2 Работа на должности техника, мастера

2.1 В цднг

2.1.1 Краткий анализ применяемых на месторождении способов эксплуатации

    Текущее состояние разработки месторождений НГДУ "Комсомольскнефть" определяет доминирующую роль механизированного способа добычи нефти. Для этого используются установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) и скважинные штанговые насосы (СШН). Применение прочего оборудования находится на уровне экспериментальных работ.          На добычу с помощью УЭЦН приходится основной объем жидкости (нефти). Эксплуатация установок электроцентробежных насосов является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом. Эксплуатационный нефтяной фонд скважин более 2100 единиц, 84 процентов которых эксплуатируются с помощью УЭЦН.

         Способов добычи существует несколько: компрессорная добыча (подъем нефти из пласта на поверхность за счет энергии сжатого природного газа или воздуха, подаваемого компрессором), глубинно насосная добыча (откачивание нефти с помощью насосов) и т.д.

Таблица 1 - Оценка технологической и экономической эффективности способов эксплуатации

Показатели	Способ эксплуатации
	ШГН	ЭЦН
1	2	3
Капитальные вложения	Низкие, увеличиваются с глубиной и производительностью	Низкие, увеличиваются с ростом мощности
Подземное оборудование	Характеризуется многообразием	Многообразие типоразмеров. Усложнение конструкции за счет кабеля
Коэффициент полезного действия	50–60 % при Kн ≈ 0,8÷1,0	50 % для высокопродуктивных скважин, уменьшается при Qж <160 м^3/сут
Возможность регулирования	Простая –изменением S, dн, nx	Ограничена –требуется точный подбор
Проблемы	Утечки через сальник	Требуется большой диапазон мощности

Продолжение таблицы 1

Эксплуатационные затраты	Низкие до Нн = 2250 м и Qж< 64 м^3/сут	Растут при снижении МРП, относительно велики при большой Nэд
Надежность	Отличная, при наличии осложнений снижается	Зависит от качественного подбора насоса к скважине, температуры
Проектирование системы	Простота – каждая скважина рассматривается индивидуально	Требует точных исходных данных, подход строго индивидуальный
Условия эксплуатации (ограничения)	Диаметр обсадной колонны не менее 140 мм, Нсп< 2300 м при Qж< 80 м^3/сут и Нсп< 4560 м при Qж< 2,5 м^3/сут	Ограничение Nдв, температуры, Dок<300 мм, Нсп< 3000 м
Условия на приеме насоса	Рпр > 0,35 ÷ 0,7 Мпа	Рпр = 1,75 МПа, βг< 5 %
Глубина использования установки	Нсп до 2300 м при Qж< 80 м^3/сут, Нсп≤ 4560 м при Qж< 2,5 м^3/сут	Нсп< 3000 м
Занимаемая площадь	Значительная под СК	Небольшая - трансформатор
Приводной двигатель	Электрический или газовый	Электрический
Парафинообразование	Подача ингибитора, скребки, термообработка	Подача ингибитора в затрубное пространство, термообработка
Кривизна ствола скважины	Увеличение трения, удовлетворительная работа при α ≤ 5° на 10 м	Удовлетворительная при установке насоса в интервале не более 2° на 10 м
Применение двухрядного лифта	Возможно в обсадных колоннах Dок> 178 мм	Нет
Механические примеси	Возможно при µ = 10÷200 мПа∙с и более при содержании песка до 10%	Механические примеси допустимы до 0,2 %, применять износостойкие материалы
Вязкость	Хорошо при µ = 200 мПа∙с и Qж = 64 м^3/сут	Удовлетворительно при µ = 200 мПа∙с, надо увеличить N и снизить Ру

Продолжение таблицы 1

Высокий дебит	Удовлетворительно – Qж = 640 м^3/сут при Нсп =300 м и Qж =160 м^3/сут при Нсп =1500 м	Отлично при Qж=640 м^3/сут и Нсп = 1200 м. Требуется увеличение мощности системы.
Малый дебит	Отлично с Qж = 16 м^3/сут	Плохо – низкий КПД при Qж = 64 м^3/сут

Оптимальное решение задачи о выборе способов добычи нефти возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации.

При выборе способа добычи нефти в качестве основных показателей рассматриваются технические, технологические, эксплуатационные, экологические и социальные. Предварительный выбор может быть произведен на основе обобщенных параметров с использованием рангового подхода.