Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Анализ методов борьбы с АСПО в скважинах Фаинского месторождения

Анализ методов борьбы с АСПО в скважинах Фаинского месторождения

Асфальтосмолистые парафиновые отложения (АСПО), их состав, причины и условия образования, методы борьбы с ними. Анализ состояния АСПО и разработка мероприятий для удаления и защиты от них оборудования скважин Фаинского месторождения ОАО "Юганскнефтегаз".

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 21.05.2009
Размер файла 587,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

увеличение объёмов нагнетаемой воды существенно не сказалось на показатели работы окружающих добывающих скважин;

по-видимому, основной причиной этого является более низкая проницаемость пласта ЮС1 по сравнению с соседними площадями, в то же время пласт более однороден, то есть отсутствуют высокопроницаемые прослои, по которым бы происходил прорыв воды.

Начиная с 1995 года начало резкого увеличения годовой закачки и своего пика достигает в 2001 году когда было зафиксирована максимальная величина годовой закачки - 3593 тыс.м3. По состоянию на 1.01.2003 г. закачка воды составляет 3567 тыс. м3 при обводненности 55,3% .

Накопленная добыча нефти составляет 7205,8 тыс. тонн, что составляет 57,7% от извлекаемых запасов. Сопоставляя эту величину с картой суммарных отборов можно заметить, что основная доля отборов приходится на западную и центральную части площади. Восточная часть менее дренируется .

Подводя итог анализу закачки воды можно сделать следующие выводы:

залежь дренируется неравномерно;

обводненность добываемой продукции не столь высока, на 1.01.2003 г. - 55,3%;

увеличение объёмов закачки не оказало существенного влияния на работу окружающих скважин.

3.3 Контроль за разработкой Фаинского месторождения

При контроле и регулировании процесса разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения особое внимание следует уделять геолого-физическим и гидродинамическим исследованиям и изучению фильтрационных характеристик продуктивного пласта и его законтурных областей.

В целом контроль за процессом эксплуатации пласта ЮС1 должен осуществляться в соответствий с “Регламентом комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений Главтюменьнефтегаз“, разработанным СибНИИНП и утверждённым 13.12.87года.

Основными направлениями контроля и регулирования промышленной разработки и опытной эксплуатации рекомендуется:

исследование скважин методом установившихся отборов с количественной оценкой фильтрационных характеристик участков пласта, тяготеющих к призабойной зоне скважины;

исследование скважин методом кривых восстановления давления уровня) с определением проницаемости, гидропроводности и других параметров пласта (его удаленных зон);

изучение профилей притока и приёмистости геофизическими методами;

отборы пластовых проб нефти и воды и их лабораторные исследования;

систематические замеры дебитов нефти, попутного газа и пластовой воды;

широкомасштабные измерения глубинными манометрами текущих пластовых и забойных давлений в зонах отбора и нагнетания;

замеры устьевых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах образцовыми манометрами;

замеры текущего положения водонефтяного контакта методами ГИС, основанному на многолетнем опыте авторского надзора за процессом разработки нефтяных и нефтегазовых залежей с подошвенной водой, для этих целей должна быть выделена определенная группа специально оборудованных скважин, равномерно размещенных по площади нефтеносности.

Количество и периодичность перечисленных видов и методов контроля определялись геолого-техническими службами НГДУ “Юганскнефть“, при согласовании и утверждении в ОАО ”Юганскнефтегаз”.

Методы регулирования в процессе разработки и пробной эксплуатации включают:

варьирование давления нагнетания воды;

ограничение, вплоть до остановки отбора жидкости из скважин с повышенной обводнённостью (более 70%);

выравнивание профилей приёмистости и притока добывающих и нагнетательных скважин путём закачки полимерных и пенных составов;

смену направлений фильтрационных потоков путём временной остановки нагнетательных и добывающих скважин.

Контроль за процессом разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения осуществляется тремя известными методами:

Геофизические исследования скважин.

Гидродинамические исследования скважин.

Промысловые замеры и наблюдения.

Промысловые исследования (замеры дебитов нефти, жидкости, отбором газа, состояние внутрискважинного оборудования и др.) проводились в НГДУ “Юганскнефть“ в соответствии с действующими инструкциями и в связи с их традиционностью не являются предметом обсуждения в данном проекте.

За период с 1988 по 2002 год выполнен объём целенаправленных исследований (по числу исследованных скважин).

В исследованных скважинах Средне-Асомкинской площади эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов изменяется от 1,0м (скважина №462, расположенная в южной части залежи) до 12,4м (скважина №362, дренирующая центральную часть залежи). Проницаемость по разрезу изменяется от 1 до 28х10-3 мкм2. При исследовании профилей притока установлено, что в дренировании пласта участвуют весьма ограниченные по толщине интервалы - от 0,6 метров (скважина №148) до 2 метров (скважина №464) . Эти интервалы характеризуются более высокими значениями проницаемости, чем остальная часть разреза. Результаты исследованных скважин свидетельствуют о неоднозначности условий дренирования пласта по разрезу: так в скважине №148 приток нефти происходит из кровельной части перфорированного пласта, в скважине №362 - в средней, в скважине №464 - из подошвенной части. Из результатов исследований профилей притока следует, что коэффициент действующей толщины изменяется в широком диапазоне - от 0,1 (скважина №148) до 1,0 (скважина №462) , составляя в среднем 0,17, то есть в 2,5 раза меньше, чем на соседней Асомкинской площади, что косвенным образом подтверждает низкую продуктивность скважин на Средне-Асомкинской площади.

Обобщая результаты исследований профилей притока, следует отметить:

явно недостаточный объём и низкую результативность проведенных исследований;

приток нефти в скважины Средне-Асомкинской площади происходит из отдельных пропластков толщиной 0,6-2 метра, расположенных в разрезе в различных скважинах по-разному и без всяких определенных закономерностей в верхней, средней и нижней частях;

по скважинам Средне-Асомкинской площади коэффициент действующей толщины (средний) - 0,17.

