Эксплуатация скважин с применением УЭЦН в НГДУ “Туймазанефть”, страница 7

     Как в пластовых, так и в закачиваемых подрусловых или речных водах содержит  SО   незначительно. Следовательно , имелся другой источник проникновения в скважины вод, содержащих в большом количестве ионы

SO  . Тщательные исследования позволили установить в скважинах второй группы нарушение целостности эксплуатационных колонн. Через участки разрушения в скважину поступала вода артинского яруса . Взаимодействие

пластовых вод , в составе которых содержатся хлориды кальция CаC1  , с артинскими, обогащенными сульфатами , ведет к образованию  нерастворимого осадка – гипса .

      Таким образом, исследования, проведенные в скважинах, позволили выявить один из факторов солеобразования – смешивание и химическое воздействие двух типов вод.

       Группой инженеров предложена методика химической очистки отложений на поверхности металических деталей с использованием 10 % -

ного раствора  фосфорной кислоты Н РО  . Раствор готовят на нагретой до

70  С воде . Время воздействия определяется степенью загрязненности де-талей и составляет до одних суток . Выдерживать детали в растворе кисло-ты более суток не рекомендуется , т.к. на поверхности деталей могут осе-дать продукты реакции . Для наиболее полной очистки от отложений емко-сть с раствором кислоты рекомендуется  поместить в теплое место (темпе-ратура раствора не должна быть ниже 50  С) и подвергать постоянному или переодическому механическому воздействию (лучше вибрации). Очищен-ные детали надо промыть проточной водой, удаляя размягченные, но не полностью растворенные осадки, просушить и поместить в машиное масло для предотвращения коррозии.

       10-% ный раствор кислоты получают из расчета 1,5 кг (0,9 л) кислоты на 7 кг горячей воды . При приготовлении раствора в емкость с кислотно-защитнымпокрытием необходимо налить расчетное количество воды,кис-лоты и перемешать . Метод апробирован и позволил повторно использо-вать детали насосов .

       В Башнипинефти предложены и апробированы на промыслах “Туйма-занефть “ несколько видов химреагентов для борьбы с отложениями пара-фина , солей, вязкостью.

       Технология предусматривала переодическую закачку ингибитора в призабойную зону пласта через 3-5 суток или непрерывное дозирование с помощью дозирующих устройств .

       Количество ингибитора, обеспечивающего удовлетворительную эффе-ктивность , 5-20 мг/л .

        Переодическая подача ингибитора состоит в закачке его через затруб-ное пространство скважины без подъема УЭЦН  или через НКТ после предварительного подъема оборудования . Перед закачкой ингибитора скважину промывали . Объем ингибитора выбирали  из расчета 10-15 мг/л,

количество продавочной жидкости до 3 м   на 1 м эффективной толщины

продуктивного  пласта .

   3.2.3. Методы борьбы с влиянием газа

     Для борьбы с влиянием газа при работе УЭЦН  применяется принцип работы со стабилизацией динамического уровня и поддержания заданного давления в затрубном пространстве .

     Область применения данного метода – скважины имеющие длительный и сложный период вывода на оптимальный режим работы с большим газо-вым фактором   в добывающей продукции (150 м /м  и  более).

     После спуска компановки подземного оборудования на НКТ с УЭЦН, скважину запускают в работу для откачки жидкости глушения . После от-бора   жидкости глушения в полном объеме и ее утилизации канатной тех-никой  в первую и вторую скважинную камеры устанавливают регулятор давления в затрубном пространстве скважины и стабилизатор динамичес-кого уровня,соответственно. Закрывают затрубное пространство скважины и запускают УЭЦН в работу .

      В первый период работы , когда приточная характеристика пласта и но-

минальная производительность УЭЦН  не согласованы , т.е. производите-льность  УЭЦН  выше чем приток из пласта , динамический уровень в сква