В 2004 году по разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку из действующего нефтяного фонда в течение 2004 года переведено 17 скважин.

Суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.

Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.

В 2003 году в ходе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего нефтяного фонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.04 г. средний дебит нефти по этой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%. Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости. Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и запущены под закачку со средней приемистостью 200 м³/сут. Ниже в таблице 3.3. приведено распределение скважин действующего фонда, выбывшего в 2003 году в неработающий фонд по дебиту нефти и обводненности.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2004 года в действующем добывающем фонде находится 374 скважины.

В таблице 3.4. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.04 г. Рассматривая результаты распределения можно сделать следующие выводы:

С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 69 скважин (18,4% действующего фонда), из них 29 скважин имеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142 скважины (37,9%), основная часть которых 75 скважин (52,8%) имеют обводненность ниже 30% и только 17 скважин (11,9%) имеют обводненность выше 80%.

Таблица 3.3. Распределение действующего фонда скважин выбывшего в неработающий фонд в 2003 году по состоянию на 01.12.04 г.

Дебит нефти, т/сут	Обводнённость, %					Итого
Дебит нефти, т/сут	0 – 10	10 – 30	30 – 60	60 – 80	80 – 100	Итого
0 – 3	3	2	1	0	10	16
3 – 5	0	0	0	0	1	1
5 – 10	0	0	1	2	2	5
10 – 20	2	1	0	0	1	4
20 – 40	1	0	1	1	0	3
Итого	6	3	3	3	14	29

В интервале дебитов жидкости от 50 до 80 т/сут работают 112 скважин (29,9%), часть из которых 44 скважин (39,2%) имеют обводненность ниже 30% и 19 скважин (16,9%) имеют обводненность выше 80%.

Таблица 3.4. Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 1.01.2005 год

Дебит жидкости, т/сут	Обводнённость, %					Итого
Дебит жидкости, т/сут	0 – 10	10 – 30	30 – 60	60 – 80	80 – 100	Итого
0 – 10	2	8	8	5	3	26
10 – 20	6	13	7	7	10	43
20 – 50	24	51	33	17	17	142
50 – 80	8	36	22	27	19	112
80 – 100	6	9	5	4	4	28
100 – 150	4	3	9	0	2	18
150 – 200	0	1	0	1	2	4
200 – 250	0	0	0	0	0	0
250 – 300	0	0	0	0	1	1
Итого	50	121	84	61	58	374

С дебитом жидкости более 80 т/сут работают 51 скважина (13,6%), из них 23 скважины (45,0%) работают с обводненностью ниже 30%, и только 9 скважин имеют обводненность выше 80%.

Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 3.3.) видно, что 12,2% действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебит нефти < 5 т/сут), 30,4% (114 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20 т/сут и 53,4% (200 скважин) имеют дебит более 20 т/сут.

Рис. 3.3. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по дебитам нефти за 2003–2004 гг.

Распределение действующего фонда скважин месторождения по обводненности (рис. 3.4.) показало, что 45.7% действующего фонда (171 скважин) работают с долей воды в продукции менее 30%, 145 скважин (38,7%) относятся к группе скважин с обводненностью от 30 до 80% и 58 скважин (15,6%) обводнены более чем на 80%.

Рис. 3.4. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по обводненности за 2003–2004 гг.

Таким образом, из распределения действующего нефтяного фонда по основным показателям работы можно сделать следующие выводы:

– по месторождению за период 2003 года наблюдается незначительный рост действующего фонда скважин;

– наблюдается рост обводненного фонда на фоне снижения высокодебитного фонда скважин.

4. Техническая часть

4.1 Установки погруженных центробежных электронасосов

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 и коррозионно-стойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5–125–1200 ВК02 ТУ 26–06–1486 – 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5–125–1200 ТУ 26–06–1486 – 87, где У – установка; Э – привод от погружного 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 коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группы 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. Показатели технической и энергетической эффективности

Установки	Номи-нальная подача, м³/сут	Номи-наль-ный напор, м	Мощ-ность, кВт	К. п. д., %	K. п. д. насоса, %	Макси-мальная плотность водонефтя-ной смеси, кг/м³	Рабочая часть характеристики
Установки	Номи-нальная подача, м³/сут	Номи-наль-ный напор, м	Мощ-ность, кВт	К. п. д., %	K. п. д. насоса, %	Макси-мальная плотность водонефтя-ной смеси, кг/м³	подача, м³/сут	напор, м
УЭЦНМ5–50–1300	50	1360	23	33,5	43	1400	25 – 70	1400–1005
УЭЦНМК5–50–1300	1360	23	33,5	1400	1400–1005
УЭЦНМ5–50–1700	1725	28,8	34	1340	1780–1275
УЭЦНМК5–50–1700	1725	28,8	34	1340	1780–1275
УЭЦНМ5–80–1200	80	1235	26,7	42	51,5	1400	60 – 115	1290 – 675
УЭЦНМК5–80–1200	1235	26,7	42	1400	1290 – 675
УЭЦНМ5–80–1400	1425	30,4	42,5	1400	1490–1155
УЭЦНМК5–80–1400	1425	30,4	42,5	1400	1490–1155
УЭЦНМ5–80–1550	1575	33,1	42,5	1400	1640 – 855
УЭЦНМК5–80–1550	1575	33,1	42,5	1400	1640 – 855
УЭЦНМ5–80–1800	1800	38,4	42,5	1360	1880 – 980
УЭЦНМК5–80–1800	1800	38,4	42,5	1360	1880 – 980
УЭЦНМ5–125–1000	125	1025	29,1	50	58,5	1240	105 – 165	1135 – 455
УЭЦН MK5–125–1000	1025	29,1	50	1240	1135 – 455
УЭЦНМ5–125–1200	1175	34,7	48	1400	1305 – 525
УЭЦН MK5–125–1200	1175	34,7	48	1400	1305 – 525
1	2	3	4	5	6	7	8	9
УЭЦН MK5–125–1300	1290	38,1	48	1390	1440 – 575
УЭЦН M5–125–1800	1770	51,7	48,5	1400	1960 – 785
УЭЦНMK5–125–1800	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
УЭЦНМК5А-160–1450	1440	51,3	51	1400	1535 – 905
УЭЦНM5A-160–1600	1580	56,2	51	1300	1760–1040
УЭЦНМК5А-160–1600	1580	56,2	51	1300	1760–1040
УЭЦНМ5А-160–1750	1750	62,3	51	1300	1905–1125
УЭЦНMK5A-160–1750	1750	62,3	51	1400	1905–1125
УЭЦНM5A-250–1000	250	1000	55,1	51,5	61,5	1320	195 – 340	1140 – 600
УЭЦНMK5A-250–1000	1000	55,1	51,5	1320	1140 – 600
УЭЦНМ5А-250–1100	1090	60,1	51,5	1210	1240 – 650
УЭЦНМК5А-250–1100	1090	60,1	51,5	1210	1240 – 650
УЭЦНM5A-250–1400	1385	76,3	51,5	1360	1575 – 825
УЭЦНMK5A-250–1400	1385	76,3	51,5	1360	1575 – 825
УЭЦНМ5А-250–1700	1685	92,8	51,5	1120	1920–1010
УЭЦНМК5А-250–1700	1685	92,8	51,5	1120	1920–1010

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (стр. 6 из 17)

4. Техническая часть

4.1 Установки погруженных центробежных электронасосов

Таблица 4.1. Показатели технической и энергетической эффективности