Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных установками погружных центробежных насосов по Талинскому месторождению, разработку которого ведет ОАО "ТНК-Нягань"



3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

В данном разделе представлено поэтапное обобщение проектов разработки Красноленинского месторождения в пределах Талинского лицензионного участка.

Выявлены различия проектных показателей, причины их появления как горно-геологические, так и технологические.

Определены основные принципы и положения документов.

Проанализированы мнения и идеи авторских коллективов, выполнявших проектирование, определены их основные отличия от современных представлений.

Выявлены отклонения, допущенные на этапах реализации проектов, их последствия в области добычи нефти и эффективности разработки.

Представленный раздел является основой для восстановления истории проектирования Талинской площади Красноленинского месторождения и проведения дальнейшего анализа его разработки.

Талинская площадь введена в разработку в 1981 году.

Объектам разработки на Талинской площади являются продуктивные пласты:

ВК 1	викуловская свита;
ЮК 1	абалакская свита;
ЮК 2-*9	тюменская свита;
ЮК 10	шеркалинская свита;
ЮК 11	шеркалинская свита;
КВ	доюрский комплекс.

За всю историю разработки площади было утверждено четыре проектных документа (в 1980, 1984, 1987 и 1992 годах) (табл. 3.1):

· Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол ЦКР №884 от 01.10.1980 г.).

· Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол ЦКР №1095 от 25.07.1984 г.).

· Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (протокол ЦКР №1276 от 23.12.1987 г.).

· Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол №1427 от 16.04.1991 г.). "Дополнительная записка к технологической схеме", (протокол ЦКР №1462 от 28.02.1992 г.).

В настоящее время на рассмотрении ЦКР (ФГУ "ЭКСПЕРТНЕФТЕГАЗ") находится проектный документ на разработку пластов тюменской свиты - "Технологическая схема опытно-промышленной разработки участков пластов ЮК2-9 Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в границах Талинского лицензионного участка".

Эксплуатация объекта ВК1 осуществляется на основании плана пробной эксплуатации разведочной скважины, утверждаемого ежегодно УТО Госгортехнадзора.

По объекту КВ (кора выветривания) в настоящее время осуществляется составление технологической схемы ОПР с завершением в 2004 году.

Также, в 2003 году ОАО "ЦГЭ" завершен подсчет начальных геологических запасов нефти продуктивных пластов Талинской площади. В настоящее время выполняется подсчет извлекаемых запасов нефти и составление Проекта разработки по всем объектам.

Основные технологические показатели утвержденных ЦКР проектных документов приведены в табл. 3.2. Динамика изменений проектных уровней добычи нефти по проектным документам приведена в табл. 3.3.



3.2 Технологическая схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения (1991 г.)

В 1991 году на рабочей комиссии ЦКР МНП была рассмотрена новая технологическая схема разработки Талинской площади (протокол №1427 от 16.04.1991 г.).

Необходимость составления новой технологической схемы была вызвана следующими обстоятельствами:

· пересчетом и утверждением ГКЗ СССР балансовых и извлекаемых запасов нефти (протокол №11013 от 1.03.1990 г. И протокол №13 от 19.02.1992 г.);

· уточнение особенностей геологического строения продуктивных пластов;

· уточнение фильтрационно-емкостных свойств коллектора и, в связи с этим, структуры запасов нефти;

· изменением представлений о процессе выработки запасов нефти продуктивных пластов.

После рассмотрения технологической схемы Рабочей комиссией ЦКР (с учетом экспертизы ВНИИ) было рекомендовано доработать технологическую схему:

· по разрабатываемым участкам построить карты выработки запасов;

· уточнить технологические показатели по вариантам разработки с целью выхода на утвержденный коэффициент нефтеотдачи;

· представить расчеты по альтернативному варианту с водогазовым воздействием;

· расчеты технологических показателей представить раздельно по традиционным и новым технологиям воздействия.

С учетом рекомендаций Рабочей комиссии ЦКР, в 1992 на рассмотрение была представлена "Дополнительная записка к технологической схеме", решения которой были утверждены протоколом №1462 от 28.02.92 г.

За период, прошедший после составления предыдущей технологической схемы, при проведении авторских надзоров отдельные проектные решения были уточнены, в частности:

· увеличено давление нагнетания на пласт ЮК10 с 15 МПа до 18 МПа (протокол ЦКР №1223 от 19.11.86 г.);

· временно отказались от разбуривания I и II залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10 (протокол Главтюменнефтегаза №57 от 30.08.86 г.);

· предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектных нагнетательных скважин, находящихся в отработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления разрешен перевод скважин под нагнетание без длительной отработки;

· предложена организация совместной разработки пластов ЮК10 и ЮК11 (протокол ЦКР №1223 от 19.11.86 г.);

· рекомендовано усиление системы заводнения в зонах с пониженным пластовым давлением путем поперечного разрезания и создания блочно-замкнутых систем разработки (протокол ЦКР МНП от 17.10.1988 г.);

· принято решение о внедрении насос6ного способа добычи (ЭЦН, ШГН) в связи с отсутствием газлифтных компрессорных станций;

· предусмотрено уплотнение сетки скважин.

В "Дополнительной записке к технологической схеме разработки Талинской площади" предусматривалось двухстадийное разбуривание на участках расширения площади нефтеносности: на начальной стадии - плотность сетки 36 га/СКВ, в последующем уплотнение до 18 га/СКВ. Одновременно с основным фондом принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания запасов нефти. ЦКР "Главтюменнефтегаза" при рассмотрении текущего состояния разработки площади утверждены основные направления по совершенствованию технологии разработки (протокол №1095 от 17.04.1989 г.).

На дату составления технологической схемы (1990 г.) получена новая информация о параметрах пласта и закономерностях нефтеизвлечения. Были проведены следующие исследования:

· гидродинамические исследования, определяющие забойные, пластовые давления, продуктивность приемистость, гидропроводность и пьезопроводность пласта, сообщаемость пласта между скважинами;

· потокометрия, устанавливающая характер и интенсивность притока жидкости в интервалах продуктивной толщи разреза скважинами;

· задачка индикаторов, выявляющая зоны и направления повышенных скоростей фильтрации.

· В 1988-1989 годы прошли испытания ряд технологий:

§ технология циклического заводнения (опыт циклической закачки показал необходимость ее применения);

§ испытана технология применения повышенных давлений нагнетания воды в низкопроницаемых коллекторах (установлено, что в зависимости от напряженного состояния, проницаемости, крепоси пород пласта и других факторов оптимальное давление нагнетания по площади может изменяться от 19 до 25 МПа);

§ в 1989 году на Талинской площади было проведено две операции по гидроразрыву пласта (в добывающей и нагнетательной скважинах), оказавшиеся недостаточно эффективными. Сделан вывод, что для эффективного проведения гидроразрыва необходимо создание других модификаций технологии. Наиболее полно учитывающих геолого-физические особенности пластов;

§ в 1989 г проводились работы по воздействию на ПЗП двумя типами вибраторов - забойным и устьевым. Виброметоды использовались для перевода скважин под нагнетание и восстановления приемистости нагнетательных скважин. Сделаны выводы о том, что, виброобработка позволяет существенно увеличить эффективность глинокислотных обработок ПЗП при переводе скважин под нагнетание и восстановлении приемистости пласта.

За период 1987-1989 годы на площади начато проведение опытно-промышленных работ по изучению физико-химических методов воздействия на пласт:

· применение полимердисперсных систем;

· ограничение водопритоков в добывающих скважинах химреагентами;

· регулирование профилей приемистости нагнетательных скважин состава на основе силиката натрия, гипана, хлористого кальция;

· обработка призабойных зон нагнетательных скважин ПАВ и растворителями;

· обработка призабойных зон в добывающих скважинах растворителями и их композициями;

· щелочное заводнение.

Результаты пересчёта запасов, апробации новых технологических решений, отраженные в авторских надзорах, были учтены в технологической схеме.

Утвержденный ЦКР вариант технологической схемы предусматривает следующие проектные решения:

- выделение двух эксплуатационных объектов (пласты ЮК10 и ЮК11);

- уровни добычи нефти в 1992 году - 7,18 млн. т,

в 1995 году - 5,19 млн. т,

в 2000 году - 4,87 млн. т;

- проектный уровень добычи жидкости - 116,8 млн. т/год;

- проектный уровень закачки воды - 140,1 млн. м3/год;

- добыча нефтяного газа в 1992 году - 378,6 млн. м3,

в 1995 году - 996,5 млн. м3,

в 2000 году - 935,0 млн. м3;

- переход с блоковой трехрядной на очагово-избирательную систему (плотность сетки - 18 га/СКВ, с 46 блока - 24 га/скв);

- выбор скважин под нагнетание осуществляется в индивидуальном порядке с учетом особенностей геологического строения продуктивных пластов;

- бурение 1405 скважин уплотняющего фонда на участках пласта с ухудшенными фильтраионно-емкостными свойствами при общем проектном фонде 7468 скважин, в том числе 5136 добывающих и 2332 нагнетательных;

- испытании метода водогазового воздействия на низкопроницаемых коллекторах опытного участка в южной части Талинской площади с проектным уровнем годовой закачки газа - 1450 млн. м3; по результатам опытно-промышленных работ по водогазовому воздействию решить вопрос о промышленном внедрении этого метода на Талинской площади;

- давление на устье водонагнетательных скважин - 18 МПа, газонагнетательных - 35 МПа;

- коэффициент нефтеизвлечения (С1+С2) - 0,25 (соответствует утвержденному ГКЗ).

Таким образом:

1. На 01.01.2010 год разработки Талинской площади Красноленинского месторождения было утверждено четыре проектных документа.

2. За период составления проектной документации, в результате уточнения геологической модели, утвержденные балансовые и извлекаемые запасы нефти по площади увеличились в 2,8 раза.

3. Несмотря на большое количество научно-исследовательских работ. Выполненных различными институтами, так и не удалось установить основные закономерности процесса выработки запасов и определиться с коэффициентом извлечения нефти, который изменялся от проекта к проекту, динамика изменения КИН приведена на рис. 3.1.

4. В течение действия всех утвержденных документов проектные уровни добычи нефти не выполнялись.

5. В оценках добывного потенциала Талинской площади позиции авторских коллективов различались существенным образом от 3500 тыс. т (Тех. схема 1980 г.), до 17400 тыс. т (Тех. схема 1984 г.) (см. табл. 3.1).

6. В процессе разработки месторождения приходилось вносить существенные корректировки в проектные решения. В ряде случаев эти изменения носили вынужденный характер, отражая сложившийся постфактум.

7. Целый ряд программных работ по внедрению новых технологий разработки месторождения (например, метод водогазового воздействия), либо не выполнялся, либо работы были выполнены с существенными отклонениями.

Рис. 3.1. Динамика изменения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения по дате проектирования

3.3 Технологическая схема ОПР пластов ЮК2-9 Талинской площади (2003 г.)

Новой технологической схемой предусмотрено выделение в толще пластов тюменской свиты двух эксплуатационных объектов ЮК2-5 и ЮК6-9.

Объект ЮК2-5

р размещение 445 эксплуатационных скважин по семиточечной обращенной схеме с плотностью 21,6 га/СКВ. В границе 8-ми метровой изопахиты, в том числе 297 добывающих скважин; 148 - нагнетательных (в т. ч. 24 - совместно-раздельная закачка).