Выполненный объём исследовательских работ и не совсем положительные результаты по многим исследованным скважинам дало основание сформулировать следующее предложение:

на площадях Фаинского месторождениях, а в частности на рассматриваемой Средне-Асомкинской площади необходимо провести серию дополнительных исследований профилей притока в скважинах, дренирующих различные участки залежи, с повышением качества проводимых исследовательских работ, путём выбора наиболее приемлемых методов для условий данного эксплутационного объекта.

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

Назначение и оборудование скважин.

По назначению выделяют такие скважины:

добывающие - нефтяные и газовые, предназначенные для добычи нефти, газа и попутной воды;

нагнетательные, служащие для нагнетания в пласт воды, пара, газа и различных растворов;

специальные, используемые для выполнения специальных работ и исследований.

В настоящее время нефть добывают тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и насосным.

Оборудованием скважины называют все те части её конструкции, которые обеспечивают отбор продукции в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно различают наземное и подземное оборудование. Наземное оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное - оборудование ствола скважины.

В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концентрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний её диаметр при толщине стенки труб 6 - 14 миллиметров изменяется от 96,3 миллиметра до 140,3 миллиметра, составляя в большинстве случаев 114 - 140,3 миллиметра ( рис.4.1.1 )

Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования. В зависимости от назначения и способа эксплуатации скважины на колонную головку устанавливают соответствующее устьевое оборудование (пример оборудования на рисунке 4.1.2.)

Рис.4.2.1. Конструкция скважины

1.Обсадные трубы

2.Цементный камень

3.Пласт.

4.Перфорация в обсадной колонне.

I.Направление

II.Кондуктор

III.промежуточная колонна.

IV.Эксплуатационная колонна.

Рис.4.1.2. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными насосами

1.Крестовина.

2.Разъёмный корпус.

3.Резиновый уплотнитель.

4.Кабель.

5.Эксцентричная планшайба.

6.Выкидная линия.

7.Обратный клапан.

8,9.Задвижка.

10,11.Манометр.

Насосно - компрессорные трубы.

При всех способах эксплуатации скважин подъём жидкости и газа на поверхность происходит обычно по насосно - компрессорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к способам эксплуатации ещё называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъёмными или лифтовыми.

ГОСТ 633 - 80 предусматривает изготовление стальных бесшовных насосно - компрессорных труб гладких, с высаженными наружу концами - В, кладких высокогерметичных - НКМ и безмуфтовых с высаженными наружу концами - НКБ. Трубы с высаженными наружу концами (равнопрочные) рассчитывают по пределу прочности с учётом собственной массы при коэффициенте запаса, равном 1,5, а остальные (неравнопрочные) - по страгивающей нагрузке.

Трубы всех типов исполнения А изготавливают длиной 10 метров, а исполнения Б - двух длин: от 5,5 до 8,5 метров и свыше 8,5 - 10 метров.

Гладкие трубы исполнения Б изготавливают до группы прочности Е включительно с термоупроченными концами (ТУК).

В основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60 и 73 миллиметра. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780 - 4250 метров, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ - 12 - 15 миллиметров. Это значит что, максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146 миллиметровой эксплуатационной колонне 73 миллиметра, при 163 мм - 89 мм и при 194 мм - 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).

4.2 Механизм образования АСПО

В Российской федерации применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации - классы, типы и виды нефтей.

По содержанию парафина нефти разделяют на три вида:

малопарафиновые, массовое содержание парафина не более 1,5%

парафиновые, массовое содержание парафина 1,5 - 6 %

высокопарафиновые, массовое содержание парафина более 6%

По содержанию смол нефти разделяют на три вида:

малосмолистые, массовое содержание смол менее 18%

смолистая, массовое содержание смол от 18 до 35 %

высокосмолистая, массовое содержание смол более 35%

Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 - 550С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнён тяжёлыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от жёлтого до чёрного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти.

При отборе нефти из скважины меняются физические условия по сравнению с пластовыми условиями, нарушается равновесие состояние растворов углеводородов.

При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твёрдых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твёрдых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выноситься с её потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъёмных трубах, выкидных трубопроводов, ёмкостях и хранилищах для нефти.

Температура, при которой в нефти появляются твёрдые частицы парафина, называется температурой начала кристаллизации парафина.

Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Последняя зависит от пульсирующей работы фонтанных скважин. Выпадение парафина происходит от потери лёгких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.

Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъёмным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части НКТ, на расстоянии 400 - 900 метров от устья скважины. Толщина слоя увеличивается по мере продвижения от забоя к устью.

Процесс отложения парафина в большей степени зависит от его характеристики. Чем больше тугоплавкость парафина, тем прочнее он прилипает к твёрдой поверхности.

На скважинах Фаинского месторождения отложения АСП наблюдаются на внутренней поверхности НКТ, начиная с глубины 700 метров от устья скважин и выше, вплоть до наземных труб выкидных линий и нефтесборных трубопроводов. В большинстве случаев образования АСПО приводило к образованию "глухих" пробок в стволе скважины на глубине 200 - 500 метров, хотя встречались и случаи образования АСПО на глубине ниже 1000 метров (скважина №1801 куста №31). Отложения АСПО на стенках НКТ в скважинах механизированной добычи уменьшают проходное сечение и создают дополнительное сопротивление движению нефтяной продукции скважины, что повышает противодавление на насос (снижается производительность насоса, повышаются энергетические затраты, уменьшается КПД установки в целом, - что приводит в конечном счете к перегреву электродвигателя ЭЦН и выходу его из строя). Кроме того, подъём динамического уровня в затрубной полости скважины приводит к повышению противодавления на призабойную зону пласта и, как следствие этого, происходит уменьшение притока продукции из пласта.

В связи с тем, что случаи отложения АСПО в скважинах принимали массовый характер, выбрать фонд скважин, в котором наиболее часто проявлялись АСПО, представляло нецелесообразным. Из всего фонда можно было выделить скважины куста №26А, относительно мало подвергающегося осложнениям АСПО.

На сегодняшний день удалением АСПО из НКТ скважин занимается специализированное звено ООО «Ямалнефтеотдача» г. Тюмень. Довольно успешная работа по месторождению позволила охватить весь фонд скважин.

4.3 Методы и средства для борьбы с АСПО, применяемые в нефтегазодобывающей промышленности

В настоящее время для борьбы с АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании широко применяются механические, химические, термические, а также новые способы, среди которых использование методов лакокрасочных покрытий трубы, применение магнитных полей, акустики, вибровоздействия.

Механический способ депарафинизации глубинно-насосного оборудования включает в себя применение различных скребков, укреплённых на колонне насосных штанг, ручных лебедок со скребками и др.

Химическим методом является доставка химического реагента (различного рода растворителей) в НКТ и реагирования его с АСПО.

К термическим способам относят прогрев труб паром в скважине или после извлечения их на поверхность; промывку колонны насосных труб путём закачки в них горячей нефти, нагреваемой на поверхности; прогрев труб электрическим кабелем или погружными электронагревателями, постоянно находящимися в скважине и включаемыми на период депарафинизации; ликвидацию парафиновых пробок “греющимся снарядом” на кабеле другие способы.

Следует отметить, что применение для удаления АСПО тепловых методов должно быть оптимизировано. При недостаточном прогреве АСПО не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворённые при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при её охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов.

4.3.1 Механические методы борьбы с АСПО

Ликвидация АСПО ручными лебёдками.

Для удаления АСПО из насосно-компрессорных труб добывающих скважин на месторождении широко используются ручные лебёдки со скребками. Скребок представлен на рисунке 4.3

Скребок спускается на проволоке или тонком стальном тросе. Скребки соскабливают со стенок НКТ отложившийся парафин. Вниз скребки двигаются под действием их веса и подвешиваемых грузов (до 10 килограмм). Вверх их поднимают лебёдкой.

Для очистки скребками фонтанных скважин без остановки подачи нефти на устьевой арматуре монтируются лубрикатор с сальником и дополнительная буферная задвижка. Скребки могут иметь постоянное и переменное сечение. Недостаток скребков с постоянным сечением заключается в том, что их надо спускать в скважину когда слой отложившегося парафина был не более 0,5 - 0,7 миллиметров. При большей толщине слоя возможно застревание скребка и обрыв проволоки. Поэтому на промыслах применяют скребки с изменяющимся диаметром, который можно уменьшать при спуске скребков. При подъёме ножи скребка раздвигаются и срезают со стенок трубы парафин.

Частота применения скребков для очистки НКТ скважин от АСПО варьируется в зависимости от дебита скважины от 1 раза в 7 суток до 1 раза в месяц.

Следует, однако, отметить, что использование ручных лебедок со скребками не позволяет провести качественную очистку внутренней поверхности НКТ от АСПО в случае если для проведения операции требуется остановка скважины (отсутствие буферной (дублирующей) задвижки), так как удалённые отложения АСПВ со стенок НКТ не выносятся на поверхность, а осаждаются, и в дальнейшем служат дополнительными центрами парафинизации. Во многом по этой причине на ряде скважин низок МРП работы скважины. Также данная технология удаления АСПО существенно нарушает стационарный температурный режим работы выкидных линий скважин и нефтесборных коллекторов, что может привести к более масштабным осложнениям, чем остановка одной скважины.

Нарушение температурного режима в зимних условиях приводит к охлаждению потока жидкости в нефтесборном коллекторе из-за уменьшения объема перекачки. На обводнённых кустах снижение температуры ниже температуры гидратообразования приводит к забивке коллектора гидратопарафиновой пробкой и остановке целого куста скважин.

Рис.4.3. Скребки для очистки труб от парафина: а) раздвижной скребок; б) малогабаритный скребок.

Удаление АСПО при помощи установки с механизированной лебёдкой.

Для механизации и автоматизации спуска и подъёма скребков изготовляются депарафинизационные установки с механизированной лебедкой. На рисунке 4.3.2. показана общая схема автоматической установки АДУ-3. Она состоит из лубрикатора 9, концевого выключателя подъёма 11, оттяжного ролика 5, автомата предохранителя 4, лебёдки 1 с электродвигателем, панели управления 19, клапана - зажима 6. Установка включается по заранее заданной программе несколько раз в сутки при помощи реле времени 20. Процесс очистки начинается спуском скребка или гирлянды скребков 13 на заданную глубину, определяемую по числу оборотов барабана лебёдки. Для отсчёта оборотов барабана и отключения двигателя при спуске скребков на заданную глубину на кронштейне привода водила устанавливается выключатель спуска 2, представляющий собой трехзаходный винт с микровыключателем. Выключатель спуска при помощи зубчатой передачи сцеплен с шестернёй 3 водила. Для устранения резких динамических нагрузок на скребковой проволоке 12 при перемене направления вращения, электродвигатель для подъёма скребка включается через некоторый промежуток времени, для чего в электрической схеме установки имеется тепловое реле. Когда скребок приходит в верхнее исходное положение, срабатывает концевой выключатель 11, подъёма скребка. При входе скребка в полость катушки увеличивается индуктивное сопротивление в её цепи, в связи с чем последовательно включенное реле отключит двигатель лебёдки. Следующий цикл опять начинается включением двигателя лебёдки при помощи реле времени для спуска скребков в скважину.

Автомат 4 предохраняет проволоку от спутывания при спуске скребка со скоростью выше расчётной, а так же предупреждает обрыв проволоки при заклинивании скребка в колонне насосно-компрессорных труб. При ослаблении скребковой проволоки во время спуска двигатель отключается до восстановления нормального натяжения, после чего спуск скребка продолжается.

Рис.4.3.2. Схема автоматической установки АДУ-3.

При заклинивании скребка во время подъёма электродвигатель автоматически переключается на спуск также до восстановления нормального напряжения. Стационарная тренога с роликом облегчает смену скребка и груза 14, а также оснастку и демонтаж скребков. Полость лубрикатора герметизируется прокладкой, которая затягивается гайкой 10 с ленточной резьбой. Для герметизации скважины при монтаже и демонтаже гирлянды скребков с грузом в установке АДУ предусмотрен клапан - зажим 6, представляющий собой резиновые пластины, помещенные в стальном корпусе. Назначение пластин - герметизация буферного отверстия, через которое проходит проволока, после монтажа или демонтажа скребков. Сбоку катушки, установленной над клапаном (крестовиной) 6 имеется манометр 8, служащий для контроля буферного давления, а так же игольчатый вентиль 7 для спуска давления из лубрикатора.

