Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Эксплуатация скважин установками штанговых насосов (СК и ЦП)

Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования.

Площадь находится на поздней стадии разработки. Для этой стадии характерны высокая обводненность добываемой продукции, повышение содержания мехпримесей, формирование отложений парафина.

Надежность работы глубинно-насосных установок в промысловых условиях определяется, прежде всего, долговечностью их элементов. Она зависит от множества факторов объективного и субъективного характера: вида и величины нагрузок, условий эксплуатации, материала и конструкции узлов и деталей, квалификации работников, уровня технологического обслуживания.

Основными параметрами, влияющими на экономическую эффективность оптимизации технологического режима работы скважин, являются межремонтный период и суточный дебит нефти.

Практика эксплуатации скважин с ШГН подтверждает возможность достижения высоких ресурсных показателей штанговых глубинных насосов, выпускаемых в соответствии со стандартами Aмериканского Нефтяного Института.

Насосы, выпускаемые по стандартам АНИ по лицензии фирмы «Шеллер- Блекманн» ОАО «Ижнефтемаш», предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин с обводненностью до 99 %, содержанием механических примесей до 1,5 кг/м³, содержанием сероводорода до 0,3 кг/м³, минерализацией до 200 кг/м³, концентрацией ионов водорода (pН) 3 - 8.

По присоединительным размерам и резьбам выпускаемые насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

Таблица 8 – Соответствие насосов по API и ОСТ 26.16.06-86

Тип насоса	Обозначение по API	Соответствующий Аналог по ОСТ
Вставные толстостенные Насосы с верхним механическим креплением	20-125-RHAM-XX-4-X 25-150-RHAM-XX-4-X 25-175-RHAM-XX-4-X	НВ1Б – 32 НВ1Б – 38 НВ1Б – 44
Вставные толстостенные насосы с нижним механическим креплением	20-125-RHBM-XX-4-X 25-150-RHBM-XX-4-X 25-175-RHBM-XX-4-X	НВ2Б – 32 НВ2Б – 38 НВ2Б – 44
Трубные насосы	20-125-ТНМ-ХХ-4-х 20-175-ТНМ-ХХ-4-Х 25-225-ТНМ-ХХ-4-Х	НН2Б – 32 НН2Б – 44 НН2Б – 57

Режим откачки и тип оборудования выбирают с учетом следующих основных требований:

- при выборе типа приоритетом пользуются штанговые вставные насосы, при наличии осложняющих условий (отложения парафина, солей, коррозионность среды) – невставные насосы;

- искривления ствола скважины в месте установки насоса не должно превышать 2^она 10 м; угол наклона должен быть не более 42^о. В противном случае глубина подвески насоса должна быть уменьшена шагом, соответствующим шагу инклинограммы;

- заданная подача насоса обеспечивается наибольшей длиной хода станка-качалки, наименьшим диаметром насоса и частотой качаний.

Соблюдение приведенных требований способствует снижению числа текущих ремонтов, уменьшению нагрузок на станок-качалку и напряжений в штангах, установке более легкого оборудования в скважину и меньшему расходу энергии.

Исходя из практики эксплуатации соседних месторождений, а также рекомендаций руководств [36,37,38] для обеспечения дебитов скважин в заданных интервалах предлагаются следующие параметры внутрискважинного оборудования установок, приведенные в таблице 8.

Таблица 9 – Параметры внутрискважинного оборудования установок

Интервал дебитов, м³/сут.	Диаметр плунжера, мм	Доля ступеней в колонне штанг	Типоразмер НКТ
		19 мм	22 мм	25 мм
0-12	29,32		-	-	73х5,5Д
12-28	38,44	0,6	0,4	-	- ” -
28-44	44,57	0,3	0,5	0,2	- ” -

В целях сокращения энергетических затрат на подъем продукции рекомендуется применение насосов ШГН производства ОАО «Ижнефтемаш», производительность которых рассчитана до 100 м³/сут и цепных приводов ЦП 80-6-1/4 с длиной хода 6 м.

На скважинах, дебит которых более 100 м³/сут и малообводненных скважинах с дебитом более 50 м³/сут рекомендуются установки ЭЦН.

