1. Общие сведения о месторождении

Географически Сологаевское месторождение располагается на границе Кинель-Черкасского и Похвистневского районов Самарской области в 15 км к северо-востоку от районного центра Кинель-Черкассы. Ближайшими к месторождению населёнными пунктами являются сёла Савруха, Антоновка и Сарбай. В 12 км к востоку располагается станция «Подбельская» Куйбышевской железной дороги в направлении Самара – Уфа. Сологаевское месторождение представлено такими объектами нефтедобычи, транспорта и подготовки нефти, как: эксплуатационный фонд – 75 скважин, из них 39 – добычных, 9 – нагнетательных, 1 – водозаборная, 1 – поглощающая, остальные скважины выведены в бездействие или ликвидированы; УПСВ, 4 шурфа для закачки воды в продуктивные пласты, факельная установка для утилизации газа концевых ступеней сепарации, 6 установок АГЗУ. Трубопроводы для сбора жидкости от скважин до УПСВ, трубопроводы (общей длиной 58 км) для транспортировки, отстоявшейся нефти от УПСВ до Сосновского товарного парка, газопровод «Сологаевка – СУ-5 Семёновка» и водоводы для ППД.

2. Геолого-физическая характеристика объекта

2.1. Пласт Д₁

Пласт Д₁ сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, характеризующимися значительной глинистостью, вплоть до полного замещения глинами в скважинах №№ 7, 8, 30, 33, 35 и 42. Во многих залежах коллекторские свойства пласта определяются не только обычной межзерновой пористостью, но и в значительной степени наличием развитых трещин. Иногда ёмкость коллектора и промышленные запасы нефти определяются преимущественно объёмом трещин, при этом межзерновая пористость играет небольшую роль. Залежи в трещиноватых коллекторах чаще всего приурочены к плотным карбонатным породам, а иногда и к терригенным отложениям, которые практически не пропускают сквозь себя жидкости и газы, если в них нет трещин. Однако скважины, пробуренные на эти пласты, иногда имеют высокие дебиты вследствие притока нефти к забоям по разветвлённой сети трещин, пронизывающих коллекторы. Ёмкость трещиноватого коллектора обусловлена кавернами и микрокарстами, самими трещинами и межзерновым пористым пространством. Каверны и микрокарсты характерны для карбонатных пород, в которых на их долю приходится 13÷15% полезной ёмкости трещиноватого коллектора.

Пласт расчленён, в большинстве скважин он представлен несколькими песчаными прослоями, разделенными между собой непроницаемыми глинисто-алевролитовыми пропластками. Количество проницаемых прослоев от 1 до 8, наиболее часто встречающееся количество прослоев – 2÷3. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,4до 14,6м, а плотных пропластков – от десятков сантиметров до нескольких метров. Значения общей эффективной толщины находятся в пределах от 2 до 11,8м.

Характер зоны замещения пласта обозначен как локальный, ограниченный районом скважины №8. Сводовая часть пласта Д₁, вскрытая скважиной № 8, соответствует наиболее высокоамплитудному выступу кристаллического фундамента, и характеризуется отсутствием коллекторов. На склонах выступа коллектора по толщине достаточно развиты. Микроскопические исследования показывают, что основная масса коллектора сложена зёрнами кварца угловатой и полуокатанной формы. Редко встречаются слюда, хлорит, полевой шпат, халцедон. Из акцессорных минералов отмечены циркон и турмалин. По данным гранулометрического анализа в песчаниках преобладают мелкосаммитовые и крупноалевритовые фракции; пелитовая фракция колеблется в пределах 0,6÷7,0%. Цемент контактный, участками поровый и пойкилитовый. Поровый цемент представлен глинисто-органическим веществом, пойкилитовый – эпигенетическим кальцитом. Карбонатность составляет 0,6-5,0 %, реже 6-10 %. Коллектор поровый. Поры межзерновые размером 0,02-0,03 мм, реже 0,1-0,15 мм. Крупные поры частично или полностью выполнены метаморфизованным битумом или пиритом. Пласт Д₁ сложен глинистыми песчаниками, от пласта Д₁' отделяется пачкой глинистых алевролитов. Количество водонасыщенных пропластков колеблется от одного до трёх, толщина их изменяется от 0,6 до 5,0 м. При опробовании пласта ДI за весь период разведочного и эксплуатационного бурения приток пластовой воды был получен только из скважины № 9 (интервал перфорации 2656-2666 м) на Сологаевском куполе. Водонасыщенная часть пласта представлена песчаниками светло-серыми, серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, участками, обогащенными пиритом. Алевролиты тёмно-серые, неясно-слоистые, глинистые, неравномерно-песчанистые, участками трещиноватые. Трещины выполнены глинистым материалом. Глины серые и тёмно-серые, слоистые, скорлуповато-оскольчатые, плотные, слабослюдистые, участками алевритистые. Покрышкой для залежей пласта Д₁ служит глинистый прослой толщиной 3÷4м, хорошо выдержанный по толщине и простиранию. Залежи подстилаются глинами и относятся к типу пластовых. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,49 на Сологаевском куполе до 0,32÷0,47 на Подбельском (соответственно, северный и южный участок).

В период пробной эксплуатации проводились промыслово-гидродинамические исследования, по результатам которых дана оценка фильтрационных свойств пластов-коллекторов. Во всех скважинах исследования проводились в двух режимах: установившегося и неустановившегося притоков. Проницаемость рассчитывалась по коэффициенту продуктивности и по кривой восстановления давления. Средние значения пористости пласта Д₁ составляют с учётом керновых и геофизических данных как средние величины емкостной характеристики. По пласту Д₁ пористость 17,3%, проницаемость 0,194мкм² и нефтенасыщенность 86% взяты по данным исследования кернового материала. Это касается средних значений проницаемости по пластам Д₁ Сологаевского купола.

2.2. Пласт Д₂

Параметры неоднородности на Сологаевском куполе составляют: коэффициент песчанистости – 0,53, коэффициент расчленённости – 4,65. На Подбельском куполе параметры равны: коэффициент песчанистости – 0,62, коэффициент расчленённости – 3,0. В скважине № 8 наблюдается наибольшая амплитуда выступа кристаллического фундамента, поэтому отложения пласта ДII в районе этой скважины отсутствуют. За пределами выступа фундамента в юго-восточном направлении предполагается наличие кольцевой залежи, однако этот участок нуждается в доразведке. Несмотря на достаточную выдержанность пласта Д₂ по простиранию, он характеризуется значительной неоднородностью.

В составе пласта чётко выделяются три пачки. Кровельная пачка характеризуется высокой глинистостью. Её толщина по площади меняется от 0,6 до 7,2м. Линзовидно в этой пачке залегают небольшие прослои песчаных коллекторов толщиной от 0,4 до 2,4м. В подошвенной части пласта в ряде скважин №№ 11, 12, 148 и 152 (гипсометрически низких) появляется прослой водонасыщенных песчаников, отделенных от основной толщи коллектора глинисто-алевролитовым прослоем. В скважинах, вскрывших пласт в сводовой части, данный прослой отсутствует.

Основная часть коллекторов приурочена к срединной части пласта Д₂ (вторая пачка). На северо-западном участке залежи в ряде скважин эта пачка представлена монолитным прослоем (скважины №№ 11, 14, 152 и 186) толщиной до 14 метров. В самых купольных скважинах толщина её (как и самого пласта Д₂) сокращается до 17 м. В ряде скважин (№№ 9, 10, 12, 108, 123^бис, 129, 130, 142 и 156) в этой пачке появляется прослой глин, который разделяет её на 2 части: верхнюю и нижнюю, последняя отсутствует в сводовых скважинах №№ 106, 118, 127, 128, 143 и 155 и литологически замещается непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами в скважинах №№ 3, 102, 5 и 7. Таким образом, вертикальная неоднородность, обусловленная условиями осадконакопления, существенно влияет на геометризацию залежи нефти пласта Д₂.

3. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН

За весь период разработки пласта Д₁+Д₂ в эксплуатационном фонде числилось 18 скважин, из них по состоянию на 01.01.2017 г. – 13 действующих добывающих скважин, из которых 7 – работали с помощью ШГН и 6 – ЭЦН. В бездействующем фонде числилось 5 скважин или 28% от эксплуатационного фонда. Состояние эксплуатационного фонда на 01.01.2017г. представлено в таблице 1.

Таблица 1 – Состояние эксплуатационного фонда на 01.01.2017 г.

Неработающий фонд приводит к разбалансированию системы разработки, выборочной разработке запасов нефти. Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и в консервацию это низкий дебит и высокая обводнённость, снижение пластового давления до значений, при которых извлечение нефти не обеспечивается притоком, полная выработка пропластков нефти, на которые бурилась скважина, приближение раздела контура нефтеносности и водоносных горизонтов к забою скважины. Большинство скважин работают с использованием ШСНУ, это связано в сравнительно не больших дебитах добывающих скважин. Для подъёма жидкости применяются насосы производительностью от 45 м³/сут. до 500 м³/сут. и напором до 2000 м отечественного производства.

4. Причины отказов оборудования при эксплуатации УЭЦН

Причинами бездействия скважин являются (таблица 2):

· отсутствие подачи;

· падение оборудования на забой;

· ухудшение продуктивности ПЗП;

· прорыв пластовых вод;

· остановка из-за обводнённости;

· негерметичность эксплуатационной.

Таблица 2 –

Таким образом, бездействие скважин обусловлено причинами технического и геологического характера. Бездействие фонтанных скважин обусловлено прекращением фонтанирования, прорывом пластовых вод и т.д. Графически распределение скважин, оборудованных ЭЦН, по причинам простоя и бездействия представлено на рисунке 1. Распределение показало, что 37,5% скважин не эксплуатируются по причине падения изоляции системы «кабель – двигатель», 25% – по причине заклинивания двигателя ЭЦН и выхода из строя насоса, 12,5% – из-за негерметичности лифта и т.д. Причины отказов скважин, оборудованных УЭЦН, приведены на рисунке 2. Скважины останавливались по причине падения изоляции системы «кабель – двигатель» (76,4%), смены насоса (6,4%), заклинивания ЭЦН (8,6%).

Рисунок 1 – Распределение скважин с ЭЦН по причинам простоя и бездействия

Рисунок 2 – Распределение причин отказов УЭЦН

Анализ причин, выявленных при разборе в ЭПУ, показало, что максимальное количество отказов оборудования произошло по причине засорения рабочих органов и приёма насоса механическими примесями (34%), недостаточного охлаждения (26,8%). Кроме вышеназванной причины, относительно высокий процент отказов по причине механических повреждений кабеля при спуске (11,3%). При анализе составляющих засорения рабочих органов ЭЦН при разборе в ЭПУ было обнаружено, что рабочие органы ЭЦН засоряются пластовым песком (40%), грязью (26%), лентой (11%), солеотложениями, окалиной и проппантом (15%), шкимкой и пеньковым канатом (8%).

5. Расчёт подбора УЭЦН к скважине

Расчёт производится на основе методики подбора УЭЦН к скважине, предназначенной для проведения оперативных расчётов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы данной категории скважин. Точность промежуточных и конечных расчётных величин находится в пределах допустимых значений для промысловых условий. В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике – определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т.е. нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учёт влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на воде, рабочие характеристики ЭЦН. Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 25÷70м³/сут.; проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 57м³/сут., находится в рабочей области. График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен на рис. 3.

Рисунок 3 – График согласования напорных характеристик скважин и насоса

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) – характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А – пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А даёт дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината – напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным КПД (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (штриховка).

Как видим, в нашем случае точка А пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме h_max, находим подачу насоса (дебит скважины) Q_скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q_cкв на режиме h_max, определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины № 155 пласта Д₁+Д₂ Сологаевского месторождения необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-80-2600 на рассчитанный насос ЭЦН 5-40-2600.

6. Установки погружных электроцентробежных насосов

Область применения установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) – это высокодебитные обводнённые, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10÷1300м³/сут. и высотой подъёма 500÷2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более. Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК – коррозионностойкое.

Установка (рис. 4) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции). Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны. В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы – 5; 5А и 6:

· установки группы 5 поперечным габаритом 112мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7мм;

· установки группы 5А поперечным габаритом 124мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 130мм;

· установки группы 6 поперечным габаритом 140,5мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3мм.

Рисунок 4 – Схема установки погружных электроцентробежных насосов

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам:

· жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л;

· свободного газа на приёме насоса не более 25 %;

· сероводорода не более 1,25 г/л;

· воды не более 99 %;

· водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6,0-8,5;

· температура в зоне размещения электродвигателя не более + 90 °С (специального теплостойкого исполнения до + 140 °С).

Пример шифра установок УЭЦНМК5-125-1300 означает:

• УЭЦНМК – установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения;
• 5 – группа насоса;
• 125 – подача, м³/сут.;
• 1300 – развиваемый напор, м вод. ст.

Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров. В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 152÷393. Входной модуль представляет основание насоса с приёмными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ. Насос (ЭЦНМ) – погружной центробежный модульный многоступенчатый вертикального исполнения.

Насосы также подразделяют на три условные группы – 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 5-92 мм, группы 5А – 103 мм, группы 6 – 114 мм. Модуль-секция насоса (рис. 5) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колёс 3 и направляющих аппаратов 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух рёбер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12 и 13.

Рисунок 5 – Модуль-секция насоса

Рабочие колёса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижних, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передаётся на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передаётся валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передаётся от вала к колёсам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиной 400-1000 мм. Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колёса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно-модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения – из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист».

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М». Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объёму свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный – газосепаратор (рис. 6).

Рисунок 6 – Газосепаратор:

1 – головка; 2 – переводник; 3 – сепаратор; 4 – корпус; 5 – вал;

6 – решётка; 7 – направляющий аппарат; 8 – рабочее колесо;

9 – шнек; 10 – подшипник; 11 – основание

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ – в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250÷500м³/сут., коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42кг.

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рис. 7) погружные трёхфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530-2300 В, номинальный ток 26-122,5 А.

Рисунок 7 – Электродвигатель серии ПЭДУ:

1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 – головка; 4 – пятка;

5 – подпятник; 6 – крышка кабельного ввода; 7 – пробка;

8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор;

11 – фильтр; 12 – основание

Гидрозащита двигателей ПЭД (рис. 8) предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объёма масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Рисунок 8 – Гидрозащита:

а – открытого типа; б – закрытого типа;

А – верхняя камера; Б – нижняя камера;

1 – головка; 2 – торцевое уплотнение; 3 – верхний ниппель;

4 – корпус; 5 – средний ниппель; 6 – вал; 7 – нижний ниппель;

8 – основание; 9 – соединительная трубка; 10 – диафрагма

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты. Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2г/см³, не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя – маслом МА-ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объёмов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счёт переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую. Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объёма жидкого диэлектрика в двигателе. Третий – гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещённого над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125-250 кВт, масса 53-59 кг.

Система термоманометрическая ТМС-3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приёме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105 °С. Масса общая 10,2 кг. Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан. Кабель в сборе состоит из основного кабеля – круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского – КПБП, присоединённого к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой). Кабель (рис. 9) состоит из трёх жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля – уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 160 °С. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя. К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Рисунок 9 – Кабели:

а – круглый; б – плоский;

1 – жила; 2 – изоляция; 3 – оболочка; 4 – подушка; 5 – броня

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10,1´25,7 до 19,7´52,3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000-1800 м.

Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов – КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16-125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырёх центробежных электронасосов с электродвигателями 16-125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприёмников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири. В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.

7. Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН

Нефти продуктивных пластов Сологаевского месторождения содержат 2,85-6,64 % парафина по массе. Понижение давления и температуры нефти при движении по стволу скважины приводит к изменению её фазовых состояний, уменьшает растворимость по отношению к парафину и, следовательно, к выпадению парафина на глубинном и устьевом оборудовании. В настоящее время на скважинах с высокой обводнённостью продукции интенсивного выпадения парафина не наблюдается. Скважины, где на нефтепромысловом оборудовании происходит выпадение парафина, нашли применение технические и тепловые способы. Скважины №№ 50, 106, 124, 130, 309, 320, 370, 371, 373, 376, 471, 476, 498, 500, 503, 505, 704, 710, 805 и 815 периодически промываются горячей нефтью при помощи агрегата 1АДП-4-150.

Удаление парафина из насосного лифта на скважинах №№ 706, 804 и 811 осуществляется механическим способом при помощи скребков. Из выкидных линий и устьевой арматуры парафин удаляется пропаркой, для этой цели используется установка ППУА-1200/100. Для борьбы с парафином необходимо применять механические, тепловые и химические способы (табл. 3).

Таблица 3 – Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту

При подземных ремонтах и освоении с целью интенсификации притока жидкости к забоям скважин, рекомендуется проводить промывку препаратом МЛ-80. В качестве жидкости глушения необходимо применять 0,1-0,3 % водный раствор препарата МЛ-80 с температурой 60-70 °С. Для поддержания пластового давления в нефтяных залежах карбона на месторождении используются сточные воды. Использование пластовых вод, как правило, связано с интенсивным коррозионным износом скважинного оборудования. Борьба с коррозией оборудования ведётся путём закачки ингибитора коррозии СНПХ 60-11 в нефтепроводы и водоводы из расчёта 100 г/м³ сточной воды. На всех нагнетательных скважинах над продуктивным горизонтом необходимо устанавливать пакера, а затрубное пространство заполнить раствором ингибитора коррозии или нейтральной жидкостью. Отложение минеральных солей на скважинном оборудовании Сологаевского месторождения не наблюдается.