На панели управления 19 находятся сдвоенный магнитный пускатель 15, блок 18 из двух реле РПТ - 100, реле времени 20, кнопка управления 21, два пакетных выключателя 17, три предохранителя 16, трансформатор 380/24 в. и добавочное сопротивление. Скорость движения скребка от 0,34 до 0,68 м/сек., которую можно менять путём перестановки шкива клиноременной передачи. Продолжительность одного цикла при глубине 1000 метров изменяется от 50 минут до 1часа 40 минут.

Применение скребков для удаления АСПО в НКТ скважин, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами.

Для очистки подъёмных труб в скважинах, эксплуатирующихся глубинными штанговыми насосами, применяются скребки, укрепляемые на насосных штангах. На промыслах в основном применяются пластинчатые скребки, изготовляемые из 2,5 - 3,5 миллиметровой листовой стали, длинной до 300 миллиметров и шириной на несколько миллиметров меньше диаметра насосных труб. В верхней и нижней частях пластин скребка сделаны скосы, чтобы скребок не задевал за торцовую часть трубы. Скребки укрепляют на верхней части колонны штанг хомутами, приваренными к скребкам.

Приваривать пластины к насосным штангам не рекомендуется во избежания нарушения прочности штанг. Обычно на одной штанге крепят от 5 - 11 скребков.

При употреблении пластинчатых скребков колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе, который бывает разных конструкций. На рисунке 4.3.3. показана одна из его конструкций. Штанговращатель имеет две самостоятельные части: верхнюю и нижнюю.

Верхняя часть состоит из корпуса 1 с приваренным к нему пальцами 2, за которые на серьгах подвесках 3 штанговращатель к головке балансира станка - качалки. В другой плоскости к корпусу 1 приварена ось 4 подвижной собачки 9 и ось тормозной собачки 10. К оси 4 приварен рычаг 6 с грузом 7, а так же щёчки 8, на конце которых свободно насажена собачка 9. Точно также присоединена к оси тормозная собачка. Внутри корпуса 1 установлен упорный шарикоподшипник 11, на котором лежит опорная подушка 12 с расположенным на ней корпусом шлипса 13. Полированный шток 14 закрепляется в штанговращателе при помощи разрезного шлипса 15. Основной деталью нижней части штанговращателя является поворотный диск 16 с нарезанными на его верхней поверхности радиальными зубьями. Диск скользит по конусной поверхности корпуса и своей внутренней поверхностью плотно прижимается к штоку. Таким образом, полированный шток наглухо соединяется с верхней частью штанговращателя при помощи шлипса 15 и с нижней частью штанговращателя - сухарём 5.

Колонна насосных штанг может вращаться на шарикоподшипнике 11 при неподвижном корпусе штанговращателя. Для поворота штанг необходимо повернуть диск 16. Для поворота штанг необходимо повернуть диск 16. Для этого конец рычага 6 привязывают стальным канатом к ноге или поясу вышки и пускают в ход станок - качалку, при этом штанговращатель двигается вместе с колонной штанг вверх и вниз. В конце хода вниз натянутый канатик не позволяет концу рычага 6 двигаться вместе со штанговращателем и в результате этого рычаг 6 поворачивается вокруг оси 4, вследствие чего собачка 9 перемещается по зубьям диска 16 и входит в зацепление с соответствующим зубом. При ходе вверх канатик ослабевает и под действием груза 7 рычаг 6 опускается вниз, поворачивая диск 16 и вместе с ним всю колонну штанг на некоторый угол. Величина поворота диска регулируется натяжением канатика, привязанного к концу рычага 6. Диск закрепляется на полированном штоке при помощи разрезного сухаря 5, который вставляется в корпус и зажимается болтами.

На сахалинских промыслах для очистки НКТ применяют спиральные скребки конструкции Соболева. Из стального листа толщиной 2 миллиметра вырезают ленту и хомуты. Ленту сворачивают в спираль на крутильном станке. Спирали крепятся к штангам двумя хомутами. Длина скребка 80 миллиметров. Для предохранения колонны штанг от вращения спиральные скребки изготавливают правой и левой крутки и надевают на штангу поочерёдно.

Рис. 4.3.3. Штанговращатель

4.3.2 Химические методы борьбы с АСПО

Для депарафинизации скважин и оборудования широкое применение нашли различного рода растворители - отходы химической промышленности. В качестве растворителей для удаления АСПО на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз" широко используются нефрасы марок С4 130/350 и С3 70/150, бензинорастворитель БР-1, гексановая и толуольная фракции (аналоги растворителя БР-1).

Технология доставки растворителя в НКТ и реагирования его с АСПО предполагает использование различных вариантов:

1) Растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в количестве 5-7м3 в затрубное пространство скважин и продавливается нефтью до приёма насоса. Нагнетание растворителя и его продавливание нефтью осуществляется при работающей скважине. Обработка внутренней поверхности НКТ растворителем происходит за счёт его подачи насосом из затрубного пространства;

2) Растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объёме 5-7м3 при работающей скважине без последующего продавливания к насосу буферным слоем нефти. Опускаясь вниз, он попадает на приём насоса и вместе с нефтью поступает в НКТ;

3) Растворитель из автоцистерны подаётся в затрубное пространство агрегатом в объёме 5-7м3 с последующим продавливанием нефтью при работающим насосе до полного проникновения в НКТ с фиксацией выхода его на устье скважины. Скважина останавливается для реагирования агента с АСПО на 8-10 часов. Продукты обработки после пуска насоса в работу направляются в выкидную линию;

4) Растворитель в количестве 2-3 объёмов НКТ нагнетается агрегатом в затрубное пространство скважины, после чего производится обвязка ее по схеме НКТ - затрубное пространство. Скважина переводится на самоциркуляцию в течение 8-10 часов. Продукты обработки направляются в выкидную линию;

5) Растворитель нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объёме равном объёму колонны до глубины подвески насоса. Нагнетание осуществляется при минимальной скорости и работающем насосе до появления растворителя на устье скважины;

6) Растворитель с помощью агрегата в объеме 5-7м3 подается в затрубное пространство и в дальнейшем продавливается под приём насоса при работающей скважине, порции растворителя постепенно подаются насосом в НКТ. Время контакта растворителя с АСПО зависит от производительности насоса;

7) Технология обработки предусматривает использование в скважине полых штанг. Нагнетание растворителя осуществляется агрегатом через полые штанги в НКТ до их заполнения. Работы производятся на остановленной скважине, время обработки составляет 8-10 часов;

8) Технология предусматривает установку в НКТ на глубине 500-600 метров клапана, позволяющего заполнять трубы растворителем без насоса. Реагент нагнетают агрегатом в затрубное пространство, в НКТ через клапан. Скважину обрабатывают 8-10 часов, после включения насоса продукты направляются в выкидную линию.

