Введение
Асфальто-смолистыеи парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающихрайонах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо-и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физическихособенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.
Парафиновыеотложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствиевыпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температурыпотока нефти.
Составпарафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, прикоторых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации составпарафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаютсяони по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновыеотложения содержат воду и механические примеси.
Наинтенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции вскважинах.
АСПО снижаютпроизводительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходыэлектроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальнаязадача при интенсификации добычи нефти.
Методы борьбыс АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалениюуже образовавшихся осадков.
Предупреждениеобразования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб идругого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в потокдобываемой нефти различных ингибиторов.
Удаление АСПОдостигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками,тепловой и химической обработкой продукции скважин.
Многиеглубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях НГДУ «Лениногорскнефть»(далее НГДУ «ЛН»), эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосеи трубах откладывается парафин. В НГДУ «ЛН» применяются различные методыдапарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический методпредотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химическийметод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.
2. Исходные данные
2.1 Орогидрография
Западно – Лениногорская площадь является частью нефтяногоместорождения платформенного типа с углами падения 0°09¢ -0°17¢, в тектоническомотношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютныеотметки залегания кровли пашийского горизонта отмечаются в северной частиплощади 1441,6 м. В южном направлении наблюдается пологое погружениеслоев. Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д1 составляют1482 м. В географическом отношении площадь расположена на пересеченнойбалками и оврагами местности. Климат резко континентальный. Суровая холодная зимас сильными ветрами, буранами и жаркое лето.
Средняя январская температура колеблется от-13 °С до -14,5°С. Минимальнаятемпература иногда -45 °С, максимальная температура достигает +38 ° С. Средняя июльскаятемпература колеблется от +18,5 °С до +19,5 °С.
2.2 Стратиграфия
Наиболее возвышенная часть купола Ромашкинская вершина, являющаясякрупной структурой блокового строения и оконтуривается изогипсой 1500 м иимеет высоту около 50 м. Восточная часть вершины характеризуется наличиемнаиболее возвышенных участков.
Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Длязападного склона преобладающим является меридиональное простирание структурныхформ. Меньшей расчлененностью отличаются северный и северо – восточный склоны.
Анализ структурных поверхностей маркирующих горизонтовпалеозоя дал
возможность выделить по разрезу до 6 структурно-тектоническихкомплексов или этажей СТЭ. Первый этаж отложения Эйфельского и Живетскогоярусов среднего и нижнефранского подъяруса верхнего девона.
Верхняя граница второго этажа проводится по кровле тульскогогоризонта. Третий этаж – Верейского горизонта. Четвертый этаж – Верхнегокарбона. Пятый этаж – отложения нижнего отдела перми. Шестой этаж – отложенияверхнего, с проведением границ соответственно по кровле уфимских и татарскихотложений. В тектоническом строении структурных этажей присутствуетзакономерное изменение и усложнение вверх по разрезу строения отложений ирельефа их структурных поверхностей.
Основным эксплуатационным объектом Западно-Лениногорской площадиявляются отложения пашийского горизонта франкского яруса верхнего девона.Продуктивные отложения пашийского горизонта Д1 являются основнымипромышленными объектами Ромашкинского месторождения. Пашийский горизонтявляется многопластовым объектом. Пашийский горизонт индексируется как Д1. Онсложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами спереслаиванием аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые,светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости отнефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкойобломочного материала по величине зерен. Толщина горизонта достигает 42,5 м,нефтенасыщенная – 8,2 м.
В разрезе горизонта Д1 выделяются (сверху вниз) пласты «а»,²б/>², ²б/>², ²в², ²г/>², ²г/>+д², Эти пластыраспространены по площадям и представлены в разрезах скважин далеконеравномерно. Статистический анализ видов разрезов показывает, с одной сторонымногообразие сочетаний пластов, с другой стороны – преобладание в разрезеопределенных устойчивых сочетаний на площади преобладают разрезы скважин с 4-мя,5-ю и 6-ю пластами, которые составляют 67% их сочетаний.
Пласт «а» имеет основное развитие в центральной части площади. Винтервале пласта «а» прослеживаются 3 прослоя пород-коллекторов, из которыхнаиболее развиты нижний и средний. По распределению алевролиты занимают 38,9%всей нефтеносной площади. Пласт «а² маломощный толщинадостигает 5–6 м. Доля коллекторов с толщиной менее 3 м. составляет 67,7%.Пласт «а» содержит 6,7% извлекаемых запасов горизонта Д/>.
Пласт ²б/>² – маломощный, средняятолщина прослоев пласта пачки²б² в основном равна 2–3 м. Доля толщины менее3 м. составляет 63,3%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонтаД/>.
Пласт «б/>« – 71,6%площади занято коллекторами, средняя толщина пласта 2–3 м. Пласт «б3» развитв основном в виде линзообразных зон меридионального направления в центральнойчасти месторождения, а на западе в виде разрозненных участков. Пласты толщинойменее 3 м. составляют 62,15%. Пласт «б/>«содержит 15,3% извлекаемых запасов горизонта Д/>.
Пласт «в» средняя толщина пластов 3,3 м. Уверенно выделяетсяв разрезах большей частью до 3 м. Составляет 51,7%. Пласт почти полностьюнаходится в нефтяной зоне. Пласт содержит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д/>.
Пласт «г/> " восновном состоит из песчанников. По своим коллекторским свойствам это лучший изпластов горизонта Д/>. Средняя толщинапласта 4–6 м. Пласт содержит 19,3% извлекаемых запасов.
Пласт «г/>+д» представленпесчанно-алевролитовыми породами с хорошими коллекторскими свойствами.
Пласт «д» сливается с пластом «г/>«.На участках слияния пластов толщина коллекторов может достигать 20 м.Пласт содержит 28,9% извлекаемых запасов.
2.3 Тектоника
Ромашкинское месторождение, по поверхности кристаллическогофундамента представляет собой, ассиметричное поднятие широтного простирания сотносительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды.Оно структурно приурочено к сводовой части южного купола, представляющего собойкрупное платообразное поднятие изометричной формы размером около 100 * 100 км,которое ограничено с запада Алтунино-Шунакским, с востока – Уральским прогибамии структурными уступами: Сакловским на севере и Бугульминским – на юге.
2.4. Коллекторские свойства пластов
Благоприятными условиями для накопления и сохранения нефти и газав горных породах является наличие пустот в породе, которые могут занимать нефтьи газ, и залегание пород в виде геологических структур, препятствующихрассеиванию нефти и газа. Если горная порода обладает свойствами, которыеобеспечивают, подвижность нефти и газа в ее пустотном пространстве,следовательно возможность их извлечения, то она является коллектором. Всегорные породы могут быть коллекторами нефти и газа, но лишь 1% запасов нефти игаза приурочен к магматическим и метаморфическим породам. В основном скоплениянефти и газа приурочены к осадочным породам. 85–95% осадочного комплекса земнойкоры представляют терригенные породы, состоящие из обломочного материала (пески,песчаники, известняки, алевриты, глины, аргелиты и др.). Коллекторские свойствагорных пород обуславливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн).Литолого-петрографическая характеристика коллектора представлена в Таблице 1.Таблица 1 Литолого-петрографическаяхарактеристика коллектораНаименование Тип песчанника Породы алевролиты
1. терригенные коллекторы фракции по отношению ко всей породе, в т.ч.
нерастворимый остаток
растворимых солей (карбонаты), %
99,4
0,69
99,2
0,98
2. процентное содержание фракции в нерастворимом остатке по отношению ко всей породе, в т.ч.
0,25 мм.
0,25–0,1 мм.
0,1–0,05 мм.
0,05–0,01 мм.
0,01 мм.
3,46
68,47
19,25
4,88
4,03
3,75
25,98
48,35
17,47
4,48
3. Минеральный состав части породы, в т.ч.
Кварц
Полевые шпаты
Мономинерал
Не опред
Кварцевые
- 4. Коэффициент сортировки 2,12 2,04 5. Количество анализов 33 20 6. Размер пор в минералах (мкм) 33 20,9 7. Количество определений 15 27
Среди физических параметров, характеризующих свойства горных пород– коллекторов, главное значение имеют те, которые определяют емкость пустот,способность породы пропускать через себя жидкости и газы, полноту извлечения изних нефти и газа.