1. Antoniadi D.G., Savenok O.V., SHostak N.A. Teoreticheskie osnovy razrabotki neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 203 s.
2. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. EHkologiya pri stroitel'stve neftyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 603 s.
3. Savenok O.V. Optimizaciya funkcionirovaniya ehkspluatacionnoj tekhniki dlya po-vysheniya ehffektivnosti neftepromyslovyh sistem s oslozhnyonnymi usloviyami dobychi. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2013. – 336 s.
4. Bulatov A.I., Savenok O.V. Kapital'nyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skvazhin: v 4 tomah. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2012-2015. – T. 1-4.
5. Bulatov A.I., Savenok O.V. Praktikum po discipline «Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin»: v 4 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2013-2014. – T. 1-4.
6. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya neftyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 s.
7. Bulatov A.I., Kachmar YU.D., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Osvoєnnya naftovih і ga-zovih sverdlovin. Nauka і praktika: monografіya. – L'vіv: Spolom, 2018. – 476 s.
8. Analiz raboty fonda skvazhin Sologaevskogo mestorozhdeniya plasta D1+D2, oboru-dovannyh UEHCN i raschyot parametrov oborudovaniya EHlektronnyj resurs. Rezhim dostupa: 
http://knowledge.allbest.ru/geology/2c0b65625a2bc78a4c43b88521306c26_0.html
9. Berezovskij D.A., Lavrent'ev A.V., Savenok O.V., Antoniadi D.G., Koshelev A.T. Razrabotka fiziko-himicheskih modelej i metodov prognozirovaniya sostoyaniya porod-kollektorov // Ezhemesyachnyj nauchno-tekhnicheskij i proizvodstvennyj zhurnal «Neftyanoe hozyajstvo». – M.: ZAO «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», 2014. – № 9. – C. 84-86.
10. YAkovlev A.L., Savenok O.V. Analiz prichin i posledstvij narusheniya ehkologiche-skoj bezopasnosti pri intensifikacii dobychi nefti na mestorozhdeniyah Krasnodarskogo kraya // Sovremennye tekhnologii izvlecheniya nefti i gaza. Perspektivy razvitiya mineral'no-syr'evogo kompleksa (rossijskij i mirovoj opyt). Sbornik materialov Vserossijskoj nauchno-prakticheskoj konferencii, posvyashchyonnoj 85-letiyu doktora tekhnicheskih nauk, professora, akademika RAEN V.I. Kudinova (26-27 maya 2016 goda, g. Izhevsk). – Izhevsk: Izdatel'skij dom «Udmurtskij universitet», 2016. – S. 427-437.
11. YAkovlev A.L., CHujkin E.P., Savenok O.V. Ocenka polnoty obespechennosti tekhnologizacii pri provedenii intensifikacii dobychi nefti na mestorozhdeniyah Krasnodarskogo kraya // Nauchno-tekhnicheskij zhurnal «Neft'. Gaz. Novacii». – Samara: OOO «Redakciya zhurnala «Neft'. Gaz. Novacii», 2016. – № 7/2016. – S. 35-40.
12. YAkovlev A.L., Savenok O.V. Narusheniya ehkologicheskoj bezopasnosti pri inten-sifikacii dobychi nefti na mestorozhdeniyah Krasnodarskogo kraya // Nauchno-tekhnicheskij zhurnal «Zashchita okruzhayushchej sredy v neftegazovom komplekse». – M.: VNIIOEHNG, 2017. – № 1. – S. 50-54.
13. Berezovskij D.A., Kusov G.V., Savenok O.V., Dzhozefs EHdzhemen Rehjchel. Tekhno-lo-gii i principy razrabotki mnogoplastovyh mestorozhdenij // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKH-NIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 1. – S. 33-50.
14. Borovik O.V., Savenok O.V. Analiz ehffektivnosti raboty UEHCN na mestorozhde-niyah Krasnodarskogo kraya // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (poli-tekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 2. – S. 34-61.
15. Borovik O.V., Savenok O.V. Analiz primeneniya sistemy bajpasirovaniya Y-Tool dlya issledovaniya pod dejstvuyushchej UEHCN na mestorozhdeniyah Krasnodarskogo kraya // Nauch-nyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 2. – S. 62-81.
16. Kusov G.V., Likhacheva O.N., Al Maari Majd. To the question about geological and en-vironmental problems of exploration and operational drilling for oil and gas // International Educa-tional Applied Scientific Research Journal (IEASRJ) Volume 2, Issue 11, Nov 2017, p. 6-11 e-ISSN 2456-5040 Rezhim dostupa: http://ieasrj.com/journal/index.php/ieasrj/article/view/74/65
17. YAkovlev A.L., Samojlov A.S., Barambon'e Solanzh. Analiz himicheskih metodov uve-licheniya produktivnosti skvazhin v OAO «TNK - Nizhnevartovsk» // Vestnik studenche-skoj nauki kafedry informacionnyh sistem i programmirovaniya. – 2017. – № 02; URL: vsn.esrae.ru/2-8 Rez-him dostupa: http://vsn.esrae.ru/pdf/2017/02/8.pdf
18. Ahriev K.R., Savenok O.V., YAkovlev A.L. Analiz ehffektivnosti primeneniya us-tanovok ehlektrocentrobezhnyh nasosov na Novo-Pokurskom neftyanom mestorozhdenii // Na-uchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasno-dar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 4. – S. 275-297.

Yakovlev A.L, Cumbe Edson Leonel Vitorinu THE ANALYSIS OF THE WELL STOCK WORK, EQUIPPED BY INSTALLATION OF AN ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP, ON THE SOLOGAYEVSKOYE FIELD // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2018. – № 02;
URL: vsn.esrae.ru/en/5-22 (Date Access: 06.05.2025).

Today: 2621 | Week: 2622 | Total: 3334

Comments (0)