Анализ причин выхода в ремонт скважин, оборудованных ШСН, в условиях НГДУ "ИН"

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).

Наклонно- направленные и горизонтальные скважины

Силы трения в плунжерной паре изогнутого насоса

В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах присутствуют различные участки -- вертикальные, криволинейные, наклонные. Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного насоса. При размещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления движению плунжера, которые определяются следующим выражением

, (1)

где: fп - коэффициент трения (значения колеблются в пределах 0,01…0,05);

R - радиус искривления оси цилиндра насоса;

- зазор между плунжером и цилиндром насоса;

IE - разность жесткостей цилиндра и плунжера насоса

Сумма сил сопротивления движению плунжера в цилиндре изогнутого скважинного насоса может быть определена следующим образом:

, (2)

где D - диаметр плунжера.

Из формулы следует, что при прочих равных условиях на значение возникающих сил трения в плунжерной паре изогнутого насоса большое влияние оказывает разница жесткостей цилиндра и плунжера. С другой стороны, известно, что при одинаковых диаметральных размерах плунжера жесткость цилиндра трубного насоса всегда выше жесткости вставного. Действительно рост сил трения в плунжерной паре с изменением угла изгиба трубного насоса происходит более интенсивно, чем в насосах вставного исполнения.

Таким образом в искривленных и наклонно направленных скважинах при необходимости расположения насоса на криволинейном участке с точки зрения снижения дополнительных сил трения в насосе предпочтительнее применение насоса вставного типа.

2.2.2 Скважины с высоковязкой продукцией

В скважинах с высоковязкой продукцией при работе насосной установки на штанги действует дополнительно гидродинамическая нагрузка, величину которой необходимо учитывать при определении величин максимальной и минимальной нагрузок в точке подвеса штанг путем прибавления к величине максимальной нагрузки при расчете.

Гидродинамическая нагрузка на колонну штанг является результатом одновременного воздействия трения по боковой поверхности штанг и давления, возникающего в нижнем сечении НКТ. При ходе вниз это давление передается торцу нижней штанги (и частично -- торцу штанги верхней ступени), при ходе вверх -- торцу плунжера. Величина гидродинамической составляющей нагрузки зависит от характера течения потока жидкости в НКТ. При дебитах скважин с ВВН, характерных для месторождений, разрабатываемых в ОАО «Татнефть» как правило поток продукции в

НКТ носит ламинарный характер. Параметры потока, ограничивающие область существования ламинарной структуры течения, соответствуют числу Re < Reкр. Критерий Рейнольдса, характеризующий режим течения жидкости в трубах, при ходе вниз можно определять приближенной зависимостью:

, (3)

а при ходе вверх

,(4)

где динамическая вязкость, мПа .с; плотность жидкости.

Расчётная зависимость для определения гидродинамического сопротивления при ходе вниз имеет вид:

,(5)

где ;

L - длина штанговой колонны, м;

шт = 2nS0 скорость штанг, м/с.

При ходе штанг вверх в зависимости от диаметра плунжера насоса Дпл меняется характер приложения гидродинамической нагрузки к штанговой колонне. При малых диаметрах плунжера нагрузка от вязкого трения рассредоточена по длине штанговой колонны. При больших поперечных размерах насоса нагрузка трения приложена к торцу плунжера, причём в области средних значений диаметров плунжера нагрузка вязкого трения минимальна. Для области малых диаметров плунжера выражение для нагрузки можно записать в следующем виде:

(6)

Соответственно для области больших размеров

,(7)

где N1 = c1n12 -- c2;

M1 = c6n12 -- c7;

N2 = -c3n14 + c4n12 -- c5;

M2 = -c8n14 + c9n12 -- c10;

.

Коэффициенты сn, входящие в формулы для определения N1, M1, N2 и M2,

Границы применимости формул (6) и (7) определяются выражениями

(8)

(9)

В интервале значений диаметра плунжера Dпл < Dпл < Dпл формула для определения нагрузок трения имеет вид

. (10)

В многоступенчатых колоннах определение нагрузок при любом способе расчёта производится суммированием усилий по ступеням.

Для расчета экстремальных нагрузок на штанги необходимо знать значение вязкости жидкости в трубах. В случаях, когда не происходит образования стойких эмульсий, она может быть определена при обводненности до 55% по следующей приближенной формуле:

ср=0,69уст (11)

где уст - вязкость жидкости на устье;

ср - среднее значение вязкости в колонне НКТ, создающее такие же нагрузки на устьевой шток, как и меняющаяся по длине колонны вязкость продукции скважины.

При отсутствии замеров устьевых проб среднюю вязкость жидкости в НКТ можно определить по динамограмме. В тех случаях, когда нагрузки в начале хода штанг вниз и в середине хода имеют примерно одинаковый порядок с разницей, не превышающей 15…20%, расчет вязкости производится по формуле

, мПас (12)

В тех случаях, когда контур динамограммы имеет вид, близкий к овальному, и величина Fтр.н более чем на 15…20% превышает Рдин.н расчет вязкости производится по формуле:

, мПас (13)

где: b коэффициент потери веса штанг;

mср осредненное значение отношения диаметров штанг и труб,

, (14)

mi=Dштi/Dт;

N=1,2 число ступеней колонны;

Dштi диаметр штанг i-той ступени;

L длина колонны штанг;

- поправочный коэффициент на эксцентриситет.

Величина F для разных размеров штанг и труб представлена в табл.1

Таблица 1. Размеры штанг и труб.

Диаметр штанг, мм	Внутренний диаметр труб, мм
	50,3	59	62,5	73	76
16	214	133	117	86
19	554	266	218	127	115
22		459	360	187	163
25			911	390	324

Поправочный коэффициент k представлен в табл. 2.

Таблица 2. Поправочный коэффициент k.

