Выбор двигателя

Для УЭЦН–50-1550 поставляются двигателя ПЭД-117 мощностью -19,4 кВт; КПД -0,45.

ВЫВОДЫ

В результате проделанного анализа работы скважин, оборудованных УЭЦН, можно сделать вывод, что насосы фирмы “REDA”, зарекомендовали себя с лучшей стороны. Несмотря на их высокую стоимость, эффективность работы УЭЦН “REDA”, показывает, что дальнейшее применение данных установок целесообразно. Все затраты связанные с УЭЦН “REDA” окупают себя. МРП УЭЦН “REDA” превосходит МРП УЭЦН отечественного производства почти в 7 раз. Их внедрение было связано с решением такой проблемы, как высокая пластовая температура и низкая проницаемость нефтенасыщенного коллектора, не позволяющая эксплуатировать УЭЦН отечественного производства с низкими дебитами от 17-37м³/сут. Данная проблема вынуждала эксплуатировать УЭЦН отечественного производства в периодическом режиме, который также отрицательно сказывался на работе УЭЦН т.к. расчет ресурса обмоток двигателя ведется не только по предельным температурам, но и по количеству пусков–принимается 170-200 случаев пусковых нагрузок на весь срок службы[6].

Высокая пластовая температура вызывала плавление полиэтиленовой изоляции в удлинителе и даже в самой длине кабеля. В настоящее время ни один из отечественных заводов не выпускает кабельные линии подобные кабельным линиям фирмы. “REDA”, выдерживающими температуру до 230°С.

Анализ состояния эксплуатации скважин и в целом добычи нефти на Приразломном месторождении показывает, что увеличение межремонтного периода работы (МРП) механизированного фонда скважин возможно:

n при решении проблем связанных со сложными геолого-физическими характеристиками пластов данного месторождения, которые накладывают определённые ограничения и осложняют эксплуатацию скважин:

n при контроле и соблюдении технологической дисциплины на всех этапах работ с оборудованием.

Актуальными задачами остаются:

1. Создание погружных насосных установок (отечественных) работающих в условиях высоких температур, давлений, с подачей 5-20 м3/сутки с напорами до 1700 м с КПД не ниже 35-40%

2. Прекратить использование УЭЦН для освоения скважин из бурения, после КРС, для этого необходимо применять свабирование, в ходе которого можно определить дебит потока, отсюда более реальный подбор погружного оборудования.

Также при длительной эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, при ПКРС происходит засорение ПЗП и здесь необходимо применение технологий для очистки ПЗП. (разработка пакеров-отсекателей, ПРС без глушения).

3. Большой фонд малодебитных скважин, перевод их на эксплуатацию с УСШН, планы строительства СК уже в 2001 году

4. По скважинам, где производится несколько ремонтов в течение небольшого периода времени, происходит снижение дебитов. Положительный эффект был получен от применения буферной жидкости, только для этого необходимы пакера-отсекатели.

Для повышения эффективности эксплуатации скважин, улучшения условий труда необходимо внедрить вышеперечисленные оборудования и технологии, понятно, что это дополнительные затраты, но в конечном итоге всё это позволит снизить себестоимость добычи нефти.

5.Соблюдение технологической дисциплины на всех этапах работы с оборудованием, спец.подготовка персонала позволит уменьшить количество преждевременных отказов связанных с нарушением технологии и увеличить МРП работы скважин.

Необходимо отметить положительные моменты в работе технологических служб ЦДНГ - 10, больше стали приниматься самостоятельные решения. В ежедневной работе конкретные решения по скважинам принимаются геологом и технологом совместно. Так при совместной работе по фонду скважин были намечены ряд конкретных положительных тактических и стратегических мероприятий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. "Уточненные технологические показатели разработки Приразломного месторождения", СибНИИНП 1990 год.

2. В.М.Муравьёв. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Москва «Недра» – 1973 год.

3. Методика расчёта СибНИИНП. 2000 год.

4. В.Ю. Алекперов, В.Я. Кершенбаум. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. Москва -1999 год.

5. И.Т. Мищенко, « Расчеты в добыче нефти », Москва, Недра,1989 год

6. Материалы годовых отчётов за 1999-2001 года:

- ООО «РН - ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»;

- ЦДНГ-10 .