Общие сведения о месторождении

                                                  Введение

 

 

В сложных экономических  условиях, в которых оказалась  вся нефтегазодобывающая отрасль  республики Башкортостан техническая  политика Арланского УДНГ ОАО «Башнефть  Янаул» строится в расчете на собственные силы и резервы, переоценке приоритетов, а также реконструкцию объектов нефтедобычи в связи с изменением условий их работы.

Арланское нефтяное месторождение  вступило в завершающую стадию разработки, поэтому для снижения темпов падения  добычи нефти большое значение приобретает повышение эффективности научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, направленных на создание новейших технологий разработки, эксплуатации залежей нефти и экологически безопасных методов добычи, сбора, подготовки и транспорта скважинной продукции.

Неустанный поиск нового, разработка и внедрение передовых  технологий в совокупности с высокой  квалификацией рабочих и ИТР  позволяли все годы успешно решать десятки проблем, впервые вставших перед нефтяниками Арлана. И в  настоящее время эти традиции сохраняются.

На балансе управления находится 4762 нефтяных, нагнетательных и других категорий скважин. Годовой  объём отбора составляет 4,4 % от текущих  извлекаемых запасов нефти при  текущей обводненности 94,8 % (вес). К  настоящему времени из недр извлечено свыше 206 млн. тонн нефти.

Добыча нефти снижается  с 1983 года, а максимум добычи (8795 тыс. тонн) был достигнут через 24 года, в 1982 года. Максимальная добыча жидкости (98436 тыс. тонн) достигнута в 1990 году.

30 октября 2001 года в Арланского УДНГ ОАО «Башнефть Янаул» состоялось заседание объединённого техсовета нефтегазодобывающих управлений «Арланнефть», «Южарланнефть» и «Чекмагушнефть» по обсуждению отчёта НИР «Башнипинефть». «Проект до разработки Арланского месторождения», согласно которому максимальный срок до разработки месторождения (по третьему варианту), начиная с 2002 года, составил 57 лет. Это служит основанием для систематизации существующей системы сбора и подготовки нефти, определения рациональной границы их применимости на месторождениях, продукция которых обводнена свыше 90 %. И на основе анализа технологических процессов подготовки воды для системы поддержания пластового давления сформулировать требования к созданию научно обоснованных принципов реконструкции систем сбора и подготовки продукции скважин крупных месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, на основе анализа существующих систем промыслового обустройства, теоретического и экспериментального изучения процессов сброса воды в аппаратах трубного типа для поддержания пластового давления.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Геологическая часть

 

1.1 Общие сведения о месторождении

 

 

Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части республики Башкортостан. Почти  вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) - приподнятая.

Геологические исследования района начались в конце 19 века. В  конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические исследования: магнитометрию, гравиразведку. В 1949 году проводили электроразведку. Каких-либо существенных результатов, с точки зрения подготовки площадей и структур под глубокое бурение, получено не было. В 1946 году на территории месторождения были начаты детальные геологические исследования силами объединения «Башнефть». В первые годы работ выявлена Акинеевская структура. В конце 40-х годов были выявлены Вятское поднятие и небольшая антиклинальная структура, названная Крым-Сарайской. Одновременно проводили структурно-поисковое бурение. В 1954 году из ТТНК получена первая нефть и открыта Вятская площадь. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились на ТТНК (Теригеная толща нижнего карбона), поисково-разведочные - в основном на терригенном девоне. Скважины закладывали профилями, с расстоянием между ними до 4 км, между скважинами в профиле - 2-4 км. В 1955 году в скважине 3 из пласта CVI ТТНК Арланской площади получен фонтанный приток с дебитом 144,8 т/сут. В последние годы устанавливается промышленная нефтеносность ТТНК на Уртаульской, Николо-Березовской, Шариповской, Ново-Хазинской, Юсуповской площадях. Ранее считалось, что на каждой из этих площадях открыто самостоятельное месторождение. Но уже в 1956 году Куликов Ф.С. Высказал предположение о единстве всех этих площадей, объединенных общим контуром в одно гигантское Арланское нефтяное месторождение, что подтвердилось в 1961 году. В конце 50-х годов было установлено   отсутствие   структуры и нефтеносности в терригенном девоне. Разведку месторождения вели до 1962 года.

 

 

1.2 Стратиграфия и литология

 

 

Разрез осадочной толщи  месторождения изучен до глубины 4516 м (скв. 7000). Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста.

Нижний рифей

Кырпинская серия состоит  из двух свит: прикамской и калтасинской. Прикамская сбита подразделена на три  подсвиты:

Норкинская - представлена алевролитами, разовыми, серыми и аргиллитами темно-красно-бурыми с подчиненными прослоями песчаников, доломитов и мергелей. Толщина подсвиты (вскрытая) 272 м.

Ротковская - песчаники  светло-розовые, кирпично-красные, полевошпатово-кварцевого состава, реже кварцевые с прослоями алевролитов. Толщина отложений подсвиты - 462 м.

Минаевская подсвита представлена переслаиванием доломитов, мергелей, алевролитов, аргиллитов, реже песчаников. Все породы пестро окрашенные общей толщиной 277 м.

Калтасинская свита разделена: Саузовская подсвита - доломиты серые,

светло-серые, розовато-серые, массивные, слоистые, органогенные, содержат

 примесь глинистого  и алевролитового материала. Толщина  - 813 м.

В арланской подсвите выделено три горизонта:

Нижний горизонт представлен доломитами темно-серыми, тонкозернистыми, буровато-серыми алевролитами полевешпатово-кварцевого состава, толщиной 97 м.

Средний горизонт - переслаивание  аркозовых светло-серых алевролитов  полевошпатово-кварцевого состава, аргиллитов темно-серых и известняков серой и светло-серой окраски, плотных, глинистых. Толщина горизонта - 346 м.

Верхний горизонт сложен доломитами, серыми, тонко- и мелкозернистыми  с прослоями темно-серых аргиллитов общей толщиной 97 м.

Ашитская подсвита представлена доломитами светло-серого цвета, средне- и крупнозернистыми. В нижней части подсвита прорвана габбро-диабазами. Толщина отложений подсбиты - 232 м.

Девонская система

Средний девон

Животский ярус

Старооскольский надгоризонт - карбонатно-терригенные породы - песчаники и алевролиты. Выше - глины, алевролиты и глинистые карбонаты. Толщина 6-11 м.

Муллинский горизонт. Пласт песчаников мелкозернистых и  алевролитов толщиной 4-32 м. Выше - аргиллиты  темно-бурые и зеленовато-серые. Толщина горизонта - 23-47 м.

Верхний девон

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Пашийский горизонт - песчаники  мелкозернистые, алевролиты, а также  глинисто-алевролитовые породы В  Верхней части разреза. Толщина  песчаников Д1-до 9, горизонта - 10-15 м. Кыновский горизонт - аргиллиты зеленовато- и буровато-серые, тонкослоистые с прослоями глинистых известняков. Толщина горизонта - 29-35 м.

Среднефранский подъярус

Саргаевский горизонт - известняки, зеленовато и темно-серые, органогенные, глинистые толщиной 5-15 м.

Доманиковый горизонт - темноокрашенные известняки, битуминозные с прослоями сланцев. Толщина - 20-40 м.

Мендымский горизонт - известняки серые и темно-серые, глинистые, участками окремнелые, с  прослоями доломитов, толщиной 10-35 м.

Верхнефранский подъярус

Известняки серые и  темно-серые, глинистые, местами доломити-зированные.

Верхняя граница - нечеткая

Фаменский ярус

Известняки светло-серые  и серые, плотные, кристаллические, органогенные, с прослоями доломитов.

Общая толщина верхнефранских и фаменских карбонатов изменяется в пределах 270-450 м.

Каменноугольная система

Нижнекаменноугольная  подсистема

Турнейский ярус

Малевский и упинский горизонты - известняки серые и светло-серые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30 м.

Черепетский и кизеловский  горизонты - известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые. Общая толщина горизонтов 25-35 м.

Визейский ярус

Елховский горизонт - аргиллиты  темно-серые, толщиной 0,5-5,0 м.Радаевский горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород. Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно- и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые. Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта - 5от 1 до 20 м.

Бобриковский горизонт - песчаники (верхняя часть VI пласта), алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина - до 35 м.

Тульский горизонт - переслаивание  песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.

Окский надгоризонт - известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.

Серпуховский надгоризонт  – доломиты серые и буровато - серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков. Толщина 95-125 м.

Средний карбон

Башкирский ярус

Известняки серые и  светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.

Московский ярус

Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковистых песчаников и алевролитов. Толщина горизонта 40-50 м.

Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Толщина 70-90 м.

Подольский горизонт - преимущественно известняки серые  и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 60-100 м.

Мячковский горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.

Верхний карбон

Представлен чередованием прослоев известняков и доломитов. Известняки светло - и коричневато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты серые, пелитоморфные и тонкокристаллические. Толщина 150-200 м.

Пермская система

Нижняя Пермь

Ассельский и сакмарский ярусы - известняки серые и буровато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные с прослоями доломитов и ангидритов. Толщина 104-132 м.

Артинский ярус - залегает с размывом. Известняки и доломиты светло-серые, кристаллические с прослоями голубовато-серых ангидритов. Толщина 9-27 м.

Кунгурский ярус - сложен переслаиванием ангидритов, доломитов  и иногда известняков. Толщина 100-200 м.

Верхняя Пермь

Уфимский ярус - толща известково-песчанных глин-красноцветов, переслаивающихся с песчаниками и коричневато-серыми. Толщина 110-250 м.

 

 

1.3 Тектоника

 

 

Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки  изучено неравномерно. Структурный  план древних рифейских отложений практически не изучен, т. к. они Вскрыты единичными скважинами.

Резкая перестройка  структурного плана происходит в  фаменских и турнейских известняках. Выделяется серия валов, имеющих  северо-западную ориентировку, параллельно  границам Бирской седловины. К одному из этих Валов, названному Арлано-Дюртюлинским, и приурочена Арланская структура. Вал имеет большую протяженность (Зо 120 км), северное окончание которого находится в районе вятской площади. Ширина вала сильно меняется от 10 до 35 км. Образование Арланской структуры связано с развитием Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов. В ядре складки находится гигантский барьерный риф Верхнедевонского (фаменского) возраста.

В радаевско-бобриковское Время на территории мегавала происходили интенсивные карстовые процессы, в результате которых образовались промоины различных размеров, зачастую очень глубоких (Зо 190 м), при этом размыта значительная часть турнейских известняков.

По кровле ТТНК, складка  имеет ассиметричное строение - с более крутым (до 5°) юго-западным крылом и пологим (до 1°) северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 м.

На фоне обширной Арланской  структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и, как правило, не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

Вверх по разрезу структура  становится менее контрастной и  по пермским отложениям практически полностью нивелируется.

 

 

1.4  Нефтегазаностность

 

 

На Арланском месторождении  продуктивными являются 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК. (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского  яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.

Нижний предел пористости ТТНК определялся различными методами:

- по зависимости «пористость-толщина» - при минимальной толщине песчаников (0,8 м) пористость составляет 15%;

- по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 м пористость составляет 14,4%;

- по результатам обработки  материалов геофизических исследований  скважин (ГИС) - нижний предел пористости - 14-16%;

- по приемистости   нагнетательных   скважин   -   при   минимальной толщине работающих пластов (1,0-1,2 м) нижний предел составляет 14-16%;

- по скважинам, пробуренным  на не фильтрующемся растворе, при минимальной нефтенасыщенности  (30-33%) нижний предел - 15%;

- по связи «пористость-проницаемость».

Нижнему пределу пористости соответствует проницаемость 0,03-0,04 мкм2 (14-16% пористость). Однако в отдельных скважинах нефтенасыщенность отмечается и при пористости 12%.

Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости «начальная водонасыщенность-пористость» и  по геофизическим данным. Средние значения нефтенасыщенности составили: на Новохазинской - 85% и на Арланской - 87%.

 

 

1.5  Физико-химические  свойства нефти, газа, воды и  коллекторов продуктивных горизонтов  Арланского месторождения

 

 

Воды основного продуктивного горизонта ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м3, минерализация 750-80 мг-экв/100г; хлоридно-кальциевый тип, хлоридная группа, натриевая подгруппа S1, S2,А2

преобладают хлориды  натрия и калия ( 1-солёность 80-85%,2-16-20%)

Содержится йод (до 9 мг/л), бром (до 550 мг/л) и аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 130-250 см3/л, в его составе преобладает азот до 90%, метан - до 12, этан - до 3, пропан - 0,3, углекислоты до 1,5 %.

Пластовые воды ТТНК - высокоминерализованные растворы. Из 99% общего содержания солей - В основном хлориды натрия, кальция и магния. Вязкость воды в пластовых условиях 1,6 мПа-с, коэффициенты сжимаемости 2,6-10-4 МПа, термического расширения -4-10-4/°C.

Воды законтурные и  подошвенные, имеют сходную характеристику. Резко отличаются Воды замкнутых участков внутри нефтяной залежи пласта CVI и СII Новохазинской площади. Большая плотность - 1182 кг/м3, минерализация - до 800 мг - экв/Ю г. Среднее начальное   пластовое давление - 14,1 МПа.

Нефть всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях 869-904 кг/м3, в среднем - 881 кг/м3, разгазированой 882-907 кг/м3, в среднем - 892 кг/м3. Давление насыщения (6,1-9,8) в среднем - 7,8 МПа. Вязкость в пластовых условиях 14-49 мПа-с. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м3/т), в среднем - 16,5. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.

Пласт CVI - один из основных продуктивных пластов ТТНК. Толщина  пласта песчаников достигает 36 м. ВНК контролируется в основном структурным фактором и по площади месторождения меняется от - 1175 м на юго-востоке до 1188 м на северо-западе. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем по площадям меняется в пределах 82-87%. Пористость песчаников по многочисленным образцам керна составляет от 22 до 24%.нефтенасфщенная толщина по площадям в среднем около 5 м. проницаемость песчаников от 0,005-17 мкм2.

Пласт СVI0. Толщина песчаных пластов чаще составляет от 0,6 до 5,6 м на Новохазинской площади. Пористость песчаников в среднем на Новохазинской площади 20%. Проницаемость по керну составляет от 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. Нефтенасыщенность ластов составляет по Новохазинской площади - 76%. ВНК непосредственно определены в небольшом числе скважин и колеблются в пределах от - 1169 до - 1183 м.

Пласт CV. Толщина песчаников этого пласта меняется в узких  пределах от 0 до 5,0 м, преобладающая  толщина - около 2м. проницаемость песчаников на Новохазинской площади составляет 0,491 мкм2. пористость в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников в среднем составляет 73-76%. ВНК залежей определен в небольшом числе скважин и составляет около - 1177 м.

Пласт C|V. Толщина песчаников от 0,8 до 2,2 м. Пористость изменяется от 12 до 30%. Проницаемость - 0,22-0,76 мкм2. Нефтенасыщенность от 72 до 76%. Отметка ВНК изменяется от 1168 м до 1189 м. средняя толщина по площадям меняется незначительно и составляет 1,5-6 м.

Пласт QIVO - линзовидный  наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м. Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность -65-71%. Проницаемость от 0,2 до 0,9 мкм2.

Пласт СII. Толщины пласта наибольшая на Новохазинской площади  до 16 м. пористость песчаников колеблется от 12 до 30%. Проницаемость песчаников самая различная и составляет на Новохазинской площади- 1,6 мкм2.

 

 

1.6   Конструкция  скважин

 

 

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубине спуска обсадных колонн, диаметре обсадных колонн, диаметре ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечивать высокое качество строительства скважины как долговременно  эксплуатируемого сложного нефтепромыслового  объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать: безусловное доведение  скважины до проектной глубины; осуществление  заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя; предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов; минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

В конструкции скважин  используются следующие типы обсадных колонн:

- направление - для  крепления верхнего интервала,  сложенного неустойчивыми отложениями.  Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

- кондуктор - для крепления  верхних неустойчивых интервалов  разреза, изоляции водоносных  горизонтов от загрязнения, установки  на устье ПВО, а также для  подвески последующих обсадных  колонн;

- промежуточная обсадная  колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении   последующего   интервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;

- эксплуатационная колонна  - для крепления и разобщения  продуктивных горизонтов и изоляции  их от других горизонтов геологического  разреза 

скважины. Предназначена  для извлечения нефти и газа на поверхность.

Промежуточные обсадные колонны могут быть:

- сплошные, то есть  перекрывающие весь ствол скважины  от забоя до устья, независимо  от крепления предыдущего интервала;  хвостовики - для  крепления только  необсаженного интервала скважины  с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м; может наращиваться до устья скважины;

- летучки - специальные  промежуточные обсадные колонны,  служащие только для ликвидации  осложнений и не имеющие связи  с предыдущими или последующими  обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются.

На Арланском месторождении  принята следующая конструкция  скважин:

- направление спускается  на глубину 5-50 метров (при наличии  Верхних неустойчивых слоев) цементируется  от забоя до устья;

- кондуктор перекрывает пресные Воды уфимской свиты и спускается на 20-40 м ниже, цементируется от забоя до устья;

- эксплуатационная колонна  спускается до проектной глубины,  т.е. ниже продуктивных отложений  на 20-40 м, цементируется либо полностью,  или на 100 м. Перекрывая предыдущую колонну (в зависимости от категории скважины по степени опасности проявлений нефти и газа). Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр скважины 215,9 мм, диаметр кондуктора 245 мм, диаметр долота для бурения под кондуктор-295,3 м

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Расчетно-техническая часть

 

2.1 Текущее состояние  разработки и динамика технологических  показателей эксплуатации месторождения

 

 

Фонд скважин.

По состоянию на 1.01.2006 года на площади пробурено 3062 скважины, в том числе: добывающих 1774, нагнетательных 579, контрольных и пьезометрических 144, водозаборных 39, ликвидированных и в ожидании ликвидации 514, поглощающих 12.

Добывающий фонд состоит  из 1426 действующих, в том числе  ШГН 944, ЭЦН 469, УЭДН 13 и 348 бездействующих скважин.

Нагнетательный фонд состоит из 460 действующих, 116 бездействующих и 3 находящихся в ожидании освоения скважин.

 Добыча нефти.

В 2005 году на Арланской площади в границах НГДУ Арланнефть  добыто  1170,353 тыс.т. нефти и  22934,162 тыс.м3 жидкости. Добыча нефти снизилась на 52,186 тыс.т или на 4,27%, добыча жидкости  увеличилась на 687,263 тыс.м³ или на  3,09%.

Средний дебит одной  скважины, оборудованной УЭЦН, составил в 2005 году по нефти 5,3 т/сут., по жидкости 129,2 м3/сут.

Глубинными штанговыми насосами добыто в 2005 году 25,90% нефти и 8,43% жидкости от общего  объема  годовой  добычи по площади. Средний дебит одной скважины, оборудованной ШГН, составил по нефти 0,9 т/сут., по жидкости 6,1 м3/сут.

Средний дебит одной  скважины, оборудованной УЭДН, составил 1,0 т/сут. нефти и 2,6 м3/сут. жидкости. В целом средний  дебит  одной скважины   составил  по  нефти  2,4 т/сут.,  по  жидкости  47,3 м3/сут.

По состоянию на 1.01.2006 года накопленная  добыча  нефти с начала разработки составила 164431,681 тыс.т., что составляет 37,88 % от балансовых запасов.

Обводненность добываемой продукций.

По состоянию на 1.01.2006 года с  водой работают 1318 скважины или 92,4% действующего  фонда,  по степени  обводненности которые распределяются следующим образом:

     до 2 %             -   1;

     от 2 до 20 %    -  53;

     от 20 до 50 %  -  66;

     от 50 до 90 %  - 360.

В среднем в 2005 году попутно  с нефтью добывалось 59234 м3/сут воды. Всего за 2005 год  попутно с  нефтью добыто 21620,373 тыс.м3. воды. Среднегодовая  обводненность объемная в пластовых  условиях составила 94,03%. Весовая  среднегодовая  обводненность годом  обводненность увеличилась на 0,36%. Водный фактор за 2002 год составил составила 95,39%, по сравнению с 2001 18,47м3/т По состоянию на 1.01.2006 года попутно с  нефтью  добыто с начала разработки  993155,195 тыс.м3.  воды, накопленный  с начала разработки водный фактор  составляет 6,04 м3/т. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 95,57%  (весовая).

 Компенсация отбора закачкой и состояние пластового давления.

По состоянию на 1.01.2006 года  фонд  нагнетательных скважин составляет 579, в том числе действующий  фонд 460  скважина.

 

 

2.2. Характеристика используемого  оборудования 

 

 

          Основные характеристики УЭЦН .

1)Установка ЭЦН состоит  из погружного маслозаполненнного короткозамкнутого трехфазного электродвигателя ПЭД с гидрозащитой, центробежного многоступенчатого насоса ЭЦН, кабельной линии с муфтой присоединяемой к токовводу ПЭД, наземного электрооборудования - станции управления ШГС и трансформатора ТМПН. По особому заказу УЭЦН комплектуются дополнительно газосепаратором для отделения свободного газа на приеме насоса и системами контроля температуры, давления и вибрации в зоне подвески установки. Узлы УЭЦН и секции узлов соединяются между собой посредством фланцев, валы соединены шлицевыми муфтами. УЭЦН подвешивается на насосно-компрессорных трубах, через которые и откачивает добываемую жидкость на поверхность.

2)Рабочая среда - пластовая  жидкость : смесь нефти, попутной  воды (не более 99 %)  и газа (не  более 25 % без газосепаратора и до 55 % с ним)плотностью не более 1,4 кг/л; с температурой не более 90оС; с содержанием твердых частиц не более 0,1 г/л; с максимальной концентрацией сероводорода не более 0,01 г/л; с водородным показателем попутной воды (рН) 6-8,5; максимальным гидростатическим давлением в зоне подвески 230 атм.

3)Наружный диаметр  УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром : ЭЦН5 - 121,7 мм; ЭЦН5А - 130 мм; ЭЦН6 - 144,3 мм