Основными физическими параметрами горных пород складывающихнефтяные месторождения являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность.(Таблица 2).
Таблица 2 Характеристика пластов горизонта Д/>Пласты Тип коллектора Толщи на, м
Порис тость,
%
Проницаемость,
мкм² Нач.нефтена сыщенность, доли ед. А П 3,4 20,4 0,348 0,824 А 2,1 14,0 0,111 0,684
б/> П 3,7 20,4 0,373 0,814 А 1,8 14,1 0,094 0,722
б/> П 4,1 20,4 0,340 0,799 А 2,0 14,1 0,100 0,700 в П 3,6 20,6 0,360 0,824 А 1,9 14,2 0,089 0,719
г/> П 3,8 21,6 0,369 0,838 А 2,5 13,7 0,097 0,732
г/> +д П 3,3 21,6 0,271 0,826 А 3,2 14,0 - -
2.5Физико-химические свойства нефти,газа и пластовой воды
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Однако всефизико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качестваопределяются ее составом.
Основными элементами входящими в состав нефти являются углеводороди водород. В большинстве нефтей углерод колеблется от 83–87%, количество жеводорода редко превышает 12–14%. Кроме углерода и водорода в нефти и газе содержатсякислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы,главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан,натрий, кальций, фосфор и кремний.
Компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярныхсоединений, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы называют асфальтосмолистымивеществами. Нефть Ромашкинского месторождения относится к сернистым (0,51 – 2%вес.), парафинистым (1,5 – 6% вес.), высоковязким (30–100 мПа.с). Среднееарифметрическое содержание парафина по горизонтам девона – 4,4% весовых.
Горючие газы нефтяных месторождений по своей химической природесходны с нефтью, и являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана,бутана, пентана. Часто с состав газов входят азот, углекислота, сероводород иредкие газы. (Таблица 3).
Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечениянефти и газа. Они представляют собой сложные растворы, в составе которыхнеорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.
Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной ипластовой нефти (% – мольные)Наименование Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях Нефть разгазиро – ванная однократно в стандартных условиях Пластовая нефть У. Сероводород 0,0 0,0 0,0 2. Углекислый газ 0,65 - 0,11 3. Азот + редкие 9,14 - 0,56 4, Метан 32,43 0,0 1,3 5, Этан 22,58 0,13 1,56 6. Пропан 22,27 0,56 2,65 7. Изобутан 2,65 0,22 0,53 8. Н – бутан 6.68 0,84 1,78 9. Изопентан 1.52 0,89 1,0 10. Н – пентан 1.28 1,12 1,16
11. Остаток (С/> + выше) 0.8 96,24 89,34 12. Молекулярная масса 32,76 - -
13. Плотность при стандартных условиях нефти, кг/м/> - 857,8 804,8 14. Газа 1,3621 - -
Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Количественныесоотношения между содержанием главных ионов: К+, Nа+, Са 2+,Мg2+, Сl¯, SО²¯4, НСО¯3, СО²¯3, положены воснову принятой у нас в стране химической квалификации вод по Сулину.
Общее содержание солей в пластовой воде принятоназывать минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. Взависимости от общей минерализации пластовые воды подразделяются на три класса:пресные воды с содержанием солей менее 0,1%,
Минерализованные от 0,1 до 0,5%, рассолы более 5%.Содержаниерастворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5- 2 м/>. В составе растворенногогаза преобладают метан, азот и углекислый газ.
Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации.Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации,и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкостьпластовых вод составляет 0,2 -1,5 мПас.
2.6 Режим залежи
На Западно-Лениногорской площади основным режимомработы залежи является водонапорный режим.
Водонапорный режим предполагает возникновениетаких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействиемконтурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этомпроисходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти такимже объемом воды.
При учете объемов поступающей в пласт воды, можнодобиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работатьфонтанным способом в длительное время.
Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, накоторые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерныйхарактер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режимаработы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения(предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) иначнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет кизменению режима работы залежи. Условиями, благоприпятствующими осуществлениюводонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи сводяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта попроницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды.Естественный водонапорный рексим обеспечивает разработку месторождениямедленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Крометого, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорныйрежим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается болееэффективно вести разработку месторождения.
2.7 Конструкция скважин
Разбуривание продуктивного пласта можетосуществляться либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепленияскважин (спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны) до еекровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым стволом,фильтром или перфорированной колонной.
В первом случае скважину бурят несколько нижеподошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируютее одно или двухступенчатым методом посте затвердевания цементного растворапротив продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо сцелью создания каналов для поступления нефти и газа в скважину.
Во втором случае скважину бурят сначала только докровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируютее. Затем разбуривают долотом меньшего диаметра цементировочные пробки, упорноекольцо и продуктивный пласт.
В целом конструкция ствола скважины представленав зависимости от геологических и технологических факторов несколькимиконцетрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб:кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами.Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний еедиаметр при толщине стенки труб 6 – 14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм,составляя в большинстве 114 -140,3 мм.
Для обеспечения нормальных условий заканчивания иэксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии,выполнений охраны недр, тампонажный материал (раствор) за направлением икондуктором поднимают до устья, а за эксплуатационной колонной как минимум сперекрытием башмака кондуктора. Качество цементирования определяетсяакустическим и радиоактивным цементаторами. Для притока нефтяных флюидов вскважину колонну перфорируют напротив продуктивных пластов. Зумпф делается длянакопления в нем песка поступающего из пласта вместе с нефтью. Основаниескважины называется башмаком, ствол по всей длине выработки, верхняя частьназывается устьем.
Основнымипараметрами конструкции скважины являются количества и диаметр долот, которыенеобходимы при бурении под каждую обсадную колонну, а также высота подъематампонажного раствора.
Разработкаконструкции скважины базируется из следующих основных геологических итехнико-экономических факторов.
1. Геологическихособенностей залегания горных пород, их литология, величины пластовогодавления;
2. Назначениеи цели бурения;
3. Уровняорганизации техники, технологии бурения и геологической изученности районаработ;
4. Экономическойобоснованности;
5. Задачиохраны природы.
В процессебурения скважин для закрепления их стенок разобщения нефтеносных, газоносныхпластов для разобщения в нихспускают стальные трубы, называемые обсадной трубойс цементированным заколонного пространства. Самая первая труба, опускаемая на 30–40метров называется направлением, цементируется до устья, предназначается длянаправления промывочной жидкости в желобную систему и для предохранения отразмыва. Под кондуктор скважину бурят долотом меньшего диаметра до глубины 200–400 м.Эта колонна необходима для разобщения водоносных горизонтов, которые питаютродники, а также для закрепления неустойчивых пород, залегающих на даннойглубине. Долотом еще меньшего диаметра скважина пробуривается до проектной, внее опускается последняя колонна – эксплуатационная. Она необходима для разобщенияразнородных пластов и для подъема нефти и газа. Дополнительные данныепредоставлены в таблице 4.Таблица 4 Основные параметры конструкциискважины
Наименование
колонны
Диаметр
долота
(мм) Обсадная труба Высота подъема цемента Условный диаметр (мм) Глубина спуска (м) Толщина Направление 393,7 377 40 9Д до устья Кондуктор 295,3 245 320 9Д до устья
Эксплуат.
колонна 215,3 168 1700–2000 8Д до устья
3. Технологический раздел
3.1 Основные сведения о составе АСПО и условияих образования на нефтепромысловом оборудовании
Основные исследования механизма образованияотложений парафина были выполнены в 50 – 60 годах, когда на крупнейшихотечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция ипроблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистнойпериод эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлялвсего лишь 3 – 4 часа.
На поздней стадии разработки нефтяных месторожденийизменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась областьвозможного формирования отложений.
Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) вусловиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуютсяв соответствии со следующей теоретической моделью.
Единственным источником возникновенияасфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные внефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.
Кристаллы парафина, образующие плотные отложенияна поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.
На поздней стадии разработки увеличиваетсяглубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовойтемпературы за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общемснижении теплового потока.
Например: пластовая температура в началеразработки Ромашкинского месторождения составляла 410С, а максимальноееё значение, зафиксированное в 1997 году, равно 330С.
Появление газовой фазы в потоке, с одной стороныувеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромысловогооборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формированияотложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущихкристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этомрезко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.
В процессе разработки залежей при заводнениисостав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водойтакие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят ввытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом,повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержаниевысокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ внефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол иасфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов.Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит квозникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободныеполости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержаниясмолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО.Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющихна формирование данных отложений.
В АСПО содержатся значительные количествамеханических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 2000–2002 гг.массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4–49%, механическихпримесей до 15%. Это свидетельствует о значительной несплошности растущихотложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.
Таким образом, на поздней стадии разработкинефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин,значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) вобласть формирования отложений, а механизм формирования самих отложений неменяется.
3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемыев НГДУ «ЛН» и анализ их эффективности
В НГДУ «Лениногорскнефть» на 621 скважине,оборудованной УШГН, что составляет 95,2% осложненного фонда. Применяютсямеханические, химические, тепловые и физические методы борьбы с АСПО, а такжеих комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 75% фондаскважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.
Таблица 5. Применение методов борьбы с АСПО наскважинах, оборудованных УШГНМетоды борьбы с АСПО Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО
Ремонты по причине
АСПО Всего % от осложненного фонда с УГШН Всего
Отношен. ремонт.
к соответс.
фонду Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО 621 100 81 0,130
1. Применение штанг с наплавленными центраторами,
в т.ч. – с промывками
242
143
39,5
23,0
29
-
0,120
-
– с центраторами – депарафинизаторами НГДУ «ЛН» в комбинации со скребками – центраторами завода «Радиоприбор»,
в т.ч. – с промывками;
– со скребками – центраторами НГДУ
«ИрН»
14
8
26
2,3
1,3
4,2
1
-
3
0,071
-
0,115
2. Применение футерованных НКТ
в т.ч. – с полимерным покрытием DPS БМЗ,
в т. ч – с центраторами – депарафинизаторами НГДУ «ЛН»
– с промывками;
326
4
1
2
52,5
0,6
0,2
0,3
45
-
-
-
0,138
-
-
- /> /> /> /> /> /> />
3.2.1 Механический метод, применяемый в НГДУ«ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Применение скребков центраторовдепарафинизаторов
При эксплуатации скважин ШГНУ основным способомборьбы с АСПО в НГДУ «Лениногорскнефть» является механический, т.е. использованиештанг с наплавленными центраторами – депарафинизаторами производства НГДУ «ЛН»(рис 2), наплавленными скребками – центраторами производства НГДУ «ИрН» (рис3), плавающими скребками-центраторами завода «Радиоприбор», использованиестеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ. Фонд скважин, обеспеченныйзащитой такого типа, составляет 91,5% от осложненного формированием АСПО фондаскважин, оборудованных УШГН.
Использование штанг со скребками центраторамидепарафинизаторами основан на создании критических скоростей движения нефтяныхэмульсий в НКТ (центраторами, создающими скорости выше критической при которойне происходит отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг). Критическиескорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенкамиНКТ и центратором цилиндрической формы (рис. 2) неподвижно наплавленногона тело штанги.
В последнее время начали применять новые видыскребков центраторов депарафинизаторов из полиамидной смолы (рис 3). Очистка отпарафина металлических поверхностей НКТ и штанг достигается при определенном истрого заданном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно – поступательныхи вращающихся движениях. Косые пазы, выполнены по периметру рабочей поверхностискребка обеспечивают достаточный проток жидкости. В зависимости от размеровтруб и штанг меняется размер скребков центраторов-депарафинизаторов.
Срок службы скребковцентраторов-депарафинизаторов (по паспорту) составляет 5–7 лет. Оснащениеколонн штанг скребками центраторами депарафинизаторами в больших объемах даетвозможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами,число текущих ремонтов скважин из – за запарафинивания глубинно-насосногооборудования, средний МРП эксплуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700суток. Штанги с наплавленными центраторами – депарафинизаторами используются вкомплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36,4%осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скважинахдополнительно внедрены плавающие скребки – центраторы завода «Радиоприбор».Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты от формированияАСПО, 1–2 раза в год промываются дистилятом или дистиллятом в композиции снефтью. Штанги с наплавленными скребками – центраторами НГДУ «ИрН» внедрены на26 скважинах (4,2%). Штанги с центраторами – депарафинизаторами и наплавленнымискребками – центраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скважины,оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется со штанговращателями.
3.2.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО
Покрытия труб эпоксидными смолами
Преимущество такого покрытия состоит в том, чтоувеличивается межочистной период работы скважин, оборудованных трубами спокрытиями за счет того, что кристаллы асфальто-смолопарафиновых отложенийимеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТ защищаетсяпокрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненной нефти.
Недостатками покрытия являются: истираниепокрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорениескважин отслоившимся покрытием, засорение клапанов насосов покрытием, истираниепокрытия центраторами.
Покрытие труб стеклогранулянтом
Ранее в качестве основного вида защитногопокрытия НКТ в НГДУ «ЛН» применяется стекло. Остеклование внутреннейповерхности НКТ проводится в цеху антикоррозионного покрытия труб. С 1993 годаНКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшитьпрочностные качества покрытия, увеличить срок службы НКТ, уменьшить количествоподземных ремонтов по причине засорения насосов осыпающимся стеклом.
Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 8500Схорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как в вертикальных, так и вгоризонтальных скважинах, а также позволяет производить пропарку НКТ безпоследствий для покрытия. Однако, НКТ с данным видом покрытия не подтвердилсвою эффективность на практике.
В 1998 – 99 годах на 4 скважинах были внедреныНКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ. На одной скважине НКТ с данным типомспущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами – депарафинизаторами.На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.
Применение стеклопластиковых штанг
С декабря 1995 года в НГДУ «ЛН» начали внедрятьстеклопластиковые штанги. В течение 1995–1996 года они были внедрены на 14скважинах, как девонских, так и сернистых скважинах с различной обводненности,добываемой продукции.
Опыт в эксплуатации стеклопластиковых штангпоказал их хорошие прочностные и эксплуатационные характеристики, по сравнениюсо стальными штангами, нагрузка на головку балансира снизилась на 25%.Положительными факторами в работе стеклопластиковых штанг является то, чтоцентраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии вскважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемойпродукции.
Недостатками стеклопластиковых штанг являетсяслабое соединение узла стеклопластика с металлической головкой, а так же онименее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина, так вскважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446 стеклопластиковые штанги были извлеченыиз-за обрывов штанг по причине больших дополнительных нагрузок призапарафинивании колонны НКТ.
В качестве эксперимента НГДУ «ЛН» была закупленапартия стеклопластиковых штанг. СПНШ изготавливаются из сплетенных жгутовстеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.
Штанги состоят из двух головок и стеклопластиковогостержня, которые крепятся между собой с помощью эпоксидной смолы.
Таблица. 6 Техническая характеристика СПНШ
Номинальный диаметр по телу
Длина
Плотность
Разрушающее напряжение при растяжении
Усталостная прочность (количество циклов до разрушения)
Эксплуатация и хранение при Т
19 мм
8000–8500 м
2,00г/см3
760 Мпа
1,2·1012(у стальных) 1,05·108
от -50° до +90 °C
3.2.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН»для борьбы с отложениями АСПО
В НГДУ «ЛН» магнитные депарафинизаторы типа МОЖ-22Шбыли внедрены на 17 скважинах (в 2000 году – на 7 скважинах, в 2002 году – на10 скважинах) В качестве основного метода борьбы с АСПО магнитныедепарафинизаторы были использованы на трех скважинах (№108, 6551А, 12518А), на4 скважинах – в комбинации с остеклованными НКТ и на 10 скважинах – в комбинациисо штангами центраторами – депарафинизаторами.
За период с октября 2000 года, когда началосьвнедрение магнитных депарафинизаторов, по октябрь 2002 года на данной категориискважин было проведено 16 подземных ремонтов по причине АСПО, причем на 3скважинах (№108, 4030, 12946) по два ремонта. На скважинах, где магнитныедепарафинизаторы были использованы в качестве основного метода борьбы с АСПОбез применения других методов, межочистной период составил 50–110 суток и приподземных ремонтах по причине АСПО они были извлечены. На остальных скважинахмежочистной период составил от 80 до 360 суток.
Анализ применения магнитных депарафинизаторов вкачестве самостоятельного метода борьбы с АСПО и в комбинации с другимиметодами показал неэффективность данного метода и отказ от его применения в дальнейшем.
3.2.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН»для борьбы с отложениями АСПО
3.2.4.1 Применение промывок различного типа
В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО,в НГДУ «ЛН» на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН,используются промывки различного типа (дистиллятом в комбинации с нефтью, МЛ-80Б).
Динамика проведения промывок представлена в таблице7
Таблица 7. Динамика проведения промывокВиды промывок Годы 1997 1998 1999 10 месяцев 2000 2001
Всего промывок,
– дистиллят + нефть
1516
745
1684
1174
1289
625
1128
546
938
551
В качестве растворителя используется нефтянойдистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ«Татнефтебитум».
Более 58% всех проведенных в 2004 году обработоксоставили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти врастворе при этом составляет от 20 до 50%. Выбор концентрации осуществляетсятехнологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.
Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностьюпромывок 2–3 раза в год. Объем разовой нефтедистиллятной обработки составляет всреднем 8 м3.
3.2.4.2 Гидравлический расчет промывки скважинынефтедистиллятной смесью
Исходные данные:
Скважина №1828А,
Н забой = 1620 м – искусственныйзабой,
Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс. к =146 мм,
Диаметр НКТ dHKT = 73 мм,
Диаметр штанг dШТ. = 22 мм,
НН2Б – 44,
Плотность дистиллята ρД = 707кг/м3,
Q = 8 м3, В=0%.
Техника для промывки:
ЦА – 320; dпоршня = 100 мм; N = 180 л/с
Производительность агрегата:
1 скорость – 1,4 л/с 2 скорость – 2,55 л/с
3 скорость – 4,8 л/с 4 скорость – 8,65 л/с
1. Расчет гидравлического сопротивления придвижении дистиллята в кольцевом пространстве.
P1 = λ·(HHKT · ρД)/(Dэкс.к – dHKT) х (vн2/2),Πa(1)
где: l – коэффициент трения, l = 0,035;
ННКТ — длина колонны НКТ, м;
v н – скорость нисходящего потокажидкости, м/с;
ρД – удельныйвес дистиллята, кг/м3;
Dэкс. к – диаметрэксплуатационной колонны, м;
dHKT – диаметр НКТ, м;
При работе на 1 скорости:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073)х (0,172/2) = 0,0071·106 Па;
на 2 скорости:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073)х (0,372/2) = 0,0339·106 Па;
на скорости 3:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073)х (0,532/2) = 0,0696·106 Па;
на скорости 4:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073)х (1,032/2) = 0,263·106 Па.
2. Гидравлическое сопротивление поуравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:
P2= (ρн – ρД)·g ·ННКТ,(2)
где: ρн – плотность нефти.
С достаточной точностью для расчетов
P2 = (820–707)·9,81·1450 =1,607 ·106 Па
3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:
Р3 = j ·lНКТ· ННКТ·ρД ·v 2в/[2 (dВН – dШТ.)] (3)
где: j – коэффициент, учитывающий потери на местныхсопротивлениях при движении дистиллята в НКТ,
j =1,1;
lНКТ – коэффициент трения в НКТ, lНКТ = 0,04;
dВН – внутренний диаметр НКТ, м;
dШТ. – диаметр штанг, м;
v в-скорость восходящего потока, м/с;
на 1 скорости:
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,4 2/[2·(0,062– 0,022)] = 0,09·10 6 Па
на 2 скорости
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,8 2/[2·(0,062– 0,022)] = 0,361·10 6 Па
на скорости 3
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·1,6 2/[2·(0,062– 0,022)] = 1,443·10 6 Па
на скорости 4
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·2,91 2/[2·(0,062– 0,022)] = 4,775·10 6 Па
Гидравлические сопротивления на выходе агрегатаЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.
5. Давление на выкиде насоса:
Рв= Р1+ Р2+ Р3; (4)
На 1 скорости:
Рв = 0,0071·10 6 +1,607·10 6 + 0,09·10 6 =1,704·10 6 Па;
На 2 скорости:
Рв = 0,0339·10 6 +1,607·10 6 + 0,361·10 6=2,002·10 6 Па;
На 3 скорости:
Рв = 0,0696·10 6 +1,607·10 6 + 1,443·10 6=3,120·10 6 Па;
На 4 скорости:
Рв = 0,263·10 6 +1,607·10 6 + 4,775·10 6=6,645·10 6 Па.
6. Рассчитываем мощность насоса:
N = Pв·Q/η, (5)
где η – К.П.Д насоса, η = 0,65;
на 1 скорости:
N =1,704·10 6 Па·1,4/0,65 = 3,67 кВт;
на 2 скорости:
N =1,704·10 6 Па·2,55/0,65 = 6,68 кВт;
на 3 скорости:
N =1,704·10 6 Па·4,8/0,65 = 12,58 кВт;
на 4 скорости:
N =1,704·10 6 Па·8,65/0,65 = 22,68 кВт.
7. Использование максимальной мощности:
К = /> (6),
где максимальная мощность насоса Nmах = 130 кВт;
на 1 скорости:
К = 3,67·100/130 = 2,82%;
на 2 скорости:
К = 6,68·100/130 = 5,14%;
на 3 скорости:
К= 12,58·100/130 = 9,68%;
на 4 скорости:
К = 22,68·100/130 = 17,45%.
8. Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.
v п =vв (7),
на 1 скорости v п =0,4 м/с
на 2 скорости v п = 0,8 м/с
на 3 скорости v п = 1,6 м/с
на 4 скорости v п = 2,91 м/с
9. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ сразрыхлением парафина и его выносом:
t =HHKT/ v п (8),
на 1 скорости:
t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;
на 2 скорости:
t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;
на 3 скорости:
t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;
на 4 скорости:
t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.
В НГДУ «ЛН» применяется для промывки скважиннефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 на базе КрАЗ-257 иавтоцистерны на базе КамАЗ – 5220 емкостью 8 м3.
Из гидравлического расчета промывки скважины видно,что оптимальный режим работы агрегата осуществляется на 3 скорости, т. к.при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина с НКТ и соблюдаютсятехнические условия безопасности работы с горючим материалом – давление выкиданасоса меньше или равно 7 МПа.
Из условий наименьших гидравлическихсопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2–3скорости)
Продолжительность промывки на 3 скорости (объём8 м3) составит 15,10 минут. При окончании промывки в обратнойпоследовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваем промывку.
3.2.4.3 Применение ингибиторов различного типа
Наиболее эффективным методом борьбы с парафиномявляется химический метод, который основан на добавке в поток жидкости припомощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС,химических реагентов способных гидрофилизации стенок труб, увеличению числацентров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафинав нефти.
Такими растворителями могут быть водо- и нефтерастворимыеПАВ.
Существует множество типов отечественных иимпортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложений парафина.Большинство реагентов способствует так же предупреждению образования илиразрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ – 7202,7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть» широко применяется ингибитор дляпредотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачивается взатрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.
Наибольшее распространение на промыслах НГДУ «ЛН»получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространствоскважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДС из расчета 100–200 г./тнефти.
Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать вскважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107,разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторовна приём штангового насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностьюпродукции не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10 – 1000С).Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чемна 50 кг/м3, а кинематическая вязкость – не более 450 м2/с.Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.
Эксплуатация дозатора состоит в следующем: определяютсянеобходимый объём химреагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора идиаметр втулки дозатора для установления режима его работы. На скважину завозятрасчетное количество ингибитора и НКТ. Из скважины извлекается насосноеоборудование.
Спускается в скважину колонна НКТ расчетнойдлины, нижний конец которой снабжен заглушкой и пробкой.
Определяется плотность ингибитора (денсиметром)и вязкость его (вискозиметром) при температуре среды на глубине подвескидозатора в скважине, содержание воды в продукции скважины по данным предыдущейэксплуатации скважины.
При условии соответствия параметров раствораингибитора расчетным, химреагент заливается в колонну НКТ.
Помещается втулка в камеру и заворачиваетсякорпус в корпус. Присоединяют дозатор к колонне НКТ, предварительно ввернувтрубку в нижний конец гидролинии, и устанавливают фильтр на нижнем конценагнетательной гидролинии. Присоединяют насос к дозатору.
Спуск штангового насоса с дозатором в скважинупроизводится в обычном порядке на необходимую глубину.
Подъём оборудования, и извлечение его изскважины производится в порядке, обратном спуску. При этом для подъёма труб безжидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку сбрасываниемметаллического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.
Работу дозатора в скважине следуетконтролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансираСК, химическими анализами устьевых проб добываемой жидкости.
Длину колонны НКТ для заливки раствора ингибиторацелесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная заправка химреагентомпроизводилась при очередном текущем ремонте скважины.
В зимнее время на ряде удаленных скважинприменяются обработки ингибитором парафиноотложения ТНПХ – 1А в объеме 20–30литров на скважину с периодичностью 1 раз в месяц.
3.2.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» дляборьбы с отложениями АСПО
Если интенсивность отложения парафина невелика,то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из нихпарафин пропариванием с помощью ППУ.
Очистка скважин, оборудованных ШГН от парафинапроизводится за счет тепловой энергии пара, закачиваемое в затрубноепространство скважин. При этом происходит расплавление парафина находящегося вНКТ и вынос его из скважины. Настоящая технология предусматривает соблюдениеследующих требований:
– периодичность очистки и количество ППУкорректируется старшим технологом промысла;
– очистка скважины от парафина приработающем СГН, при остановленном из-за отложений парафина;
– закачка пара в затрубное пространствопроизводится после предварительного прогрева манифольда до температуры 100–150 0С;
– при очистке от парафина заклиненныхскважин полированный шток устанавливается в верхнее положение, а головкабалансира в нижнее положение. После того, как шток уйдет вниз, начинаетсяпопытки расхаживания штанговой колонны.
В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказатьсяот тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.
Экспериментальные исследования и расчетыраспределения температуры по стволу скважины при проведении горячей промывкипри помощи АДП показывают, что при глубине спуска насоса, равной 1200 метров,температура, необходимая для расплавления парафина (30–400С)достигает глубины 400–450 метров. Особенно затруднена промывка через насосымалого диаметра (28–32 мм) из-за малого проходного сечения в клапанныхузлах.
Для снижения затрат и повышения эффективностигорячих промывок насосного оборудования в компоновку колонны НКТ на глубинеоколо 500 метров включают обратный клапан.
В существующих условиях передвижныепарогенераторные установки применяются редко и только в тех случаях, гдеиспользование других методов невозможно по технологическим причинам.
3.2.5.1 Расчет потерь теплоты по стволу скважиныпри паротепловой обработке
Исходные данные: диаметр НКТ d = 0,062 м;суммарный коэффициент теплопередачи К = 666,2 кДж/м2Кч; среднийкоэффициент теплопроводности горных пород λ = 1,02 кДж/мКч; время прогреваt = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева f(τ)= 3,78; температура рабочего агента (пара) на устье скважины То =468 К; среднегодовая температура воздуха J0 = 275 К; глубина интервала закачки рабочего агента Н = 1300 м;геотермический градиент s = 0,0154 К/м;
1. Определим потери теплоты по стволу скважины
Q= 2πrKλ/[λ+rKf(τ)]·[(To-J0) H – σH 2/2] (9)
Q = 2·3,14·0,031·666,2·1,02/(1,02+0,031·666,2·3,78)·[(468 – 275)·1300 – (0,0154·13002)/2]= 400000 кДж/ч. = 400 МДж/ч;
2. Суммарные потери теплоты за время прогрева:
Qc = Q·t; (10)
Qc = 400·3 = 1200 МДж = 1,2 ГДж;
3. Общее количество теплоты подведенное кскважине:
Q' = i·G (11)
Где i – энтальпия пара при температуре 468 К идавлении 1,2 Мпа,
i = 2820 кДж/кГ; G – массовый расходзакачиваемого пара, G = 4200 кГ;
Q' = 2820·4200 = 11844000 кДж = 11,844 ГДж;
4. Определяем количество теплоты дошедшей дозабоя;
Q'' = Q' –Qc; (12)
Q'' = 11,844 – 1,2 =10,644 ГДж;
5. Потери теплоты составляют:
η = Qc·100%/Q' (13)
η = 1,2·100%/11,844 = 10,13%.
В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказатьсяот тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.
3.3 Техника и оборудование, применяемое для депарафинизациискважин в условиях НГДУ «ЛН»
Для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» применяютразличное оборудование. Краткое их описание и технические характеристикиприведены ниже.
Наиболее часто применяют для депарафинизации скважинметод промывки. При промывке микробиологическим раствором, нефтедистиллятнойсмесью, дистиллятом используются автоцистерны и промывочные агрегаты.
Доставка промывочного раствора на скважинуосуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН – 7,5–5334, АЦН-11–257, АЦ-15–5320/8350,АЦ-16П.
Таблица 9 Техническая характеристика автоцистерн
Автоцистерна
Транспортная база
Грузоподъемность, т
Наибольшая скорость передвижения с полной нагрузкой, км/ч
Тяговый двигатель-четырёхконтактовый дизель
Номинальная мощность
(при п=2100 мин-1), кВт
Вместительность цистерны
Центробежный насос
Подача (дм3/с) при напоре, м 70
48
Время заполнения жидкостью, мин
Наиб. мощн, потреб. насосом, кВт
Условн. диам. линии, мм
всасывающей
напорной
Всасывающее устройство
Высота всасывания, м
Рабочий агент
Размеры, мм
длина
ширина
высота
Масса, кг
полная
комплекта
АЦН-11–257
КрАЗ-257Б1А
12
68
ЯМЗ-238
176,5
11
9
9600
2500
2860
22600
11040
АЦН – 7,5–5334
МАЗ-5334
7,2
85
ЯМЗ-236
132
7,5
12,5
21
6
15
100
50
Эжектор
5
6950
2500
2870
15325
7450
ЦР-7АП
КрАЗ-255
7,5
71
ЯМЗ-238
176,5
7,5
8590
2500
3070
19035
10980
Для промывки скважинприменяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосныеустановки УН1–100х200,
УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокогодавления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательнойлинии.
Таблица 10 Техническая характеристика ЦА-320 М
Монтажная база
Силовая установка:
марка
тип двигателя
Наиб.мощн. при частоте вращ. вала дв-ля 2800 мин-1, л.с.
Насос марки
Наибольшая подача насоса, л/с.
Наибольшее давление, МПа
Водопадающий насос
Наибольшая подача, л/с.
Наибольшее давление, МПа
Объём мерной ёмкости, м3
Диам.проходн. сечения коллектора, мм
приёмного
нагнетательного
Вспомогательный трубопровод
число труб
общая длина, м
Масса агрегата, кг
без заправки
заправленного
Габаритные размеры, мм
КрАЗ-257
5УС-70
ГАЗ-51
70
9Т
23
32
1В
13
1,5
6,4
100
50
6
22
16970
17500
10425х2650х3225
3.4 Техника и оборудование при паротепловойобработке
При паротепловой обработке используютсяспециальная техника и оборудование, парогенераторные установки: отечественнаяППГУ-4/120М с максимальной производительностью пара 4 т/ч и рабочим давлением12 МПа, заграничные «Такума» и КSК.
Парогенераторная установка предназначена длявыработки пара. Котлоагрегаты установок могут работать на природном газе илижидком топливе. Для предупреждения образования накипи на поверхности нагревасырую воду перед подачей в котел осветляют и обессоливают в специальныхфильтрах.
Таблица 11 Техническая характеристикапарогенераторной установки ППГУ – 4/120М
Теплопроизводительность по отпускаемому пару, кВт/ч
Давление на выходе из парогенератора, мПа
максимальное
рабочее
Давление пара на выходе из установки. МПа
Степень сухости пара, %
Расход пара на скважину, кг/с
Установленная электрическая мощность, кВт
Вместимость осн. топливного бака, л
Вместимость бака воды. л
Метод деаэрации
Масса установки, кг
Масса блока парогенератора, кг
Габариты, мм
парогенератора
водоподготовки
2,32
13,2
6–12
0–12
80
0,55–1,11
75
1000
5000
термический
39700
29500
12080х3850х3200
6250х3850х3200
Установка ППУА-1200/100
Предназначена для депарафинизации скважин,промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземныхкоммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же примонтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогреваоборудования.
Включает в себя парогенератор, водяную, топливнуюи воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование ивспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленнойна шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрытометаллической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.
Привод основного оборудования осуществляется оттягового двигателя автомобиля, управление работой установки – из кабиныводителя.
Таблица 12 Техническая характеристика ППУА – 1200/100
Монтажная база
Максимальная температура 0С
Максимальное давление пара, МПа
Применяемое топливо
Максимальный расход топлива, кг/ч
Ресурс работы установки (по запасу воды на максимальной производительности) ч
Масса (с заправочными емкостями), кг
Шасси авт. КрАЗ 255Б или КрАЗ 257
310
10
Дизельное
83,2
3,5
19200 или 18380
АгрегатыАДПМ
Предназначены для депарафинизации скважингорячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включаетв себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачик нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательныетрубопроводы.
Привод механизмов агрегата – от двигателяавтомобиля, где размещены основные контрольно- измерительные приборы и элементыуправления.
Таблица 13 Техническая характеристика агрегатовАДПМ-12/150 и 2АДПМ-12/150
Подачи по нефти м3/ч
Максимальная температура нагрева
нефти 0С
безводной
Рабочее давление пара на выходе. МПа
Теплопроизводительность агрегата гДж
АДПМ-12/150
12
150
122
13
3,22
2АДПМ-12/150
12
150
122
13
3,22
Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачиваетсянасосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, вкотором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается вскважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую системусбора нефти
3.5 Расчет на прочность стеклопластиковых штанг
С целью определения нагрузок, возникающих вточке подвеса штанг, произведём расчет на прочность комбинированной колонны изстальных и стеклопластиковых штанг. Расчет будем вести согласно «Методикирасчета колонны штанг из композиционного материала для ШСНУ», разработаннойВНИИнефтемаш 24.07.1994.
Исходные данные для расчета:
Номер скважины №1696
Глубина подвески насоса Ннас = 1200 м
Длина хода сальникового штока S = 0,9 м
Число качаний балансира п = 5 мин-1
Средняя масса 1 м колонны СПНШ тспнш =1,05 кг
Средняя масса 1 м колонны стальных штанг тст= 2,35 кг
Диаметр плунжера Дпл = 32 мм
Диаметр штанг dшт = 19 мм
Внутренний диаметр НКТ Двн = 62 мм
Плотность жидкости r ж =1090 кг/м3
1. Для вычисления максимальной нагрузки в точкеподвеса штанг Ртах воспользуемся формулой Слоннеджера
Ртах=(Ршт+ Рж)*(1 + S *п/137), Н (20)
где: Ршт – вес колонны штанг, Н
Рж – вес столба жидкости, Н
S – длинахода сальникового штока, м
п – число ходов, мин-1
2. Вычислим вес колонны штанг Ршт
Ршт= Ннас*g*(тспнш*? + ?*тст)= 1200*9,81*(1,05 *0,5 + 0,5 *2,35) = 20012,4 Н
3. Найдем вес столба жидкости Рж
Рж=Fпл*Ннас*r ж *g (21)
где: Fпл= p/4*Дпл2=p/4*(32*10-3)2=8,01*10-4м 2
Рж=8,01*10-4*1200*1090*9,81=10314,5 Н
Вычислим Ртах;
Ртах=(20012,4 + 10314,5)*(1 + 0,9*5/137)=31323 Н
4. Минимальное усилие в точке подвеса штанг приходе вниз
Рт1п=Ршт1(1 – S*п/137), Н (22)
где: Ршт1– вес колонны штанг в жидкости
Ршт1=Ннас*g* (?*g1спнш+? *g1ст) (23)
здесь: g1спнш – вес 1 м СПНШ вжидкости
g1ст – вес 1 м стальных штанг в жидкости
Ршт1=1200*9,81*(?*0,71+? *2,09)=16480,8 Н
Рт1п=16480,8*(1-0,9*5/137)=15939,5 Н
5. Дляопределения напряжений, действующих в точке подвеса штанг, воспользуемсяследующими формулами:
fшт=p/4*dшт2= 0,785*(19*10-3)2=2,84*10-4 м2 (24)
sтах= Ртах/ fшт = 31323/2,44*10-4=110,3мПа (25)
sт1п= Рт1п/ fшт = 15939,5/2,84*10-4=56,1мПа (26)
sа=(sтах -sт1п)/2= (110,3–56,1)/2=27,1 мПа (27)
sпр=/> = />= 54,7 Мпа (28)
Как видно из вычислений, приведенное напряжение,действующее в точке подвеса штанг равно 54,7 МПа.
Так как по предельно допустимым приведеннымнапряжениям для стеклопластика у нас нет значений, то воспользуемся минимальнымзначением предельно допускаемых приведенных напряжений для стали марки 40. Впользу стеклопластиковых штанг говорит также, что разрушающее напряжение прирастяжении у них больше, чем у стальных: 760 МПа у стеклопластика и 610 МПа устали.
[sпр]=70мПа – приведенное напряжение для стали
Полученное sпр=54,7 мПа свидетельствует о возможности использовать в качествематериала для штанг стеклопластик.
Для приведения эксперимента было подобранно 9скважин. Для определения эффективности использования стеклопластиковых штангскважины были оборудованы счетчиками активной и реактивной электрической мощности.
Ниже в таблице №14 приведены результатырасчетов.
Таблица. 14 Результаты анализа работы СПНШНагрузка на головку балансира кН 1696 9288А 15470 12428а 26769 26504 16942 24356 26480
Стеклопластик
Стек+сталь
Сталь
Потр. мощн с учетом веса штанг, кВт
Стеклопластик
Стек+сталь
Сталь
Умень. веса%
Умень. потребляемой мощности
21,4
31,3
38,5
18,3
23,2
33
20,5
28,1
35,9
17,1
20,6
24,2
22
19
10,6
12,7
18,5
2,9
3,3
4,5
31
26
21,6
29,2
37,8
18,2
22,4
32,9
22,7
31,4
17,5
24,1
30,6
12,6
17,6
24,6
21
28
12,6
17,1
27,9
5,6
7
10,5
38
32
17,1
22,1
29,9
10,3
11,8
14,3
26,1
17,5
22,5
33,3
39,4
18,5
24,6
33,1
15,4
27
11,9
15,7
26,5
3,9
4.8
7,3
40
34
Сравнивая результаты можно сделать вывод, чтонагрузка на головку балансира станка-качалки уменьшилась в среднем на 20–25%при условии комплектации колонны штанг из стеклопластика и стали.
3.6 Выбор оборудования для подачи реагента(ингибитора)
Существуют два основных способа подачи реагентав обрабатываемую систему: непрерывное (периодическое) дозирование и разоваяобработка.
Наиболее эффективным способом являетсянепрерывное дозирование, обеспечивающее постоянный контакт реагента собрабатываемой системой и частично предупреждающее образование АСПО. Однакоэтот способ требует обвязки специального оборудования на устье каждой скважины(насос – дозатор, емкость для реагента, поршневой насос для смешения, манифольди др.).
Реагент в затрубное пространство постоянноподается устьевыми дозаторами УДЭ и УДCконструкции НПО Союзнефтепромхим и СКТБ ВПО Союзнефтемашремонт.
УДЭ и УДC можно применять также для борьбы с солеотложением, коррозиейоборудования нефтяных скважин и внутрискважинной деэмульсации нефти.
Электронасосная дозировочная установка УДЭ взависимости от дозировочного насоса имеет четыре типоразмера: УДЭ 0,4/6,3; УДЭ1/6,3; УДЭ 1,6/6,3; УДЭ 1,9/6,3. Установки комплектуются специальнымидозировочными насосами: НД 0,4/6,3 К14В; НД 1/6,3 К14В; НД 1,6/6,3 К14В; НД1,9/6,3 К14В. Они обеспечивают максимальные подачи реагента 0,4; 1; 1,6 и 1,9 л/чпри максимальном давлении нагнетания 6,3 МПа. Потребляемая мощность насоса 0,5кВт, масса 32 кг.
Установка имеет бак на 450 л; габаритныеразмеры установки 1230х690х1530 мм, масса 220 кг, рабочая температура 223– 318 К.
Принцип работы УДЭ заключается в следующем.Реагент из бака 5 через фильтр 6 по всасывающему трубопроводу 11 поступает вплунжерный насос – дозатор 13 и по нагнетательному трубопроводу 14 подается взатрубное пространство скважины. Подача регулируется изменением длины ходаплунжера.
Наибольшее число установок эксплуатируется в ПО«Татнефть». Дозировочные установки изготавливаются Лениногорским заводом«Нефтеавтоматика», а дозировочные насосы – Свесским насосным заводом.
/>
Рис. 4 Дозировочная установка УДЭ
1 – дозировочный блок, 2 – электроконтактныйманометр, 3 – указатель уровня, 4 – заливная горловина, 5 – бак, 6 – фильтр, 7– рама, 8 – сливной вентиль, 9, 10, 15 – вентили, 11 – всасывающий трубопровод,12 – обратный клапан, 13 – электронасосный агрегат, 14 – нагнетательныйтрубопровод, 16 – кожух
Комплектная дозировочная установка УДС сприводом от станка – качалки располагается на СК. Её нагнетательный трубопроводприсоединяется к затрубному пространству скважины, а рычаг дозировочного насосапосредством гибкой тяги к балансиру СК. Подача устанавливается регуляторомдлины хода плунжера насоса и изменением мест крепления тяги к рычагу насоса и кбалансиру СК. Подача дозировочного насоса составляет 0,04–0.63 л/с;давление нагнетания 6,3 МПа; вместимость бака 250 л, габаритные размеры 1500х 730 х 735 мм, масса 145 кг.
По сравнению с другими дозировочными установкамиУДС-1 обеспечивает большую точность регулирования подачи, имеет более простуюконструкцию, она безопасна (снабжена предохранительным устройством и непитается электрическим током) и удобна в эксплуатации.
/>
Рис. 5 Дозировочная установка УДС
1 – указатель уровня, 2 – горловина, 3 – бак, 4– манометр, 5 – предохранительный клапан, 6 – вентиль, 7 – кожух, 8 – насосдозировочный, 9 – обратный клапан, 10 – трехходовой клапан, 11 – фильтр, 2 –рама
Периодическое дозирование может осуществлятьсяпри использовании перечисленного выше оборудования или с помощью специальногоустройства для ввода реагента под давлением, первый случай имеет те женедостатки что и непрерывное дозирование. Во втором случае затрубноепространство перекрывают задвижкой 3, открывают вентиль 6 для сброса газа иземкости 4, снимают заглушку 5, закрывают вентиль 6, заливают реагент в емкость4, закрепляют заглушку и открывают задвижку 3; регент поступает в затрубноепространство.
/>
Рис. 6 Принципиальная схема устройстваввода реагента в затрубное пространство по давлением: 1 – устьевая арматура, 2– выкидная задвижка,
3 – задвижка затрубного пространства, 4 –резервуар для реагента, 5 – заглушка, 6 – вентиль.
При этом способе подачи реагента обслуживаниеупрощается, но снижается эффективность действия реагента.
4. Охрана труда и противопожарная защита
4.1 Охрана труда и техника безопасности
Приэксплуатации скважин для удаления АСПО применяется паропередвижная установка,при её работе должны выполняться следующие правила безопасности:
– паропередвижнаяустановка (ППУ) на скважине устанавливается от устья на расстоянии не менее 25метров с наветренной стороны так чтобы обеспечивался обзор для машиниста ППУ;
– обвязкавыполняется бесшовными стальными трубами, испытанными на пробное давление Рпр=1,5Рраб;
– припропаривании арматуры скважин, оборудования и трубопроводов, в которыхожидается повышение давления необходимо установить обратный клапан (непосредственноу установки или на любом стыке магистральных труб);
– наарматуре скважины, подвергаемой пропарке, необходимо предусматриватьспециальный патрубок с вентилем или задвижкой для подсоединения паропроводов отППУ;
– припропарке арматуры скважины, оборудования и трубопроводов надо знатьмаксимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа арматуры и не превышатьего;
– дляподачи пара в насосно – компрессорные трубы, уложенные на мостках, паропроводдолжен быть оборудован специальным наконечником, который должен соединятся ктрубе на резьбе или накидным приспособлением на муфту.
Концы трубдолжны быть уложены со стороны устья в одной плоскости;
– пропаркус использованием шланга с наконечником, закреплённым на деревянном держаке,производить только наружных поверхностей труб, шланг и другого технологическогооборудования;
– подачапара в пропарочные трубы должна быть постепенной до выхода пара изпротивоположного конца трубы, во избежание появления пробок;
– пускпара производить только по сигналу с места присоединения паропроводов и послеудаления людей на безопасное расстояние;
– пропаркаштанг от замазученности и парафина производится с помощью шланга снаконечником, которые закреплены на деревянном держаке длинной не менее 1,5 м;
– очисткаи пропарка от замазученности станка – качалки машинист производит с помощьюшланга с наконечником прикреплённых к деревянному держаку длинной не менее 2,5метра. В случае невозможности пропарки балансира из-за высоты, то бригада КРСустанавливает стеллажи или подготавливает лестницу с которой производитсяпропарка оборудования находящееся на высоте.
При подъёмена высоту свыше 1,5 метра необходимо применять предохранительный пояс отпадения;
– разработкапаропроводов производится после снижения давления пара до атмосферного иохлаждения труб;
– замазученностьи парафин оставшийся на территории скважин и баз необходимо убирать.
При использовании удаления АСПО химическими методаминеобходимо соблюдать особые меры предосторожности и технику безопасности.
Средихимических реагентов, используемых для борьбы с АСПО, имеются токсичные,взрывоопасные, с низкой температурой вспышки. Поэтому при работе с такимиреагентами должны соблюдаться особые меры предосторожности.
На территории(или в помещении) для хранения и применения газового бензина запрещаетсяобращаться с открытым огнем; искусственное освещение должно быть выполнено вовзрывобезопасном исполнении.
Ремонтныеработы на резервуарах, сосудах должны производиться инструментами, не дающимипри ударе искру. Технологическое оборудование и коммуникации длятранспортирования газового бензина должны быть заземлены.
Запрещаетсяперекачивание газового бензина при помощи сжатого воздуха. Содержание паровгазового бензина в воздухе рабочей зоны должно составлять не более 300 мг/м3.
При разливебензина облитые части машины должны быть насухо протерты, а пролитый на пол илина землю бензин – засыпан песком. Последний необходимо собрать в отдельную таруи вывезти из территории или помещения. Указанные работы должны производиться вфильтрующем противогазе марки А (коробка коричневого цвета).
Сосуды,смесители, коммуникации, насосные агрегаты должны быть герметичны.
Помещениедолжно быть снабжено общеобменной механической вентиляцией согласно действующимнормам.
При работе сгазовым бензином применяют индивидуальные средства защиты: противогаз испецодежду.
Запрещаетсяиспользовать газовый бензин для мытья рук и чистки одежды.
Рабочие местадолжны быть оборудованы источником острого пара, песком, пенным илиуглекислотными огнетушителями, кошмой, асбестовой тканью.
Аналогичныемеры предосторожности должны соблюдаться и при использовании другихуглеводородных растворителей.
5. Охрана недр иокружающей среды
5.1Мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ «ЛН»
РеспубликаТатарстан характеризуется высоким промышленным потенциалом, богатыми природнымиресурсами; нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21административного района республики и 3 районов соседних республик и областей собщей площадью более 30 тысяч кв. км.
В 1997 годудля предприятий Татарстана было отчуждено более 34 тыс. га. В последние годы вТатарстане увеличивается доля сернистых нефтей, газов и сероводородсодержащихпластовых вод, что усложняет экологическую обстановку. Разработка залежейвязкой нефти и битума с применением большой гаммы химических реагентов итепловых методов тоже значительно усугубляют ситуацию. Приведенные данныепоказывают, на сколько высока ответственность нефтяников в деле охраны природы.
Разработаныметодические основы оценки технологической нагрузки, проведено ранжированиетерритории по антропогенному воздействию на природу. В основу экологическихпрограмм были заложены результаты систематических исследований. В нихобоснована и сформулирована постановка задачи, состоящей из следующихконцепций:
свести доминимума вредное воздействие сопутствующих нефтедобыче процессов нарушенияэкологии;
добитьсяуправляемости производственных процессов, чреватых экологически негативнымипоследствиями; проводить регенерационные мероприятия, и, по максимуму,восстановить среду нашего обитания до того состояния, которое было характернодля начала разработки нефтяных месторождений.
На территорииНГДУ «ЛН» находится много населенных пунктов: города, деревни, рабочие поселки.Вокруг населенных пунктов устанавливаются санитарно-защитные зоны.
Многие изпромысловых сооружений расположены в санитарно-защитных зонах населенныхпунктов, родников и ручьев. Эти объекты являются потенциальными загрязнителямиатмосферы, почв, грунтовых и подземных пресных вод при возможных авариях иразгерметизации. При бурении, добыче, сборе и транспортировке нефти имеет местозагрязнение почв и грунтов. Основные площади замазученных земель располагаютсяобычно вдоль водопроводов, часто вдоль ряда скважин.
Все отходыпредприятий по добыче нефти оказывают отрицательные воздействия на объектыокружающей среды и представляют угрозу здоровью населения, проживающего внефтедобывающих районах. Поэтому на промысловых объектах необходимо болееэффективно осуществлять технологические, санитарно-технические иорганизационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды. Все этимероприятия позволяют с наименьшим вредом для окружающей среды добывать итранспортировать нефть, быстро и без осложнений устранять причины и последствиязагрязнения. В НГДУ «ЛН» осуществляются работы, направленные на улучшение экологическойобстановки на территории деятельности предприятия.
5.2 Охранаатмосферного воздуха
За последние5 лет выбросы в атмосферу загрязняющих веществ сократились с 22000 тонн до 4500тонн в год. Это было достигнуто благодаря проводимой определенной работой вэтом направлении в НГДУ.
Былапроведена реконструкция канализационного хозяйства, на ЛОС и ГТП былоликвидировано 12 накопителей. Пущена в работу установка улавливания легкихфракций УЛФ, что позволяет ежемесячно улавливать 500–550 тонн нефти.
Подготовкасточной воды переведена на УКНП на герметизированную систему.
Топливно-энергетический комплекс являетсяосновным загрязнителем атмосферного воздуха, на долю которого приходится 87% или66 000 тонн вредных веществ в год.
По сравнениюс 2004 годом валовые выбросы снизились на 21,3%
Таблица 15Количество источников и объемы выбросов, поступающих в атмосферу от промышленныхпредприятий
Промыш-
ленные комплексы Кол-во источников выбросов вредных веществ Условно обезврежено вредных веществ Обьем выбросов, тыс м/год. Доля выбросов % от общего 2003 2004 2005 2003 2004 2005 2003 2004 2005 Топливный 4301 4653 5200 29,8 25,5 21,0 97,8 92,4 66,0 87
Теплоэнерге-
ческий - 67 66 - - - - 1,3 2,4 3,2
Машиностро-
ительный 427 354 200 0,2 0,5 0,3 0,2 0,5 0,1 0,7 Строительный 207 309 250 5,8 4,6 3,1 3,8 2,5 2,3 3,0 Прочие - - 120 - 1,3 0,6 - 1,3 4,6 6,1 Всего по ремонту 7191 6270 5716 36,7 29,6 25,0 118,4 101,5 74,4 100
Сокращениевыбросов достигнуто за счет уменьшения количества источников выбросов и вводаустановок улова легких фракций углеводородов в НГДУ ЛН.
С цельюуменьшения воздействия автотранспорта на окружающую среду необходимо:
– осуществитьвынос крупных автотранспортных предприятий за черту города;
– наладитьпроизводство неэтилированного бензина;
- применятьнейтрализаторы для выхлопных газов и присадки к моторному топливу;
- активизироватьперевод автомашин на газовое топливо.
5.3 Охранавод
Систематическиенаблюдения за состоянием поверхностных водоемов в нефтедобывающих районахюго-западной республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году.Осуществляются силами химико-аналитических лабораторий УПТЖ и НГДУ. С 1991 годак этой работе были привлечены ТГРУ и КГУ. Под наблюдением находятся все реки ималые речки Лениногорского района. В пробах речной воды ежемесячно (НГДУ) иежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти (плавающей и эмульгированной),хлоридов, сульфатов, а так же рН, жесткость, общую минерализацию, потребность вкислороде БПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.
В настоящеевремя на территории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природынаходятся 14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).
Благодаряпроведенным в очагах загрязнения подземных вод комплекснымэколого-гидрологическим исследованиям, источники загрязнения подземных вод восновном известны.
Разработанымероприятия и методы предотвращения этих загрязнений.
5.4 Охрана земель
В результатеупорядочения и более продуманного размещения сооружений, применение кустового игоризонтального бурения скважин значительно сократится отвод земель поднефтяные объекты. Так в начале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО «Татнефть»находилось более 55 тыс. га, а в настоящее время –34 тыс. га, хотя фондпробуренных скважин за этот период возрос в 1,3 раза.
Наряду ссокращением отвода земель за счет применения новых технологий бурения иразработки месторождений, нефтяникам уделяется большое внимание сохраненияплодородия почв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500га сельхоз. угодий АО «Татнефть».
Длительноевремя, нередко десятилетиями, хранились в открытых амбарах т.н. нефтешламы,оставшиеся в наследство от прошлого. Для утилизация создано совместноепредприятие. Более полумиллиона тонн нефтешламов уже переработаны потехнологии, разработанной учеными «ТатНИПИнефть», предприятием «Татойлгаз»совместно с Германией. Эта работа продолжается, а для предотвращениядальнейшего накопления шламов, загрязняющих природную среду, разработанатехнология без амбарного бурения с использованием передвижных буровыхустановок.
Из года в годв НГДУ «ЛН» уменьшаются площади нарушенных земель.
Этодостигнуто за счет уменьшения аварийности на трубопроводах, а так же большойположительный эффект оказала остановка бригад ПРС, КРС и строительныхорганизаций на период весенней распутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРСв НГДУ «ЛН» переведены на колесный ход, что резко позволило уменьшить порчуземель.
Продолжаютсяработы по охране недр и окружающей среды:
а)Исследование и наращивание цемента за кондуктором;
б)Исследование и герметизация колонн;
в) Физическаяликвидация скважин в санитарно-защитных зонах населенных пунктов рек и ручьев,а так же в зонах питания родников.
Список использованной литературы
1. Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяныхи газовых скважин. М.: Недра, 1989 г.
2. Гиматудинов Ш.К. Справочнаякнига по добыче нефти. М.: Недра, 1974 г.
3. Государственный докладо состоянии окружающей природной среды Республики Татарстан. ИздательствоПрирода, 1997 г.
4. Документация НГДУ«Лениногорскнефть»
5. Куцын П.В. Охранатруда в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1987 г.
6. Муравьев В.М.«Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М.: Недра, 1978 г.
7. Юрчук В.А., А.З. Истомин«Расчеты в добыче нефти» М.: Недра, 1997 г.