р строительство фонда вспомогательных и специальных скважин - 21 ед.;

р проведение мероприятий по большеобъемному гидроразрыву пластов на вводимых из бурения добывающих скважинах, всего 206 скважино-операций (на полное развитие), в том числе проведение большеобъемных ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 48 скважино-операций;

р проведение малообъемны ГРП на скважинах нагнетательного фонда всего 119 скважино-операций для обеспечения необходимой приемистости скважин (на полное развитие), в том числе проведение малообъемных ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 11 скважино-операций;

р внедрение гидроразрыва пласта по технологии "Sitle Frac" на новых добывающих скважинах в ВНЗ; всего 20 скважино-операций (на полное развитие);

р проведение повторного ГРП; всего 121 скважино-операция (на полное развитие), в том числе проведение повторного ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 6 скважино-операций;

р внедрение технологии гидравлического разрыва пласта во вторых стволах при их размещении в нефтяных зонах; всего 56 скважино-операций (на полное развитие);

р проведение на поздней стадии разработки операций по зарезке бокового ствола в скважинах, выполнивших проектное назначение. Количество планируемых ЗБС - 73 скважино-операции;

р при благоприятных условиях предусмотрено осуществить перевод отработавших свое назначение скважин с объекта ЮК10-ЮК11 в количестве 168 скважин;

р реализация программы опытно-промышленных и исследовательских работ.

Выполнение всего комплекса мероприятий по рекомендуемому варианту разработки месторождения обеспечит:

- нарастающую до 2015 года добычу нефти с выходом на проектный уровень - 895,1 тыс. т/год продолжительностью 2 года;

- добычу нефти за весь период разработки - около 20,2 млн. т., при добычи жидкости - 89,1 млн. т;

- при условии реализации системы ППД с уровнем компенсации на конец расчетного периода 121,2% потребуется закачка в пласты не менее 115 млн. м³ воды,

- достижение коэффициента извлечения нефти по участку залежей нефти пластов ЮК2-5 Талинской площади в целом 0,297 доли ед.

Объект ЮК6-9

р размещение 170 эксплуатационных скважин по семиточечной обращенной схеме с плотностью 21,6 га/СКВ. В границе 8-ми метровой изопахиты, в том числе 113 добывающих скважин; 57 - нагнетательных (в т. ч. 24 - совместно-раздельная закачка). Объемы эксплуатационного бурения составят - 315,3 тыс. м.

р проведение мероприятий по большеобъемному гидроразрыву пластов на вводимых из бурения добывающих скважинах, всего 101 скважино-операций (на полное развитие);

р в том числе проведение большеобъемных ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 4 скважино-операции;

р проведение малообъемных ГРП на скважинах нагнетательного фонда всего 56 скважино-операций для обеспечения неоходимой приемистости скважин (на полное развитие);

р внедрение гидроразрыва пласта по технологии "Sitle Frac" на новых добывающих скважинах в ВНЗ; всего 11 скважино-операций (на полное развитие);

р проведение повторного ГРП; всего 69 скважино-операция (на полное развитие);

р внедрение технологии гидравлического разрыва пласта во вторых стволах при их размещении в нефтяных зонах; всего 25 скважино-операций (на полное развитие);

р проведение на поздней стадии разработки операций по зарезке бокового ствола в скважинах, выполнивших проектное назначение. Количество планируемых ЗБС - 41 скважино-операция;

р при благоприятных условиях предусмотрено осуществить перевод отработавших свое назначение скважин с объекта ЮК10-ЮК11 в количестве 44 скважины;

Выполнение всего комплекса мероприятий по рекомендуемому варианту разработки обеспечит:

- нарастающую до 2019 года добычу нефти с выходом на проектный уровень - 548,4 тыс. т/год продолжительностью 2 года;

- добычу нефти за весь период разработки - около 8,8 млн. т., при добычи жидкости - 33,2 млн. т;

- при условии реализации системы ППД с уровнем компенсации на конец расчетного периода 109,7% потребуется закачка в пласты не менее 39,0 млн. м³ воды,

- достижение коэффициента извлечения нефти по участку залежей нефти пластов ЮК6-9 Талинской площади в целом 0,274 доли ед.

В целом по объектам разработки ЮК2-5 и ЮК6-9

· общий проектный фонд составит 745 скважин, в том числе 520 добывающих и 225 нагнетательных;

· общий объем внедрения ГРП составит 900 скважино-операций, в том числе большеобъемного - 360 скважино-операций, малообъемного 220, модифицированного - 110, повторного - 100;

· объем внедрения операций по зарезки вторых стволов составит 120 ед.

Технологические показатели разработки по рекомендуемому варианту в целом по объектам тюменской свиты составят:

накопленная добыча нефти за весь период разработки (55 лет) составит 29054 тыс. т. При отборе жидкости - 122233,4 тыс. т и суммарной закачке воды - 153736,8 тыс. м³.

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов на конец периода разработки равен 82,75%. При этом на одну пробуренную скважину приходится 38,5 тыс. т. накопленной добычи нефти.

Потенциальный (технологический) коэффициент нефтеизвлечения - 0,289 доли ед.

Выводы:

По Талинской площади Красноленинского месторождению за непродолжительный период его разработки было составлено 4 проектных документа и дополнений к ним, большая часть которых была утверждена Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений.

Тем не менее, ни по одному из технологических документов запроектированные объемы нефтедобычи достигнуты не были.

С одной стороны, этому обстоятельству имеются объяснения, обусловленные объективными причинами.

Низкая степень изученности площади на начальном этапе не позволила надлежащим образом выполнить обоснование подсчетных параметров залежи и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Наглядным образом это отражается на изменениях представлений о возможности извлечения запасов нефти месторождения.

Так, по залежам нефти ЮК10, ЮК11, проектная величина коэффициента нефтеизвлечения снизилась с 0,472 (проект 1984 г.) до 0,250 (проект 1992 г.).

Однако в большей степени корректировки проектных решений были вынужденными, как правило, вследствие допускаемых отклонений от рекомендуемой технологии освоения площади.

Большим недостатком в разработке является:

· Невыполнение планов пробной эксплуатации и опытно-промышленных работ.

· Невыполнение проектных объемов буровых работ, расхождение между запланированной и фактической проходкой, по состоянию на 1.01.2001 г. Составившей 5611 тыс. м.

· Неудовлетворительная степень использования созданных мощностей в добыче нефти. Фактически значения коэффициентов использования скважин, как правило, оставались в 1,5-2 раза меньше проектных значений.

· Нарушение проектной системы разработки, обусловленное остановкой добывающих и нагнетательных скважин, допускаемой перекомпенсацией отборов жидкости закачкой.

· Несовершенство применяемых технологий при бурении, освоении и капитальном ремонте скважин.

· Неудовлетворительные темпы внедрения новой техники и технологии в добыче нефти.

В ряде случаев нарушение проектной технологии разработки Талинской площади имеет настолько серьезные последствия, что их исправление, даже ценой значительных затрат, представляется маловероятным. К таковым, в частности, следует отнести отказ в организации газлифтной добычи на объектах ЮК10 и ЮК11, залежи нефти которых характеризуются высоким давлением насыщения (до 23 МПа).

Перенос акцента на фонтанный способ эксплуатации скважин сопровождался необоснованным увеличением объёмов заканчиваемой воды и, как следствие, превышением пластового давления относительно начального. Последнее обстоятельство самым непосредственным образом повлияло на темпы обводнения скважин.

В условиях низкой степени использования фонда скважин отставание в организации отборов жидкости из скважин не позволило сформировать компактные стягивающие зоны, в связи с чем, текущие запасы нефти остаются рассредоточенными по площади. Их извлечение представляется возможным лишь с добычей значительных объёмов попутной воды, увеличивая тем самым срок разработки Талинской площади..

Завершая обзор этапов выполнения проективных работ, представляется целесообразным сформулировать задачи разработки Красноленинского месторождения, в пределах Талинского лицензионного участка, решение которых должно найти отражение в последующих проектных документах:

1. Организация промышленной разработки залежи нефти тюменской свиты.

2. Оценка добывного потенциала пробуренного фонда скважин.

3. Адаптация системы разработки к структуре текущих запасов нефти, уточненной на основе геолого-гидродинамической модели.

4. Поиск альтернативных заводнению технологий, направленных на повышение эффективности нефтеизвлечения.

5. Поиск новых технологий в строительстве скважин и добыче нефти.

3.4 Контроль за разработкой Талинской площади Красноленинского месторождения

В комплексе гидродинамических и геофизических исследований входят методы, применяемые на стадии разведки месторождений и при контроле за их разработкой (исследование притока на установившихся и не установившихся режимах фильтрации, определение приемистости скважин при нагнетании жидкости в пласт, акустический и гамма-цементометром, плотномером, дебитомером). Эти методы позволяют установить соответствие получаемого притока интервалу перфорации.

Межпластовые перетоки, интервалы заколонной циркуляции и эффективные работающие толщины внутри его определяют методами высокоточной термометрии. Импульсным нейтронным каротажем, закачкой меченного вещества.

Качество цементирования эксплуатационной колонны оценивают по данным шумометрии, акустического цементомера (АКЦ и СГДТ).

Водопроявления, связанные с подтягиванием и прорывом конуса подошвенной воды в однородном пласте или с течением рыхлосвязной воды диффузионных слоев. Определяются методами резистивиметрии, влагометрии и дебитометрии с привлечением материалов АКЦ, СГДТ и ИННК.

Важное место отводится гидродинамическим методам контроля за характером освоения и параметрами притока. Гидродинамические методы позволяют непосредственно оценить приемистость пласта, что необходимо для обоснования проектирования изоляционных работ.

Гидродинамические методы исследования включают определения свойств и комплексных характеристик продуктивных пластов и скважин по данным экспериментальных и промысловых наблюдений, а также взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте, а также о раскрытии трещин пласта по мере увеличения приемистости скважин.

Исследования методом установившихся отборов.

Исследования методом установившихся отборов будут проводиться с целью контроля продуктивности добывающих скважин (или приемистости нагнетательных скважин), изучения влияния режима работы скважин на ее производительность и приблизительной оценки фильтрационных параметров пласта в районе скважины. На основании данных исследований строят индикаторные диаграммы "дебит жидкости - забойное давление" или "дебит - забойное депрессия". По динамике определяется коэффициент продуктивности скважин и гидропроводность скважин в районе исследуемой скважины. Аппроксимация режимных точек на индикаторной диаграмме даст возможность оценить характер фильтрации жидкости в пласте и призабойной зоне скважины. При линейном законе фильтрации, когда свойства жидкости и коллекторские свойства пласта не зависят от давления, индикаторная диаграмма "дебит - забойная депрессия" аппроксимируется прямой линией. По коэффициенту продуктивности определяются параметры пласта, проводится оценка призабойной зоны скважины, а при вскрытии скважиной водонефтяного контакта - положение последнего. При отклонении формы индикаторной диаграммы от линейной, оцениваются факторы, влияющие на характер индикаторных диаграмм:

1) нарушение линейного закона фильтрации жидкости;

2) уменьшение фазовой проницаемости в призабойной зоне пласта при снижении забойного давления ниже давления насыщения;

3) уменьшение проницаемости пласта вследствие снижения давления;

4) изменение рабочей толщины пласта (подключение слабопроницемых пропластков) при увеличении перепада давления на забое;

5) некачественное исследование - скважина исследовалась при явно неустановившемся состоянии.

На основе анализа поведения ИД будет произведен расчет среднего критического давления разрыва пластов ЮК10 и ЮК11 Красноленинского месторождения.

Исследования методом восстановления давления.

Исследования методом восстановления давления (КВД и КПД) применяют с целью определения гидродинамической характеристики скважин и фильтрационных параметров пласта - гидропроводность, пьезопроводность, проницаемость и приведенный радиус скважины, а также величины и знака скин - фактора, определяющего загрязненность призабойной зона или улучшение по сравнению с основным пластом ее фильтрационные характеристики и коэффициент совершенства скважин. На кривых падения давления, построенных в системе координат "время - депрессия" выделяется три прямолинейных участка:

1) Начальный участок, соответствующий интенсивному притоку жидкости.

