Влияния формирования АСПО на обрывность штанг в процессе добычи нефти

Министерство образования и науки РТ.

Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: «Влияния формирования АСПО на обрывность штанг при эксплуатации ШСНУ»

2006

СОДЕРЖАНИЕ

1. ВВЕДЕНИЕ

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика эксплуатационных объектов Южно - Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения

2.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных горизонтов

2.3 Физико-химические свойства флюидов

2.3.1 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

2.3.2 Физико-химические свойства АСПО

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные причины неисправностей глубинно-насосного оборудования

3.2 Некоторые аспекты механизма формирования АСПО, на фонде скважин оборудованных ШСНУ

3.3 Методы предотвращения и борьбы с отложениями парафина

3.4 Причины увеличения обрывности штанговых колонн на Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения

3.5 Мероприятия по улучшению работы глубинно-насосного оборудования

3.6 Расчет нагрузок на штанги при различной интенсивности отложения АСПО

3.7 Выводы и предложения

4. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 Охрана труда и техника безопасности при ПРС

4.2 Противопожарная безопасность

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. ВВЕДЕНИЕ

Высокие темпы роста добычи нефти обеспечиваются не только вводом в разработку новых нефтегазоносных площадей, но также более рациональной разработкой длительно разрабатываемых нефтяных залежей, которая невозможна без рациональной эксплуатации огромного фонда малодебитных скважин (30% эксплуатационного фонда, с дебитом до 5 т/сут, Южно-Ромашкинской площади). В связи с этим вопросы рациональной эксплуатации малодебитных скважин заслуживают особого внимания и представляют несомненный научный и практический интерес.

Из года в год этот фонд непрерывно увеличивается в связи с тем, что многие высоко - и среднедебитные скважины, эксплуатирующие пласты с высоким давлением, в последующем в результате значительной потери пластовой энергии переходят в категорию малодебитных.

Себестоимость добычи нефти из очень малодебитных скважин в ряде случаев превышает среднепромысловую себестоимость добываемой нефти. Поэтому проблема повышения технико-экономических показателей эксплуатации малодебитных скважин имеет актуальное значение и является важным вопросом техники и технологии добычи нефти.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика эксплуатационных объектов Южно-Ромашскинской площади Ромашкинского месторождения

Орогидрография

Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к нижнему куполу Татарского свода и располагается на территории Татарстан.

До открытия этого месторождения юго-восток Татарстана был сельскохозяйственным районом. Открытие нефти в пределах этой территории внесло коренное изменение в развитие экономики республики. В 1965 году Татарстан стал одним из крупнейших нефтедобываемых районов страны.

Водораздельные пространства характеризуются плоской или слегка всхолмленной поверхностью, покрытой смешанным лесом. В административном положении площадь расположена на территории Лениногорского и Бугульминского районов республики Татарстан.

Характерной особенностью климата является ярко выраженная континентальность, с суровой зимой и жарким летом. Средняя температура зимой = -18;-20С, Летом +24С

Осадки: лето_мах = до 44 мм, зима_min = до 12 мм. Почва - чернозем, но имеется много участков с выходами из них коренных пород. Коренным населением являются татары и русские.

Тектоника.

На Южно-Ромашкинской площади лучше всего тектоническое строение выделяется на подошве репера-верхний известняк. Он является более четким маркирующем горизонтом в разрезе отложений верхнего девона. Вскрывается известняк всеми скважинами бурящимися на горизонт Д1. Площадь приурочена к стратиграфическому элементу второго порядка. Она является частью нефтяного месторождения платформенного типа с углами падения 0.09-0.17

Южно-Ромашкинская площадь представляет собой погружение Минибаево-Абдрахмановского поднятия в южном направлении: величина погружения от 15 до 21 метра и на протяжение 18-20 метров. Самая возвышенная часть этой площади представляет собой юго-западное направление. На этом направление наблюдается постепенное погружение подошвы песчаников пласта. На южной границе площади песчаники опускаются до абсолютной отметки 1508 метров.

В соответствии с характером залегания подошвы песчаников «в» отличается и положение внутреннего контура нефтеносности по этому пласту. Таким образом. Большая часть Южно - Ромашкинской площади расположена вне контура нефтеносности и лишь относительно небольшая часть занята нефтяной залежью.

Стратиграфия.

Южно-Ромашкинская площадь является частью Ромашкинского месторождения и расположена практически в центре. В основном эксплуатируется горизонт Д1. В разрезе Д1 выделяются сверху вниз пласты «а2, «б1+2», «б3», «в», «г1», «г2», «д». Эти пласты расположены по площади и представлены в разрезах скважин далеко неравномерно: с одной стороны разнообразие пластов, а с другой преобладание в разрезе определенных устойчивых сочетаний.

На площади преобладают разрезы скважин с четырьмя, пятью и шестью пластами, которые составляют 67.2 % всех сочетаний. Выделяемые пласты отделяются друг от друга раз - делами сложенными глинистыми алевролитами. Толщина разделов неоднозначна.

Верхние пласты имеют подчиненное значение, они содержат 34% геологических запасов, сложенных алевролитами и распространены по всей площади в виде линз и полос. Мощность пластов изменяется от 2.6 до 3.4 метров, а пористость от 17 до 19.3, проницаемость 243- 321 мкм. Пласты нефтенасыщенные. Пласт «в» имеет площадное расстояние, за исключением западного участка, где он представлен глинами. Мощность пласта 3.5 метра пористость 19 проницаемость 321мкм. В пласте содержится 88.8% геологических запасов. Особенным на площади является пласт «г», в котором сосредоточены 42% начального геологического запаса. Нефтенасыщенная площадь пласта 6.2 метра; проницаемость 21.9%, проницаемость 522 мкм.

Далее следует пласт «д». Он в 18.6 % скважин насыщен нефтью, в 6.8% вскрыта водонефтяная зона, на остальной части площади он водоносен. Геологические заносы нефти составляют только 5%.В целом пласты «а», «б1+2» и «б3» прерывисты, в большинстве являются алевролитами.

2.2 Характеристика коллекторский свойств продуктивных горизонтов

Коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Все горные породы, составляющие земную кору, имеют пустоты между частицами, то есть обладают пористостью, но промышленные запасы нефти встречаются только в осадочных породах - в песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, то есть способностью пропускать жидкость и газы через систему многочисленных каналов, связывающих отдельные пустоты в породе между собой.

сочетаний. Выделяемые пласты отделяются друг от друга раз - делами сложенными глинистыми алевролитами. Толщина разделов неоднозначна. Верхние пласты имеют подчиненное значение, они содержат 34% геологических запасов, сложенных алевролитами и распространены по всей площади в виде линз и полос. Мощность пластов изменяется от 2.6 до 3.4 метров, а пористость от 17% до 19.3%, проницаемость 243- 321 Mg. Пласты нефтенасыщенные. Пласт «в» имеет площадное расстояние, за исключением западного участка, где он представлен глинами. Мощность пласта 3.5 метра пористость 19%проницаемость 321Mg. В пласте содержится 88.8% геологических запасов. Особенным на площади явл. пласт «г», в котором сосредоточены 42% начального геологического запаса. Нефтенасыщенная площадь пласта 6.2 метра; проницаемость 21.9%, проницаемость 522 Mg.

Далее следует пласт «д». Он в 18.6 % скважин насыщен нефтью, в 6.8% вскрыта водонефтяная зона, на остальной части площади он водоносен. Геологические заносы нефти составляют только 5%.В целом пласты «а», «б1+2» и «б3» прерывисты, в большинстве являются алевролитами.

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и газа горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади были исследованы в «ТатНИПИнефть», в химической лаборатории г. Альметьевска.

Исследования 116 глубинных качественных проб нефтей проводились на установках АСМ-300 и УИПМ-2М по существующим общепринятым методикам. Вязкость пластовых нефтей определялась на вискозиметре типа ВВДУ. Отборы глубинных проб нефтей проводились пробоотборниками типа ПД-3М и ПВВ-300.

На основании экспериментальных исследований были определены свойства нефти и газа. Газовый фактор, объёмный коэффициент и плотность дегазированной нефти взяты при дифференциальном разгазировании. Диапазон изменения газового фактора от 39, 0 до 69, 4 м³/т, а среднее его значение равно 51, 8 м³/т, плотность изменяется от 852, 0 до 877, 0 кг/м³, объёмный коэффициент изменяется от 1, 127 до 1, 181 при среднем значении 1, 137.

Поверхностные нефти Южно-Ромашкинской площади девонского горизонта по своему составу относятся к группе сернистых, а по содержанию парафина - к группе парафиновых.

Ввиду совместного сбора, транспорта и подготовки нефтей всех продуктивных отложений для расчёта был взят средневзвешенный пластовый газовый фактор, который равняется 61, 6 м³/т, а рабочий 51, 8 м³/т. Потери от испарения лёгких фракций нефти в процессе подготовки составили 3, 7 м³/т, а потери от растворения этих фракций в сточных водах составил порядка 0, 007 м³/т.

Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенного в процессе сбора и подготовки нефти, составляет 6, 093 м³/т, которая ушла вместе с товарной нефтью. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 3 до 60 м³/сут; в некоторых достигает 350 м³/сут при разных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 25-27 м. режим залежи упруговодонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составила 253, 10-283, 35 г/л, плотность 1170, 0-1192, 7 кг/м³, вязкость1, 75-2, 00 мПа, рН равно 2, 7-6, 4.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность достигает 0, 25-0, 45 м³/т. Метана содержится более 50%. Упругость газа составляет 5, 0-10, 0 мПа. Объёмный коэффициент - 0, 9998.

В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод, содержащих сульфаты и сульфатвосстанавливающие бактерии, в разрабатываемых горизонтах появился сероводород до 100 мг/л. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии.

Состав газа, выделенного из нефти при неоднократном разгазировании, а также состав нефти определялся на хроматографах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ХРОМ-4, ВИРОХРОМ.

Свойства сепарированных нефтей определялись по существующим ГОСТам. Средние замечания основных параметров пластовых и сепарированных нефтей, а также состав нефти и газа представлены в таблицах.

Нефть Южно-Ромашкинской площади характеризуется содержанием смолистых веществ (30-48%), парафина (5, 3%), сернистых соединений (1, 5-2, 5%), бензиновых фракций и лёгких углеводородов, масляных фракций. Попутный газ богат этаном и пропаном.

Ввиду совместного сбора, транспорта и подготовки нефтей всех продуктивных отложений для расчёта был взят средневзвешенный пластовый газовый фактор, который равняется 61, 6 м³/т, а рабочий 51, 8 м³/т. Потери от испарения лёгких фракций нефти в процессе подготовки составили 3, 7 м³/т, а потери от растворения этих фракций в сточных водах составил порядка 0, 007 м³/т.

2.3.1 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Таблица 1. Физико-химические свойства нефти.

Наименование	Пластовая девонская нефть
	Количество исследований	Диапазон измерений	Среднее значение
	Скваж.	Пробн.
Вязкость, мПа при t=20°C и 50 °C	17	17	13, 1-27, 4 6, 5-10, 2	20, 7 8, 4
Температура застывания, °C				18 °C
Температура насыщения парафином, °C				22 °C
Массовое содержание серы, %		23	1, 2-3, 7	2, 3
Смол селико-галевых	23	5, 1-15, 7	10, 3
Асфальтенов		23	1, 6-8, 2	5, 8
Парафинов		23	3, 6-7, 0	5, 7
НК 100°C
До 150°C		4	1, 9-4, 5	2, 8
До 200°C		4	14, 0-25, 0	20, 1
До 300°C		4	35, 5-41, 0	37, 4

Изменение основных параметров пластовой нефти в процессе разработки.

В процессе разработки месторождения параметры пластовой нефти не остаются постоянными. В безводный период эксплуатации месторождения изменение параметров пластовой нефти происходит незначительно. В последний период разработки в процессе обводнения, когда скважины добывают водонефтяные смеси, на свойства нефти влияет закачиваемая вода. В этом случае изменение свойств нефти происходит от окисления её кислородом, попавшим в пласт с закачиваемой водой, растворения компонентов в воде и т. д.

Таблица 2. Изменение параметров нефти

Наименование	Пластовая девонская нефть
	Количество исследований	Диапазон измерений	Среднее значение
	Скваж.	Пробн.
Нефть, давление насыщения газом, мПа	89	116	6, 8-9, 59	8, 75
Газосодержание, м3/т	89	116	54, 0-81, 7	63, 94
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=0, 5 мПа, Т1=9°С, Р2=0, 1 мПа, Т2=9°С			34, 7-56, 5 7, 5-11, 7	44, 2 8, 9
Суммарный фактор газа, плотность, кг/м3, вязкость, мПа•с	98	116	0, 788-0, 876 2, 2-7, 7	0, 803 3, 34
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	89	116	1, 114-1, 176	1, 146
Температура насыщения парафином, °С		57	18-21	19

Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ромашкинской площади.

Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %).

Наименование	Пласт Девон
	При неоднократном разгазировании пластовой нефти в ст. условиях.	При дифференцировании пластовой нефти в раб. условиях.	Пластовое.
Сероводород	0, 0248
Углекислый газ	0, 6969	1, 0427	0, 1007
Азот+редкие в т. ч.
Гелий	8, 1685	8, 9169	0, 5233
Метан	36, 0870	44, 0200	1, 4922
Этан	23, 7427	24, 8811	1, 8248
Пропан	19, 0041	15, 4140	2, 5785
Изобутан	2, 4070	1, 2564	0, 5459
Н-бутан	5, 9810	3, 0807	1, 7725
Изопентан	1, 6487	0, 5793	1, 0411
Н-пентан	1, 3986	0, 5018	1, 1696
Гексан	1, 8507	0, 3044	88, 2314
Остаток (С8+высшие)	31, 6663	28, 3811	154, 1
Плотность газа, кг/м3	1, 3165	1, 1560	0, 8071

Таблица 4. Изменения параметров нефти в процессе разработки пласта Д_1.

Наименование	1956	1995-2000
Давление насыщения, МПа	8, 97	8, 47
Газосодержание, м3/т	65, 8	62, 9
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.	1, 1698	1, 1619
Плотность пластовой нефти, г/см3	0, 8022	0, 8066
Плотность поверхностной нефти, г/см3	0, 8620	0, 8631
Вязкость пластовой нефти, МПа·с	2, 73	3, 60
Вязкость поверхностной нефти, МПа·с	16, 05	22, 10

Данные таблицы свидетельствуют о значительном изменении основных характеристик нефтяного пласта Д₁. в процессе разработки давление насыщения нефти газом снизилось на 5, 5%, газосодержание - на 4%, объёмный коэффициент - на 1%, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях возросли на 21, 73% и 3, 52% соответственно. Эти изменения необходимо учитывать при проведении всех гидродинамических расчётов.