Следует отметить, что каждая из вышеописанных технологий удаления АСПО имеет определённые достоинства и недостатки. Причём выбор того либо иного технологического варианта обработки во многом определяется не только физико-химическими свойствами АСПО и условиями эксплуатации скважины, но и свойствами используемого растворителя.

Технологии обработок по 1, 2, 6 и 7 вариантам предполагают использование растворителей с высокой растворяющей способностью к АСПО, так как при их осуществлении наблюдается снижение активности растворителя за счёт перемешивания с продавочной и (или) добываемой нефтью. Кроме того, второй технологический вариант обработки целесообразно применять в том случае, когда состав обладает высокой диспергирующей способностью к АСПО. Нужно отметить, что достоинством 1, 2 и 6 вариантов обработок является отсутствие потерь в добыче нефти, так как процесс осуществляется без остановки скважины.

К основным недостаткам технологии обработки по пятому варианту относится использование больших объёмов растворителя (до 15м3) и снижение его активности за счёт смешения с добываемой нефтью.

Технология обработки по восьмому варианту, заключающаяся в установке клапана в НКТ на максимальной отметке отложений АСПВ, исключает непроизводительные расходы растворителя. Однако, необходимость продолжительной циркуляции растворителя, отсутствие спецклапанов, обеспечивающих стабильную работу оборудования, существенно усложняют данную технологию.

Наиболее рациональными следует признать технологии проведения химических обработок скважин по третьему и четвертому вышеприведённым вариантам.

Наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы предупреждающие их отложение. Наиболее целесообразно предусматривать использование этих методов на вновь обустраиваемых скважинах, расположенных в природоохранной зоне, и объектах, к которым затруднен подъезд в течение длительного времени.

Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции АСПВ на стенках оборудования, формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол и асфальтенов, увеличению моющих свойств водонефтяного потока по отношению к АСПО и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании. При использовании ингибиторов предотвращается отложение АСПВ не только в скважинном оборудовании, но и в выкидных линиях и сборных коллекторах.

Перед использованием ингибиторов АСПО на скважинах не оборудованных пакерами необходимо переоборудовать устье скважины для перепуска части добываемой продукции из выкидной линии в затрубное пространство с целью обеспечения доставки ингибитора к приёму насоса и удалить накопившиеся АСПО в процессе эксплуатации с помощью химических растворителей. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве, что обеспечивается:

непрерывной подачей в затрубное пространство с помощью наземного дозировочного насоса;

непрерывной подачей с помощью глубинного забойного дозатора, например, из контейнера, заполненного ингибитором, и оборудованного струйным насосом, приводимым в действие нефтяным потоком, втягиваемым ЭЦН;

ежедневной подачей в затрубное пространство с помощью дозаторов типа “метанольницы”;

подачей ударной дозы в течение 1-5 суток;

периодической закачкой ингибитора в ПЗП, выполняющую роль дозатора реагента, через 1-3 месяца;

задавливанием в пласт нефтью и др.

Накопленный опыт ингибирования АСПО на отечественных нефтепромыслах свидетельствует, что наиболее эффективна технология непрерывной подачи ингибитора с помощью наземного дозировочного насоса через затрубное пространство в нефть. Технологическая эффективность приведённых ингибиторов достигается при дозировке их в нефть в расчёте 50-200 грамм на 1тонну нефти. Как правило, в течение первых 10 дней ингибитор в скважину подаётся в режиме “ударной дозировки”, которая в 5-10 раз превышает оптимальную. Для обеспечения надежной и быстрой доставки ингибитора к приёму насоса или на забой скважины его целесообразно подавать в поток нефти, частично перепускаемой из выкидной линии в затрубное пространство. Целесообразно перепускать до 10% добываемой продукции, но не более 3-4м3.

Использование технологии постоянного дозирования требует наличия надёжных технических средств для её осуществления на каждой из осложнённых отложениями АСПВ скважине:

на скважинах, оборудованных ШГН - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-СК, устройств гидростатического действия УДГ;

на скважинах, оборудованных ЭЦН - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-2Э, устройств гидростатического действия УДГ;

на фонтанных скважинах и наземных транспортных коммуникациях - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-2Э, устройств гидростатического действия УДГ.

При реализации данной технологии должно быть обеспечено постоянное обслуживание и регулирование технических средств на определенный расход ингибитора. При невозможности обеспечения вышеперечисленных условий для ингибиторной защиты может быть применена технология периодической подачи реагента в скважину с помощью агрегатов ЦА-320 и ЦА-320М (Азинмаш), которая включает монтаж, опрессовывание нагнетательной линии от агрегата к затрубному пространству скважины. Перед закачиванием ингибитора в скважину необходимо:

остановить скважину, снизить давление в затрубном пространстве путём перепуска из него газа в выкидную линию, использовав для этих целей перепускной клапан на устьевой арматуре;

вместо пробки на планшайбе устьевой арматуры ввернуть вентиль со шлангом для отвода возможного избытка газа, скапливающегося в затрубном пространстве в период проведения работ.

Объём закачиваемого ингибитора в скважину для одноразовой обработки рассчитывается с учётом суммарного количества нефти в затрубном пространстве и в трубах и должен составлять не менее 5 и не более 8% от суммарного количества нефти. После задавливания ингибитора в затрубное пространство скважину запускают в работу “на себя”, продолжительность которой составляет в среднем 6 часов. Затем скважина запускается в работу в регламентном режиме.

