Основные виды и рецептуры ожг

Составы жидкостей глушения	Параметры	Тип коллектора
1	2	3
Обратная эмульсия: нефть – 25 дистиллят – 25 слабоминерализованная вода – 48 эмульгатор «Ялан» - 3	Плотность- 920-950 кг/м3, вязкость – 25-45 мПа·с	- девонские отложения, осложненный выпадением АСПО; - средний и нижний карбон;
Обратная эмульсия: нефть - 24 дистиллят - 24 ПДВ - 50 эмульгатор «Ялан» - 2	Плотность - 950-1010 кг/м3, вязкость – 40-65 мПас	- девонские отложения, осложненный выпадением АСПО; - средний и нижний карбон;
Обратная эмульсия: нефть - 50 ПДВ - 47-48 эмульгатор «Ялан» - 2-3	Плотность – 950-1000 кг/м3, вязкость – 50-100 мПа·с	- Девон; - средний и нижний карбон;
Обратная эмульсия: нефть - 28-32 раствор СаСl2 - 60-65 эмульгатор «Ялан» - 2-3	Плотность – 1100-1200 кг/м3, вязкость – 350-600 мПа·с	-Трещиноватые карбонатные отложения; - девон обводненный

Счетчик предназначен для измерений массового количества жидкости, поступающей из нефтяных скважин с дебитами до 30 т/сут.

Счетчик выпускается по ТУ 4318-001-12989646-03, занесен в Госреестр за № 14189 - 94 и имеет сертификат Госстандарта и Патент России. На выпуск и применение счетчика получено разрешение Госгортехнадзора России за №714 - ЭВ - II.

Счетчик может быть установлен на устье добывающей скважины, на групповой замерной установке, на узле сбора и подготовки нефти. Измерения массы жидкости, проходящей через счетчик, прямые и не требуют предварительного отделения газа от жидкости.

Технические характеристики счетчика следующие: диапазон измерений от 0,5  10^-3 до 30 т/сут; максимальное рабочее давление 4 МПа; верхнее значение кинематической вязкости измеряемой среды не более 5  10^-4 м²/с; температура окружающей среды от 0 до 70 ⁰С; содержание сероводорода в измеряемой среде не более 35 %; размер механических примесей не более 3 мм; газовый фактор в пределах от 1  10^-3 до 100 м³/т; относительная погрешность счетчика в диапазоне расхода от 0 до 80 % должна составлять ± 2,5 %, а от 80 до 100 % должна составлять ± 3 %; потеря давления в преобразователе не более 1  10^-3 МПа. Электрические цепи питаются переменным током напряжением 220 В.

Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин

№ п/п	Необходимые мероприятия	Объем внедрения от фонда, %	Периодичность	Примечание
1.	Применение узла всасывающего клапана от насоса увеличенного типоразмера	5	При необходимости
2.	Непрерывная или периодическая подача дозаторами химреагента на прием насоса или на устье скважины для снижения вязкости водонефтяной эмульсии и предотвращения парафиноотложений в насосе.	50	При необходимости
3.	Промывка стволов скважины и колонны НКТ горячей нефтью и растворителями.	10	При необходимости
4.	Применение скребков-центраторов	100	Непрерывно
5.	Задавка скважин по технологии ТатНИПИнефть	50	при ПРС

Выводы:

На 01.01.2013 на пласте Д1+Дк используется механизированный способ добычи. Из механизированных способов преобладает добыча при помощи УЭЦН – 16 скважин, из них в бездействии 4 скважин. На долю ШГН приходится 8 скважин, в бездействии 8.

Для подъема жидкости применяются насосы производительностью от 25 м³/сут до 200 м³/сут и напором до 2000 м отечественного производства. 3-и (25%) скважины оборудованы насосами производительностью 25 м3/сут, 2-е (16.7%) скважины оборудованы насосами производительностью 45 м3/сут, 4-е (33.73%) скважины оборудованы насосами производительностью 50 м3/сут, по одной скважине оборудованы скважины с производительностью 60, 80 и 200 что составляет по 8.3% от рабочего фонда на каждый.

Большинство скважин имеют средний дебит жидкости в пределах 20-80 м³/ сут. Средний дебит по жидкости составляет 94 м³/ сут.

В последние годы участились случаи отказов, обусловленных целым рядом причин. За период с 01.01.2010 до 01.01.2013 года количество отказов на месторождении по фонду пласта Д1+Дк составило 86 случаев. Что является очень высоким показателем. В связи с этими изменениями возникает необходимость провести анализ причин аварийных отказов установок погружных центробежных насосов, с целью установления характера возникающих отказов, и выработать мероприятия по их устранению.