Водоносные горизонты терригенного девона приурочены к песчано-алевролитовым пластам, разделённым глинистыми и глинисто-карбонатными водоупорами. Однако, разделы между пластами не выдержаны, поэтому вся терригенная часть девона представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в котором физико-химические свойства подземных вод сходны.

По минеральному составу они принадлежат к хлоркальциевому типу.

Разработка месторождения с применением внутриконтурного заводнения привела к существенному изменению начального гидрогеологического режима.

Подземные воды карбона отличаются от вод терригенного девона меньшей минерализацией, меньшим содержанием кальция, большим содержанием сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот - до 75% по объёму, метан - 8, 7%, углекислый газ - 2, 6%.

Таблица 5. Свойства и ионный состав пластовой воды пласта Д₁.

Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м3/т	1		0, 368
Объёмный коэффициент	1		0, 000044
Вязкость, мПа·с	12	1, 85 -2, 00	1, 94
Общая минерализация	12	266, 4-289, 5	278, 7
Плотность, г/см3	12	1, 187-1, 940	1, 1868
СТ	12	165679, 7-180413, 4 4681, 12-5088, 20	173579, 4 4895, 46
С42-	12	0-86, 0 0-1, 79	35, 7 0, 74
НСО3	12	0-85, 4 0-1, 40	35, 7 0, 74
Са2+	12	22184, 4-27342, 6 1107, 0-1364, 4	24772, 4 1236, 14

2.3.2 Физико-химические свойства АСПО

АСПО и парафинистые отложения в составе нефтей почти всех НГДУ. В пластовых условиях парафин находится в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и разгазировании нефти парафин выпадает в виде кристаллов на НКТ, глубинном оборудовании и трубопроводах.

Смолисто-асфальтеновые вещества - сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях и АСПО эти соединения находятся в коллоидном состоянии. Иногда содержание смолисто-асфальтеновых веществ достигает до 50 %.

Механизм образования АСПО объясняется следующим образом. Вначале зарождаются центры кристаллизации. Затем мельчайшие кристаллы осаждаются на шероховатой поверхности труб, которые контактируют с нефтью.

На последней стадии на парафиновую поверхность осаждаются более крупные кристаллы. Асфальтены выпадают в осадок, обеспечивают высокую прочность и плотность АСПО, а смолы усиливают действие асфальтенов.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расход электроэнергии и давление на выкидных линиях.

АСПО и ПО содержатся в составе нефтей почти всех НГДУ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивного пласта, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации залежи. По химическому составу АСПО состоит из парафина, асфальтенов, кислорода, азота, металлов, минеральных веществ в виде растворов солей органических кислот, воды с растворенными в ней солями (хлориды, сульфаты, карбонаты и другие). Парафины - твердые углеводороды

метанового ряда (атомов углерода более 18). Температура плавления парафина 52-62 °С.

Смолисто-асфальтеновые вещества - сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях и АСПО эти соединения находятся в коллоидном состоянии. Иногда содержание смолисто-асфальтеновых веществ достигает до 50 %. Они имеют большую молекулярную массу и не перегоняются даже с помощью вакуумных установок. Нейтрально химически и термически не устойчивы. При нагревании на воздухе до 100-150°С смолы переходят в асфальтены. Смолисто-асфальтеновые вещества в основном состоят из смол, доля асфальтенов небольшая. Смолы- жидкие или твердые вещества, обладающие высокой пластичностью и вязкостью, имеют бурый или черный цвет, содержат 3-12 % кислорода, серы, азота, 9-11 % водорода. Хорошо растворяются в некоторых органических растворителях. Асфальтены нерастворимые, порошкообразные вещества бурого или черного цвета, плотность больше 1 г/см³. Содержание асфальтенов в нефтях до 20 %, они растворимы в ароматических углеводородах нефти. В асфальтенах содержится 80-86 % углерода, 7-9 % водорода, 9 % серы, 9 % кислорода и 1, 5 % азота. При Т>300⁰, асфальтены превращаются в кокс с выделением газа.

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные причины неисправностей глубинно-насосного оборудования

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками могут происходить следующие осложнения.

Обрыв штанг и истирание НКТ происходят в результате трения штанг и муфт о стенки труб при длительной их работе в искривленных скважинах. Износ труб, штанг и их муфт также зависят от гладкости трущихся поверхностей, наличия в продукции скважины пластовой минерализованной воды, которая вызывает коррозию труб и штанг и ослабляет их прочность.

При эксплуатации скважин происходит постепенное обводнение продукции, что снижает приток жидкости из пласта в скважину, дебит, отрицательно сказывается на коэффициенте подачи насоса, скорости потока. При обводненности выше 50% в скважинах образуется эмульсия типа «нефть в воде». Это сопровождается резким ростом утечек в соединениях труб, износом штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижением усталостной прочности штанг.

От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике. Практика эксплуатации показывает, что наибольшие гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике возникают при обводненности 40-80%. Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения нефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз и температурным режимом.

Отложения АСПО и парафина. Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон температуры 26…30С и давления 6…9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта самоочистки скважин (срыва отложений потоком продукции), и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м³/сут.

При отложении парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг нарушается нормальная работа насоса. При этом снижается площадь проходного сечения между штангами и подъемными трубами, и повышаются гидравлические давления на плунжерную пару, что приводит к утечкам жидкости через их зазоры. Из-за интенсивного отложения парафина происходят обрывы штанг или поломка их в нижней части ближе к плунжеру при возникновении осевых нагрузок, также увеличиваются нагрузки на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Большие осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами обусловлены попаданием свободного газа в их цилиндры. В результате происходит снижение коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Степень отрицательного влияния газа зависит от величины газового фактора и от объема, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами при ходе вверх (объем мертвого пространства).

Мертвое пространство присутствует в насосах любого типа. При работе штанговой насосной установки в связи с попаданием песка на прием насоса происходят абразивный износ плунжерной пары, клапанных узлов и образование песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 минут) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/литр.

Также причиной отказа различного рода оборудования является коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение. В основном распространена электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, которой 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 другие. Наиболее интенсивному коррозионному разрушению подвержены колонны труб в скважинах. При этом разрушение труб по наружной поверхности в несколько раз превышает их разрушение по внутренней, что объясняется конденсацией на

поверхности НКТ воды и легких углеводородов, которые насыщаются в газовой среде сероводородом и углекислым газом.

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

В сероводородосодержащих скважинах со значительным давлением газа в затрубном пространстве основной вид разрушения колонны труб - крупное сульфидное растрескивание. Происходят хрупкие изломы НКТ как по гладкой части, так по резьбе. Хрупкому излому в сероводородосодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены 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.

Одна из распространенных причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом, - образование значительных отложений минеральных солей на поверхностях оборудования, контактирующих с транспортируемой продукцией скважины. Отложения солей образуются на внутренней поверхности НКТ, поверхности насосных штанг, в проточных каналах устьевой запорной арматуры, что приводит к значительному сужению проходных сечений, возрастанию гидравлического сопротивления или полному прекращению подачи продукции скважины вследствие образования пробок.

Образование солевых отложений происходит вследствие возникновения и роста кристаллов солей непосредственно на поверхности, контактирующей с продукцией скважины, или в результате сцепления с поверхностью, образовавшихся в потоке транспортируемой продукции скважины, частиц твердой фазы минеральных

солей. Интенсивность образования отложений на поверхности оборудования скважин в значительной степени зависит от процентного содержания в нефти воды, механических примесей, гидродинамических характеристик потока.

3.2 Некоторые аспекты механизма формирования АСПО, на фонде скважин оборудованных ШСНУ

Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуется в соответствии со следующей теоретической моделью.

1. Единственным источником возникновения асфалъто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристалическую решетку твердой фазы.

2. Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.

На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а следовательно, общем снижении теплового потока.

Например, пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 41 ^ОС, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 33 ^ОС.

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материаллом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.

В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти, наличие асфалъто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфалътенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Адсорбация асфалъто- смолистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.

В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 1990-1995 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4-49%, механических примесей до 15 %. Это свидетельствует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.

Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется.

3.3 Методы предотвращения и борьбы с отложениями парафина

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся: подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную

степень дисперсности водонефтяного потока, применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов, уменьшение динамического уровня в скважине, увеличение глубины погружения насоса, применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины. При решении вопроса о целесообразности применения метода предотвращения АСПО с использованием подачи химических реагентов забойными дозаторами необходимо учитывать следующие обстоятельства. Химические реагенты, как правило дороги и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. Как показала практика, метод технологически эффективен только при применении новых НКТ. Существующие способы очистки бывших в употреблении НКТ не обеспечивают требуемой степени очистки поверхности труб. Если в составе колонны оказываются трубы, бывшие в употреблении, применение забойных дозаторов не обеспечивает защиты от АСПО и оказывается чисто затратным делом.

Предотвращению отложений парафина и асфальто-смоло-парафиновых веществ в скважинном оборудовании может способствовать повышение температуры продукции скважины в результате ее подогрева перед насосом, например скважинным стационарным электронагревателем. Однако, в связи с высокой стоимостью нагревателей и кабеля, а также и с учетом того обстоятельства, что в результате потерь тепла в окружающую среду зона повышенной в результате подогрева температуры продукции скважины распространяется не более, чем на 300 м по длине НКТ -применение метода требует тщательной экономической оценки с учетом конкретных условий.

В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на приеме насоса на 3…4С), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира за счет дополнительного веса штанг.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее. Универсального способа пригодного для всех условий до настоящего времени не найдено. Инженерно-технологическая служба НГДУ должна планировать и осуществлять мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной стадии разработки месторождения, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации исходя из накопленного опыта могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов:

механические (применение скребков, установленных на штангах);

химические (промывки растворителями, применение ингибиторов);

физические (тепловые, применение магнитов);

применение защитных покрытий (стеклянные, полимерные покрытия);

комбинированные (сочетание методов из перечисленных групп).