Диаметр штанг, мм	Внутренний диаметр труб, мм
	50,3	59	62,5	73	76
16	0,85	0,75	0,73	0,67
19	0,86	0,87	0,84	0,74	0,72
22		0,91	0,89	0,78	0,77
25			1,00	0,92	0,91

Силы гидродинамического сопротивления в подземной части скважинной штанговой насосной установки, увеличивающиеся с ростом вязкости откачиваемой среды, приводят к росту максимальной и уменьшению минимальной величин нагрузок на устьевом штоке, увеличивают амплитуду напряжений в штангах, особенно при применении штанг с центраторами. Поэтому при эксплуатации скважин с ВВН необходимо при установлении режима откачки соблюдать дополнительные условия. Согласно результатов исследований М.Д. Валеева, при откачке ВВН соблюдения условия прочности штанговой колонны по величине приведенного напряжения в штангах не является достаточным. Основными ограничивающими условиями при выборе оборудования и конструкции штанговой колонны при откачке ВВН с точки зрения работы штанговой колонны являются величина амплитуды напряжений в цикле и величина допустимой скорости откачки.

2.2.3 Особенности эксплуатации обводненных скважин

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин УСШН является обводнение продукции. Анализ результатов исследований большого числа скважин показал, что в обсадной колонне ниже приема насоса находится столб воды, оставшейся после глушения или образующейся в процессе эксплуатации. Независимо от содержания воды средняя плотность смеси в интервале забой - прием насоса чаще всего приближается к плотности пластовой воды. Расчеты показывают, что в этих условиях дополнительное давление на пласт может достигать 0,3…0,35 МПа на каждые 100 м превышения приема насоса над забоем скважины, что снижает приток продукции из пласта и дебит скважины, а также может отрицательно сказаться на коэффициенте подачи насоса, так как давления на его приеме может оказаться недостаточным для обеспечения оптимальной работы насосной установки.

Для выноса воды из под насоса применяются хвостовики. Практические рекомендации по применению хвостовиков на девонских скважинах приведены в работе.

Применение хвостовиков из НКТ диаметром 48мм в обводненных скважинах производительностью 10- 40 м3 /сут позволяет уменьшить противодавление на пласт на 0,25…0,35 МПа на каждые 100 м длины хвостовика.

Применение хвостовиков из НКТ диаметром 60 и 73 мм неэкономично.

Применение хвостовиков в скважинах с обводненностью более 60 не эффективно.

Во избежание запарафинивания хвостовиков следует использовать трубы с покрытием.

С целью снижения забойного давления можно увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности станка - качалки.

При обводненности продукции скважин до 40 и при пульсирующем резко неравномерном потоке жидкости, характерном для скважин, эксплуатирующихся штанговыми насосами, образуется эмульсия типа вода в нефти. Однако в скважинах с дебитами до 10 м3/сут и обводненностью до 40 образуются эмульсии нефть в воде

При обводненности выше 50 при любых дебитах образуется эмульсия типа нефть в воде. При этом резко возрастают утечки в соединениях труб, износ штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижение усталостной прочности штанг.

От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике. Практика эксплуатации показывает, что наи

большие гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике возникают при обводненности 40 - 80 .

Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяются скоростью движения нефтеводяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико - химическими свойствами этих фаз и температурным режимом.

Расчет вязкости водонефтяных эмульсий производится по формуле:

, (15)

где 20 вязкость поверхностной пробы безводной нефти;

В обводненность продукции скважины.

Эта формула справедлива для В=0…0,55; 20=30…160 мПа с; Гф=12…22 м3/м3 и tпл=22…27С.

Эффективная вязкость эмульсии в НКТ в интервале обводненностей 0,54В0,68 может быть вычислена по формуле:

, (16)

где функция

;

m=Dшт/Dт;

В интервале обводненности 0,68В0,75 вязкость эмульсии примерно можно взять равной вязкости при В=0,6.

В статическом состоянии нестойкие эмульсии легко расслаиваются на нефть и воду. Для расслоения стойких эмульсий требуется подогрев или деэмульгатор. Без такого воздействия стойкая эмульсия способна сохранять свою структуру в течение длительного времени.

Интенсивность образования эмульсий зависит от способа эксплуатации скважин. При добыче нефти УСШН основными факторами, способствующими эмульгированию нефти, являются: частота качаний и длина хода плунжера, размеры всасывающего и нагнетательного клапанов насоса, наличие и размер муфтовых соединений штанг, наличие скребков-центраторов, наличие газа в насосе, глубина погружения насоса под уровень жидкости. На эмульгирование существенное влияние оказывает парафин, отлагающийся на стенках НКТ и уменьшающий их сечение, в результате чего возрастают скорости потока, усиливающие диспергирование воды в нефти.

При эксплуатации скважин, продукция которых склонна к образованию эмульсий и пенных систем, применяют в основном те же приемы и технологические схемы добычи, что и при откачке высоковязких нефтей: используют специальные насосы, описанные в разделе 2.7, увеличивают диаметры НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки. Практика борьбы с образованием эмульсий в ОАО Татнефть в основном сводится к следующим мерам:

- применение тихоходных режимов откачки;

- применение насосов с увеличенным всасывающим клапаном;

- понижение вязкости продукции путем применения деэмульгаторов, вводимых через устьевые или забойные дозаторы.

Присутствие деэмульгатора обуславливает коалесценцию эмульгированных капель пластовой воды и разрушение водонефтяной эмульсии. В результате снижается вязкость добываемой продукции за счет расслоения жидкости на нефть и воду. Появление свободной воды в скважине ведет к коррозии глубинного оборудования. Поэтому применяемые реагенты должны совмещать свойства деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. Отечественные деэмульгаторы типа Дипроксамин - 157, Реапон, ДИН, применяемые на промыслах Татарстана, - это реагенты двойного действия, импортные - Дисолван, Сепарол - ингибированные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы подаются на прием насоса при помощи забойных дозаторов типа ГГД, ДСИ, и в затрубное пространство устьевыми дозаторами УДС, УДЭ, описанными в разделе.

Представляется перспективным применение для предотвращения образования в НКТ стойких высоковязких эмульсий «делителей фаз» (устройств, устанавливаемых под насосом и обеспечивающих «четочный» режим течения продукции в НКТ, т.е. режим, при котором нефть и вода движутся порциями, не смешиваясь друг с другом). Такие режимы подъема обводненной продукции благоприятны и с точки зрения защиты скважинного оборудования от коррозии, поскольку поверхности оборудования, контактирующие с поднимаемой продукцией, периодически смачиваются нефтью. Однако широкому применению «делителей фаз» препятствует отсутствие достаточно обоснованной и проверенной на практике теории их работы и инженерных методик расчета по подбору параметров устройств к условиям конкретных скважин.

Появление воды в продукции скважин может в ряде случаев привести к отложению неорганических солей в скважинах. Наиболее характерным осложнением при этом является выпадение гипса, барита и кальцита.

В практике известны механические и химические методы удаления отложений неорганических солей. Механический метод весьма трудоемок, что ограничивает его применение на практике. Более предпочтительным является химический метод. Наиболее эффективным и технологичным для удаления отложений гипса является 20…25% раствор едкого натра. В качестве реагента для удаления кальцита может быть рекомендован 15…20% раствор ингибированной соляной кислоты.

Наиболее эффективен и прост в исполнении способ предотвращения солеотложений с использованием ингибиторов. На промыслах ОАО «Татнефть» получил распространение метод периодической закачки ингибитора в затрубное пространство скважины, который направлен на предотвращение отложения солей на трубах, штангах и штанговом насосе. При этом после первой закачки ингибитора скважину выдерживают в течение 8…24 час. и после этого запускают в работу. Берут пробу откачиваемой из скважины воды на анализ. Если в ней содержится соль или ингибитор в количестве не менее 1 г/м3, то обработку скважины повторяют. В дальнейшем анализ воды на содержание соли проводят 2 раза в месяц. В зависимости от интенсивности отложения солей, характеристики скважины и объема добываемой жидкости периодическую подачу ингибитора в межтрубное пространство повторяют через 2…6 месяцев.

На промыслах ОАО «Татнефть» против отложений карбоната и сульфата кальция рекомендуется применение ингибитора СНПХ-5301.

2.2.4 Особенности выбора оборудования и режимов откачки при эксплуатации малодебитных скважин

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда механизированных скважин ОАО «Татнефть». Вопросы их эксплуатации имеют большое значение с точки зрения экономики, так как затраты на эксплуатацию этих скважин весьма значительны. Фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, так как по мере вступления многих месторождений в поздний период разработки в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется разбуривание низкопродуктивных участков залежей, ранее не охваченных выработкой.

Процесс эксплуатации рассматриваемой группы скважин может осуществляться либо в непрерывном режиме, либо в периодическом. Эксплуатация малодебитного фонда скважин в периодическом режиме зачастую обусловлена дефицитом насосного оборудования малой производительности. Установленное на этих скважинах насосное оборудование, имея большой запас по производительности, имело и низкий коэффициент полезного действия. К положительным сторонам периодической откачки относятся сокращение непроизводительных затрат электроэнергии, увеличение межремонтного периода работы скважин. Отрицательной стороной является, в частности, то, что при остановках скважин может возрастать обводненность продукции.

Для определения области применения способов непрерывной и периодической эксплуатации исходят из оценки минимальной производительности имеющегося на скважине станка-качалки и минимального диаметра насоса, выпускаемого промышленностью, т.е. определяют минимальный дебит скважины, при котором обеспечивается надежная работа насосного оборудования в непрерывном режиме. При этом следует учитывать возможные утечки между плунжером и цилиндром, так как в условиях малых дебитов они могут оказаться сравнимыми с теоретической производительностью насоса. При подборе насоса для малодебитных скважин следует обязательно учитывать утечки через плунжерную пару, в противном случае может быть запроектирован режим с нулевой подачей. Расчет утечек следует производить по формуле А.М. Пирвердяна:

Dпл3(Рвн-Рвсц)

Qут=0,262(1+1,5Сэ2)---------------- (17)

жжlпл

где ж и ж - плотность и кинематическая вязкость откачиваемой жидкости (для обводненных скважин расчет ведется по воде, так как вследствие сепарационных процессов в полости НКТ над насосом скапливается вода); lпл - длина плунжера (для серийных насосов 1295мм);

- зазор между плунжером и цилиндром при их концентричном расположении;

Сэ - эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре,т.е. отношение расстояния между их центрами к величине ( 0Сэ1);

Рвн-Рвсц - разность давления на выкиде насоса и давления в цилиндре насоса при всасывании, приближенно равна давлению столба поднимаемой жидкости жg(Ндин+Нбуф).

Формула справедлива для ламинарного режима течения жидкости в зазоре, причем условие сохранения этого режима имеет следующий вид:

Re=Qут/(Dплж)Reкр=1000,(18)

где Reкр - критическое значение числа Рейнольдса.

После выбора режима откачки, когда известны длина хода плунжера и число ходов, уточняем обьем утечек по следующей формуле:

Qут=Qут-1,57DплSплN.(19)

Расчетные величины для рекомендуемых в данном стандарте станков-качалок и насоса с минимальным диаметром плунжера, при котором его производительность превышает утечки, приведены в табл.3. для группы посадки fit-3, и в табл.4. для группы посадки fit-2. Длина хода в соответствии с настоящим стандартом выбрана максимальной для данного типа станка-качалки, диаметр плунжера минимальным. Согласно исследованиям К.Р.Уразакова граница непрерывной откачки определяется коэффициентом подачи, равным 0,2.

Таблица 3. Расчетные величины для групп посадки fit-3.

Горизонт	Тип станка-качалки	Максимальная длина хода, м	Минимальный диаметр плунжера, мм	Коэффициент подачи	Утечки через Зазор, м3/сут	Минимальное число ходов, мин-1	Дебит, м3/сут
Средний карбон	СКР 4-2,1 СКДР 4-2,1	2,1	27,0	0,20	1,84	1,33	0,45
Нижний карбон	СКДР 6-3 СКДР 6-2,5 СКМР 6-2,5 (с передаточным числом редуктора 90 или 125)	3,0 2,5	27,0 27,0	0,36 0,23	2,07 2,07	1,3 1,3	1,14 0,60
	ПНШ 60-2,1-25 исполнений 01 или 03 СКР 4-2,1 СКДР 4-2,1	2,1	27,0	0,20	2,07	1,5	0,52
Верхний девон	ПШГНТ 8-3	3,0	27,0	0,49	2,50	2,0	2,44
	ПШГНТ 6-3
	ПНШ 80-3-40
	ПНШ 60-2,1-25 (исполнение основное и 02) СКР 4-2,1 СКДР 4-2,1	2,1	27,0	0,27	2,50	2,0	0,95

Таблица 4. Расчетные величины для групп посадки fit-2.