В зарубежной практике ингибирования АСПО в добывающих скважинах широко используется технология, заключающаяся в непрерывной подаче ингибитора, расположенным на поверхности дозировочным насосом, по дозировочной трубке через специальную нагнетательную муфту, крепящуюся на НКТ, ниже интервала начала отложения АСПВ. Однако, сложность монтажа, отсутствие необходимого оборудования и опыта его эксплуатации не позволяют использовать данную технологию в настоящее время. Тем не менее данная технология, а также метод с использованием дозаторов, устанавливаемых ниже спуска насоса, наиболее целесообразны для ингибирования АСПО в НКТ эксплуатационных скважин, оборудованных пакерами.

4.3.3 Термические методы борьбы с АСПО

Один из наиболее простых способов освобождения труб от парафина - подъём их на поверхность и продувка их паром, однако он малоэкономичен. При освобождении труб от парафина прогревом паром в качестве генератора пара пользуются передвижной паровой установкой (ППУ), смонтированной на автомобиле.

Также наиболее распространённый метод удаления асфальтосмолиствх отложений - промывка горячей нефтью. В процессе промывки коллектора или насосно-компрессорных труб происходит размягчение и плавление парафина с последующим растворением в теплоносителе. Необходимым условием качественной очистки является предотвращение их повторного осаждения из раствора на стенках труб. Это может быть обеспечено поддержанием на выходе из коллектора или на устье скважины температуры, при которой растворенные АСПО не осаждаются из раствора. Верхней границей этой температуры является температура кристаллизации (плавления) растворённого вещества. При промывке скважин горячей нефтью применяется спецтехника АДПУ и нефтевозы АНЦ.

Для прогрева насосно - компрессорных труб также используют различные растеплители. Принцип действия которых основан на подводе к “снаряду” электрического тока и прогрева проходного диаметра труб НКТ до полного растворения асфальтопарафиносмолистых отложений с последующим их выносом в систему нефтесбора.

Основным условием образования отложений АСПВ в НКТ добывающих скважин является снижение температуры ниже температуры насыщения нефти парафином. Поэтому поддержание на устье скважины температуры выше температуры насыщения нефти парафином способно предотвратить отложения АСПВ в скважине.

Температура насыщения нефти парафином в условиях эксплуатации осложнённых АСПО скважин Фаинского месторождения не столь высока 27,0 - 31,00С . Поэтому поддержание температуры на устье скважины на уровне 30-350С вполне достаточно для предотвращения отложений в НКТ скважин.

Для этих целей рекомендуется использовать нагреватель глубинный «ОЗНА-ТИТАН», производимый ОАО «АК ОЗНА» г. Октябрьский.

Нагреватель состоит из герметичного корпуса, в котором размещены три трубчатых нагревательных элемента, соединенных в «звезду», головки и наконечника. В головке размещён узел токоввода. Питание осуществляется по кабелю КПБК, КПБП. Нагреватель крепится к колонне НКТ с помощью резьбового соединения.

Для предотвращения отложений АСПВ в насосно-компрессорных трубах рекомендуется применять нагреватели на скважинах с дебитом до 10м3/сут. и обводнённостью не более 50%.

5. Специальная часть

5.1 Анализ действующего фонда по годам

1997 год.

Фонд скважин, оборудованных установками ЭЦН, на 1.01.98 года составил 383 скважины, действующий 168 скважин.

Главным показателем в работе оборудования является МРП. Он зависит от количества отказов. По причине парафиноотложений в насосно - компрессорных трубах произошло 78 отказов УЭЦН.

Фонд скважин, оборудованный установками СШН, на 1.01.98 года составил 32 скважины, действующий 15 скважин. По причине парафиноотложений произошло 8 отказов (забиты парафином всасывающий и нагнетательный клапана, цилиндр).

Итого за отчётный год произошло 86 отказов по причине парафиноотложения в скважинах, что составило 74,7% от общих отказов скважин оборудованных УЭЦН и УСШН,

Бригадой ЛГПП сделано 328 скважино-операций, что существенно снизило отказы механизированных скважин от парафиноотложений.

С начала года на Фаинском месторождении начинается внедрение различных методов и средств для удаления от АСПО: двойные лифты, греющий кабель, пластиковые трубы, скребки. Наиболее эффективным методом очистки скважин от АСПО оказался метод очистки при помощи скребков.

1998 год.

Фонд скважин, оборудованных установками ЭЦН, на 1.01.99 года составил 388 скважины, действующий 131 скважина.

По причине парафиноотложений в насосно - компрессорных трубах произошло 53 отказа УЭЦН.

Фонд скважин, оборудованный установками СШН, на 1.01.99 года составил 32 скважины, действующий 8 скважин. По причине парафиноотложений произошло 9 отказов (забиты парафином всасывающий и нагнетательный клапана).

Итого за отчётный год произошло 62 отказа по причине парафиноотложения в скважинах, что составило 65,4% от общих отказов скважин оборудованных УЭЦН и УСШН.

Бригадой ЛГПП сделано 345 скважино-операций, что существенно снизило отказы механизированных скважин от парафиноотложений.

1999 год.

Фонд скважин, оборудованных установками ЭЦН, на 1.01.00 года составил 379 скважин, действующий 181 скважина.

По причине парафиноотложений в насосно - компрессорных трубах произошло 34 отказа УЭЦН.

Фонд скважин, оборудованный установками СШН, на 1.01.00 года составил 32 скважины, действующий 13 скважин. По причине парафиноотложений произошло 14 отказов (забиты парафином всасывающий и нагнетательный клапана, цилиндр).

Итого за отчётный год произошло 48 отказов по причине парафиноотложения в скважинах, что составило 40% от общих отказов скважин оборудованных УЭЦН и УСШН.

Бригадой ЛГПП сделано 412 скважино-операций, что существенно снизило отказы механизированных скважин от парафиноотложений.

2000 год.

Фонд скважин, оборудованных установками ЭЦН, на 1.01.01 года составил 327 скважин, действующий 164 скважины.

По причине парафиноотложений в насосно - компрессорных трубах произошло 2 отказа УЭЦН.

Фонд скважин, оборудованных установками СШН, на 1.01.01 года составил 27 скважин, действующий 8 скважин. По причине парафиноотложений произошло 11 отказов (забиты парафином всасывающий и нагнетательный клапана).

Итого за отчётный год произошло 13 отказов по причине парафиноотложения в скважинах, что составило 5,2% от общих отказов скважин оборудованных УЭЦН и УСШН, после некачественной эксплуатации, повышенного содержания КВЧ, солеотложений.

Бригадой ЛГПП сделано 172 скважино-операций. С 2000 года на нефтепромысле начинает работать ООО ”Ямалнефтеотдача” специализирующаяся на работе по удалению АСПО с помощью механических скребков, поэтому существенно снизились отказы УЭЦН по причине парафиноотложений. Так как ООО “ЯНО” узко специализировано именно на данный вид работы, а силами нефтепромысла установлено дополнительное оборудование (буферная задвижка и лубрикатор), позволяющие работать без остановки УЭЦН, то процесс депарафинизации скважин существенно улучшился. С июля 2000 года ООО “ЯНО” полностью охватывает фонд скважин по депарафинизации и нефтепромысел отказывается от услуг бригад ЛГПП.

2001 год.

Фонд скважин, оборудованных установками ЭЦН, на 1.01.02 года составил 294 скважины, действующий 147 скважин.

По причине парафиноотложений в насосно - компрессорных трубах произошёл 1 отказ УЭЦН.

Фонд скважин, оборудованный установками СШН, на 1.01.02 года составил 27 скважин, действующий 0 скважин ( в течении 2001 года работало 6 скважин ). По причине парафиноотложений произошло 2 отказа (забиты парафином всасывающий и нагнетательный клапана).

Итого за отчётный год произошло 3 отказа по причине парафиноотложения в скважинах, что составило 1,09% от общих отказов скважин оборудованных УЭЦН и УСШН.

2002год.

Фонд скважин, оборудованных УЭЦН на 1.01.03 года составил 274 скважины, действующий 142 скважины. По причине парафиноотложений

в насосно-компрессорных трубах отказов - 0

Фонд скважин, оборудованных УСШН на 1.01.03 года составил 24 скважин, действующий - 0

2003год.

Фонд скважин оборудованных УЭЦН на 1.01.04 года составил 256

скважин, действующий 138 скважин. По причине парафиноотложений

в насосно-компрессорных трубах отказов - 0

Фонд скважин оборудованных УСШН на 1.01.04года составил 22

скважины, действующий - 0

5.2 Анализ АСПО в скважинах Фаинского месторождения

Скважины Фаинского месторождения добывают продукцию пласта ЮС1. Нефть пласта ЮС1 сернистая, парафинистая, малосмолистая. Содержание парафинов в нефти колеблется в пределах 0,8-3,07% и в среднем составляет 2,0%. Для месторождения характерна существенная разница (в среднем около 20МПа) в величинах пластовых давлений и давлений насыщения нефти газом , средний газовый фактор - 92,61м3/т (при сепарации в стандартных условиях).

Температура насыщения нефти парафином, рассчитанная на основании регрессионных зависимостей, составляет при стандартных условиях в среднем 33,70С. Следует отметить, что для нефти основных продуктивных пластов ОАО «Юганскнефтегаз» диапазон изменения температуры насыщения парафином составляет 27,8-34,90С. Таким образом, нефть Фаинского месторождения для данного региона характеризуется относительно высокой температурой насыщения парафином, что связано с малой величиной отношения суммы массовых количеств асфальтенов и селикагелевых смол к парафинам.

Нефть Фаинского месторождения отличается повышенным газосодержанием, причём выделяющийся попутный газ является более «жирным», то есть содержит относительно высокое количество углеводородов С3-С5, и поэтому отличается повышенной плотностью и молекулярной массой. При выделении из нефти такого газа наблюдается более значительное снижение растворимости парафиновых углеводородов и происходит их отложение на стенках лифтовых труб и в выкидных линиях.

В результате анализа проб АСПО со скважин и коллекторов Фаинского месторождения (таблица 5.2.1.) установлено, что отложения главным образом относятся к парафиновому типу. Температура плавления парафинов углеводородов, выделенных из АСПО находится в интервале 74…850С, что соответствует расчётной молекулярной массе парафинов 506…632.

При подъёме скважинной продукции по насосным трубам, как правило, в нижней части трубы откладываются наиболее тугоплавкие парафины, что подтверждается результатами определения состава и температуры плавления выделенных парафинов

В коллекторах откладываются менее тугоплавкие отложения, в таблице 5.2.2. предоставлены средние температуры плавления парафинов в коллекторах на Фаинском месторождении. Так, средняя молекулярная масса парафинов, откладывающихся в коллекторах Фаинского месторождения, составляет 513, что соответствует среднему числу атомов углерода в молекуле 36,5 и температуре плавления 750С.

Таблица 5.2.1.

Состав АСПО скважин и коллекторов Фаинского месторождения

Место отбора пробы, месторождение

Состав АСПО, мас.%

Т0С плавления парафина

Расчет молекул масса парафина

Асфальтены

Парафины

Силикагелевые см

Мехпримеси

Масла

Скважина №9150куст 32 (80-200 м)

13,9

39,0

9,6

2,2

35,3

80…81

562…576

Скважина 9037куст 24 (200-300 м)

8,4

43,7

8,4

1,9

37,6

84…85

604… 632

Кусты 2, 2а

5,1

45,2

4,0

0,4

45,3

74…76

506… 520

В 1999 году, в соответствии с разработанной методикой, ВНИИЦ “НЕФТЕГАЗТЕХНОЛОГИЯ” произведен расчёт глубин начала выпадения АСПО и парафинобезопасного дебита в ряде эксплуатационных скважин Фаинского месторождения. Исходными параметрами для расчёта являлись средние значения результатов анализов глубинных проб нефти по пласту, фактические эксплуатационные характеристики добывающих скважин, физико-химические характеристики разгазированной нефти, состав газа при ступенчатом разгазировании пластовой нефти и др.

При расчёте были использованы данные о глубине отложений АСПВ и режимах работы скважин, приведённые в отчете ИЭЦ ОАО «Юганскнефтегаз»

«Анализ осложнений в процессе добычи нефти асфальтосмолопарафиновыми отложениями на Фаинском месторождении» за 1997 год, на основании которых определены показатели

Таблица 5.2.2.

Температуры плавления АСПО

Номер куста

Температура плавления

АСПО куста 2а

75 … 780С

АСПО куста 2

68 … 720С

АСПО куста 7а

63 … 660С

АСПО куста 49р

67 … 720С

АСПО куста 15

76 … 790С

АСПО куста 56

70 … 730С

АСПО куста 57

67 … 700С

АСПО кустов 21,19

67 … 750С

АСПО кустов 35, 36

77 … 810С

АСПО куста 49

67 … 720С

АСПО кустов 24,30

69 … 720С

АСПО кустов 31,32,33

65 … 790С

АСПО куста 14а

68 … 760С

АСПО куста 17

67 … 690С

Результаты расчётов, представленные в таблице 5.2.3. показывают, что глубина начала выпадения АСПО для скважин кустов 35, 29, 29а, 25, 47, 27, 32, 33, 49, 28, 24, 26а, 26 варьируется в интервале 190 - 510 метров и существенно изменяется в зависимости от дебита. Подавляющее большинство осложнённых АСПО скважин относится к среднедебитным. Тем не менее, как показывает расчёт, для предотвращения отложений требуются более высокие дебиты, изменяющиеся в интервале 34,3 - 154,6м3/сут. Верхний предел данного интервала на настоящий период времени недостижим для большинства осложнённых эксплуатационных скважин.

Тем не менее температура насыщения нефти парафином в условиях эксплуатации осложненных скважин не столь высока 27,0 - 28,80С (таблица 5.2.3) и при проведении соответствующих мероприятий число осложнённых АСПО скважин может быть значительно снижено.

Анализ работы скважин без значительных осложнений АСПО свидетельствует, что интенсивность парафинизации существенно снижается при высокой обводнённости добываемой продукции (скважины №358, 365, 368, 376, 1798, 1819, 9016, 9080), при дебите добываемой продукции выше величины граничного парафинобезопасного дебита (скважины №358, 368, 1794).

Таблица 5.2.3.

Глубина АСП отложений скважин Фаинского месторождения.

№

Куст

Скважина

Т устья, 0С

Т ннп 0С

%, Н2О

Глубина АСПО

Парафин бразов Q скважины

1

29а

364

23,60С

28,4

15%

350 метров

86,3 м3/сут.

2

29а

363

23,90С

28,5

65%

290 метров

118,4 м3/сут.

3

29а

373

24,40С

28,4

5%

330 метров

83,5 м3/ сут.

4

29а

377

24,30С

28,7

10%

390 метров

88,6 м3/ сут.

5

29

374

26,00С

28,9

10%

120 метров

60,0 м3/ сут.

6

29

402 (НГН)

16,50С

-

29%

560 метров

289,8 м3/ сут.

7

28

9144

26,10С

27,8

5%

300 метров

81,8 м3/ сут.

8

28

9120

24,50С

28,1

5%

300 метров

79,6 м3/ сут.

9

28

9122

25,20С

28,0

15%

240 метров

85,9 м3/ сут.

10

28

9123

25,90С

27,9

16%

250 метров

71,2 м3/ сут.

11

28

9127

26,80С

27,8

5%

270 метров

55,3 м3/ сут.

12

24

9026

26,80С

-

10%

320 метров

53,1 м3/ сут.

13

24

9037

23,10С

28,2

20%

480 метров

59,9 м3/ сут.

14

25

359

22,60С

28,4

25%

420 метров

98,5 м3/ сут.

15

25

1766

25,70С

28,0

18%

350 метров

64,0 м3/ сут.

16

25

1767

25,50С

27,9

50%

270 метров

85,7 м3/ сут.

17

26

9071

26,40С

27,9

30%

270 метров

76,0 м3/ сут.

18

26а

1770

22,80С

28,5

5%

290 метров

152,3 м3/ сут.

19

26а

1771

24,80С

28,2

5%

320 метров

103,3 м3/ сут.

20

26а

1781

27,30С

27,9

10%

120 метров

40,0 м3/ сут.

21

26а

9079

24,60С

-

30%

340 метров

109,0 м3/ сут.

22

30

444

23,30С

28,9

45%

350 метров

117,0 м3/ сут.

23

30

433 (НГН)

16,90С

30,3

3%

550 метров

159,3 м3/ сут.

24

30

418

25,90С

28,7

10%

280 метров

89,4 м3/ сут.

25

17

468

20,50С

29,3

5%

510 метров

95,4 м3/сут.

26

17

1805

22,90С

28,9

5%

410 метров

98,2 м3/сут.

27

17

9111

21,60С

29,5

65%

510 метров

93,5 м3/ сут.

28

17

9112

21,90С

29,0

42%

470 метров

96,8 м3/ сут.

29

27

9081

23,80С

28,4

10%

400 метров

113,2 м3/ сут.

30

27

9082

22,90С

28,4

5%

400 метров

114,5 м3/ сут.

31

27

9093

22,20С

28,5

30%

460 метров

107,1 м3/ сут.

32

27

9103

23,80С

28,3

15%

380 метров

121,9 м3/ сут.

33

47

9096

23,30С

27,7

10%

460 метров

85,8 м3/ сут.

34

47

1782

25,40С

27,5

30%

290 метров

57,4 м3/ сут.

35

47

1800

24,60С

27,8

5%

340 метров

69,0м3/ сут.

36

32

9130

26,80С

28,4

10%

400метров

88,0 м3/ сут.

37

32

9119

23,80С

28,3

10%

400 метров

87,2 м3/ сут.

38

32

9117

27,50С

27,7

40%

190 метров

77,6 м3/ сут.

39

33

1862

21,30С

28,4

19%

470 метров

77,3 м3/ сут.

40

56

482

30,00С

30,6

20%

560 метров

34,1 м3/ сут.

41

56

436

24,40С

30,4

5 %

370 метров

119,6м3/ сут.

42

56

409

24,70С

30,6

5%

420 метров

117,5 м3/ сут.

43

49р

394

22,80С

29,1

5%

380 метров

120,8 м3/ сут.

44

35

322

24,80С

29,5

50%

340 метров

106,5м3/ сут.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены