3.5 Повышение эффективности эксплуатации скважин оборудованных уэцн в осложненных условиях.

Основной причиной ПРС В ЦДНиГ №6 является коррозийные отверстия в НКТ. В большинстве случаев причиной является не качественные трубы НКТ. Мероприятия по снижению числа вышеуказанных аварий:

1.Технологической службе ЦИТС ужесточить контроль за соблюдением ТУ расположения УЭЦН в скважине по кривизне (0,05 0С на 10 м);

2.Технологическим службам нефтепромыслов производить правильный подбор установок ЭЦН;

3.Не допускать работу установки при снижении дебита до 50 %;

4.В программу ТМ внести возможность визуального аварийного контроля за дебитом скважин (изменение цвета показаний при дебите  50 %).

5.Производить своевременную отбраковку НКТ и ремонт НКТ на заводе в полном объёме

Следующей причиной ремонтов является отложение солей. В связи с ростом отложения солей нужно применять обработку скважин ингибиторами солеотложения. Применяются различные методы удаления и предотвращения отложения солей в скважинах: использование магнитных устройств, акустические методы, создание электрического поля скважины, механический способ разрушения отложений, химический метод. Перспективным средством защиты от отложения солей в ЭЦН является применение рабочих колёс электроцентробежных насосов из угленаполненного полиамида, которые имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает гидродинамические характеристики насоса. Экономически эффективен, прост в исполнении и применим в различных геологических условиях месторождений химический способ предотвращения солеотложения с использованием ингибиторов. На промыслах НГДУ «ЛН» основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ 1, Инкредол, СНПХ 5301 путём обработки призабойной зоны скважины.

На промыслах применяются следующие способы подачи ингибиторов в скважину:

1. Периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважин через отдельные промежутки времени.

2. Периодическое нагнетание раствора ингибитора в скважину с последующим продавливанием в призабойную зону пласта.

3. Непрерывное дозирование ингибитора в нагнетающую через систему ППД воду

Еще одной причиной ремонтов является отложения парафина. Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего диаметра, при этом за счет увеличения скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потока. Однако при этом необходимо оценить величину роста гидродинамических потерь в подъемном лифте и его влияние на рабочую характеристику ЭЦН.

Для предотвращения и удаления АСПО могут применяться различные методы промывки скважины растворителями (например, дистиллятом, реагентом СНПХ 7870, производства ОАО «Нефтепромхим»); ввод в продукцию скважины ингибиторов парафиноотложений (диспергаторов); подогрев продукции скважины стационарными электронагревателями или периодический прогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных устройств; периодическая механическая очистка НКТ специальным скребком с применением геофизического подъемника, например скребком-протяжкой,.

Тепловой метод представляет собой периодическую обработку скважин горячей нефтью или водой с добавкой или без добавки ПАВ, ингибиторов. Наиболее эффективен химический метод с применением ингибиторов. Существует много отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения удаления отложений парафина.

На месторождении НГДУ «ЛН» широко применяются СНПХ-7212, ТНПХ-1. которые закачиваются в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов из расчета 100-200 г на т. нефти. Анализ результатов обработки скважин химическими реагентами против отложения парафина на различных месторождениях показал, что после применения ингибиторов межремонтный период работы увеличился в 3 раза и более. Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10 – 100⁰С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 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.