Горизонт	Тип станка-качалки	Максимальная длина хода, м	Минимальный диаметр плунжера, мм	Коэффициент подачи	Утечки через Зазор, м3/сут	Минимальное число ходов, мин-1	Дебит, м3/сут
Средний карбон	СКР 4-2,1 СКДР 4-2,1	2,1	27,0	0,71	0,54	1,1	1,36
Нижний карбон	СКДР 6-3 СКДР 6-2,5 СКМР 6-2,5 (с передаточным числом редуктора 90 или 125)	3,0 2,5	27,0 27,0	0,81 0,77	0,61 0,61	1,3 1,3	2,6 2,07
	ПНШ 60-2,1-25 исполнений 01 или 03 СКР 4-2,1 СКДР 4-2,1	2,1	27,0	0,73	0,61	1,3	1,64
Верхний девон	ПШГНТ 8-3	3,0	27,0	0,85	0,73	2,0	4,21
	ПШГНТ 6-3
	ПНШ 80-3-40
	ПНШ 60-2,1-25 (исполнение основное и 02) СКР 4-2,1 СКДР 4-2,1	2,1	27,0	0,69	0,74	1,36	1,61

Для скважин, эксплуатирующих верхний девон, принята глубина подвески насоса 1200м., давление на приеме насоса 4 МПа, обводненность 70%, давление на выкиде насоса 14,1 МПа. Для скважин, эксплуатирующих нижний карбон, принята глубина подвески насоса 900 м., давление на приеме насоса 2,5 МПа, обводненность 60%, давление на выкиде насоса 10,7 МПа. Для скважин, эксплуатирующих средний карбон, принята глубина подвески насоса 700м., давление на приеме насоса 1,5 МПа, обводненность 50%, давление на выкиде насоса 8,1 МПа.

Давление на буфере скважины во всех случаях принято равным 1,5 МПа. Потерями давления в клапанах при оценочном расчете пренебрегаем.

Из данных таблицы следует, что выпускаемое в настоящее время оборудование имеет техническую характеристику, позволяющую производить непрерывную откачку продукции из малодебитных скважин практически при любых дебитах. При этом насосы с группой посадки fit-2 могут обеспечить работу насосов с достаточно высоким коэффициентом подачи.

В случаях откачки высоковязкой продукции рекомендуется применять группу посадки fit-4. При условии, что процесс сепарации жидкости над плунжером насоса происходит аналогично процессу для маловязкой нефти, необходимо увеличивать диаметр плунжера.

Для скважин, эксплуатирующих пласты среднего карбона, при установлении максимальной длины хода 2,1м и минимального числа качаний 1,1мин-1 (редуктор с передаточным отношением 125) и при посадке fit-3 подходят насосы с плунжером 27мм и выше. В этом случае их теоретическая производительность будет превышать величину утечек. При посадке плунжера fit-4 и максимальной длине хода 2,1м, редуктор с передаточным отношением 90 и минимальной частотой качаний 1,5мин-1 позволит применять насосы с диаметром плунжера 57,2мм и выше. При тех же условиях редуктор с передаточным отношением 63 и числом качаний 2,1мин-1 позволит применять насосы с диаметром плунжера 38,1мм и выше.

Для скважин, эксплуатирующих пласты нижнего карбона, при максимальной длине хода 2,5м, редукторе с передаточным числом 125 и числом ходов 1,3мин-1 и посадке fit-3 подходят насосы с диаметром плунжера 27мм и выше. В случае применения насосов с посадкой fit-4 редуктор с передаточным отношением 90 и числом ходов 1,9мин-1 обеспечит нормальную работу насосов с диаметром плунжера 38,1мм и выше. При тех же условиях редуктор с передаточным отношением 63 и числом ходов 2,7мин-1 обеспечит откачку насосами с диаметром плунжера от 27мм и выше.

Периодическая эксплуатация рекомендуется лишь в случаях:

1) на малодебитных скважинах, оборудованных станками-качалками с завышенной производительностью (не менее чем в 3…5 раз), замена которых представляется экономически нецелесообразной;

2) на мало и среднедебитных скважинах, если при этом преследуются определенные цели (например, достижение меньшей обводненности продукции скважин, экономия затрат на электроэнергию и т.д.). Например, в НГДУ «Бавлынефть» применяется периодическая откачка малодебитных скважин с включением их в работу в ночное время с целью экономии затрат на электроэнергию, так как в ночное время действует льготный тариф.

Эффективность применения режима периодической откачки в значительной степени зависит от точности регулирования надежности средств управления откачкой.

Особенности выбора оборудования и режимов откачки при эксплуатации скважинными штанговыми насосами высокодебитных скважин.

Высокодебитные скважины характеризуются тем, что при их эксплуатации в ОАО «Татнефть» применяют насосы со средним диаметром плунжера (57 и 70мм) и скорости откачки, близкие к предельно допустимым (21 и 18м/мин для девона и карбона соответственно).

Основной трудностью при эксплуатации таких скважин является обеспечение работоспособности штанговой колонны. Известно, что на обрывность штанг очень важное влияние оказывают силы, сосредоточенные у плунжера и направленные против движения штанг при ходе их вниз, так как эти силы вызывают сжатие нижней части штанговой колонны. Но штанги предназначены для работы только на растяжение, и сжимающие силы вызывают весьма нежелательные явления - изгиб нижней части колонны и резкое повышение напряжений в материале, а также способствуют саморазвинчиванию резьбовых соединений и износу штанг и труб. Продольный изгиб является причиной того, что у насосов среднего диаметра распределение частоты обрывов по длине колонны дает либо максимум в нижней трети, либо повышение частоты в нижней трети колонны по сравнению с серединой. Иначе говоря, продольный изгиб штанг у насосов средних диаметров является причиной резкого нарушения нормального распределения обрывов по длине колонны. Однако дело не в самом нарушении, а в том, что абсолютное количество обрывов у насосных установок, при работе которых возникают значительные напряжения от изгиба штанг, намного больше, чем у таких же установок, но работающих без значительного изгиба штанг.