Механические методы борьбы с АСПО

Для категории скважин в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа наиболее дешевым и технологически эффективным может оказаться применение механического метода борьбы с АСПО - заключающегося в применении в составе штанговой колонны в зоне отложений штанг со скребками в сочетании с применением в канатной подвеске СК штанговращателя. Для условно вертикальных скважин (с углами наклона не более 8…10), а также на условно-вертикальных участках наклонно-направленных скважин рекомендуется применение наиболее дешевых пластинчатых металлических скребков, закрепляемых на штангах на расстоянии друг от друга не более длины хода СК.

На криволинейных и наклонных участках скважин рекомендуется применение штанг со скребками-центраторами, в ряде случаев в комбинации с пластинчатыми скребками

Скребки-центраторы различных конструкций из полимерных материалов в ОАО «Татнефть» испытываются с 1987 года и за это время накоплен значительный опыт их применения. Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. Промысловая практика показывает, что применение скребков и скребков-центраторов весьма эффективно. При применении механического метода борьбы с АСПО с использованием скребков-центраторов необходимо учитывать и возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин, оборудованных скребками-центраторами при движении объемных скребков-центраторов в вязкой среде. Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев запас усталостной прочности может оказаться недостаточным, что приведет к увеличению количества обрывов штанг.

Возникновение ощутимого поршневого эффекта при работе скребков-центраторов обусловлено формированием водонефтяных эмульсий при движении обводненной продукции. Поэтому использование скребков-центраторов в обводненных скважинах может приводить к росту обрывности штанг обусловленному более интенсивным формированием при работе штанговой колонны со скребками - центраторами стойких вязких водонефтяных эмульсий, усиливающих действие поршневого эффекта.

Если при движении водонефтяного потока стойкая эмульсия не образуется, возможно использование дополнительной турбулизации для срыва АСПО. В этом случае скребки устанавливаются последовательно на таком расстоянии друг от друга, чтобы при угасании турбулентности от предыдущего скребка-центратора она вновь возбуждалась последующим.

Эффективность действия скребков по длине зоны турбулентности и значение местных гидравлических сопротивлений этих скребков до настоящего времени не изучены.

При выборе материала штанг для использования со скребками-центраторами необходимо ориентироваться на штанги из легированной стали, так как нормализованная углеродистая сталь не всегда обеспечивает достаточного запаса усталостной прочности, особенно при откачке обводненной продукции.

Химических методы борьбы с АСПО

В скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом и т.д. возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в частности химических. Наиболее распространенным методом в этой группе является промывка скважин нефте-дистиллатной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок, и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллата в различных соотношениях по объему.

Перед обработкой скважины углеводородным растворителем (дистиллатом) следует определить наличие в скважине циркуляции. В случае ее отсутствия выполняется комплекс работ по достижению циркуляции, после чего разрешается приступать к закачке растворителя. Обработка скважины углеводородным растворителем осуществляется по различным технологиям:

Первый вид

Останавливают скважину, затем в межтрубное пространство закачивают растворитель в объеме, равном объему скважины на глубину спущенных НКТ с одновременным выдавливанием нефти через НКТ в коллектор.

После заполнения растворителем кольцевого пространства и насосно-компрессорных труб скважину останавливают на реагирование от 4 до 16 часов.

По окончании процесса растворения, методом обратной промывки производится вытеснение дистиллата нефтью

Второй вид

Соляро-дистиллатная смесь закачивается в затрубное пространство скважины с последующим включением на циркуляцию.

Объем закачки определяется объемом нефтевоза - 1, 2, или 3 нефтевоза.

В зависимости от динамического уровня жидкости в скважине закачка соляро-дистиллата осуществляется двумя способами: самотеком из нефтевоза при низком динамическом уровне; закачкой насосным агрегатом при высоком динамическом уровне.

Заливка соляро-дистиллата в затрубное пространство осуществляется при работающем насосе.

После закачки дистиллята скважину запускают на циркуляцию переключением соответствующих задвижек

По истечении времени работы скважины на циркуляционном режиме переключают соответствующие задвижки и направляют поток жидкости в нефтепровод.

Продолжительность проведения обработок скважин соляро-дистиллатом для скважин, имеющих отложения на глубине менее 600 м должна быть не менее 24 часов. Для скважин, имеющих глубину формирования АСПО более 600 м, необходимо увеличить продолжительность обработок.

К химическим методам борьбы с АСПО относится также применение ингибиторов. Ингибиторы используемые для предупреждения образования АСПО, являются гидрофилизаторами поверхности оборудования и диспергаторами асфальтенов, смол и парафинов. При постоянной дозировке такого химического реагента в скважину на изначально чистой поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на нем отложений.

Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смоло-парафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения формирования отложений парафина на поверхности НКТ применяются химреагенты-депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов. Препятствовать отложениям парафина могут также реагенты-модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Ингибитор может подаваться в скважину при помощи забойных и устьевых дозаторов, а также периодической закачкой в затрубное пространство. Расход реагента на 1 т. нефти определяется типом реагента. Так, например, при использовании реагента ТНПХ-1а расход составляет 100 г. на 1 т. нефти. Марки дозаторов и их технические характеристики приведены в разделе 2.8 настоящего стандарта..

