Читайте также:
|
По состоянию на 31.12.2012 действующий фонд скважин оборудованных УЭЦН составляет 259 скважин. По сравнению с 2011 годом фонд скважин увеличился на 14 единиц. Динамика изменения действующего фонда УЭЦН за период 2007-2012 гг. представлена на рисунке 2.5.
Рис.2.5.Действующий фонд за период 2007-2012 гг.
По плану за 12 месяцев 2012 года добыча нефти по скважинам, оборудованным УЭЦН, должна была составить 895,5 тыс. тонн, фактическая добыча нефти – 867,7 тыс.тонны. Невыполнение по плану составило 27839 тонн или 3,1%. При плане добычи жидкости 5373.3 тыс.тонн, за 12 месяцев 2012 года добыто 5506,0 тонны, что на 132,7 тыс. тонн или 2,5% выше планового показателя [8]. За аналогичный период 2011 года добыча нефти составляла 892,1 тыс. тонн, жидкости 5561,2 тонны. Динамика изменения добычи жидкости и нефти с помощью ЭЦН за период 2007-2012 гг. представлена на рисунке 2.6.
Рис.2.6. Добыча нефти жидкости скважинами, оборудованными УЭЦН за 2007-2012гг.
Среднесуточный дебит по жидкости в 2011 г составлял 58,83 м3/сут, обводненность – 84,0%. За 12 месяцев 2012 г среднесуточный дебит по жидкости 54,68 м3/сут (снижение на 4,15 м3/сут), обводненность – 84,2 % (увеличение на 0,2%).
Основными причинами невыполнения плана добычи нефти фонда скважин ЭЦН, является увеличение обводненности продукции скважин на 0,2%, а также снижение среднесуточного дебита по жидкости на 4,15 м3/сут
Отказы, характеристика ННО и коэффициента эксплуатации:
За 12 месяцев 2012 произошло 60 отказов УЭЦН.
Наработка на отказ по всему фонду скважин, оборудованных УЭЦН за 2012 г составила 1802 суток при плановой 1800 суток.
Коэффициент эксплуатации за 2012 год по фонду УЭЦН составил– 0.974 при плановом– 0.976.
Снижение пластовых давлений на залежах вынуждает проводить максимальное доуглубление насосного оборудования. Как правило, доуглубление оборудования происходит без изменения типоразмера насоса, и в большинстве случаев является обоснованным по причине снижения пластового давления и связанным с этим влиянием газа на работу насоса.
В настоящее время с глубиной подвески ЭЦН до 1000 м работает 5 скважин; от 1000 до 1500м – 54 скважин; от 1500 до 2000м – 72 скважины; от 2000 до 2500м – 91 скважина и свыше 2500м – 38 скважин (в 2010 году – 31 скважина). Эксплуатация скважин с помощью ЭЦН производится на 20 месторождении, на 13 месторождениях средняя глубина спуска более 2000м. Максимальная средняя глубина спуска насосов отмечается по: В.Первомайскому месторождению – 2915 м(максимальная 3030 м на скважине № 85), Чкаловскому месторождению – 2935 м (максимальная 3359 м на скважине № 15) Славаньскому месторождению – 2736 (максимальная 3120 м на скважине № 93), Тишковскому месторождению – 2429м (максимальная 2731м на скважине № 124).
На рисунке 2.7 представлен график изменения количества установок ЭЦН в зависимости от глубины спуска и динамика изменения средней глубины подвески УЭЦН за 2007-2012 гг.
Как видно, наблюдается постоянная тенденция по увеличению средней глубины подвески ЭЦН. Однако, доуглубления насосов, производимые с целью компенсации снижения пластового давления, связаны с определенными рисками: снижением продуктивности скважины из-за разгазирования нефти в пласте, возможным смятием эксплуатационной колоны.
Рис. 2.7. Количество скважин с УЭЦН по глубинам спуска и динамика изменения средней глубины подвески УЭЦН за 2007-2012 гг.
Дата добавления: 2015-08-20; просмотров: 123 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Погружной насосный агрегат | | | Внедрение малогабаритных УЭЦН |