2) Промежуточный, соответствующий затухающему притоку.

3) Конечный участок, на котором влияние притока практически отсутствует.

Следовательно, вокруг скважины выделяются три концентрические зоны пласта с различными фильтрационными параметрами. Интерпритация каждого участка даст возможность оценить фильтрационные характеристики призабойной зоны скважины и удаленной зоны пласта. Обощение результатов интерпритации позволит построить кондиционные карты проницаемости и гидропроводности по всему пласту ЮК10.

Метод исследования взаимодействия скважин.

Метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослушиваниие, трассерные исследования) будет использоваться для определения осредненных значений фильтрационных параметров пластов на участках между нагнетательными и добывающими скважинами. При этом устанавливается наличие или отсутствие гидродинамической связи по пласту между забоями исследуемых скважин, средние значения гидропроводности и пьезопроводности пласта. Закачка трассеров в пласт позволит определить схему направления движения трассеров.

Карты изокур (уровней равного взаимодействия) позволяет выделить области с высоким уровнем вероятности наличия гидродинамического взаимодействия между расположенными в их пределах добывающими и нагнетательными скважинами. Периодическое перестроение карт изокур с учетом новых промысловых данных и технологических режимов скважин помогут оценить выработку застойных и слабодренируемых запасов нефти.

Скважина 2443

В скважине выполнен расширенный комплекс геофизических исследований, включающий, в том числе методы БК, БМК, МКЗ, МКВ, ИК, НКТ, ГК, КНК, ГГКп, БКЗ.

В результате комплексной интерпретации в интервале доюрских отложений по комплексу методов КНК, ГГКп, ГК выполнена оценка вещественного состава и общей пористости пород. Межзерновая пористость определялась по данным БК. Интервалы коллекторов определены по комплексу методов МКЗ. МКВ. По сопоставлению показаний БК-БМК, БК-НКТ. Определена вторичная пористость пород пород как разность общей и межзерновой.

Результаты комплексной интерпретации ГИС показывает, что общая пористость карбонатных пород изменяется от долей % до 15%. При этом диапазон изменения вторичной пористости составляет 0-8%.

Результаты интерпретации комплекса ГИС подтверждаются данными испытания и последующей эксплуатацией скважины. По состоянию на 1.02.10 г. скважина работает со следующими параметрами: , .



4. Техническая часть

4.1 Типовая конструкция скважины

Скважина - подземное сооружение, представляющее вертикальную или наклонную цилиндрическую горную выработку, имеющую большую длину по сравнению со своим поперечным сечением.

Скважина состоит из трех основных частей:

устье - верх скважины. Расположенный на земной поверхности;

забой - дно скважины;

ствол - вся цилиндрическая част от устья до забоя.

Скважины делятся по назначению на картировочные, взрывные, структурные, профильные, поисковые, опорные, разведочные, эксплуатационные, артезианские.

Конструкция скважин.

Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб. Диаметром долот и бурильных труб, которыми ведется бурение под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

Основные факторы, определяющие конструкцию скважин

Конструкция скважин зависит от ряда факторов: цели и способа бурения, геологических условий проводки и глубины скважины, количества продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию, способа вскрытия этих горизонтов, состояния материально - технического обеспечения и т. д.

Конструкция оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели бурения и во многом определяет возможность доведения скважин до проектной глубины. Рациональной считается конструкция, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие факторы, а также создает условия для бурения интервалов между операциями крепления в наиболее сжатые сроки. Чем меньше времени затрачивается на бурение интервалов ствола между операциями крепления, тем ниже стоимость строительства скважины.

Требования к конструкции скважины

Крепление скважин на Приразломном месторождении на пласте БС4-5 осуществляется в соответствии с рабочим проектом №63 и технологическим регламентом на крепление скважин.

Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324.

Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 гс/см³ до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% CaCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 1м3 технической воды. В качестве промывочной жидкости используется буровой раствор.

Кондуктор диаметром 245 спускается на глубину 560 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 ук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй - на 10 м выше и один на верхней трубе.

Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Для ускорения схватывания темпонажного раствора к цементу добавляется 4% CaCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 5м3 технической воды, обработанной сульфанолом.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146 обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-21-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга. Уплотнительная смазка для труб направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяется Р-402.

Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается наи 100 м выше башмака кондуктора (до уровня 460 м).

Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590 м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8 гс/см³ (добавка глинопорошка 14% к массе цемента). Перед тампонажным раствором в скважину заканчивается 15 м3 буферной жидкости (техническая вода обрабатывается 0,6% сульфонала).

При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположенной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5м на участке 20 м от границы интервала перфорации. Констукция водо-нагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м цементируется до устья портландцементом.

Согласно протокола №6 технического совещания Главтюменьнефтегаза от 20 марта 1987 г по вопросу "Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин" предусматривается:

Кондуктор диаметром 245 с резьбой ОТТМБ спускается на глубину 780 м, с целью перекрытия Люминворской свиты. Цементирование кондуктора производится портландцементооом ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2.

Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1 мм с резьбой типа "Батресс" с тефлоновым уплотнением спускается на проектную глубину 2590 м.

Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590 м цементируется портландцементом, с 2370 м до устья-глиноцементом.

Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовку кондуктора и эксплуатационной колонны производить водой.

Закачивание воды в водонагнетательные скважины производить через НКТ с установленным выше колонным пакером.

4.2 Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения -

§ обычное

§ коррозионностойкое.

Пример условного обозначения установки

§ при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ26-06-1486-87,

§ при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ26-061486-87,

где У - установка; Э - привод от погруженного двигателя; Ц- центробежный; Н-насос; М-модульный; 5-группа насоса; 125-подача. М3/сут; 1200-напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группа насоса добавляется буква "К".

Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4.1. номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.

Таблица 4.1

Установки	Номинальная подача, м3/сут	Номинальный напор, м	Мощность, кВт	К.п.д., %	К.п.д. насоса, %	Максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м3	Рабочая часть характеристики
							подача м3/сут	напор, м
УЭЦНМ5-50-1300	50	1360	23	33,5	43	1400	25-70	1400-1005
УЭЦНМ5-50-1300		1360	23	33,5		1400		1400-1005
УЭЦНМ5-50-1700		1725	28,8	34		1340		1780-1275
УЭЦНМ5-50-1700		1725	28,8	34		1340		1780-1275
УЭЦНМ5-80-1200	80	1235	26,7	42	51,5	1400	60-115	1290-675
УЭЦНМ5-80-1200		1235	26,7	42		1400		1290-675
УЭЦНМ5-80-1400		1425	30,4	42,5		1400		1490-1155
УЭЦНМ5-80-1400		1425	30,4	42,5		1400		1490-1155
УЭЦНМ5-80-1550		1575	33,1	42,5		1400		1640-855
УЭЦНМ5-80-1550		1575	33,1	42,5		1400		1640-855
УЭЦНМ5-80-1800		1800	38,4	42,5		1360		1880-980
УЭЦНМ5-80-1800		1800	38,4	42,5		1360		1880-980
УЭЦНМ5-125-1000	125	1025	29,1	50	58,5	1240	105-165	1135-455
УЭЦНМ5-125-1000		1025	29,1	50		1240		1135-455
УЭЦНМ5-125-1200		1175	34,7	48		1400		1305-525
УЭЦНМ5-125-1200		1175	34,7	48		1400		1305-525
УЭЦНМ5-125-1300		1290	38,1	48		1390		1440-575
УЭЦНМ5-125-1300		1290	38,1	48		1390		1440-575
УЭЦНМ5-125-1800		1770	51,7	48,5		1400		1960-785
УЭЦНМ5-125-1800		1770	51,7	48,5		1400		1960-785
УЭЦНМ5-200-800	200	810	46	40	50	1180	150-265	970-455
УЭЦНМ5-200-1000		1010	54,5	42		1320		1205-565
УЭЦНМ5-200-1400		1410	76,2	42		1350		1670-785
УЭЦНМ5А-160-1450	160	1440	51,3	51	61	1400	125-205	1535-805
УЭЦНМ5А-160-1450		1440	51,3	51		1400		1535-805
УЭЦНМ5А-160-1600		1580	56,2	51		1300		1760-1040
УЭЦНМ5А-160-1600		1580	56,2	51		1300		1760-1040
УЭЦНМ5А-160-1750		1750	62,3	51		1400		1905-1125
УЭЦНМ5А-160-1750		1750	62,3	51		1400		1905-1125
УЭЦНМ5А-250-1000	250	1000	55,1	51,5	61,5	1320	195-340	1140-600
УЭЦНМ5А-250-1000		1000	55,1	51,5		1320		1140-600
УЭЦНМ5А-250-1100		1090	60,1	51,5		1210		1240-650
УЭЦНМ5А-250-1100		1090	60,1	51,5		1210		1240-650
УЭЦНМ5А-250-1400		1385	76,3	51,5		1360		1575-825
УЭЦНМ5А-250-1400		1385	76,3	51,5		1360		1575-825
УЭЦНМ5А-250-1700		1685	92,8	51,5		1120		1920-1010
УЭЦНМ5А-250-1700		1685	92,8	51,5		1120		1920-1010
УЭЦНМ5А-400-950	400	965	84,2	52	59,5	1180	300-440	1180-826
УЭЦНМ5А-400-950		965	84,2	52		1180		1180-826
УЭЦНМ5А-400-1250		1255	113,9	50		1260		1540-1080
УЭЦНМ5А-400-1250		1255	113,9	50		1260		1540-1080
УЭЦНМ5А-500-800	500	815	100,5	46	54,5	1400	430-570	845-765
УЭЦНМ5А-500-800		815	100,5	46		1400		845-765
УЭЦНМ5А-500-1000		1000	123,3	46		1160		1035-935
УЭЦНМ5А-500-1000		1000	123,3	46		1160		1035-935
УЭЦНМ6-250-1400	250	1470	78,7	53	63	1320	200-340	1540-935
УЭЦНМ6-250-1400		1470	78,7	53		1320		1540-935
УЭЦНМ6-250-1600		1635	87,5	53		1180		1705-1035
УЭЦНМ6-250-1600		1635	87,5	53		1180		1705-1035
УЭЦНМ6-500-1150	500	1150	127,9	51	60	1400	380-650	1325-650
УЭЦНМ6-500-1150		1150	127,9	51		1400		1325-650
УЭЦНМ6-800-1000	800	970	172,7	51	60	1180	550-925	1185-720
УЭЦНМ6-800-1000		970	172,7	51		1180		1185-720
УЭЦНМ6-1000-900	1000	900	202,2	50,5	60	1400	850-1200	1040-625
УЭЦНМ6-1000-900		900	202,2	50,5		1400		1040-625

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. - 1мм²/с;

§ водородный показатель попутной воды pH 6,0 - 8,55;

§ 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 - 55%, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам;

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 90єС.

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 УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70єС;

§ для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75єС;

§ для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80єС.

Максимальная плотность водонефтяной смеси указана в табл. 4.1. значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл. 4.1) соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м³.

