - 2,2 - 4,8 Ом?м.

Залежь нефти пластовая сводовая, литологически ограниченная. В районе скв. 254 обосабливается самостоятельная небольшая залежь, связанная с северо-восточным куполом.

Внешние контуры нефтеносности залежей определены на структурной карте по кровле проницаемой части пласта Ю1-0, внутренние контуры - на структурной карте по подошве пласта.

Данные по водообильности напорам контурных вод, химизм и метаморфизм вод юрского водоносного комплекса позволяют определить режим залежей как водонапорный. В результате пробной эксплуатации пласта Ю 1-0 в скважинах 249, 250, 271 установлено постоянство дебитов, газовых факторов, пластовых и устьевых давлений в течение эксплуатационного периода.

Пластовое давление в залежи, приведённое к абсолютной отметке -2440 м, составляет 258,3 - 265,5 атм., пластовая температура 86,5 - 93°С.

Газовый фактор изменяется в пределах залежи от 17,6 до 76,0 мі/мі. Водонефтяной контакта на месторождении установлен по совокупности промыслово-геофизических данных, результатов опробования и насыщения по керну.

Для залежи в районе скважины 254 ВНК чётко устанавливается по промыслово-геофизическим данным на а.о. -2410 м, которая подтверждается и результатами опробования из интервала 2511 - 2515 м (а.о. -2407 - -2411 м) получено 28,6 мі/сут нефти и 7,1 мі/сут пластовой воды.

В пределах основной залежи выявлен региональный наклон плоскости ВНК с востока на запад. Для восточного склона ВНК принят на а.о. -2423 м, при опробовании пласта выше данной отметки получены притоки безводной нефти.

На западном склоне месторождения ВНК по результатам опробования уверенно устанавливается раздел вода - нефть в интервале отметок от -2440 до -2445 м.

В переклинальных частях залежи ВНК принят на отметках от -2423 до -2440 м. Наклон плоскости ВНК в пределах основной залежи обусловлен особенностями гидродинамического режима. Наблюдение за статическими уровнями в пьезометрических скважинах свидетельствует о значительном различии в величинах напоров краевых вод на восточном и западном погружениях структуры. В региональном плане данное явление связано, по-видимому, с общим напором вод верхнеюрского комплекса со стороны Колтогорского мегапрогиба, непосредственно примыкающего с востока к Каймысовскому своду.

В процессе бурения и опробования скважин на Первомайском месторождении залежей нефти и газа в ниже- и вышезалегающей частях разреза не выявлено. Нефтегазопроявлений в керне и нефтегазонасыщенных пластов по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных также не отмечено.

2.4 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов

Месторождения Васюганского нефтедобывающего района в тектоническом отношении расположены в пределах Каймысовского свода и Колтогорского мегапрогиба на осложняющих их структурах более низкого порядка. В геологическом отношении район характеризуется двухъярусным строением: нижний ярус представлен образованиями палеозойского фундамента плиты, верхний - осадочными отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, что подтверждается результатами сейсморазведочных работ и данными глубокого бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.

Осадочный комплекс включает отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Суммарная толщина осадочных пород составляет 2500 - 3200 метров. Нефтяные залежи на всех месторождениях района связаны с отложениями верхней части васюганской свиты верхней юры. В её пределах выделяется горизонт Ю1, характеризующийся следующими литолого-фациальными комплексами снизу вверх: регрессивным прибрежно-морским (подугольная толща, пласты Ю1-2, Ю1-1, Ю1-0). Таким образом, терригенные отложения горизонта Ю1 характеризуются обширным спектром фациальных обстановок прибрежной части моря.

Условия осадконакопления обусловили особенности строения пластов песчаников, которые, как правило, представлены средне- и мелкозернистыми разностями, среднесортированными и имеют мелко- и косоволнистую текстуру. При смене фациальной обстановки песчаники замещаются глинисто-алевролитовыми породами. Это уже глинистые осадки фации лагун и заливов, чем обусловлено наличие зон литологического замещения пород-коллекторов.

В условиях трансгрессии, в зоне морских течений сформировались хорошо выдержанные по площади песчаники (пласты Ю1-2, Ю1-1), у которых отсутствует слоистость, они однородны, хорошо и среднесортированы. В пределах горизонта Ю 1 наблюдаются небольшие толщины песчаных пластов и частая смена литогенетических типов пород на сравнительно небольших расстояниях.

2.4.1 Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти

Следствием вышеупомянутых фациальных условий из-за малой толщины горизонта Ю1 на Первомайском месторождении в осадконакопления является значительная вариация общей толщины горизонта Ю1 в пределах месторождений Васюганского района. Максимальные общие толщины горизонта на Оленьем месторождении достигают 30 - 35 м, а минимальные - на Первомайском не превышают 20 м. В результате изнем выделяется один продуктивный пласт.

Тип залежей на месторождениях пластовый сводовый, часто литологически ограниченный. Средняя глубина залегания горизонта 2440 - 3050 м. Границы залежей (поверхности водонефтяных контактов и линии замещения коллекторов) во многих случаях установлены по косвенным данным. В пределах месторождений абсолютные отметки ВНК на разных участках различаются на 10 - 20 и более метров. На Первомайском месторождении ВНК на западном крыле структуры ниже, чем на восточном. Основные геолого-физические характеристики месторождения представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Геолого-физическая характеристика месторождения

Параметры и показатели	Первомайское
Стратиграфический возраст	верхняя юра (J3)
Продуктивный горизонт	Ю1
Продуктивные пласты	Ю1-0
Тип залежи	пластово-сводовая,
Средняя глубина залегания, м	2444
Высота залежи, м	135
Тип коллектора	поровый
Литолого-петрографическая характеристика	песчаники полевошпатово-кварцевые, средне- и мелкозернистые, среднесцементированные, цемент гидрослюдистый каолинитовый
Отметка ВНК (абсол.). м	2440
Толщины продуктивного пласта, м	общая	1,2 - 20,0
	эффективн.	0,6 - 14,0
	нефтенас.	0,6 - 14,0
Фильтрационно-ёмкостная характеристика по керну	пористость	0,18
	нефтенас.	0,738
	проницаемость, мкмІ	0,037

Интегральные кривые распределения объёма продуктивной части горизонта Ю1 по пропласткам различной толщины показывают, что значительная доля объёма коллектора, а следовательно и запасов нефти, содержится в пропластках малой толщины (1-2 м). Так по Первомайскому месторождению в пропластках толщиной до 2-х метров доля начальных запасов составляет почти 25%.

Можно полагать, что чем больший объём запасов нефти содержится в пропластках малой толщины, тем сложнее достижение высоких показателей разработки месторождения и тем более низкая нефтеотдача будет достигнута в результате разработки. Чем большая доля запасов нефти заключена в пропластках малой толщины, тем выше степень прерывистости коллектора, так как вероятность выклинивания или замещения пропластка малой толщины выше. Часто удаётся установить статистическую связь между толщиной пропластка и площадью его распространения в пласте. Подобные пласты ведут себя при разработке как объекты с низкой гидропроводностью. По ним наблюдаются невысокие темпы отбора нефти, слабая реакция на процесс заводнения, низкий охват заводнением и невысокая нефтеотдача.

С точки зрения разработки месторождений горизонт Ю1 представляет собой сложнопостроенную гидродинамическую систему, в пространстве которой наблюдается геометрически незакономерное чередование коллекторов и пропластков, лишённых коллекторских свойств. В то же время пространственное расположение песчаных и глинистых прослоев подчинено изменениям фациальной обстановки.

В этих условиях важнейшее значение для адекватной оценки показателей разработки месторождений и коэффициентов извлечения нефти имеет учёт прерывистости продуктивных пластов. Известно, что этот параметр является одним из определяющих при выборе оптимальной плотности сетки скважин.

2.4.2 Характеристика свойств продуктивных пластов и их неоднородности

Коллектора горизонта Ю1 представлены песчаниками светло-серого, серого, зеленовато - и буровато-серого цвета, от мелкозернистых до крупнозернистых, реже гравелитовых, с различным содержанием алевритовой примеси. Структура псаммитовая и алевропсаммитовая. Сортировка обломочного материала различная, но в основном близка к хорошей. Текстуры песчаников однородные, беспорядочные и слоистые. Слоистость косая, линзовидная, пологоволнистая, тонкогоризонтальная. Обусловлена слоистость сменой гранулометрического состава пород.

