Сравнение показателей работы уэцн центрилифт



В данном подпункте рассмотрим наиболее распространенные типоразмеры УЭЦН применяемые на ском месторождении (графическая часть, лист 11) (рис. 5.3.).

Фонд скважин оборудованных УЭЦН-50 на 1.01.2005г. составил 1723 скважины. Добыча нефти этими установками за 2004год составила 2102,358 т.тн.нефти, жидкости 3487,962т.м3,средний дебит по жидкости этих скважин составил 44,6 м3/сут (в 2003 году 43,2 м3/сут) и изменяется от 28 м3/сут до 55 м3/сут, средний дебит по нефти составил 4,9 т/сут (в 2003 году 4,8 т/сут). Средний динамический уровень равен 700 метрам и изменяется от 520 до 950 м. Средняя обводненность добываемой жидкости составляет 84,2 % (в 2003 году 83,9 %) и изменяется от 48 до 99 %, с обводненностью более 80 % работают 1248 скважин.

По 1542 работающим скважинам, содержание мех. примесей изменяется от 23 до 770 мг/л. Содержание КВЧ носит изменчивый характер.


По состоянию на 1.01.2001 г. с КВЧ до 100 мг/л работают 109 скважин, от 100 до 200 мг/л 304 скважины, от 200 до 300 мг/л 772 скв., от 300 до 400 мг/л 365 скв., от 400 до 500 мг/л 92 скв., свыше 500 мг/л 81 скв. Учитывая что содержание мех.примесей в жидкости глушения и промывки не превышает 60 мг/л, забой скважины перед спуском УЭЦН промываются чистым раствором, качество промывки контролируется отбивкой забоя силами геофизических партий.

Действующий фонд скважин оборудованных установками ЭЦН-50 составляет 1600 в том числе дающий 1537, в простоях 63. В бездействии 123 скв. Всего в период с 1.01.2004 г. по 1.01.2005 года произошло 2028 отказов.

Причины отказов следующие:

Заклинил ЭЦН - 68 скв .

Нет подачи - 217 скв.

Снижение изоляции (R = 0) - 1214 скв.

Нет циркуляции - 136 скв.

„Полет УЭЦН - 64 скв.

Неразворот - 82 скв.

Межремонтный период работы по УЭЦН-50 в 2000 году составляет 445 суток (в 2003 году 430 суток), коэффициент эксплуатации - 0,97 (в 1999 году 0,968).

Установки ЭЦН-50 по своим напорно расходным характеристикам близки к установкам импортного производства фирмы “Центрилифт” марок FC-300, 320.

Фонд скважин оборудованных УЭЦН фирмы “Центрилифт” составляет 62 скважины.

Добыча нефти по этим установкам за прошедший год составила 169744 тонн нефти, жидкости 1124065 тонн, средний дебит скважин по жидкости составил 53,1 м3/сут (в 2003 году 49,24 м3/сут) и изменяется от 17 м3/сут. до 77 м3/сут. С дебитом жидкости менее 30 м3/сут работают 22 скважины, 4 из них имеют слабый приток, низкий динамический уровень (от 870 до 1200м.) и ограничены по отбору путем установки штуцера на устье.


Оставшиеся 39 скважин работают с динамическим уровнем от 176 до 764 метров, без ограничений устьевым штуцером. Низкая подача установок обусловлена отложениями парафина в НКТ.


Средняя обводненность добываемой жидкости составляет 84,89 % (в 2003 году 82,69 %), и изменяется от 42 до 99 %. С обводненностью более 85 % работают 17 скважин. В 2004 году средний дебит скважин по нефти составил 8 т/сут (в 2003 году 8,5 т/сут). Дебит скважин по нефти изменяется от 0,5 до 48,5 т/сут.


С дебитом менее 5 т/сут., работают 5 скважин. Отбор проб на КВЧ производится с недостаточной частотой, т.к. имеющиеся площади и оборудование лаборатории позволяют выполнить 200 анализов в месяц при потребности только по скважинам с импортными УЭЦН 380 анализов в месяц.


С учетом анализов по действующим скважинам, анализов из отстойников солерастворных узлов и анализов из автоцистерн при глушении и промывке скважин перед спуском УЭЦН, потребное количество составляет 980 анализов в месяц. По 62 работающим на 1.01.2005г. скважинам содержание механических примесей изменяется от 23 до 770 мг/л.


Содержание КВЧ носит изменчивый характер в начальный период эксплуатации скважин. В течение первых 10-12 суток содержание мехпримесей имеет высокие значения, иногда достигает величины 2000 мг/л.


В пробах преобладает ржавчина и смазка герметик, т.е. мехпримеси, внесенные в скважину при СПО. В дальнейший период КВЧ снижается и стабилизируется с небольшими колебаниями на определенном уровне.


По состоянию на 1.01.2005г. с КВЧ до 100 мг/л работают 10 скважин; от 100 до 200 мг/л 16 скважин; от 200 до 300 мг/л 18 скважин; от 300 до 400 мг/л 7 скважин; от 400 до 500 мг/л 5 скважин; более 500 мг/л 6 скважин. Учитывая то, что содержание мехпримесей в жидкости глушения и промывки не превышает 60 мг/л, забои скважин перед внедрением импортных УЭЦН промываются чистым раствором, качество промывки контролируется отбивкой забоя силами геофизических партий, стабилизация содержания мехпримесей при работе УЭЦН на вышеназванном уровне указывает на вынос песка из призабойной зоны пласта.

Для определения причин выноса сделана попытка проследить зависимость содержания мехпримесей от глубины погружения установок и депрессий, создаваемых на призабойную зону пласта при эксплуатации скважин. Сопоставим глубины погружения установок и величину установившегося КВЧ (табл. 5.16.).

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога