Технология борьбы с АСПО на Речицком нефтяном месторождении РУП "ПО "Белоруснефть"

Блоки БПР и УБПР имеют 2 режима работы дозатора: непрерывный и циклический.

Наземный трубопровод предназначен для создания линии подачи реагента от БПРвязких нефтей, спускаемый под насос на хвостовике в зону ВДП, где происходит перемешивание продукции скважины с реагентом-разбавителем, снижающим вязкость нефти до ее попадания в насос.

Хомут-протектор предназначен для крепления и защиты скважинного трубопровода на муфтовых соединениях колонны НКТ. Таким образом, исключается сдавливание скважинного трубопровода, контакт со стенками и стыками колонны, тем самым, предотвращая износ брони трубопровода и защищая его от ударных нагрузок.

Хомут-протектор обычно устанавливается на каждую третью муфту, а оставшиеся промежутки скрепляются монтажными поясами.

Качество и эффективность мероприятий от АСПО при применении ОПР повышается за счет следующего:

1) быстрая доставка «свежей» порции раствора ингибитора в интервал АСПО, исключающая процессы «застаивания» ИПГ_12 в затрубном пространстве скважины;

2) существенная экономия объема дорогостоящего раствора ингибитора в начале работ по его внедрению и в процессе работы скважин;

3) использование «чистого» ИПГ_12 без добавок других технологических жидкостей.

Схема ингибирования продукции скважины с применением ОПР представлена на рис. 2.16.

Ингибитор от блока подачи реагента по наземному трубопроводу через устройства ввода подается по скважинному трубопроводу в затрубное пространство. Далее через клапан, установленный в компоновке НКТ, ИПГ_12 попадает внутрь колонны в зону возможного отложения АСПО, где происходит ингибирование продукции скважины в плане предупреждения парафинообразования. Далее восходящим потоком скважинной продукции ИПГ_12 выносится на поверхность.

По рекомендациям БелНИПИнефть в 2006 году было закуплено 3 комплекта оборудования для подачи реагента ИПГ_12 с применением напорных трубок. Данная технология предполагает дозированную подачу ингибитора парафиноотложений в «чистом» виде по трубкам на прием насоса, либо ниже начала интервала образования АСПО.

В 2006 году высоконапорными трубками оборудованы 2 скважины: №224 Речицкого и №41 Ю. Тишковского месторождений. В 2008 и по состоянию на 2009 год еще 7 скважин на Речицком месторождении оборудовано ВНТ.

По результатам проведенных исследований ЦЛАИ БелНИПИнефть на определение эффективности ингибирования ИПГ_12 рекомендована оптимальная дозировка ингибитора, обеспечивающая нормальную работу подземного оборудования скважины, которая составляет 200-220 г. на 1 тонну добываемой нефти. Свойства нефтей каждой скважины различны, поэтому оптимальная дозировка ИПГ_12 для конкретной скважины определяется во время ее эксплуатации по результатам наблюдений за работой подземного оборудования.

В настоящее время в НГДУ «Речицанефть» для дозировки химреагента, предназначенного для предотвращения образования АСПО на по с осложненными подъемами - с затяжками и расхаживанием, методом «труба+штанга».

После внедрения ОПР: Насос НВ_44, Нсп=1702 м. Хвостовик: воронка - НКТ 73 мм - 1 шт. Муфта-клапан установлен ниже замковой опоры на 9,4 м - дозирование ИПГ_12 осуществляется на прием насоса. Спущены новые НКТ 73 мм и штанги со скребками в интервале 0-1104 м. Емкость с ИПГ_12 подогреваемая. Ингибитор ИПГ_12 подается в скважину в «чистом» виде. Необходимая дозировка ИПГ_12 - 200 грсут. За период эксплуатации скважины после внедрения ОПР из пласта добыто 4556т нефти.

Внедрение на скважинах технологии дозированной подачи химреагента с применением напорных трубок позволило сократить расходы за счет отмены обработок скважин горячей нефтью.

Скважина №122 Речицкого месторождения

До внедрения ОПР: Насос НВ_32, Нсп=2045 м, колонна НКТ 73 мм. Для предотвращения АСПО скважина была оборудована дозаторным насосом для подачи раствора «ИПГ_12+БСП+нефть» в затрубное пространство на динамический уровень. Также проводились дополнительные обработки БСП объемом 1,8-7,2 мі с МОП 30 сут. С 1999 г. на скважине произошло 6 отказов, во всех случаях подъем осуществлялся методом «труба+штанга». В двух случаях зафиксирована глубина начала АСПО - 1100-1200 м.

06.11.07 г. - остановка скважины по причине обрыва штанг, ННО - 581 сут. Подъем подземного оборудования осуществлялся методом «труба+штанга». Зафиксирован интервал АСПО: на штангах - 0-800 м толщиной 2-3 мм, в НКТ - 0-1100 м толщиной от 2 мм до 100%-го заполнения проходного сечения трубы.

После внедрения ОПР: Насос НВ_32, Нсп=2055,5 м, колонна НКТ 73 мм. Для дозирования ИПГ_12 муфта-клапан установлена на глубине 804.5 м. Для подачи реагента и его хранения применены используемые ранее на этой же скважине насос-дозатор с приводом от станка-качалки и емкость. Скважинный трубопровод составлен из остатков трубок, сростка которых проведена специалистами НГДУ. Глубина участка сростки - 490,05 м.

За 2008 г. дебит по нефти составил 5,5то. Подъем оборудования происходил с осложнениями: затяжками, расхаживанием, методом «труба+штанга».

24.09.06 г. - ППР смена УШГН, внедрение скважинного трубопровода. Подъем оборудования осуществлялся с затяжками, расхаживанием. АСПО зафиксированы в интервале 370-1460 м толщиной от 5 до 15 мм.

После внедрения ОПР: Насос НВ_44, Нсп=1702 м, НКТ 73 мм, штанги со скребками в интервале 0-1104 м. Хвостовик: воронка НКТ 73 мм - 1 шт. Дозирование ИПГ_12 осуществляется в НКТ по высоконапорному трубопроводу на глубину 1711,4 м. Блок подачи реагента подогреваемый. Привод насоса-дозатора электрический.

14.02.08 г. - ППР смена УШГН. Подъем оборудования осуществлялся без осложнений, без подъема замковой опоры. Отложения АСПО зафиксированы на штангах в интервале 700-1100 м толщиной от 1 до 4 мм. Спущен насос НВ_38.

На рисунке 2.17. изображена динамограмма работы по скважины №224 Речицкого месторождения

За счет внедрения новой технологии предотвращения отложения АСПО на подземном оборудовании скважины за 26 месяцев отменено проведение 66_ти обработок АДП объемом 24 мі каждая. Экономия товарной нефти составила ~1584 мі, за 11 месяцев 2008 г. ~668 мі. По состоянию на 2009 г. ННО - 796 сут, дебит нефти - 8,8то. Подъем оборудования во всех случаях осуществлялся методом «труба+штанга».

10.07.08 г. ППР, смена УШГН, ГДИ, внедрение ВНТ. Подъем оборудования осуществлялся методом «труба+штанга».

После внедрения ОПР: Насос НВ_38, Нсп =1852 м, НКТ 73 мм. Дозирование ИПГ_12 осуществляется в НКТ по высоконапорному трубопроводу на глубину 1600 м. Привод насоса-дозатора электрический.

За счет внедрения новой технологии предотвращения отложения АСПО на подземном оборудовании скважины за 5 месяцев отменено проведение 10_ти обработок АДП объемом 24 мі каждая. Экономия товарной нефти составила ~240 мі.

По состоянию на 2009 г. ННО - 140 сут, дебит нефти - 15,0тсут, обводненность - 9,3%. За период эксплуатации скважины после внедрения ОПР накопленная добыча нефти составляет 713 мі.

Среднесуточный расход ИПГ_12 ~3,9 лтонну. С момента внедрения ВНТ расход ингибитора ИПГ_12 составил 0,61т.

Работа подземного оборудования скважины находится под постоянным контролем со стороны отдела ТТДН и ИС «БелНИПИнефть» и технологических служб НГДУ РН. Дополнительные обработки от АСПО не проводятся. Работа скважины стабильна.

Скважина №91 Речицкого месторождения

До внедрения ОПР: Насос НВ_44, Нсп=1662 м, НКТ 89 мм, 73 мм, штанги со скребками в интервале 0-700 м. Для предотвращения образования АСПО проводилось дозирование ИПГ_12 в затрубное пространство скважины на динамический уровень и одна обработка в месяц БСП V=3,4 мі.

На скважине в 2005 г. произошел отказ по причине запарафинивания. Подъем оборудования осуществлялся с осложнениями: с затяжками, расхаживанием.

09.10.08 г. ППР, смена УШГН, НКТ, штанг, внедрение СТ. Подъем оборудования осуществлялся методом «труба+штанга».

После внедрения ОПР: Насос НВ_44, Нсп =1646 м, НКТ 73 мм. Дозирование ИПГ_12 осуществляется в НКТ по высоконапорному трубопроводу на глубину 1600 м. Привод насоса-дозатора механический от станка-качалки.

На рисунке 2.18. изображена динамограмма работы по скважины №91 Речицкого месторождения по состоянию на 15.12.2008 г.

По состоянию на 2009 г. ННО - 49 сут, дебит нефти - 13,4 тсут или 610гсут, нефть безводная. За период эксплуатации скважины после внедрения ОПР накопленная добыча нефти составляет 355 мі.

Среднесуточный расход ИПГ_12 ~2,8 лтонну. С момента внедрения высоконапорного трубопровода расход ингибитора ИПГ_12 составил 0,16т.

Работа подземного оборудования скважины находится под постоянным контролем со стороны отдела ТТДН и ИС «БелНИПИнефть» и технологических служб НГДУ РН. Дополнительные обработки от АСПО не проводятся. Работа скважины стабильна

Скважина №256 Речицкого месторождения

До внедрения ОПР: Насос НВ_32, Нсп=2097 м, НКТ 73 мм. Для удаления АСПО проводились обработки АДП 24 мі МОП 20 сут.

Отказов по причине запарафинивания не происходило. В одном случае подъем оборудования осуществлялся с расхаживанием. Внедрение СТ в первую очередь направлено на сокращение товарной нефти, закачиваемой при обработках.

04.11.08 г. ППР, ГДИ, смена НКТ и штанг, внедрение СТ. Подъем оборудования осуществлялся без осложнений.

После внедрения ОПР: Насос НВ_32, Нсп =2107 м, НКТ 73 мм, в интервале 0-780 м спущены через одну штанги со скребками-центраторами. Дозирование ИПГ_12 осуществляется в НКТ по высоконапорному трубопроводу на глубину 1600 м. Привод насоса-дозатора электрический.

За счет внедрения новой технологии предотвращения отложения АСПО на подземном оборудовании скважины за 1 месяц отменено проведение одной обработки АДП объемом 24 мі. Экономия товарной нефти составила 24 мі. При средней стоимости одной обработки АДП V=24 мі ~400 тыс. рублей, экономия денежных средств составила ~0,4 млн. рублей.

По состоянию на 2009 г. ННО - 24 сут, дебит нефти - 9,2 тсут или 310гсут, обводненность - 2%. Расход ИПГ_12 за период эксплуатации не указан ввиду проведения расчетов на 01.12.2008 г.

Среднесуточный расход ИПГ_12 составляет 4,6 лтонну.

Дополнительные обработки от АСПО не проводятся. Работа скважины стабильна.

В таблице 2.9 отображена информация о параметрах работы скважин, оборудованных высоконапорными трубками, и дозировке ингибитора ИПГ_12 на Речицком месторождении. Стоит отметить, что на многих скважинах дозировка ИПГ_12 превышает рекомендованную в 2-5 раз. Данный тип насоса имеет отличия от насоса с электроприводом производства ООО «Синергия-Лидер»:

- сложность алгоритма настройки дозировочного насоса на необходимый режим эксплуатации;

- отсутствие точного контроля за расходом жидкости в емкости для подачи ингибитора, установленной на скважине.

Для рационального использования ИПГ_12 на скважинах, оборудованных дозировочными насосами с механическим приводом от СК, необходимо рассмотреть возможность дозирования ИПГ_12 в смеси с СГБ или БСП.

На скважинах, осложненных одновременным образованием АСПО и солеотложений, в целях полной отмены обработок, существует техническая и технологическая возможность одновременного дозирования двух ингибиторов - парафино- и солеотложений. С целью определения негативного взаимодействия между ингибитором парафиноотложений ИПГ_12 и ингибитором солеотложений ФЛЭК ИСО_5 в ЦЛАИ БелНИПИнефть проведено тестирование смеси реагентов. Получен положительный результат.

Для осуществления совместного дозирования ингибиторов в ООО «Синергия-Лидер» разработаны блоки подачи реагента с одна-, двух-, трехсекционными емкостями объемами 1.0, 1.5, 2.5, 3.0, 6.0 мі. Каждая из секций емкости может быть оснащена индивидуальным насосом-дозатором. На сегодняшний день ООО «Синергия-Лидер» является единственным поставщиком в НГДУ «РН» высоконапорных трубок.

Выводы:

- по состоянию на 21.12.2008 г. высоконапорными трубками с дозированной подачей ингибитора парафиноотложений ИПГ_12 оборудовано 7 скважин;

- экономия товарной нефти составила 1896 мі за 2008 г.;

- суммарная добыча нефти по скважинам, оборудованным трубками, с момента внедрения ОПР, составила 12,216 тыс. мі за 2008 г.

Рекомендую:

- провести исследования по определению концентрации ИПГ_12 в смеси с СГБ на предмет сохранения эффективности ингибирующих свойств;

- технологическим службам оперативно корректировать дозировку ИПГ_12 при изменении дебита и обводненности скважин, оборудованных высоконапорными трубками. Рекомендуемая дозировка ИПГ_12 составляет 200-220 г. на 1 тонну добываемой нефти.

Применение магнитных полей для предупреждения осложнений в работе скважин по причине АСПО

В настоящее время одним из перспективных направлений в области предупреждения осложнения в скважинах являются устройства, предотвращающие образования АСПО, на основе постоянных магнитов, которые не требуют ни химических реагентов, ни электроэнергии.

Под действием магнитных полей на движущуюся жидкость происходит разрушение агрегатов, состоящих из ферромагнитных микрочастиц соединений железа и находящихся в типичных концентрациях 10….100 г.сут, защищаемая от АСПО длина участка составляет порядка 1,5-2 км. Производство организовано для НКТ диаметром 73…89 мм и трубопроводов диаметров до 450 мм.

При чем магнитные депарафинизаторы совместимы с механическим и тепловым методами очистки. Однако при совместном применении с химическими ингибиторами АСПО эффективность депарафинизатора может быть снижена.

Монтаж устройств в большинстве случаев не требует подъема НКТ. Для защиты выкидных линий устройства монтируются в обвязке устья скважины. Установка магнитного депарафинизатора на скважину осуществляется:

путем спуска устройства, на проволоке при добыче фонтанным способом и электропогружными насосами;

путем включения устройства в колонну штанг или НКТ для механизированных способов добычи нефти. Масса большинства устройств составляет 3-15 кг, длина 0,4-0,7 м.

Следует отметить, что для «проблемных» в отношении АСПО и при этом низкодебитных ШГН-скважин Беларуси может потребоваться установка 2_х депарафинизаторов, если содержание газа в нефти составляет величину менее 30-50 м³сут.

- содержание газа в нефти не менее 30 м³сут, обводненность - 27%. На скважине отмечалось периодическое запарафинивание подземного оборудования с сопутствующими осложненными подъемами, интервал АСПО зафиксирован 14.03.04 года в пределах 152-704 м. Последний показатель ННО по скважине составил 845 суток.

30.07.06 г. - внедрение МАС_2Б в компоновке НКТ на глубину 1200 м. В течение 2007 года средний дебит по скважине составил 6,7 міо скважин.

До внедрения тепло-химического метода депарафинизации скважины для удаления АСПО проводились обработки горячая вода + горячая нефть общим объемом 24м³ с МОП 25 суток.

Датой внедрения нового метода депарафинизации считается 10.06.08 г., когда была проведена первая обработка горячей водой с добавлением МЛ общим объемом 20 мі. Переход на данный вид обработок осуществлен без проведения ремонта.

06.07.08 г. - 10.07.08 г. - проведен ППР со сменой УШГН, НКТ. ННО составила 533 суток. При подъеме подземного оборудования отмечена чистота НКТ и штанг. При обследовании последней НКТ d73 выявлен слом по резьбе.

19.07.08 г. - повторный ремонт по причине отсутствия подачи.

21.07.08 г. - запуск скважины из ремонта с дальнейшим проведением обработок горячей водой с добавлением ПАВ.

15.09.08 г. -19.09.08 г. - остановка скважины на КВУ в связи с отбором уровня.

За 2008 г. МОП был увеличен с 25 до 35 суток. За период с 10.06.08 г. по 01.12.08 г. на скважине было проведено 4 обработки горячей водой + МЛ.

По результатам наблюдений за работой подземного оборудования скважины по системе «Дельта_Х» стоит отметить некоторую нестабильность нагрузок в точке подвеса штанг. По состоянию на 2009 г. ННО 143 сут.

Скважина №182 Речицкого месторождения

До внедрения тепло-химического метода депарафинизации скважины для удаления АСПО проводились обработки горячая вода + горячая нефть» общим объемом 24м³ с МОП 20 суток, а так же обработки пресной водой на рассоление объемом от 3 до 4,5м³ с периодичностью 1-4 раза в месяц.

Датой внедрения нового метода депарафинизации считается 10.06.08 г., когда была проведена первая обработка горячей водой с добавлением МЛ общим объемом 20 мі. Переход на данный вид обработок осуществлялся без проведения ремонта.

13.10.08 г. - 17.10.08 г. - остановка скважины на КВУ по причине отбора уровня.

За 2008 г. МОП был увеличен с 20 до 35 суток. За период с 10.06.08 г. по 01.12.08 г. на скважине было проведено 6 обработок «Горячая вода + ПАВ Нефтенол МЛ» и пресной на рассоление в объемах 3 - 6м³.

По результатам наблюдений за работой подземного оборудования скважины по системе «Дельта_Х» нагрузки в ТПШ в целом стабильны.

На рис. 2.21. показан график изменения нагрузок в точке подвеса штанг во времени, отображающий рост нагрузки в течение МОП и ее уменьшение после проведения обработки.

По состоянию на 01.12.2008 г. ННО составляет 585 сут. ННО после внедрения технологии составляет 196 сут.

Скважина №186 Речицкого месторождения

До внедрения тепло-химического метода депарафинизации скважины для удаления АСПО проводились обработки горячая вода + горячая нефть» общим объемом 36м³ с МОП 20 суток, а так же обработки пресной водой на рассоление объемом от 6 до 12м³.

Датой внедрения нового метода депарафинизации считается 16.05.08 г., когда скважина была запущена в эксплуатацию после ПРС. Первая обработка горячей водой с добавлением МЛ общим объемом 20 мі была проведена 05.06.2008 г.

05.09.08 г. - плановая обработока от АСПО не проведена, скважина остановлена по причине негерметичности НКТ.

08.09.08 г. - ПРС, ННО 112 сут. От последней обработки горячей водой с добавлением МЛ до ПРС прошло 30 суток. При подъеме и осмотре подземного оборудования выявлено следующее: в интервале 456-758 м скребки на штангах d22 потерты до 30%; плунжер заклинен в нижнем положении, извлекли через низ насоса, поверхность плунжера в норме; нагнетательный клапан, выходные окна насоса в норме; выходные окна плунжера забиты солью, проба отобрана в лабораторию БелНИПИнефть: 27,9% - хлористые соли; 66,3% - нерастворимый осадок; 5,8% - Fe₂O₃; на штангах - тонкий налет парафина.

11.09.2008 г. запуск скважины после ПРС. Продолжено проведение обработок «Горячая вода + ПАВ Нефтенол МЛ» и обработок на рассоление пресной водой.

12.11.2008 г. - проведена обработока с отклонением от планового МОП на двое суток. Увеличение МОП произошло по причине планового отключения электроэнергии с 10.11.08 г. по 11.11.08 г.

За 2008 г. МОП был постепенно увеличен с 20 до 30 суток. За период с 05.06.08 г. по 01.12.08 г. на скважине было проведено 5 обработок «Горячая вода + ПАВ Нефтенол МЛ». По системе «Дельта_Х» нагрузки в ТПШ стабильны.

По состоянию на 1.12.2008 г. технология теплохимического способа депарафинизации скважины применяется на протяжении 199 суток.

Скважина №222 Речицкого месторождения

До внедрения тепло-химического метода депарафинизации скважины для удаления АСПО проводились обработки «горячая вода + горячая нефть» общим объемом 24 мі с МОП 25 суток.

Датой внедрения нового метода депарафинизации считается 06.05.08 г., когда скважина была запущена в эксплуатацию после ПРС. Первая обработка горячей водой с добавлением МЛ общим объемом 20 мі была проведена 30.05.08 г.

18.06.08 г. - проведена оптимизация работы скважины: смена длины хода с 2,5 м на 2 м.

15.09.08 г. - 19.09.08 г. - остановка скважины на КВУ по причине отбора уровня.

За 2008 г. МОП был постепенно увеличен с 20 до 40 суток. В процессе работы скважины и подбора оптимального МОП, его величина изменялась от 35 до 40 сут., от 40 до 36 сут., и в итоге был принят МОП 40 суток. За период с 06.05.08 г. по 01.12.08 г. на скважине было проведено 5 обработок «Горячая вода + ПАВ Нефтенол МЛ».

По результатам наблюдений за работой подземного оборудования по системе «Дельта_Х» нагрузки в ТПШ нестабильны.

На рис. 2.23. показан график изменения нагрузок в точке подвеса штанг, отображающий рост нагрузки в течение МОП и ее уменьшение после проведения обработки.

По состоянию на 1.12.08 г. ННО составляет 204 сут.

Скважина №229 Речицкого месторождения

До внедрения тепло-химического метода депарафинизации скважины для удаления АСПО проводились обработки горячая вода + горячая нефть общим объемом 24м³ с МОП 20 суток, а так же обработки пресной водой на рассоление объемом от 3 до 6м³ с периодичностью 1-5 раз в месяц.

Датой внедрения нового метода депарафинизации считается 28.05.08 г., когда была проведена первая обработка горячей водой с добавлением МЛ общим объемом 20 мі. Переход на данный вид обработок осуществлялся без проведения ремонта.

13.10.08 г. - 17.10.08 г. - остановка скважины на КВУ по причине отбора уровня.

За 2008 г. МОП был постепенно увеличен с 20 до 40 суток. Дальнейшее увеличение МОП по данной скважине ведёт к повышению риска выхода из строя подземного оборудования скважины, в частности к обрыву штанг.

За период с 28.05.08 г. по 01.12.08 г. на скважине было проведено 6 обработок «Горячая вода + ПАВ Нефтенол МЛ» и продолжены обработки пресной водой на рассоление в объемах от 3 до 6м³.

По результатам наблюдений за работой подземного оборудования по системе «Дельта_Х» нагрузки в ТПШ нестабильны.

По состоянию на 2009 г. технология теплохимического способа депарафинизации скважины применяется на протяжении 187 суток. ННО после проведения ПРС составляет 263 суток.

Таким образом, за счет отмены обработок «горячая вода + горячая нефть» на 5_ти скважинах Речицкого месторождения. ю экономия товарной нефти составила ~500т.

Для достижения экономической эффективности, исходя из сравнения стоимости обработок «горячая вода + горячая нефть» и «горячая вода + ПАВ Нефтенол МЛ», необходимо произвести следующее увеличение МОП:

- скв. №113 - с 25 до 65 суток;

- скв. №182 - с 20 до 53 суток;

- скв. №186 - с 20 до 37 суток;

- скв. №222 - с 25 до 65 суток;

- скв. №229 - с 20 до 53 суток.

Данное увеличение МОП не представляется возможным на скважинах №№113, 182, 222, 229 по причине увеличения риска выхода из строя подземного оборудования скважины, в частности обрыва штанг. На скважине №186 есть потенциал к дальнейшему увеличению МОП.

5. Рекомендуемые мероприятия для борьбы с запарафиниванием насосного оборудования

нефть залежь осложнение скважина

Для достижения более эффективных результатов в средствах борьбы с отложениями парафина, необходим индивидуальный подход к каждой скважине в выборе технологических обработок и в методике определения МОП.

Исходя, из проведенного анализа рекомендуются следующие мероприятия:

· проведение полного химического анализа до и после обработки;

· определение глубины начала отложения парафина для каждой скважины в отдельности;

· учет температуры плавления парафина;

· учет температуры скважинной продукции;

· проведение термодинамических по анализу распределения температуры по стволу скважины при тепловых обработках, замер температуры закачиваемой жидкости и температуры на выходе в линию;

· при планировании технологических обработок производить более точный расчет объема закачки, исходя из Нст, Ндин, глубины спуска подвески насоса и его производительности;

· обоснование МОП для каждой скважины в отдельности;

· строгий учет соблюдения запланированного графика и объемов обработок;

· строгий контроль за техникой и технологией проведения обработок;

· установление и применение качественных реагентов, после пересмотр МОП по закачиваемому реагенту, ссылаясь на эффективность его применения;

· применение ингибиторов для предупреждения образования АСПО, а также совмещение химических и тепловых обработок;

· для удаления АСПО из подземного оборудования добывающих скважин считаю более целесообразным применение растворителей, совместно с тепловой обработкой, что обеспечит полное удаление отложений по всей длине НКТ. Учитывая, что действие растворителей на АСПО нефтяных месторождений Беларуси увеличивается в несколько раз при повышении температуры на 50 градусов, можно сделать вывод о целесообразности данного технологического решения, то есть для механического фонда скважин растворитель, закачиваемый в затрубное пространство продавливается горячей нефтью на прием насоса и далее в НКТ до «выкида», что исключает «застой» растворителя в колонне. Также смысл комбинированных обработок заключается в увеличении МОП.

Размещено на Allbest.ru