Масса насоса и насосного агрегата и габаритные размеры насоса и насосного агрегата приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Установка	Длина насосного агрегата, мм, не более	Длина насоса, мм, не более	Масса, кг, не более
			насосного агрегата	насоса
УЭЦНМ5-50-1300	15522	8252	626	280
УЭЦНМ5-50-1300	15522	8252	633	287
УЭЦНМ5-50-1700	17887	10617	705	359
УЭЦНМ5-50-1700	17887	10617	715	369
УЭЦНМ5-80-1200	16232	8252	602	256
УЭЦНМ5-80-1200	16232	8252	610	264
УЭЦНМ5-80-1400	18227	9252	684	290
УЭЦНМ5-80-1400	18227	9252	690	296
УЭЦНМ5-80-1550	19592	10617	720	326
УЭЦНМ5-80-1550	19592	10617	745	333
УЭЦНМ5-80-1800	20227	11252	750	356
УЭЦНМ5-80-1800	20227	11252	756	362
УЭЦНМ5-125-1000	15522	8252	628	282
УЭЦНМ5-125-1000	15522	8252	638	292
УЭЦНМ5-125-1200	17217	9252	709	315
УЭЦНМ5-125-1200	17217	9252	721	327
УЭЦНМ5-125-1300	18582	10617	755	361
УЭЦНМ5-125-1300	18582	10617	767	373
УЭЦНМ5-125-1800	24537	13617	1103	463
УЭЦНМ5-125-1800	24537	13617	1122	482
УЭЦНМ5-200-800	18582	10617	684	290
УЭЦНМ5-200-1000	24887	12617	990	350
УЭЦНМ5-200-1400	30277	17982	1199	470
УЭЦНМ5А-160-1450	19482	10617	976	416
УЭЦНМ5А-160-1450	19482	10617	990	430
УЭЦНМ5А-160-1600	20117	11252	997	437
УЭЦНМ5А-160-1600	20117	11252	1113	453
УЭЦНМ5А-160-1750	24272	12617	1262	492
УЭЦНМ5А-160-1750	24272	12617	1278	508
УЭЦНМ5А-250-1000	20117	11252	992	432
УЭЦНМ5А-250-1000	20117	11252	1023	463
УЭЦНМ5А-250-1100	21482	12617	1044	484
УЭЦНМ5А-250-1100	21482	12617	1079	518
УЭЦНМ5А-250-1400	27637	15982	1385	615
УЭЦНМ5А-250-1400	27637	15982	1428	658
УЭЦНМ5А-250-1700	306337	18982	1498	728
УЭЦНМ5А-250-1700	30637	18982	1551	783
УЭЦНМ5А-400-950	27637	15982	1375	605
УЭЦНМ5А-400-950	27637	15982	1420	650
УЭЦНМ5А-400-1250	35457	19982	1819	755
УЭЦНМ5А-400-1250	35457	19982	1877	813
УЭЦНМ5А-500-800	30092	14617	1684	620
УЭЦНМ5А-500-800	30092	14617	1705	641
УЭЦНМ5А-500-1000	33457	17982	1827	763
УЭЦНМ5А-500-1000	33457	17982	1853	789
УЭЦНМ6-250-1400	18747	9252	1143	446
УЭЦНМ6-250-1400	18747	9252	1157	460
УЭЦНМ6-250-1600	20112	10617	1209	512
УЭЦНМ6-250-1600	20112	10617	1225	528
УЭЦНМ6-500-1150	28182	14617	1894	764
УЭЦНМ6-500-1150	28182	14617	1910	783
УЭЦНМ6-800-1000	31547	17982	2015	888
УЭЦНМ6-800-1000	31547	17982	2049	922
УЭЦНМ6-1000-900	39227	21982	2541	1074
УЭЦНМ6-1000-900	39227	21982	2573	1106

Примечание. Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм; для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м3/сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м3сут - 148,3 и 140,5 мм.

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 4.1) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насос 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.

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

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.

Насос - погружной центробежный модульный.

Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного кращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосноо агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый, указанный в табл. 4.2.

Для откачивания пластовой жидкости. Содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асихронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонапоненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоватья устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения

прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый "насос") - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготавливают в двух исполнениях: обычногоЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Насос из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов (рис. 4.2), допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис.4.3). Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее известны две конструкции газосепараторов:

§ газосепараторы с противотоком;

§ центробежные и роторные газосепараторы.

Для первого типа, применяемого в нрекоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть. Попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.

В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выхолит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции и входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5 м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку "НЖ", для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку "М".

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа "нирезист". Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТґ633-80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м3/сут с резьбой 89 - более 800 м3сут.

Модель-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 4.3. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами. Помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащаты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции.

Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно-с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000,1250 м3/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80.

Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633-80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Таблица 4.3

НАСОС	ПОКАЗАТЕЛИ	ЧИСЛО МОДУЛЕЙ СЕКЦИЙ	ЧИСЛО СТУПЕНЕЙ
	Подача, мє/суи	Напор, м	Мощность, кВт	К.п.д насоса, %	общее	№2	№3	№4	общее	в модуле-секции
										№2	№3	№5
ЭЦНМ5-50-1300	50	1360	17,94	43	2	1	-	1	264	72	-	192
ЭЦНМ5-50-1300		1360	17,94		2	1	-	1	264	72	-	192
ЭЦНМ5-50-1700		1725	22,76		3	-	3	-	336	-	112	-
ЭЦНМ5-50-1700		1725	22,76		3	-	3	-	336	-	112	-
ЭЦНМ5-80-1200	80	1235	21,77	51,5	2	1	-	1	269	73	-	196
ЭЦНМ5-80-1200		1235	21,77		2	1	-	1	269	73	-	196
ЭЦНМ5-80-1400		1425	25,12		2	-	1	1	310	-	114	196
ЭЦНМ5-80-1400		1425	25,12		2	-	1	1	310	-	114	196
ЭЦНМ5-80-1550		1575	27,76		3	-	3	-	342	-	114	-
ЭЦНМ5-80-1550		1575	27,76		3	-	3	-	342	-	114	-
ЭЦНМ5-80-1800		1800	31,73		2	-	-	2	392	-	-	196
ЭЦНМ5-80-1800		1800	31,73		2	-	-	2	392	-	-	196
ЭЦНМ5-125-1000	125	1025	24,85	58,5	2	1	-	1	227	62	-	165
ЭЦНМ5-125-1000		1025	24,85		2	1	-	1	227	62	-	165
ЭЦНМ5-125-1200		1175	28,49		2	-	1	1	261	-	96	165
ЭЦНМ5-125-1200		1175	28,49		2	-	1	1	261	-	96	165
ЭЦНМ5-125-1300		1290	31,28		3	-	3	-	288	-	96	-
ЭЦНМ5-125-1300		1290	31,28		3	-	3	-	288	-	96	-
ЭЦНМ5-125-1800		1770	42,92		3	1	-	2	392	62	-	165
ЭЦНМ5-125-1800		1770	42,92		3	1	-	2	392	62	-	165
ЭЦНМ5-200-800	200	810	36,76	50	3	-	3	-	228	-	76	-
ЭЦНМ5-200-1000		1010	45,84		3	-	2	1	283	-	76	131
ЭЦНМ5-200-1400		1410	64		3	-	-	3	393	-	-	131
ЭЦНМ5А-160-1450	160	1440	42,86	61	3	-	3	-	279	-	93	-
ЭЦНМ5А-160-1450		1440	42,86		3	-	3	-	279	-	93	-
ЭЦНМ5А-160-1600		1580	47,03		2	-	-	2	320	-	-	160
ЭЦНМ5А-160-1600		1580	47,03		2	-	-	2	320	-	-	160
ЭЦНМ5А-160-1750		1750	52,09		3	-	2	1	346	-	93	160
ЭЦНМ5А-160-1750		1750	52,09		3	-	2	1	346	-	93	160
ЭЦНМ5А-250-1000	250	1000	46,13	61,5	2	-	-	2	184	-	-	92
ЭЦНМ5А-250-1000		1000	46,13	61,5	2	-	-	2	184	-	-	92
ЭЦНМ5А-250-1100		1090	50,28		3	-	2	1	200	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1100		1090	50,28		3	-	2	1	200	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1400		1385	63,89		4	-	3	1	254	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1400		1385	63,89		4	-	3	1	254	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1700		1685	77,72		4	1	-	3	310	34	-	92
ЭЦНМ5А-250-1700		1685	77,72		4	1	-	3	310	34	-	92
ЭЦНМ5А-400-950	400	965	73,16	59,5	4	-	3	1	236	-	50	86
ЭЦНМ5А-400-950		965	73,16	59,5	4	-	3	1	236	-	50	86
ЭЦНМ5А-400-1250		1255	95,74		4	-	1	3	308	-	50	86
ЭЦНМ5А-400-1250		1255	95,74		4	-	1	3	308	-	50	86
ЭЦНМ5А-500-800		815	84,84	54,5	3	-	1	2	201	-	45	78
ЭЦНМ5А-500-800	500	815	84,84		3	-	1	2	201	-	45	78
ЭЦНМ5А-500-1000		1000	104,1		4	-	2	2	246	-	45	78
ЭЦНМ5А-500-1000		1000	104,1		4	-	2	2	246	-	45	78
ЭЦНМ6-250-1400	250	1470	66,19	63	2	-	1	1	233	-	86	147
ЭЦНМ6-250-1400		1470	66,19		2	-	1	1	233	-	86	147
ЭЦНМ6-250-1600		1635	73,62		3	-	3	2	258	-	86	-
ЭЦНМ6-250-1600		1635	73,62		3	-	3	2	258	-	86	-
ЭЦНМ6-500-1150	500	1150	108,74	60	3	-	1	2	217	-	49	84
ЭЦНМ6-500-1150		1150	108,74		3	-	1	2	217	-	49	84
ЭЦНМ6-800-1000	800	970	146,76	60	4	-	2	4	206	-	38	65
ЭЦНМ6-800-1000		970	146,76		4	-	2	4	206	-	38	65
ЭЦНМ6-1000-900	1000	900	170,21

Подобные документы

• Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения

  Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 31.10.2013
  

• Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

  Общие сведения о месторождении, его геологическая характеристика. Анализ работы механизированного фонда скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса на исследуемом месторождении. Экономическое обоснование внедрения в производство.
  
  дипломная работа [743,5 K], добавлен 18.10.2014
  

• Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

  Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015
  

• Оптимизация и повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью УЭЦН на примере Илькинского месторождения

  Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения. Анализ показателей разработки пластовых жидкостей и газов. Применение установок электроцентробежных насосов для эксплуатации скважин. Расчет экономической эффективности предприятия.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2017
  

• Погружные центробежные электронасосы

  Назначение погружных центробежных электронасосов, анализ конструкции и установки. Сущность отечественных и зарубежных погружных центробежных насосов. Анализ насосов фирм ODI и Centrilift. Электроцентробежные насосы ЭЦНА 5 - 45 "Анаконда", расчет мощности.
  
  курсовая работа [513,1 K], добавлен 30.04.2012
  

• Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"

  Характеристика залежей нефти и газа, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, режим залежи и конструкция скважин Муравленковского месторождения. Охрана труда, недр и окружающей среды в условиях ОАО "Сибнефть", а также безопасность его скважин.
  
  дипломная работа [111,1 K], добавлен 26.06.2010
  

• Анализ эксплуатации скважин установками ЭЦН на одном из участков месторождения Зимнего

  Общие сведения о месторождении Зимнее. Рассмотрение геологического строения, сложности продуктивных пластов. Сведения об установках электроцентробежных насосов. Подбор насосов для скважины. Расчет общей безопасности и экологичности данного проекта.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.06.2015
  

• Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти из скважин

  Эксплуатация скважин центробежными погружными насосами. Насосы погружные центробежные модульные типа ЭЦНД. Установка ПЦЭН специального назначения и определение глубины его подвески. Элементы электрооборудования установки и погружной насосный агрегат.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 27.02.2009
  

• Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин сеноманской залежи Комсомольского месторождения

  Геолого-физическая характеристика Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения. Литолого-стратиграфические свойства разреза. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления. Газогидродинамические исследования скважин сеноманской залежи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 31.03.2015
  

• Исследование нагнетательных скважин на месторождении

  Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
  
  курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам