Заключение. 
Технология разработки месторождения

Федоровское месторождение является одним из крупнейших, находится на четвертой стадии разработки, которая характеризуется неуклонным снижением действующего добывающего фонда на 7- 10% в год, вследствие чего значительно снизились уровни добычи жидкости и нефти на 43,6% и 59,5% соответственно.

Характерной особенностью разработки Федоровского месторождения за последние годы является прогрессирующее обводнение продукции скважин, составляющее 90−98%.

В настоящее время более 50% всей нефти страны добывается установками погружных центробежных насосов (УЭЦН).

В технических условиях многих серийно-выпускаемых российских центробежных насосов приводится значение допустимого газосодержания 25% для всех типов и конструкций насосов без учета иных факторов. Допустимое значение газосодержания ГЖС должно обеспечить работу насоса без колебаний параметров насоса, так как эти колебания приводят к повышению уровня вибрации и, как следствие, к снижению наработки насоса.

К настоящему времени известно, что допустимое газосодержание ГЖС на входе центробежного насоса зависит от следующих параметров:

• — типа и конструкции ступени;
• — обводненности «в» ГЖС;
• — давления на входе насоса;
• — режима работы ступени;
• — частоты вращения.

Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН:

• — спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;
• — применение газосепараторов различных конструкций;
• — монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;
• — принудительный сброс газа в затрубное пространство;
• — применение комбинированных, так называемых «ступенчатых», насосов.

Применение центробежных газосепараторов является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа. От эффективности их работы во многом зависят параметры эксплуатации и наработка на отказ погружного насоса в скважине.