Наибольшее распространения получили полевошпатово-кварцевые, мелко- и среднезернистые песчаники. Тип цементации в песчаниках - поровый, плёночный, редко базальтный. В составе цемента преобладает каолинит, в меньших количествах встречается гидрослюда, кальцит и хлорит, часто отмечается наличие вторичного цемента. Главными породообразующими минералами являются кварц и полевые шпаты. Существенной особенностью полевошпатовых песчаников является повышенное содержание пелитового материала, что влияет на фильтрационно-ёмкостные свойства этих пород и увеличивает содержание связанной воды (до 20-30%) из-за присутствия, как глинистого цемента, так и наличия пелитизированных зёрен полевых шпатов[6].

Пористость в пределах резервуаров меняется от 11 до 20%, проницаемость - от 0,001 до 0,48 мкмІ, нефтенасыщенность - от 0,31 до 0,82. Средние значения по пластам составляют соответственно: пористость 15,4 - 18,2%, проницаемость 0,008 - 0,037 мкмІ, нефтенасыщенность 0,58 - 0,73. Основная особенность фильтрационной характеристики коллекторов выражается в значительном снижении продуктивности скважин после их обводнения на 20 - 30%.

Коллекторские свойства пласта изучены по результатам исследования керна 42 скважин. Для обоснования средних значений пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности по керновым данным использовались соответственно 1053, 840 и 647 определений. Средние значения коэффициентов равны: пористости - 0,175, проницаемости - 0,017 мкмІ, нефтенасыщенности - 0,654. Диапазон изменения значений довольно высок.

2.4.3 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов

2.4.3.1 Нефть

Исследование физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов проводилось в специализированных лабораториях ЦНИПРа, ТПИ, СибНИИнп и института "ТомскНИПИнефть". Химические свойства нефти изучены по 85 глубинным пробам (табл. 2.2) и 109 поверхностным пробам (табл. 2.3).

Нефти существенно недонасыщены газом, давление насыщения много ниже начального пластового, объёмный коэффициент сравнительно мал. Нефть Первомайского месторождения в пластовых условиях характеризуется низкими вязкостью и плотностью, высокой степенью пережатия, что обусловлено высоким пластовым давлением, превышающим давление насыщения в 2 раза. Повышенная плотность наблюдается в центральной и северной частях месторождения. Дегазированная нефть легкая, маловязкая, малосмолистая, сернистая и парафинистая[3,6].

Таблица 2.2 - Свойства пластовой нефти

Пластовая температура, °С	90
Давление насыщения, МПа	6,3
Газосодержание (однократное), м 3/т	54,5
Газовый фактор (ступенчатое), м3/т	37,5
Объёмный коэффициент	1,159
Плотность пластовой нефти, кг/м3	764
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	1,15

Таблица 2.5 - Физико-химическая характеристика поверхностных проб нефти

Плотность, кг/м3	841
Т застывания, °С	-20
Содержание, % серы, смол сернокислых смол силикагелевых асфальтенов, парафинов	0,7 17,8 7,2 2,1 3,2
Вязкость, мПа*с при 20 °С при 50 °С	5,7 2,7
Выход фракций, % объёмн. 100 °С 150 °С 200 °С 300 °С	10 21 40 55

2.4.3.2 Нефтяной газ

Газ жирный, с малым количеством углекислого газа, азота, гелия и других инертных газов (рис.2.1. и табл. 2.6).

Рис. 2.1. - Компонентный состав нефтяного газа

Таблица 2.6 - Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)

1	Углекислый газ	1,12
2	Азот + редкие, в т.ч. гелий	2,6
3	Метан	66,56
4	Этан	7,44
5	Пропан	12,16
6	Изо-бутан	2,52
7	Норм.-бутан	4,74
8	Изо-пентан	1,07
9	Норм.-пентан	1,00
10	Остаток (С 6 + высшие)	0,79
---	Молекулярная масса	26,18
---	Плотность, кг/м 3	1,088

Абсолютная плотность газа составляет в среднем 1,088 кг/мі. Химические свойства нефти по поверхностным пробам изучены практически по всей залежи. Увеличение плотности наблюдается в центральной и северной частях месторождения. Дегазированная нефть лёгкая, маловязкая, малосмолистая, сернистая и парафинистая, с низкой температурой начала кипения (+67,5°С) и высоким выходом фракций, выкипающих до 300°С.

2.4.3.3 Характеристики пластовой и закачиваемой воды

Пластовые и закачиваемые сеноманские воды имеют невысокую общую минерализацию и невысокую плотность (табл. 1.7). Вязкость воды в лабораторных условиях не определялась. Согласно зависимости, полученной СибНИИНП, вязкость закачиваемой воды в пластовых условиях составляет 0,35 - 0,40 мПа?с.

Таблица 2.7 - Характеристика пластовых вод

Пластовая вода
Плотность, кг/м3	1027,0
Общая минерализация, г/л	37,4
Сеноманская вода
Плотность, кг/м3	1012,0
Общая минерализация, г/л	19,6

Верхнеюрский водоносный комплекс представлен двумя водоносными комплексами, соответствующие водоносным пластам Ю1-0 и Ю1-1, разделёнными глинами толщиной 7 - 14 м - скважины, вскрывшие пласт Ю1-0, средне- и высокодебитные.

Минерализация изменяется от 32 до 40 г/л, с более высокими значениями в восточной части месторождения. Тип вод хлоридно-натриевый. Из редких элементов отмечено высокое содержание стронция (до 540 мг/л); в восточной части месторождения концентрация железа выше и достигает 150 мг/л. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс представлен отложениями покурской свиты. Воды комплекса используются для поддержания пластового давления. Воды по составу хлоридно-натриевые с минерализацией 17,9 г/л, бессульфатные, содержание общего железа около 1,9 мг/л.

2.4.3.4 Запасы нефти

Запасы нефти месторождений Васюганского района по степени своей изученности относятся к категориям В, С1 и С2. На рассматриваемом месторождении оценка и утверждение запасов проводились дважды: по завершению геолого-разведочных работ и после разбуривания проектной сеткой эксплуатационных скважин (табл. 2.8). Разведочные работы по уточнению контуров нефтеносности на Первомайском месторождении продолжаются.

Таблица 2.8 - Характеристика запасов нефти

Первоначальная оценка, тыс.т.	1976 г.
В + С1 С2	151223 1734

Рис. 2.2.- Выработанность пласта

В 2000 году на северной периклинали пробурена поисково-оценочная скважина 2291, по результатам которой осуществлен прирост запасов в количестве: 1731717 тыс.т балансовых/извлекаемых (Протокол № 47 от 12.03.2001 г. ЦКЗ МПР РФ). Всего прирост запасов нефти категории С 1 составил 22149/9171 тыс.т балансовых/извлекаемых и подтвердил величину запасов, утвержденных ГКЗ СССР в 1976 году и числящихся на балансе Росгеолфонда. По состоянию на 1.01.2002 г. на балансе Росгеолфонда числятся начальные запасы нефти (табл. 1.9) по Первомайскому месторождению (основная залежь) в следующих количествах: категории В+С 1 балансовые 151.945 млн. т, извлекаемые - 62.860 млн. т[1,6].

Таблица 2.9.- Запасы нефти Первомайского месторождения

Категория запасов	Утвержденные запасы нефти тыс.т
	ГКЗ 1976г. (Протокол №7720 от 3.11.1976 г.)	ЦКЗ 1992г. (Протокол №26 от 9.06.1992 г.)	Числящиеся на балансе на 01.01.2012 г.
В+С 1	Балансовые	146130	129796	151945
	Извлекаемые	66490	53689	62860
	КИН	0,455	0,414	0,414
С2	Балансовые	7060	1128	-
	Извлекаемые	3210	148	-
	КИН	0,455	0,131	-
В+С 1+С2	Балансовые	153190	130924	151945
	Извлекаемые	69700	53837	62860
	КИН	0,455	0,411	0,414

3. Технологическая часть

3.1 Анализ работы применяемого в ЦДНГ-8 погружного оборудования

В настоящее время в ЦДНГ-8, разрабатывающем, Первомайское месторождение применяется только механизированный способ добычи нефти. Эксплуатируются скважины, оборудованные УЭЦН и УШГН, (рис. 3.1).[1]

Рисунок 3.1 - Действующий фонд по способам эксплуатации

За 2015 год фонд скважин по ЦДНГ-8 увеличился с 85 скважин до 90. Фонд УШГН составляет 1 скважину. В апреле месяце 2015 г добывающий фонд скважин по ЦДНГ-8 составлял 90 скважин, в том числе 89 скважин, оборудованных УЭЦН и 1 скважина, оборудованных УШГН. Фонд скважин, оборудованных УЭЦН, вырос за счет оптимизаций на фонде УШГН, и ввод новых скважин после бурения на 71 кусту Первомайского месторождения.



Рисунок 3.2 - Динамика фонда скважин ЦДНГ-8 за 2014г.

Так за 3 месяца 2014 года выведено из бездействия 1 скважина, оборудованная УЭЦН и 2 скважины запущенны после бурения. Суммарный прирост суточной добычи составил 112 тонн. В дальнейшем планируется вывести из бездействующего фонда порядка 5 скважин и запустить 18 скважин после бурения.[1]

3.2 Эксплуатация механизированного фонда скважин Первомайского месторождения оборудованных УЭЦН

Установки имеют два исполнения: обычное и коррозионностойкое.

Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ 5-125-1200 ВК 02 ТУ 26-06-1786 - 89, при переписке и в технической документации: УЭЦНМ 5-125-1200 ТУ 26-06-1786 - 89, где У - установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м 3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква "К".[3]

3.3 Рабочая характеристика УЭЦН

Электроцентробежные насосы широко применяются для эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин с различной высотой подъема жидкости.

Электронасосы применяются для эксплуатации скважин:

1. нефтяных с высоким содержанием парафина;

2. малодебитных с низким уровнем жидкости;

3. малодебитных с водонапорным режимом;

4. высокодебитных;

5. сильнообводненных, где для добычи определенного количества нефти необходимо отбирать большое количество воды;

6. глубоких, для рентабельной эксплуатации которых требуются насосы большой мощности;

7. наклонных скважин;

8. с высоким газосодержанием;

9. с содержанием солей в добываемой жидкости.[3]

Однако эффективность работы значительно снижается при наличии в откачиваемой жидкости свободного газа.

Характеристика работы насоса резко снижается уже при 1…2% содержании газа (по объему). Методами борьбы с попаданием газа в насос являются:

- увеличение погружения насоса под динамический уровень;

- установка различного вида газосепараторов ниже приема насоса.

Все виды насосов имеют паспортную характеристику в виде кривых зависимостей H(Q) (напор, подача), з(Q) (коэффициент полезного действия, подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача), которая обычно дается в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рис. 3.3)

Рисунок 3.3 - Типовая характеристика погружного центробежного насоса

Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой задвижке (Q = 0, H = max) и при отсутствии противодавления на выкиде (Q = Qmax, H = 0). Полезная работа насоса пропорциональна подаче на напор, на этих двух точках она будет равна нулю, а следовательно и з= 0.[3]

При определенном соотношении Q и H, обусловленными минимальными внутренними потерями, з достигает максимального значения равного примерно 0,5…0,6. Подача и напор соответствующие максимальному коэффициенту полезного действия, называются оптимальными.

Зависимость з(Q) около своего максимума изменяется плавно, поэтому допускается работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту или иную сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать снижению КПД насоса на 3…5%. Это обуславливает целую область работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью.[3]

Номинальные значения КПД установки соответствуют работе на воде.

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

- среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

- максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к.п.д. - 1 мм²/с;

- водородный показатель попутной воды рН 6,0…8,5;

- максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

- микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

- максимальное содержание попутной воды - 99%;

- максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями- газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

- максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

- температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

- для УЭЦНМ 5 и УЭЦНМК 5 с двигателем мощностью 32 кВт - 90 °С;

- для УЭЦНМ 5, 5А и УЭЦНМК 5, 5А с двигателями мощностью 45…125 кВт - 95 °С;

- для УЭЦНМ 6 и УЭЦНМК 6 с двигателями мощностью 90…250 кВт - 100 °С (табл.3.1).

Таблица 3.1 - Габаритные размеры насосных агрегатов

Наружный диаметр корпуса насоса, мм.	Длинна секций, м	СВ	СС	СН
5	92	С-3	3365	3365	3510
5А	103	С-4	4365	4365	4510
6	114	С-5	5365	5365	5510

Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ 5 - 121,7 и 112 мм: для УЭЦНМ 5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ 6 с подачей до 500 м 3/сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м ³/сут - 148,3 и 140,5 мм. [3]

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 3.4) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.



Рисунок 3.4 - Установка погружного центробежного электронасоса УЭЦНМ

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.[3]

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Электроцентробежные погружные насосы производства "АЛНАС" (сокращенно ЭЦНА) применяются для подъема пластовой жидкости, а также в системах поддержания пластового давления. "АЛНАС" производит и поставляет центробежные погружные насосы в габаритных группах 5, 5А и 6, производительностью от 10 до 1500 м ³/сут и напором до 2500 м. Широкая номенклатура насосов позволяет подобрать оборудование практически под любые условия эксплуатации, (рис.3.5).