Практика работы ОАО «Татнефть» показала, что в интервалах дебитов от 20 до 100 м³/сут могут использоваться как УЭЦН, так и УСШН. В этих случаях становится актуальной проблема выбора наиболее экономичного способа эксплуатации. При этом необходимо руководствоваться методикой, приведенной в РД 153-39.1-241-02 «Руководство по эксплуатации скважин установками электропогружных центробежных насосов в ОАО «Татнефть», в котором определены области экономически эффективного применения УЭЦН.

Рекомендуется применение установок электроцентробежных модульных насосов в износостойком исполнении типа УЭЦНМИ и УЭЦНМ.

Эти установки предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Максимальный темп набора кривизны ствола скважины – 2⁰ на 10 м, а в зоне работы установки – 3 минуты на 10 м, отклонение от вертикали, как правило, (если иное не предусмотрено заводом изготовителем) не более 40⁰.

Скважины подбираются с учетом показателей набора кривизны с минимальными отходами от вертикали, в первую очередь, безводные или в начальной стадии обводнения, высокодебитные с нормальным газовым фактором. Нужно учитывать требования по технологии контроля скорости спуска насосов в скважины, особенно в интервалах прохождения опасных участков. Перед спуском насосов ствол скважины до искусственного забоя промывать чистой водой, до спуска насоса в ствол спускать жесткий шаблон, длина и диаметр которого превышают размеры установки на 15 %. В интервалах снижения массы колонны НКТ при спуске шаблона предусмотреть минимально возможную скорость спуска насоса без допущения снижения массы колонны. При спуске установки постоянно контролировать соблюдения его технологии.

Для скважин, оборудованных УЭЦН, рекомендуется устьевая арматура АУЭ-140-50, выпускаемая ОАО «Татнефть - ЦБПО по РБО и СТ».

Рациональная эксплуатация добывающих скважин во многом зависит от производительной работы глубиннонасосного оборудования, в том числе от надежности колонны насосных штанг.

Для повышения надежности штанговой колонны рекомендуется применять штанги 20Н2М и 15Н3МА, нормализованные с последующим поверхностным упрочением нагревом ТВЧ.

При эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, нагрузка на головку балансира станка-качалки складывается, в основном из веса штанг, веса откачиваемой жидкости, сил вязкого трения, сил трения штанг о трубы, инерционных нагрузок, поэтому, в зависимости от глубины погружения насоса и его диаметра, с учетом действующих нагрузок, рекомендуется применять станки-качалки ПНШТ 60-2,5-28, ПНШ 80-3-40.

Устья скважин с установками СШН планируется оснащать устьевой арматурой АУ 140 – 50, выпускаемой ОАО «Татнефть - ЦБПО по РБО и СТ».

Для добычи нефти, как правило, применяются установки скважинных штанговых насосов с балансирными приводами (станками-качалками), однако эксплуатация такими установками не всегда эффективна, поскольку они работают с недостаточно высокими КПД, сравнительно низким коэффициентом подачи, удельные затраты электроэнергии на подъем продукции так же высоки.

В ТатНИПИнефть разработан цепной привод скважинного штангового насоса ЦПМ 60-3-0,5/2,5 имеющий следующие параметры:

- максимальная нагрузка в точке подвеса штанг, кН 60

- номинальная длина хода, м 3

- частота качаний, мин^-1 0,5-2,5

- мощность электродвигателя, кВт 3 и 5,5

Цепные приводы из-за простоты конструкции и надежности работы не уступают традиционным балансирным станкам-качалкам и имеют ряд преимуществ, основные из них следующие:

- обеспечение постоянной скорости движения штанг на преобладающей части хода (90-92% от общей длины хода), и, как следствие - существенно меньшая величина максимальной скорости штанг за цикл по сравнению с балансирными станками-качалками (в 1,6 - 1,7 раза);

- благодаря наличию у преобразующего механизма редуцирующих свойств, требуется для обеспечения одинаковой с балансирными станками-качалками технической характеристики (длины хода, частоты качаний, нагрузки в ТПШ) редуктор с соответственно меньшим передаточным отношением и крутящим моментом (в 5 – 8 раз);

- значительно меньшая по сравнению с балансирными станками-качалками зависимость полной массы и габаритов привода от длины хода;

- редуцирующие свойства преобразующего механизма позволяют без каких-либо дополнительных устройств обеспечивать тихоходный режим откачки в широком диапазоне изменения скорости (от 1,5 до 7,5 м/мин), причем, при применении регулируемого электропривода или механического вариатора безступенчато, что обеспечивает возможность эксплуатации МДС в оптимальном режиме;

- спокойные длинноходовые режимы откачки, реализуемые при применении цепных приводов, способствуют увеличению надежности и долговечности всех составных частей насосной установки, и, в частности, снижению динамических и гидродинамических нагрузок на штанги и привод; сокращению числа аварий со штангами; уменьшению износа штанг и труб; увеличению коэффициента наполнения насоса; увеличению срока службы устьевого сальника; улучшению показателей при откачке продукции с повышенным газосодержанием и высокой вязкостью;

- сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин;

- повышение коэффициента использования мощности за счет обеспечения равномерной загрузки электродвигателя привода (в среднем на 50%).

Цепной привод изготовляется на Бугульминском механическом заводе. Конструкция привода защищена патентом № 2200876. Разрешение на применение привода выдано Госгортехнадзором России за номером № РРС 03-4642.

Информация по цепным приводам имеется в РД 153 - 39.1-254-02 (Технология эксплуатации нефтяных скважин с высоковязкой продукцией с применением цепных приводов штангового насоса).

На площади рассматривается вариант совместной разработки эксплуатационных объектов.

В институте «ТатНИПИнефть» разработана и находится в стадии опытных работ установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (УОРЭ-146, УОРЭ-168), которая позволяет практически в два раза сократить затраты на строительство скважины, повысить её рентабельность, приобщить к разработке непромышленные запасы нефти.

Установка предназначена для повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов и регулирование процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту.

Установка для одновременно раздельной эксплуатации (ОРЭ), содержит штанговый насос, снабженный дополнительным всасывающим клапаном, установленным на боковой поверхности цилиндра в точке, делящей цилиндр пропорционально дебитам пластов. При этом продукция из нижнего пласта поступает в цилиндр насоса через основной всасывающий клапан, а из верхнего – через дополнительный. Пласты разделены между собой пакером. Регулировка соотношения отборов жидкости между объектами производится изменением положения плунжера относительно бокового клапана и длины его хода, а общей производительности – за счёт изменения длины хода плунжера и частоты качаний.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов имеет очень простую конструкцию, позволяет практически в два раза сократить затраты на строительство скважины, повысить её рентабельность, приобщить к разработке непромышленные запасы нефти.

Имеется разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на применение этого оборудования от 22.10.04 №11-16/178.

Кроме этого, в институте «ТатНИПИнефть» разработано руководство по эксплуатации установки для ОРЭ двух объектов, с раздельным подъемом и транспортом продукции каждого из них УОРЭ РПП-146, УОРЭ РПП-168.

Установка состоит из подземного и наземного оборудования. В состав подземного оборудования установки входит пакер для разобщения объектов, параллельный двухканальный якорь для ограничения относительного перемещения колонн НКТ, два штанговых насоса с подвесками штанг, две колонны - короткая (КК) и длинная (ДК) НКТ для раздельного подъема продукции объектов. Наземная часть содержит два привода штанговых насосов, двухканальную устьевую арматуру и две линии перекачки продукции скважины.

Для разобщения объектов могут быть использованы пакера Baker A-3, М1-Х или любые другие, позволяющие герметично разобщить объекты в скважине и надежно работающие длительный срок в скважине в условиях знакопеременных нагрузок.

В установке могут быть использованы штанговые насосы типов RНА 106; 125; 150; 175; 225, RНВ 106; 125; 150; 175; 225, ТН 106; 125; 150; 175; 225.

В качестве приводов штанговых насосов могут использоваться станки-качалки балансирного типа с канатной подвеской, цепной, гидравлический или любой другой привод, разрешенный к применению.

При эксплуатации установки УОРЭ РПП, в которой объекты разобщены пакером, продукция нижнего объекта поднимается до устья скважины одним штанговым насосом по ДК, а продукция верхнего объекта по КК – другим насосом. После подъема продукция каждого объекта через двухканальную устьевую арматуру поступает в отдельные линии перекачки.

При проведении технологических процессов в добывающих скважинах следует руководствоваться ПБ 08-624-03 «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утвержденными Госгортехнадзором России от 05.06.03 №56) и региональными инструкциями по технике безопасности.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

Добываемая продукция скважин обладает специфическими особенностями, осложняющие добычу. Наклонно-направленный характер профиля в сочетании с некоторыми факторами, осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и в конечном итоге заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти.

Одной из причин, снижающих продуктивность нефтяных скважин является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта и стволе скважин.

Основным методом борьбы с АСПО для скважин, в которых зона отложений АСПО начинается выше насоса, более дешевым и технологически эффективным является традиционно применяемые штанги со скребками в сочетании с канатной подвеской станка- качалки штанговращателя (на вертикальных скважинах – металлические скребки, а в наклонно-направленных – скребки-центраторы).

Анализ практического опыта использования пластмассовых скребков-центраторов на скважинах с ШГН в ОАО «Татнефть» показал, что применение их позволяет получить следующие преимущества:

-увеличение межремонтного периода (МРП) в два раза;

-увеличение межочистительного периода (МОП) в пять раз;

-предотвращение истирания стенок насосно-компрессорных труб (НКТ);

-снижение динамических нагрузок на головку балансира станка качалки на вертикальных скважинах за счет уменьшения сил трения «металл – пластмасса» до 20%;

-хорошая центровка колонны штанг в наклонно-направленных скважинах;

-более полное удаление парафина со стенок НКТ за счет комплексного воздействия (скребки-центраторы + пластинчатые скребки).

В скважинах, где механические методы недостаточно эффективны, в частности, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом, возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в частности, химических, сведения о них приведены в РД 153-39.1-252-02 «Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть».

Перспективным направлением является применение футерованных труб с защитным покрытием. Важной особенностью применения защитных покрытий является то, что они используются в самых разнообразных условиях эксплуатации. Правильно подобранное покрытие снижает, а в ряде случаев и полностью предотвращает запарафинивание оборудования.

Одним из поставщиков таких труб является БМЗ (Бугульминский механический завод), в продукции которого для покрытия НКТ используются жидкие полимерные материалы. Покрытие наносится на всю поверхность трубы, торцовые части и первые 2-3 витка резьбы. У муфт покрывается только резьба на расстоянии 8-12 витков в центральной ее части (т.е. 4- 6 витков с каждой стороны от центра). Таким образом, при свинчивании у НКТ защищается как внутренняя часть трубы, так и резьбовая часть муфтового соединения. Недостатком полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо.

Применение НКТ с внутренним полимерным покрытием должно осуществляться в соответствие с требованиями, приведенными в инструкции по эксплуатации РД 153-39.1-288-03 «Трубы насосно-компрессорные с внутренним полимерным покрытием».

Современные методы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки пресных и сточных вод приводят к осложнениям в добыче нефти, которые вызваны образованием твердых отложений неорганических солей (НОС) в призабойной зоне пласта и нефтепромысловом оборудовании. Накапливаясь в добывающих скважинах и нефтесборных коммуникациях, неорганические соли часто полностью выводят из строя дорогостоящее оборудование, нарушают режим работы скважин, приводят к трудоемким подземным капитальным ремонтам, а в итоге - к значительным потерям в добыче нефти.

Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами и установками электропогружных центробежных насосов. Межремонтный период работы механизированного фонда "солепроявляющих" скважин существенно уменьшается. Скважин с солеотложениями на Ташлиярской площади выявлено 8: №№ 7479, 7558, 14310, 14396, 7743, 14317, 14328, 14313, которые находятся на участках закачки как пресных, так и сточных вод.

Все методы борьбы с отложениями НОС подразделяются на методы предупреждения и удаления осадков солей. Причем первый более эффективный.

При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам.

Перенасыщение попутно добываемой воды солеобразующими ионами может быть вызвано изменением температуры, давления, а также смешиванием растворов солей различных составов с образованием нового раствора, в котором содержание ионов слаборастворимых солей оказывается в избытке.

В настоящее время разрабатываемые и применяемые методы предупреждения отложений НОС можно разделить на две группы – безреагентные и химические.

К безреагентным методам относятся: обоснованный выбор источников водоснабжения систем ППД; воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными, силовыми и акустическими полями; использование защитных покрытий труб и другого оборудования.

Значительный эффект по снижению интенсивности отложений солей даёт селективная изоляция обводнившихся пропластков послойно-неоднородного продуктивного пласта, поскольку при сокращении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и отложение солей.

Из известных способов предупреждения отложений неорганических солей при добыче нефти, наиболее эффективным и технологичным является способ применения химических реагентов-ингибиторов. Реагенты препятствуют отложению солей на поверхности промыслового оборудования.

Удаление солеотложений требует больших затрат времени и средств. Методы удаления делят на химические и механические.

Механические методы – очистка скважин путём разбуривания мощных солевых пробок или путём проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием.

Сущность химических методов – проведение обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли.

Эффективная боpьба с отложениями солей возможна пpи своевpеменном их обнаpужении. Пpи высокой степени веpоятности (95 %) скважины планиpуются к обpаботке ингибитоpами солеотложений. Для обpаботки скважин pекомендуются следующие ингибитоpы отечественного пpоизводства: ИСБ-1, ДПФ, ПАФ-13А, инкpедол, СНПХ-13.

В настоящее время нет ещё универсальных методов, которые могли бы обеспечить удаление или полное предупреждение отложений НОС любого состава. Для определения причины образования отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта и на нефтепромысловом оборудовании следует изучить все геолого-физические и технологические факторы, а также исследовать гидродинамическую и термодинамическую обстановку по эксплуатационным объектам. Поэтому в каждом конкретном случае, в зависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующие методы и реагенты для их удаления.

Коррозионное разрушение является одной из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном преобладает электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, каковой является пластовая вода.

С увеличением содержания воды в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водная прослойка той или иной толщины, что обуславливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ, минеральные соли и др.

Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолированно, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обуславливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих изломы оборудования.

Хрупкому излому в сероводородсодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены НКТ, детали клапанов штанговых насосов.

Совместное воздействие на оборудование повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды вызывает его коррозионную циклическую усталость. Этому виду разрушения подвержены, прежде всего, колонны насосных штанг.

Наблюдение за характером обрывов насосных штанг на различных нефтяных месторождениях показало, что большинство обрывов происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения.

В большинстве случаев излом происходит по телу и, значительно реже, по резьбе. Наибольшее число обрывов происходит в месте перехода от головки к телу штанги на расстоянии 20 — 150 мм от головки.

Значительному коррозионно-механическому износу подвержены уплотнительные поверхности запорных органов, используемых в обвязке устья скважин.

К основным мерам по предотвращению и защите скважинного оборудования от коррозии относятся:

- Выбор исполнения оборудования в соответствии со свойствами скважинной среды.

- Подача в скважину ингибиторов коррозии глубинными или устьевыми дозаторами.

- Катодная защита эксплуатационных колонн скважин, которая выполняется в соответствии с руководящими документами (РД 153-39.0-238-02).

Ингибиторы коррозии могут применяться для защиты оборудования добывающих скважин от коррозии. Существуют несколько технологий подачи ингибиторов: задавливание реагента в призабойную зону пласта с последующим выносом его, непрерывная подача ингибитора с помощью различных дозаторов (электрифицированные, с приводом от станка-качалки, самотечные), периодическая заливка в межтрубное пространство и т.д. Ассортимент применяемых ингибиторов для защиты внутрискважинного оборудования определяется свойствами добываемой жидкости. Т.к. коррозионной средой является водонефтяная эмульсия, то нельзя применять нефтерастворимые водонедиспергируемые ингибиторы, предпочтительно применение водорастворимых ингибиторов. Как и в случае защиты от коррозии трубопроводов, подбор ингибиторов производится индивидуально для каждой среды. При выборе ингибитора должна учитываться плотность нефти, находящейся в межтрубном пространстве, при этом плотность ингибитора должна быть больше плотности нефти.

В ОАО "Татнефть" в настоящее время промышленно применяются следующие ингибиторы коррозии: СНПХ-1004Р, Амфикор, СНПХ-6418А, Напор-1007, Гекор-3090, Корексит SXT-1003.

Перед началом работ по ремонту скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ на ремонт скважины. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтепроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического (требование 4.6.5. Правила безопасности ПБ 08-624 –03).

В институте «ТатНИПИнефть» разработан руководящий документ «Инструкция по технологии глушения и промывке нефтедобывающих скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов» РД 153-39.0-381-05.

В инструкции дана классификация разработанных в институте «ТатНИПИнефть» жидкостей глушения на основе гидрофобных (обратных) эмульсий и облагороженных составов на водной основе. Они отнесены к общему классу технологических жидкостей под термином – облагороженные жидкости глушения (ОЖГ). Систематизирована область их применения по объектам, приведены критерии подбора ОЖГ в зависимости от горно-геологических и технических условий эксплуатации скважин. Приводятся конкретные составы ОЖГ на нефтяной, глицериновой, нефте-дистиллятной и водной основе, описание и свойства исходных компонентов, способы приготовления ОЖГ на стационарных установках и упрощенных узлах, имеющихся в каждом НГДУ ОАО «Татнефть». Разработаны технологические варианты глушения скважин по применению комбинации обычной пресной воды, технической, подтоварной, пластовой воды (их располагают в верхней части скважины, в интервале от подвески насоса до устья) и ОЖГ (их располагают в нижней части скважины, перекрывая интервал перфорации). Эта комбинированная схема глушения позволяет дифференцированно (с учетом особенностей конкретных объектов) подходить к подбору плотности (в особых случаях, и вязкости) ОЖГ и обычной водной системы, за счет этого снижаются затраты. Особое внимание уделено глушению скважин с глинизированными, наиболее чувствительными к воздействию воды, пластами.

Во второй части инструкции приводятся составы и физико-химические свойства промывочных жидкостей на водной и углеводородной основе нового поколения. Основное их отличие в том, что они не влияют на коллекторские свойства пластов, обладают комплексом важных свойств, таких как моющими, структурными, смачивающими, пенообразующими способностями. Они отнесены к общему классу технологических жидкостей под термином – облагороженные промывочные жидкости (ОПЖ). Поскольку механизм облагораживания технологических жидкостей одинаковый, то многие разработанные составы ОЖГ и ОПЖ являются универсальными, взаимозаменяемыми и дополняющими друг друга по свойствам и возможностям.

Разработан и внедрен в ряде производственных подразделений счетчик количества жидкости СКЖ-30-40М2, выпускаемой серийно НПО «НТЭС» г. Бугульма, специально предназначенный для измерения дебита данного фонда скважин.

Счетчик выпускается по ТУ 4318-001-12989646-03, занесен в Госреестр за № 14189 - 94 и имеет сертификат Госстандарта и Патент России. На выпуск и применение счетчика получено разрешение Госгортехнадзора России за №714-ЭВ-II.

Счетчик может быть установлен на устье добывающей скважины, на групповой замерной установке, на узле сбора и подготовки нефти. Измерение массы жидкости, проходящей через счетчик, прямое и не требует предварительного отделения газа от жидкости.

Технические средства и методы измерений, используемые на всех стадиях и при всех видах работ на опасных производственных объектах, должны быть аттестованы в установленном порядке (п.3.1.6. Правила безопасности ПБ 08-624 –03).

Таблица 10 - Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин

Необходимые мероприятия	Объем внедрения от фонда, %	Периодичность
Применение скребков-центраторов		непрерывно
Непрерывная или периодическая подача химреагента на прием насоса или устье скважины дозаторами для предотвращения парафиноотложения в насосе.		при необходимости
Промывка стволов скважины и колонны НКТ горячей нефтью и растворителями.		при необходимости
Задавка скважин по технологии ТатНИПИнефть		при ПРС

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