Изгиб вызывается прежде всего силой трения между плунжером и цилиндром насоса. Величина ее согласно рекомендациям А.Н.Адонина может быть приближенно оценена по эмпирическим формулам В.И.Сердюка.

В высокообводненных скважинах

Ртр = 0,92Dпл/ - 137

В мало и среднеобводненных скважинах

Ртр = 0,82Dпл/ - 127,

где: Dпл - диаметр плунжера насоса,

- зазор между плунжером и цилиндром.

По этой формуле получаем для 57-мм насоса 25-225-ТНМ с группой посадки fit-2 Ртр = 1500 Н. Отсюда видно, что Ртр для насосов средних диаметров достигает значительной величины. Действительная величина силы трения в новом насосе может быть и больше расчетных значений, особенно в сильно обводненных скважинах, вследствие плохой смазки трущихся деталей. Средние же диаметры насосов чаще всего применяются именно в обводненных скважинах. При этом трение иногда достигает такой величины, что происходит задирание трущихся поверхностей и мгновенное заклинивание насоса, т.е. выход из строя всей установки; приходится насос поднимать и заменять новым.

Характерными особенностями Ртр являются, во-первых, значительное уменьшение ее по мере износа пары плунжер-цилиндр вследствие роста зазора между плунжером и цилиндром поэтому иногда мощные насосные установки в первый период после спуска нового насоса рекомендуется переводить на сниженное число качаний для обкатки насоса, что дает возможность предупредить заклинивание насоса; во-вторых, Ртр не постоянна по длине хода плунжера вследствие неточностей изготовления.

Другая сила, способная вызвать продольный изгиб низа штанговой колонны при больших диаметрах насосов и высоких скоростях откачки, возникает от гидравлических сопротивлений при прохождении жидкости через нагнетательные клапаны в процессе движения плунжера вниз.

Работами А.М. Пирвердяна и Г.С. Степановой обоснована формула для расчета максимального усилия от гидравлических сопротивлений в нагнетательном клапане, действующего снизу вверх на нижний торец колонны штанг при ходе плунжера вниз.

Подсчет силы сопротивления для насоса 25-225-ТНМ при скоростях откачки 18...20 м/мин дает величину порядка 150 Н. Для насоса 25-275-ТНМ эта величина составит примерно 280 Н при тех же параметрах откачки.

Сравнивая эту цифру со значением силы трения в насосе, приведенным выше, видим, что силы сопротивления в клапанах для максимально допустимых на промыслах ОАО Татнефть режимов откачки на порядок ниже силы трения в насосе.

Продольный изгиб штанг вызывается совместным действием сил трения в плунжерной паре и сопротивления в клапанах. Порядок величин сжимающих сил при максимальных освоенных режимах откачки в ОАО Татнефть составляет 2000...3000 Н. Таким образом, для высокодебитных скважин сжимающие силы достаточно велики. Кроме того, они могут быть значительны при средних диаметрах насосов и для части среднедебитных скважин. Однако последствия изгиба - поломки и отвинчивание штанг - зависят не только от сжимающей силы, но и от стрелы прогиба штанг. Стрела же прогиба при прочих одинаковых условиях зависит от сечения кольцевого пространства между штангами и трубами, быстро возрастающего с увеличением диаметра насоса. Поэтому неполадки от изгиба особенно часты у насосов диаметром 70мм и более.

Для предупреждения продольного изгиба рекомендуется применять тяжелый низ, т.е. утяжеленные штанги, монтируемые в нижней части колонны, над плунжером насоса. Тяжелый низ должен обладать таким весом, чтобы предотвратить изгиб обычных штанг, находящихся выше его, и такой жесткостью, чтобы не подвергаться изгибу самому. Практика применения тяжелого низа показывает его эффективность в отношении резкого уменьшения обрывов и отвинчиваний. Обычный вес тяжелого низа для условий ОАО Татнефть не превышает 2000-3000 Н.

2.3 Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных ШСН

Причины	2004	2005
	всего	преждевр.	всего	преждевр.
Обрыв штанг	13	4	9	2
Отворот штанг	10	3	10	1
Засорение мет. стружк. прод. коррозии	8		3
Засорение АСПО	28	4	5	2

Из таблицы видно, что основными причинами ремонтов является обрыв и отворот штанг, засорение насоса, запарафинивание лифта..

В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительную переменную нагрузку, что приводит к усталости металла штанг и происходят обрывы. На штанги передаются давления столба жидкости, воспринимаемое плунжером при ходе вверх, сила тяжести самих штанг, а также усилие от продольных колебаний колонны штанг возникающих при изменении нагрузки на плунжер. Часто штанги эксплуатируются в коррозийной жидкости, которая вызывает ускоренное разрушение поверхности металла и ослабление его прочности. Но наибольшей причиной служит устарелый фонд скважин. В последнее время НГДУ «ИН» стараются после ПРС и КРС внедрять новые штанги. Которые оснащены скрёбками-центраторами позволяющими избежать истирания штанг и труб. И еще новые штанги покрыты эбоксидными смолами.

Отворот штанг происходит также в основном из-за старого оборудования, из-за некачественного свинчивания. Отворот штанг значительно сокращается при работающих ШВЛ, и после спуска в скважину новых штанг.

Засорение насоса стеклом происходит за счет осыпания стекла со стенок НКТ на забой, засорение АСПО происходит за счет снижения температуры, по борьбе с АСПО применяют скребки: пластинчатые, плавающие, скребки- центратора; дозаторы устьевые, горячую промывку нефтью или водой, закачку различных реагентов через автоагрегаты, обработку колонны с ППУ.

2.4 Применяемые новые оборудование

Коэффициент наполнения насоса с боковым входным каналом

В ОАО «ТАТНЕФТЬ» для эксплуатации малодебитных скважин применяются скважинные штанговые насосы (СШН), в которых цилиндр снизу заглушен, а вместо всасывающего клапана используется боковое отверстие в цилиндре. Оно перекрывается удлиненным плунжером на большей части хода плунжера и открывается для доступа жидкости в конце хода плунжера вверх. При ходе плунжера вверх в цилиндре под ним создается разрежение, когда плунжер переходит за боковое отверстие, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. При ходе вниз плунжер перекрывает отверстие в цилиндре и происходит нагнетание. Насосы обеспечивают эксплуатацию скважин при малом погружении под уровень жидкости, поскольку отсутствует «мертвый» объем (пространство между заглушенным нижнем торцом цилиндра и крайнем нижнем положением плунжера всегда заполнено жидкостью). Кроме того работа насоса сопровождается импульсами депрессии, возникающими при заполнении цилиндра, которые способствуют интенсификации притока из продуктивного пласта. Цикл работы такого насоса существенно отличается от традиционного. Очевидно, что коэффициент наполнения наступает наибольшего значения, когда цилиндр насоса успевает полностью заполниться жидкостью за время, пока плунжер совершает возвратно-поступательное движение между отверстием и верхней мертвой точкой. Следовательно должен существовать оптимальный перебег плунжера за боковое отверстие зависящий от скорости откачки и давления на приеме насоса.

В ТатНИПИ нефти ОАО «ТН» на стендовой скважине экспериментально исследовано влияние различных факторов на коэффициент наполнения насоса.

Экспериментальное исследование коэффициента наполнения осуществлялось для следующих насосов:

1. насос с входным боковым каналом 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с длиной плунжера 3000мм dпл=32м,а отверстия бокового капала 10мм.

2. насос с входным боковым каналом 25-225 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с длиной плунжера 3000мм, dпл=57 dотв. боковым каналом 10мм.

ВЫВОДЫ:

1. Коэфициент наполнения насосов с боковым каналом значительно зависит от величины перебега плунжера за боковой канал и менее существенно от давления на проеме насоса и скорости откачки.

2. Область наибольших значений коэффициента наполнения насоса с боковым входным отверстием с уменьшением числа качаний, а следовательно, с увеличением времени заполнения цилиндра насоса жидкостью, а также с уменьшением диаметра насоса смещается в интервал с меньшим перебегом плунжера относительно бокового отверстия.

3. Для насоса dпл=57мм при v откачки 5,7-8,2м/мин и давления на приеме насоса 0,06 МПа наибольшее значение коэффициента наполнения при откачки воды равные 0,65-0,7 достигаются при отношении величины перебега плунжера за боковой канал к длине хода в диапазоне от 0,2 до 0,4. Такая большая величина отношения указанных параметров для достижения максимального коэффициента наполнения указывает на целесообразность увеличения площади проходного сечения бокового канала, например, увеличением числа каналов.

4. Для насоса с dпл=32мм в диапазоне v откачки до 8,2м/мин при оптимальном отношении величины перебега плунжера за боковой канал к длине хода в диапазоне от 0.07 до 0.18 коэффициента наполнения при откачки воды достаточно высок и при давлении на приеме насоса более 0.1МПа изменяется от 0,8(Vоткач. 8,2 м/мин) до 0,98( Vоткач.4,1м/мин),оставаясь достаточно высоким при снижении давления на приеме насоса до 0,06МПа (0,9 при V откач. 5,7м/мин; 0,77 при скорости откачки 8,2 м/мин).

5. Подгонку положения плунжера насоса с боковым входным каналом в цилиндре после спуска в скважину необходимо выполнять с учетом ее влияния на коэффициент наполнения насоса исходя из результатов исследований при скоростях откачки более 8,2м/мин для насоса 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с целью достижения наибольшего коэффициента наполнения можно рекомендовать устанавливать плунжер по отношению к цилиндру так чтобы отношение перебега плунжера за боковой канал к длине хода изменялась от 0,07 до 0,18.

Расчет нагрузок, действующих на колонну штанг.

Исходные данные:

Глубина подвески насоса Н = 1300 м;

Дебит жидкости Qж = 4,0 мі/сут;

Плотность жидкости сж = 1110 кг/мі;

Длина хода штока S = 1,5 м;

Число ходов плунжера n = 4,5 мин?№;

Диаметр плунжера d пл = 32 мм;

Внутренний диаметр НКТ d вн = 62 мм;

Диаметр штанг d шт = 19 мм;

Давление на устье Ру = 1 МПА;

Масса 1 м штанг m шт = 2,42 кг;

Плотность штанг сшт = 7850 кг/мі.

Рассчитаем максимальную нагрузку в точке подвеса штанг при ходе вверх:



Где ;

Найдем площадь поперечного сечения плунжера Fпл, мІ:

;

Найдем вес столба жидкости Рж, Н:

;

Найдем вес колонны штанг в воздухе Ршт, Н:

;

Вычислим коэффициент плавучести штанг Карх:

;

Вычислим максимальную нагрузку Рmах, Н:

Найдем минимальную нагрузку в точке подвеса штанг при ходе вниз Рmin, Н:

Найдем усилия от поршневого эффекта центратора при движении колонны штанг:

Определяем максимальную скорость движения колонны штанг:

Определим повышение давления перед центратором Рц по формуле:

;

где - коэффициент гидравлического сопротивления для щели между НКТ и цен тратором;

- длина центратора,

= 75

- средняя скорость течения жидкости в щели, м/с

Определим скорость течения жидкости в щели по расходу Qж и площади поперечного сечения щели между НКТ и центратором:

Найдем критерий Рейнольдса по формуле:

Полученное значение Re = 2048 меньше критического значения Reкр = 2320, поэтому течение в щели соответствует ламинарному режиму. Коэффициент гидравлического сопротивления найдем по формуле:

;

Рассчитаем повышение давления перед центратором Рц:

Вычислим усилия от поршневого эффекта центратора при движении колонны штанг:

Рассчитаем суммарный поршневой эффект от взаимодействия всех центраторов с жидкостью. Для глубины спуска насоса Н = 1300 м для комплектования колонны штанг необходимо 252 центратора.

4. При запарафинивании скважины её внутренний диаметр уменьшается до наружного диаметра скребка. Учитывая, что скребок устанавливается на штанге с зазором и имеет возможность в пределах этого зазора смещаться в радиальном направлении, фактически скважина запарафинивается только до диаметра

где - зазор на сторону.

Найдем усилие от поршневого эффекта центратора при условии запарафинивания скважины.

Определим внутренний диаметр запарафиненной НКТ:

Найдем скорость потока жидкости в щели:

Критерий Рейнольдса:

;

Т.к. Re = 2101,6 меньше критического значения, то коэффициент гидравлического сопротивления найдем по формуле:

;

Найдем повышение давления перед центратором:

;

Вычислим усилия от поршневого эффекта:



Определим суммарный поршневой эффект от взаимодействия всех центраторов с жидкостью:

;

5. Итак, произведя вычисления, мы видим, что при работе колонны штанг без скребков - центраторов возникают такие нагрузки:

;

В случае армирования колонны штанг центраторами экстремальные нагрузки принимают следующие значения:

;

.

Учитывая запарафинивание колонны НКТ, при котором толщина отложений составляет 1,5 мм подсчитаем значения нагрузок в точке подвеса штанг:

;

Расчет напряжений в штангах.

Для расчета напряжений в штангах, оборудованных центраторами, возьмем наибольшие значения экстремальных нагрузок, т.е. в случае запарафинивания НКТ.

Для характеристики цикла изменения напряжения используются следующие величины:

Максимальное напряжение :

;

Минимальное напряжение :

;

Амплитудное напряжение :

;

Найдем приведенное напряжение :

Как видим, приведенное напряжение в точке подвеса штанг меньше предельно допустимого приведенного напряжения для стали:

МПа ; 67,3 < 70.

Так как соблюдается это условие, то из этого следует, что колонна стальных штанг, армированных центраторами, годится для эксплуатации в режиме, параметры которого явились исходными данными для расчета.

2.6 Выводы и предложения

Проанализировав выход ремонт скважин оборудованных ШСН в условиях НГДУ «ЛН», можно выявить несколько основных причин по которым в основном производится ремонт ,это такие как:

- Отворот штанг для рения этой проблемы была сделана эта установка ШВЛ на всех СК в НГДУ “ЛН “после чего заметно сократились ремонты по поводу отворота штанг полировки, так ШВЛ в зависимости от числа качаний ,но в среднем за 3 минуты, делает 1 полный поворот штанг.

- Обрыв штанг полировки эта проблема также маловажна по уменьшению обрывов штанг могут применяться только такие меры как замена старых штанг на новые, в связи с этим в НГДУ “ЛН ”был построен цех по ремонту и антикоррозийному покрытию старых штанг.

- Запарафинивание лифта по этой причине применяют трубы с различными покрытиями и скребки; пластинчатые и скребки центраторы, дозаторы устьевые, обрабатывают скважины при помощи агрегатов АДП и ППУ.

- Засорение насоса в основном стеклом и АСПО, засорение стеклом происходит при неправильной транспортировки труб, при которой стекло трескается. Засорение насоса АСПО происходит в клапанах насоса, что приводит к его плохой работе.

Отворот и обрыв штанг можно избежать при нормальной работе ШВЛ, так как он работает в сторону закручивания штанг и муфт, обрыв можно значительно сократить при покрытии штанг эпоксидными смолами, так как это поможет предотвратить коррозию металла.

Против отложения парафина применяют устьевые дозаторы , скребки, но можно применять и микробиологический метод, который применяется в НГДУ “БН ”с 2000 года. При этом методе микроорганизмы окисляют парафин и он не производит отложений на оборудовании. Можно было бы сократить такие ремонты как: запарафинивание лифта; засорение насоса АСПО, а это 25% от всех ремонтов. Увеличится МРП скважин и увеличится объем добычи нефти, что приведет к большим экономическим возможностям НГДУ “ЛН” и АО “Татнефть.”

3. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

3.1 Охрана труда и техника безопасности

В задачи охраны труда на нефтегазодобывающих предприятиях входит выявление, ослабление и устранение производственных вредностей, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населённых пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний.

Ответственность за обеспечение охраны труда на нефтяных промыслах возложена на руководителя НГДУ, руководителей участков и подразделений. Безопасность работ в цехе обязан обеспечить начальник цеха, который отвечает за правильную организацию труда, трудовую дисциплину, обучение рабочих и ИТР правилами безопасности и соблюдение их всеми работающими.

Производственный несчастный случай происходит на производстве внезапно в течении короткого промежутка времени. К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтегазодобывающих предприятиях, относятся: неблагоприятные метеорологические условия, движущихся, токоведущие и нагретые части оборудования, вредные вещества (яды, пыль), опасные излучения (ионизирующие, тепловые, ультрафиолетовые), шум, вибрация, горючие и взрывоопасные вещества, падающие, разлетающиеся при авариях части сооружений и установок, падение работающих. Несчастными случаями на производстве считаются случаи произошедшие территории производства или вне её при выполнении работы по заданию, а также при доставке работающих на место работы и с работы транспортом НГДУ. Не позже 24 часов после несчастного случая проводится расследование его комиссией в составе начальника участка или цех, общественного инспектора по охране труда и инженера по технике безопасности.

Овладение технологией и техникой добычи нефти включает серьёзное изучение вопросов охраны труда и развитие навыков безопасной работы. Рабочие, поступающие на работу по новой профессии, проходят обязательный инструктаж - вводный и на рабочем месте. Инструктаж проводят инженеры по технике безопасности, специалисты из здравпункта, пожарной охраны, горноспасательной части, мастера, начальники участков.

После инструктажа и стажировки рабочие допускаются к самостоятельной работе только после проверки знаний специальной комиссией.

В задачи производственной санитарии входит разработка санитарно- гигиенических рекомендаций и устройств, для защиты работающих от производственных опасностей и профессиональных вредностей. Работа на нефтегазодобывающих предприятиях характеризуется следующими особенностями:

- влияние большинства работ под открытым небом;

- вероятность контакта с различными нефтями, попутными газами и пластовыми водами, которые, являются ядовитыми, агрессивными, горючими и взрывоопасными веществами;

- большие физические усилия;

- использование опасных для людей кислот, щелочей, взрывчатых веществ;

- отдалённость рабочих мест от населённых пунктов, санитарно- бытовых и подсобных помещений;

- трудности освоения новых малонаселённых районов с суровым климатом, труднопроходимыми местами, обилием кровососущих насекомых и хищных зверей;

- большое разнообразие машин, механизмов, установок.

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования требуют особого внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. особенностями действия электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности, неожиданность и внезапность поражения, большая вероятность летального исхода.

Электрический ток может вызвать местные или общие поражения, механические травмы, ожоги, ослепление излучением электрической дуги, металлизацию кожи, электрознаки на кожи и электрические удары

Электробезопасность обеспечивается строгим выполнением всех требований действующих электротехнический нормативах.

Обслуживание электроустановок доверяется лицам, которым присвоена необходимая для безопасного выполнения работ квалификационная группа (от 1до 5).

3.2 Противопожарная защита

Нефть и газ являются горючими взрывоопасными веществами. По температуре вспышки и по температуре самовоспламенения нефть и попутный газ относятся и весьма взрывоопасными и воспламеняющими веществами. В связи с этим требует строгое соблюдение мер пожарной безопасности. Территорию НГДУ и особенно при скважинные площадки, газораспределительные будки, нефтеносные станции необходимо содержать в чистоте. Размытую нефть следует убирать. Каждый производственный объект должен иметь комплект первичных средств пожаротушения, число и перечень которых устанавливается местными нормами. Курить на территории разрешается в специальных отведённых местах. Сварочные и другие огневые работы на производственных объектах необходимо проводить под руководством работника, имеющий разрешение пожарной охраны.

Сварка сосудов, содержащих взрывоопасные и горючие вещества, запрещается. Сварка этих емкостей допускается только после полной зачистки их. Электропривод и электрооборудование насосов для откачки нефти, а так же осветительная аппаратура должна иметь взрывозащищенное исполнение.

Передвижные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания при работах на территории НГДУ должны иметь - искрогаситель. Строго запрещается пользоваться открытым огнём на пожароопасных объектах.

Автоцистерна и насосный агрегат должны быть оборудованы двумя углекислотными огнетушителями, лопатой, кошмой и асбестовым одеялом. Автоцистерну и насосный агрегат следует устанавливать на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины.

При возникновении загорания в качестве средств пожаротушения применяют песок, пенные и углекислотные огнетушители, инертный газ, кошма, асбестовое полотно.

На территории должны быть сеть дорог для подъезда. Контроль за выполнением противопожарных мероприятий осуществляют Госпожнадзор, управление охраны труда и военизированные специальные части.

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях НГДУ «ИН»

Проблема охраны окружающий среды от негативного воздействия человеческой деятельности приобрела в последнее время весьма актуальное значение. Последствия хозяйственной деятельности проявляется в загрязнении воздуха вредными примесями; водного бассейна - сточными водами и нефть, изменение состава почвы и ландшафта в результате строительства и добычи различного сырья.

Нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21 административного района республики и 3 районов соседских республик и областей общей площадью более 30,5 тыс. км2, характеризующихся плодородными пашнями, лесами, водоёмами, где расположены сотни деревень и посёлков с населением около 1 млн. человек. Для размещения предприятий Татнефти, включающих более 37 тыс. скважины, 54 тыс. км различных трубопроводов, сотни различных установок, тысячи км. дорог, ЛЭП, в 1995 годы было очуждено более 38,8 тыс. га земель Такой широкий спектр деятельности Татнефти на значительных площадях накладывает большую ответственность в деле охраны природы.

Производственная деятельность, добыча нефти в том числе приводит к выбросу различных вредных веществ в атмосферу. В АО Татнефть загрязнение атмосферного воздуха происходит в результате потерь нефти и газа при их сборе, транспорте, подготовке и переработке, сжигание газов на факелах, выбросов двигателей технологического транспорта, резервуарные парки, энергетические установки.

Для сокращения выбросов вредных веществ от транспорта, осуществлён ряд организационных мероприятий: вывод транспортных предприятий за территорию городов (из Лениногорска передислоцировано непосредственно на объекты - 400), завершено строительство объездной дороги г. Лениногорск и Бугульмы. Таким образом, АО Татнефть проводится значительная работа по охране атмосферного воздуха: осуществляется контроль за содержанием вредных веществ, все предприятия имеют нормативы предельно допустимых выбросов.

Первостепенное значение в охране почвенных ресурсов нефтедобывающих районов РТ имеет сокращение удельного расхода земель на строительство нефтепромысловых объектов. За последние годы нефтяники республики заметно уменьшили изъятие земель для сельскохозяйственных целей и снизили удельный расход земель на обустройство одной скважины с 3,53 га. в 1970 до менее 1 га. в на стоящее время. Для улучшения охраны и рационального использования земельных ресурсов нефтедобывающих районов необходимо провести комплекс по следующим основным направлениям:

- сохранение объёмов негодно отводимых земель для бурения скважин и нефтепромыслового строительства ;

- совершенствование методов рекультивации земель и составление технологической документации;

- осуществление комплекса экономических и административных мер против загрязнения и порчи земель из-за замазучивания, засоления и наездов;

- разработка приёмов рекультивации почв смешанного типа загрязнения.

Беспокойство вызывает и проблема сохранения чистоты подземных вод, необходимых для хозяйственно- питьевого водоснабжения населенных пунктов и городов. В настоящее время на территории нефтепромыслов под наблюдением УПП УПТН для ППД находятся 434 родника.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989г.

2. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974г.