Основные факторы, ограничивающие использование ингибиторов - высокая стоимость реагентов, низкая надежность дозирующих устройств, необходимость применения новых НКТ. Основным типом ингибитора, применяемым для борьбы с АСПО на нефтегазодобывающих предприятиях ОАО «Татнефть» является ТНПХ-1а.

Основной недостаток химических методов в условиях ОАО «Татнефть» - большие затраты на реализацию технологий.

Физические методы борьбы с АСПО.

К физическим методам относятся в первую очередь тепловые методы - периодическая обработка скважин горячей нефтью с применением специального агрегата АДП, прогрев продукции проходными стационарными электронагревателями, периодический или постоянный прогрев НКТ пропуском по телу труб электрического тока. Главным недостатком первых двух методов является малая зона прогрева (порядка 300 - 350 м) вследствие потерь тепла в окружающую среду, что делает неэффективными эти методы как самостоятельные на поздней стадии разработки месторождений в условиях значительного расширения по глубине интервала отложений. В тоже время эти методы в необходимых случаях могут иметь ограниченное применение в комбинации с механическими или химическими методами борьбы с АСПО. Метод прогрева НКТ при прохождении электрического тока хотя и может оказаться технологически эффективным, все же также не может быть рекомендован как базовый из-за дороговизны, сложности в реализации (необходимо электрически изолировать НКТ, колонну штанг, обеспечить надежный электрический контакт нижней части НКТ с обсадной колонной и т.д.), сравнительно низкой надежности имеющихся технических средств реализации, сложности применения в скважинах с высокой обводненностью продукции.

К группе физических относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами - магнитными активаторами. Из-за отсутствия завершенного теоретического обоснования метода, весьма малого объема и неоднозначности результатов внедрения данный метод также не может быть пока рекомендован к широкому применению.

Применение защитных покрытий.

Промысловая практика показала, что лучшим материалом с точки зрения низкой сцепляемости с нефтяными парафинами является стекло.

Эффективность применения защитных покрытий достаточно высокая. Так, в НГДУ «Лениногорскнефть» частота запарафинивания скважин, оборудованных НКТ с защитным покрытием, в 2, 5…3 раза меньше, чем по скважинам, в которых эксплуатировались НКТ без покрытия. Вместе с тем, на незащищенных частях муфт, местах возможных дефектов покрытия АСПО могут откладываться, что требует дополнительных мер по очистке.

Применение защитных покрытий эффективно лишь в том случае, если будет полностью изолирован интервал парафинизации. Однако, на поздней стадии разработки происходит расширение зоны парафинизации, ее смещение вглубь скважины, в призабойную зону и в зону насоса. Следовательно, применение защитных покрытий в качестве превентивной меры может лишь частично решить проблему парафинизации скважинного оборудования. Эффективность применения труб с полимерными покрытиями на скважинах, осложненных АСПО требует дальнейшего изучения. Накопленный опыт пока слишком мал, для того чтобы сделать какие-либо конкретные рекомендации в пределах данного стандарта.

Комбинированные методы борьбы с АСПО

Комбинация методов применяется в случаях, когда один из описанных методов сам по себе не в состоянии решить проблему, либо из соображений экономической целесообразности. Любой технологически оправданной комбинации методов должна сопутствовать экономическая оценка с учетом конкретных условий. К реализации должна приниматься та технология (комбинация методов), которая обеспечивает в данных условиях наименьшие затраты.

3.4 Причины увеличения обрывности штанговых колонн на Южно - Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения

Обрыв штанг.

На Ромашкинском месторождении за последние годы по причине обрыва штанговых колонн проводится около 20 % всех подземных ремонтов, выполненных на фонде скважин, оборудованных ШСНУ.

К основным факторам, оказывающим влияние на износ штанговых колонн, относятся следующие:

- марка стали;

- срок эксплуатации;

- наработка (количество отработанных циклов);

- режим эксплуатации (типоразмер насоса, глубина спуска, компоновка штанговой колонны, число качаний и длина хода, динамический уровень);

- физико-химические свойства добываемой продукции (вязкость, обводненность, плотность, содержание АСПВ, коррозионная активность и т.д.)

- геометрия (конструкция) скважин.

Для определения степени влияния основных факторов, осложняющих эксплуатацию штанговых колонн, необходима их индивидуальная оценка. По ряду объективных причин на сегодняшний день не представляется возможным выполнить анализ следующих показателей:

- марка стали, вид ее термической обработки, завод-изготовитель;

- срок эксплуатации;

- коррозионная активность добываемой продукции.

Диаграмма основных причины преждевременных ремонтов Южно - Ромашкинской площади представлены на Рис 1.



Рис 1. Основных причины преждевременных ремонтов Южно - Ромашкинской площади.

• За 2003 г.- 28 ПВР, что составляет 11 % от общего числа ремонтов

• За 2002 г. - 73 ПВР, что составляет 18 % от общего числа ремонтов

• Доля ПВР в 2003 г. уменьшилось с 18 до 11%, т.е. в 1, 5 раза - не было ремонтов по причине отворота штанг.

• число ПВР ремонтов по причине эксплуатации скважин с низким Ндин. снизилось с 12, 5 до 3, 5%, в 3, 5 раза доля ПВР по причине АСПО снизилось с 10, 7 до 3, 5 %, в 3 раза.

Если обратить внимание на глубину обрыва штанг, наблюдается верхний обрыв (до 50-ой штанги) - 6 случаев (75% от количества обрывов), средний обрыв (от 50-ой до 100-ой штанги) - 1 случай (12, 5%), нижний обрыв (ниже 100-ой штанги) - 1 случай (12, 5%).

• В 2003 г. выполнено 5 ПРС по причине АСПО, что в 5, 6 раза меньше, чем в 2002 г.

• Из 5 ремонтов были защищены только скребками-2(40%) скв., только футеровкой НКТ-2(40%) скв. скребками и футеровкой НКТ-2(40%) скв., ничем не защищены-1(20%) скв.

Таким образом, были защищены тем или иным способом 80 % скв., вышедших в ремонт по причине АСПО. Наработка на отказ по этим скважинам составила в среднем 525сут.

Диаграмма охвата осложненного фонда средствами борьбы с АСПО показана на Рис. 2

Рис 2. Охват осложненного фонда средствами борьбы с АСПО

Диаграмма распределения осложненного фонда по способу защиты показана на Рис 3.

Рис 3. Распределение осложненного фонда по способу защиты.

• На 01.01.2004 г. к парафинистому фонду отнесено 294 скв., что составляет 53 % мехфонда.

• осложненный фонд составляет 147скв., 26, 4% от мехфонда. 261 скв.(47%) отнесены к непарафинистому фонду.

• На сегодня 84% осложненного фонда защищено (ШГН-скребки, ЭЦН-футеров.НКТ) от АСПО.

• Число НД промывок снизилось с 35 до 24, в 1, 5 раз по сравнению с 2002 г.

3.5 Мероприятия по улучшению работы глубинно-насосного оборудования

1. Продолжить внедрение, на скважинах осложнённых парафином, скребков-центраторов и скребков-депарафинизаторов.

2. На скважинах с высоковязкой эмульсией обеспечить выполнение мероприятий: внедрить делители фаз; внедрить глубинные дозаторы для подачи реагента на приём насоса против образования эмульсии; заменить колонны штанг на одноступенчатые согласно расчёта.

3. Обеспечить выполнение запланированных мероприятий по снижению загруженности штанговых колон. Перед каждым ПРС производить проверочный расчёт штанговых колон на определение приведённых напряжений с учётом прогнозируемого динамического уровня и процента обводнённости (при этом привести в соответствие параметры работы станка-качалки: длина хода - максимальная, число качаний - минимальное).

4. В случае замены штанг (согласно положения НГДУ) штанги проходят дефектоскопию в ПРЦГНО отдельным комплектом.

5. Обеспечить перевозку штанг, как на скважины, так и после ремонта с использованием контейнеров.

6. Если длина штанги, поступившей на дефектоскопию, превышает 1, 5% от первоначальной длины - такие штанги маркировать отдельно и использовать их на скважинах, на которых максимальная нагрузка на колонну штанг не превышает 3, 5 тон.

7. Обеспечить сортировку штанг по маркам стали и группе прочности, и разработать критерии применения продиагностированных и отсортированных штанг в зависимости от условий эксплуатации.

8. НКТ - не прошедшие дефектоскопию не отбраковывать, а направлять нп гидроиспытание. Успешно прошедшие гидроиспытание НКТ формировать в отдельные пакеты и использовать их в качестве «технологических».

9. Запретить использование НКТ с остатками колбового стекла в скважинах, оборудованных трубными насосами марки ТНМ с отверстием в цилиндре.

10. При обнаружении негерметичных НКТ в процессе ремонта обеспечить их вывоз на базу ПРЦГНО и провести полную замену подвески труб.

11. Определить перечень скважин залежей № 301-303, осложнённых отложениями солей гипса и сульфида железа и образованием водонефтяных эмульсий. При выходе таких скважин в ремонт внедрять дозаторы конструкции НГДУ «ЛН».

12. Продолжить внедрение шламоуловителей на скважинах, в продукции которых имеется повышенное содержание мех примесей.

13. Для снижения количества отворотов штанг, рассмотреть возможность обеспечения бригад ЦПиКРС ключами для заворота штанг с фиксируемым моментом. Производить периодическую проверку качества СПО штанг и работу штанговращателей.

14. В целях сокращения числа ремонтов по причине засорения при спуске насосов на штангах обеспечить в процессе ПРС промывку ГНО (опоры или цилиндра насоса).

15. Производить качественную промывку скважин после бурения, проведения водоизоляционных работ, дострелов, ГРП. При необходимости проводить свабирование, даже если это не предусматривается технологией проведения ремонта.