2020-06-29
250
На Хохряковском месторождении выделен один эксплутационный объект разработки ЮВ1-2, объединяющий залежи горизонта ЮВі '*З и пласта Ю В2.
Основные геолого-физические параметры залежей нефти пластов ЮВі' 3 и ЮВ2 приведены в таблице 3.1
Таблица 3.1
Основные геолого-физические параметры залежи нефти
| Ноказатели | Единица измерения | Значение | |
| ЮВ | ЮВ2 | ||
| Средняя глубина залегания продуктивного nлacma | м | 2340 | 2376 |
| Начальное пластовое давление | Mlla | 24,6 | 24,6 |
| Текущее пластовое давление | Mlla | 21,0 | 21,0 |
| Давление насыщения | MHa | 8,7 | 7,0 |
| Газосодержание | м’/т | 89 | 69 |
| Пластовая температура | “С | 82 | 82 |
| Вязкость нефти: в пластовых условиях | MПa*c | 0,97 | 0,97 |
| Плотность пластовой нефти | 0,732 | 0,732 | |
| Нлотность дегазированной нефти | 0,830 | 0,828 | |
| Нлотность воды в пластовых условиях | 0,996 | 0,996 | |
Геолого-физические параметры пластов отличаются незначительно, так средняя глубина залегания пластов составляет 2340-2376 м, давление насыщения нефти газом — 8,7-7,0 MПa, газосодержание нефти 89-69 м3/т, пластовая температура 82°C. На месторождении нет обширных газовых и водоплавающих зон. Данная характеристика пластов и нефти является нормальной для добычи нефти любым механизированным способом.
|
|
|
За время разработки месторождения (около 20 лет) кроме основных запроектированных способов добычи (УЭЦН, УШГН) на месторождении были испытаны электродиафрагменные и струйные насосные установки. Динамика распределения действующего фонда скважин по способам и динамика добычи нефти приведен на рисунке 2.5
Рис.2.5 Динамика распределения действующего фонда скважин по способам
Анализ применяемого погружного оборудования
Электроцентробежные насосы широко применяются для эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин с различной высотой подъема жидкости.
Электронасосы применяются для эксплуатации скважин: нефтяных, с высоким содержанием парафина; малодебитных с низким уровнем жидкости; малодебитных с водонапорным режимом; высокодебитных; сильнообводненных, где для добычи определенного количества нефти необходимо отбирать большое количество воды; глубоких, для рентабельной эксплуатации которых требуются насосы большой мощности; наклонных скважин; с высоким газосодержанием; с содержанием солей в добываемой жидкости.
Однако эффективность работы насоса значительно снижается при наличии в откачиваемой жидкости свободного газа. К методам борьбы с попаданием газа в насос относится: увеличение погружения насоса под динамический уровень; установка различного вида газосепараторов ниже приема насоса.
Все виды насосов имеют паспортную характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) - напор (подача), КПД(Q) - коэффициент полезного действия (подача), N(Q) - потребляемая насосом мощность (подача). Обычно эти характеристики даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале. Всякий центробежный насос, в том числе и ЭЦН, может работать при закрытой задвижке (Q = 0, H = max) и при отсутствии противодавления на выкиде (Q = Qmax, H = 0). Полезная работа насоса пропорциональна подаче на напор, на этих двух точках она будет равна нулю, а, следовательно, и КПД = 0. При определенном соотношении Q и Н, обусловленными минимальными внутренними потерями, КПД достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6. Подачу и напор, соответствующие максимальному коэффициенту полезного действия, называют оптимальными. Зависимость КПД (Q) около своего максимума изменяется плавно, поэтому допускается работа ЭЦН при режимах, отличающихся от оптимального в ту или иную сторону на некоторую величину.
|
|
|
