Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

83 страницы

486.00 ₽

Купить РД 39-1-757-82 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методическое руководство разработано в целях повышения эффективности глубиннонасосной добычи нефти в различных условиях эксплуатации и содержит указания по анализу работы скважинных штанговых насосов и улучшению показателей качества их работы.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Показатели качества работы насоса

3 Классификация условий эксплуатации

     Группировка скважин по категориям

4 Сбор и систематизация первичной информации

5 Анализ показателей работы насоса в скважине

6 Обработка и анализ промысловой информации по группе скважин

7 Комплекс мероприятий по улучшению показателей качества работы насосной установки

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Литература

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ РАБОТЫ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ И РАЦИОНАЛЬНОМУ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ

РД 39 - 1 - 757 - 82

19 8 2

Министерство нефтяной промышленности

УГВВРЛДАЮ

Заместитель Министра нефтяной промышленности

________ А.В.Валиханов

« 20 ■ июля 1932 г.

Руководящий документ

Методическое руководство по анализу работы скважинных штанговых насосов и рациональному их использованию

РД 39-1-757-62

Настоящий документ разработан:

Ордена Трудового Красного знамени Азербайджанским государственным научно-исследовательским и проектным институтом нефтяной промышленности

Директор института

М.К.Сеид-Рза

Ответственные исполнители:

Зав.лабораторией глубиннонасосного способа добычи нефти

От.научные сотрудники:

Э.М.Рустамов И.С.Степанова

А.М.Саакянц

А.М.Исрафилоз

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Техуправления

Ь.Н.Байдиков

Начальник Упрнефтегаздобычи

Ь.В.Гнатченко

Заместитель директора BUM

В.Н.Максимов

Начальник ОКБ Нефтемаш

-Т.Даафаров

10

При структуре Н/В (капли нефти 9 воде) создаются условия для возрастания износа штанговых муфт, внутренней поверхности труб, течи в резьбовых соединениях, повышенного изнашивания деталей насоса. Такая структура имеет место при любых део'итах, когда обводненаость продукции скважин более 5£$, а также в области малых дебитов (до ID нь/сутки) при расходном водоеодержа-ния менее 40$.

3.4, Скважины могут быть вертикальными а наклонно-направленными с различней степень» кривизны ствола.

Ресурс насоса еущестгение зависит сг кривизна ствола скважины в зоне спуска насоса (рисЛ).

При кривизне ствола скважины более 4° на каждые 50 м глубины,    а    также    при горизонтальном смещении забоя от верти

кали, приходящимся на каждые 10 м гяуоаны - ос* I,? (рас.2), возникают условия усиленного износа щта!.г и резкого снижения МРИ скважины.

а^-/0

Наклонно-направленные скважины по составу и свойствам продукции могут быть с осложненными условиями эксплуатации и нормальными.

Группировка схвалил по категориям

5.5. Скважины группируются по категориям. Категория скважин записывается в виде одиннадцатизначного щифра,которыЙ определяется по следующим признакам:

первый знак - диаметр насоса; второй знак - глубина подвески; третий знак - содержание во*а; четвертый знак - содержание песка; пятый знак - содержание газа;

II




12

шее гой знак - коррозионность среды;

седьмой знак - отложение оолей или наличие эмульсия;

восьмой знак - наличие парафина;

девятый знак - вязкость нефти;

десятый знак - смолистость нефти;

одиннадцатый знак - минерализация пластовой воды.

В таблице I приводятся шифры признаков, определяющих категорию скважины.

3.6.    Независимо от категории скважины анализ показателей надежности производится отдельно по районам нефтедобычи,вертикальным и наклонно-направленным скважинам, а также типам скважинных насосов.

3.7.    Для удобства сбора информации и производства анализа работы штанговых насосов, в соответствии о п.3.5., каждой скважине присваивается шифр, характеризующий ее категорию.

3.8.    Пример записи категории скважины. Допустим, необходимо обработать данные об отказах вставных насосов диаметром

43 нм, работавших в НГДУ "Лениннефть** з вертикальных "песочных** скважинах с глубиной подвески 800 м, причем вязкость нефти 0,035 Па*с (35 сП), смолистость 20%,обводненность 52%,, минерализация 55 f/Л.

Категория запишется так: НГДУ "Лениянефть", скВажина вертикальная 22200000212, насос HCBI.

4. СБОР И СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ПЕРВИЧНОЙ ИНФОРМАЦИИ

4.1. Дли анализа работы скважинных штанговых насосов по

объекту (скважина,ЩЩГ,НГДУ,объединение) служит информация о

геолого-технических м эксплуатационных характеристиках насосных

скважин, основных параметрах применяемых скважинных штанговых

насосов, режимах их работы, а 1~кже статистические данные об

отказах и работоспособности как насосов, так и всего насосного оборудования.

Шифры /г/


ptfjxa/<o6f олое<9ел&м?и(их кеттевориР? скоаыин


Тв&лиц& i



14

4.2.    Данные для анализа получат из паспорта скважины,книг документации, замеров дебитов, данных динамометрирования, а также по результатам специальных исследований каждой скважины по формам, разработанным ВНИИ [4].

4.3.    Учет движений получаемых ЯГДУ насосов и производимых ремонтов их ведется в мастерской Щ1РС или в насосной кастерской, подчиненной отделу главного механика по форме табл.2.

4.4.    Характеристика и назначение насоса содержатся в пас** порте на насос. Часть паспорта, заполненная на заводе-изготови-теле, отражает состояние насоса до его эксплуатации, а другая часть заполняется нефтедобывающими предприятиями и отражает состояние насоса после его работы.

4.5.    Статистические данные об отказах и работоспособности скважинных насосов заносятся в карты учета отказов дабл.З), которая служит исходным документом для определения режима работы, условий эксплуатации, видов повреждений и показателей надежности насосов как вручную, так и на электронно-вычислительной машине.

4.6.    Карта учета отказов состоит из 27 граф. Графы 8,9,10 и IX заполняются в соответствии с табл.1 в зависимости от состава откачиваемой жидкости.

Графа 22. Наработка насоса до отказа определяется календарным временем мег у запуском и отказом его за вычетом времени вынужденного простоя в сутках.

Графа 23. Шифр основного отказа, из-за которого произошло снижение подачи насоса или полное ее прекращение.

Графа 24. Шифр отказа, сопутствующего основному, выявленного в процессе ремонта скважины или при разборке насоса.

4.7.    Яри эксплуатации скважинных насосов следует различать отказы самого насоса и отказы всей глубиннонасосной установки.

Журнал поучету Зёижения и/тангоёых масосаС по ЦПРи ИГДУ


Та&дИца Z


\ |

д *

**‘£

I


1


Откуда

получен

насос


1


I*

§

* *

И

^ $ к*


Лата


Списка


ЙсЗъемй


1

I ^

*> 3:

|*

Ь'

s $ «П


40


И


20-Ь ВО \fi'7i^\3oUB mi. & \p3tfK*U'H&tO&3

с Мону


mi


рлн


то


\1$~По


Ш\


Звдод им. Ф.

\$$€ржиткт г. Нану


2S1


Мастерская

**&3№к

гединсния


321

17

231

WpaMtip j?an

гШо

66

нсмр

HCSi.

Рп>


Работа

штанзо£ово насоса

SAua

it

Результаты проверка и ремонта штанг&Лых насоса £ S моете ясно J КПСС пасм ш

подъема из сяВанеии

Лоследунпцее

дОимение

насоса

Состояние

насоса

Ррвиз Веденный ремонт

fame?

атпра£ни

S

ffar?pa£> лешие

43 \

44 '

" КГ

46

Ush&w&h плунжер

4-[у-SO

Мсстерс-

*091(Ж

Изношен »» &£ШШ шоан

Имена тшна, настна а смазна

lZ-Ш- SO

1*г/.

Н*303

Изношен (щшер

насоса

7Hf»&

Мвтзрс*

*&$ ЦоПО

Изношен туюеер

3 йгтtрекой ЦЬПО


Наиболее характерные виды отказов, встречающихся при эксплуатации штанговых насосов, к соответствующие им шифры приведены в табл, з

4.8* Для анализа режимов работы глубиняонасооного оборудования и их оптимизации с применением ЗВМ служит карта учета работы гдубшнонасосйой скважины (си, табд.4)4&когоР$г® заносятся дискретные значения параметров насосного оборудования» определяемые з первом приближении по диаграммам Адонина [5 ] и практическим соображен .лм.

4*9. Сбором и систематизацией первичной документации иаяолаение карт учета отказов и карт учета работы глубшшона-сосныж скважин), анализом показателей работы штанговых насосов* разработкой рекомендаций по их улучшению нанимаются - технологическая группа и геологическая служба ЦДНГ.

5. АЙМШ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ НАСОСА В СКБАШЕ

Соответствие выбранного оборудования и режима его рабою

продуктивной характеристике скважины

5,1. все скважины, эксплуатируемые скважинными штанговыми насосами, делятся на три типа:

I- круглосуточно работающие с полным заполнением цилиндра насоса жидкостью;

II - круглосуточно работающие с неполным заполнением цилиндра насоса жидкостью из-за несоответствия подачи насоса притоку жидкости из пласта;

Щ - с периодической откачкой жидкости.

5.^. для 1 типа скважин при заданной технологической норме отбора жидкости из скважины определить соответствие забой-

Карта учета отказоё штаигоёой глубиннонасосной устанаёни

\

Sf V

S

I

I

г

§

$

а %

*2 § 8 з §

*5

*•4

II

«I

Г“

4>

■§ S *?i

><

1

.1

4*

CJ

If

si

>

1

1

«и

45

Э

!

}

fa

3 51

R 4 2 2 §4

с X «•' S'i' => Я

Jj §

>: vi

Характе

ристика

нефти

4

2 з-

У

И

*

<о~

1

!

4

N

(1

*ч>

§ч

£

$еоит,

м*/сут

X

1!

*

*

Зато

*

IS

|!

r

\

nj

й

s

Q

'3

3

3

4

«а «1

е * 2 5

1

Коз*рфициек‘п подои и

5 ^

и

и

*.$ s *

V

3

$

\

\

3

1

0

«5

Запуска

от на&а

\

§

*

$

'3

S

ч.

С

§ *

W

^ СЧ|

41

1*

5- s

•» о

8 3

1

г

3

4

5

6

7

г

9

Ю

н

п

/5

7*

15

16

17

13

и

го

21

22

23

2*

25

26

27

Н Sen, мам и с.

359

мои

JZ

-АйЯ—

-Л-

61

_п_

ZJ

а.

0

о_

<0

гг

J¥

м

в.

28

4*

01. 01

15. It, 78 23.0tft

23-01-7У_

/5-03 70

QJ.S

03*

JO/..

0,55

0,51

0,98

002

0,55

16 ог ?0

2* 03. 70

036

ООО

0.29

OS

гб.оз ft

03 О*, ft

DIO

009

о.з г

0.23

о*

030*7$

nos. ft

039

ООО

0.67

0.50

09

13.05. ft

16-05.70

CO*

300

0,67

0,67

16 05 ft

27- 05 ft

Off

300

0.83

0,67

Q6

28.05. 70

02.Об. ft

005

005

0,77

ог о 6.70

O f. OS- ft

060

ooo

0,36

07

о 108. ft

03.11. ft

too

ООО

005

0.65

0.57

03

09. Н. 70

/8 13.70

033

ioi

0,79

0,49

Среди

0,66

0,47

Кали*еет(о

отказов

Распределение отказоё по ёидом ё и/т.

Средние значение, езт

Тер | Rep

трп

К»

в

teeeo

p4m*>

ишс

носаст

ООО

OQ1

002

003

OOP

DOS

00€

007

008

003

too

101

юг

too

101

102

203

го*

300

600

1

96.5 | 65

36.7

0.913

Ч

4

-

1

-

-

г

-

-

-

1

-

г

-

1

1

-

Харта учета paefomt>> глч&гкнанегсесмой чхХажаны Хв

и$нг У' НГ$У


Таблице Ч



Таблица $


Bu3bj osrjxajoS штам%о£б& Ялу &инма were, о с мои уста моё к и и со о гп ё cm cm £у лч? щаа им ши<рРы


Во насосам, связанные


Остальные


С узлами и деталями самого насоса


с Влиянием песни и соли


I


I

I

и

§

$


D

!

I

и

1

I

<1


\

\

X

\

К

J

!

л


X

I

н

* t;

Г


н

4J V $ *


> 4 5 Ч

<5 'в

з I

8 3

о. §

<*?• I


1 ^

4    I

5    | *) ^

|5

8 &

1 н

<*> <5


I

I

I

!

I

с!


Is

«и i ft

? § £

5 2с 4

|£ ^

^ «} ft

з у«

2ss

«а у

оту ^


X

*5

!

I

8

«1

4

а

«$


!

%

%

*3

Cl

§

»ъ

*

4s


I

4

*

Cl


I

8

|

4s

$

JX


!

1

н

* ^ Ч <

1*

ч-,'й

ч 0 $ t4i

I £

§

I 5

«У

с

$


4

I


>


I

I

•а

а

!

Ч?

I

1

Д


43

?!

ч

4

s

8

4

#


ft!

*

| Ъ

II

у £


*

5

41


О $ N

§


I

$

о

tu

>

4


ы

45


ООО


ОО!


оог


005


004


005


006


оог


003


009


то


/а/


тг


zoo


а о)


юг


гоз


2 04


300


400


/да 622.276.53.054.22

Ордена Трудового Краевого Знамени Азербайджанский государственный научно-иоснедоватедь ск яй ■ проектный институт

18

«ого давления проектному, а дебита скважина ~ производительности насоса.

(>)

где Qnj, ~ допустимый дебит рассматриваемой скважин по проекту разработки;

2 - коэффициент подачи наоооа ^принятый из технико-экономических соображений ила на основании статистических данных по залежи,).

При их несоответствии рвмт работы системы следует пересмотреть. Изменение отбора достигается увеличением сеаэрационной способности газового якоря, изменением глубины подвески насоса, скорости откачки, сиеной типоразмера насоса.

5.3. Для П типа скважин, когда подача насоса превышают приток жидкости из пласта,запас подачи определять по формуле:

U)

где 2 ~ возможный коэффициент подачи насоса.


•ашш раооты штанговых насосов в еква-1455 в ЦДНГ tfi 8 НГДУ "Дешшнефть*:

Ори наличии запаса подача насоса в течение межремонтного периода работы скважины поддерживается постоянной. Оо мере износа пары плунжер-цилиндр и увеличения утечки через ее зазор, изменяется вид динамограммы от "незаяолнения цилиндра" до "полного наполнения цилиндра" фио.З>. Большой запас подачи может привести к износу оборудования, уменьшению КПД, увеличению инерционных усилий в штангах и деталях станка-качалки.

Рис.З. Динаиограимы раооты штанговых насосов в ск хине 2455 в ЦДНГ к! 8 НГДУ "Лениннефть": а) после спуска насоса; б) перед подъемом.

3

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методическое руководство по анализу работы скважинных штанговых насосов и рациональному их использованию

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от .1*10.SZ г. »515

Срок действия установлен с 1*11.82 г.

Срок действия до 1*11.8? г.

Методическое руководство разработано в целях повышения эффективности глусЯшнокасооной добычи нефти в различных условиях эксплуатации и содерьит указания по анализу работы скважинных штанговых насосов и улучшена© показателей качества их работы*

Предназначено для предприятий нефтяной промышленности, занимающихся добычей нефти скважинными штанговыми насосами.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    В основу руководства положены результаты исследований, проведенных АзШШнефтью, а также ранее разработанные руководящие документы: "Временное методическое руководство по оценке надежное? скважинных штанговых насосов с применением ЭВМ11 и «Инструкции по эксплуатации скважинных штанговых насосов”*

1.2.    Методические указания по анализу работы скважинных штанговых насосов включают в себя: классификацию условий эксплуатации, сбор, систематизацию первичной информации, анализ показателей работы насоса в отдельной скважине, обработку и

4

анализ промысловой статистической информации по группа скважин, качественную и количественную оценку влияния эксплуатационных Факторов на показатели работы скважинных наоооов.

Методические указания по улучшению показателей качества работы скважинных штанговых касооов включают в себя мероприятия по улучшению контроля качества насосов, насосных штанг и труб, условий эксплуатации, а также рекоиендации по выбору типов скаа-жинных насосов в зависимости от конкретных условий.

1.3. При составлении руководства использованы результаты исследований, проведенных АзНД1Мнефтью, научно-исследовательскими, учебными институтами и нефтедобывающими предприятиями, отраженные в научно-исоледовательоких отчетах и публикациях.

2. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА РАБОТЫ НАСОСА

2л. При выборе номенклатуры показателей принимаем, что скважинный штанговый насос условно относится к невосстанавли-ваемыы изделиям.

2.2.    Номенклатура показателей:

1)    начальная подача (производительность) насоса, а- -,

2)    коэффициент подачи насоса (начальный и конечный),

3)    изменение коэффициента подачи насоса:

- 1н~ 2*    (О

4)    степень снижения коэффициента подачи насооа при его смене, б)

Б) безотказность Ш:

-    средняя наработка до отказа насоса Т_ ;

-    вероятность безотказной работы насоса? Р(4),

6)    долговечность [£]:

-    средний ресурс, £ сп;    ,

-    средний срок службв^до списания, £*/>;

7)    коэффициент эксплуатации, К„;

Ь) межремонтный период работы скважины по причине неисправности глуоиннонасосного оборудования (СыЯ.йКТ и штанги).iAPll^j,

9) межремонтный период работы скважины по причине неис- 4 лравнооти только штанговых насосов, ЫР11СШН.

2.3.    Средняя наработка до отказа - математическое ожидание наработки насоса до первого отказа.

5

2Л* Вероятность безотказной работы насоса - это вероятность того, что в заданных условиях работы в течение определенного промежутка времени не произойдет ни одного его отказа*

2.5* Средний ресурс - средняя продолжительность (с учетом возможных перерывов на подземный ремонт; работы насоса за период эксплуатации до предельного состояния пары плунжер-цилиндр в определенных заданных условиях. Предельное состояние пары определяется снижением его производительности до величины, устанавливаемой для каждой скважины, исходя из технико-экономических соображений. Расчет технико-экономического соображения производясь

по методике, предложенной А.Н.Адояяным* или на основе практических данных.

2.6. Средний срок службы - средняя календарная продолжительность эксплуатации насоса до списания. При этом, если данг ный насос работал в нескольких скважинах, то продолжительность его работы в них суммируется*

2*7* Коэффициент эксплуатации - отношение суммарного времени безотказной работы скважины за анализируемый период к календарному времени*

2*Ь* Межремонтный период работы сква^шш - среднее значение времени работы сутках} скважины между двумя последовательными ремонтами насосной установки. При этом "геолого-технические мероприятия, связанные с прекращением работы скважины л проведением текущего ремонта, не учитклакжся при определении общего межремонтного шриода скважин,если поднятое из-скважины оборудование находится в работоспособном состоянии*1 [г] *

2.2* Межремонтный период работы скважины по причине неисправное'. i штанговых насосов, МР110аш * среднее время раооты

й Адошш А*й. дооыча не*тк итанговымз насосами?)**;Недра, 1*72 г*,

с *99-&оь

*

6

(в сутках) скважины между двумя последовательными ремонтами

по причине неисправности скважинного штангового насоса.

3. КЛАССИФИКАЦИЯ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ЗЛ* Показатели качества работа насоса зависят от конструкции и качества его изготовления, качества п конструкции колонны штанг и НК1, а .же от условий эксплуатации? высоты подъема жидкости, давления на приеме насоса, состава и свойств откачиваемой жидкости, кривизны скважины, велпцшш газового фактора, наличия песка, воды, элементов, вызывающих коррозию оборудования и др*

3*2* По высоте подъема жидкости скважины делятся: на мелкие - до 500 м, средней глубины - от 500 до 1500 ы, глубокие -от 1500 до 2500 и сверхглубокие - свыше 2500 м; по дебиту: на малодебитные (С дебитом до 5 n3/cyTj, мкогодебктные (свыше 100 м3/сут) х среднедебитные.

5.3* по составу и свойствам продукции скважины делятся на нормальные и с осложненными условиями [з] „

К категории "нормальных*1 глубиннонасосных скважин относятся вертикальные с небольшим газовым фактором (без влияния газа на днваыограмые), с содержанием в откачиваемой жидкости мехпри-цеси (песка) до I 3 г/л, вязкостью добываемой нефти до 0,03 Яа*с (30 cil), при обводненности не выше 50уь, без явной коррозии подземного оборудования (минерализация пластовой вода до 10 г/л), отложений солей и парафина*

Под осложненными условиями понимаются такие условия, когда нормальная и эффективная добыча нефти обычными лг.анговымк насосами затруднена ила практически невозможна. К нам относится условия скважин,продукция киг-'ры..- содержит значительное количество песка или другие аехаримеоя, большое количество свободного газа (в том числе агрессивного;, парафина, водорастворимых и водо-нераствориаых солей. Кроме того, к осложненным условиям относятся условия, когда откачиваемая жидкость обладает высокой вязкооты или имеет высокую температуру.

Скважины с осложненными условиями эксплуатации делятся \п следующие основные категории; "песочные”, "газовые", "коррозионные", "парафинящиеся”, "солеотлатающие" с "высоковязкой жидкостью" иди "эмульсионные".

£ связи с тем, что в промысловой документации не всегда имеются сведения о процентном содержании в жидкости песка, солей, парафина, агрессивных газов и т.и., в принятой классифике-ии зква-жин заложен принцип степени воздействия природных условий на работу насоса, штанг и труб.

К "песочным" относятся скважины, в которых добыча нефти осуществляется из залежи со слабосцсментированными породами и сопровождается поступлением песка и др. мехпримесей на забой и в насосные трубы. В них образуются забойные пробки, наблюдаются заклинивания плунжера в цилиндре, забивания насоса песком, или МРИ скважины существенно нижаетоя из-за влияния песка на подземное оборудование ^содержание ь откачиваемой жидкости песка более 1,3 г/л;.

"Газовой", т.е. с газопроявлением, является скважина, периодически фонтанирующая через насос (при этом коэффициент наполнения может быть и выше единицы), а также скважины с высоким

8

газовым фактором в откачиваемой жидкости (иди с влиянием rasa на динамограмме). Натшчие свободного газа на приеме насоса приводах к уменьшению коэффициента наполнения, срыву подачи.

К "коррозионным" относятся обводненные скважины, в которых наблюдается частый вьасод из строя подземного оборудования из-за его коррозии, и средняя годовая заменяемость труб и штанг составляет более 20% от всей длины колонны труб и штанг,т.е.коэффициент замеияемости выше 0,2. В этих скважинах поступающая совмеотно с нефтью вода в зависимости от состава к свойств вызывает коррозию оборудования. В основном коррозия происходит при обводненности более 80%, минерализации пластовой воды более IGOr/л, наличии в жидкости агрессивных газов На SO -более ЮО.мг/л, 02, S 02, ионов хлора, а также в растворенном газе - С02 более 20%.

К "сЛшотлаг идам” относятся скважины, в которых при определенных гидротермодинамических условиях происходит отложение солей,в результате чего производят чистку труб от соли или снеку засодееных труб и насоса. Как показали исследования ВНШ-иефть., на возникновение и отложение солей в технологическом оборудовании скважин, главным образом, влияет нарушение солевого равновесия в пластовой системе, режим работы скважины -дебит и величина забойного давления, содержание воды в добываемой жидкости.

К "парафиняцимся" относятся скважины, в которых в течение одного года производят хотя бы одну чистку иди отпарирование подземного оборудования. Содержание парафина в нефти в таких скважинах составляет более 2-3%. На промыслах Татарии интервал отложения парафина достигает 800-900 м от устья.

Встречаются скважины, в откачиваемой жидкости которых содержится одновременно несколько осложняющих факторов. Название

9

гаках категорий скважин определяется действием соответствующих факторов. Например, газсшесочные, хорроаионнопесочыые, гаао-яеснодарафинящиеся и др.

В каждой из этих категорий имеются скважины чисто нефтяные и с различным содержанием воды в жидкости,

К скважинам с "высоковязкой жидкость», относятся скважины, откачиваемая жидкость которых имеет высокую плотность (около I) и вязкость более 0,03 Па1с (30 сН). Откачка жидко-тей высокой вязкости более 0,1 На1с (100 с Л) приводит к значительным гидравлическим сопротивлениям при движении их, росту сил сопротивления при ходе плунжера вниз, замедленному движению колонны штанг, рассогласованию циклов движения колонны насосных штанг и головки балансира станка-качалки, приводящих к увеличению отказов, связанных с обрывом и отворотом штанг и снижению коэффициента наполнения насоса1.

Содержанке воды в откачиваемой жидкости более 50j$ осложняет нормальную эксплуатацию скважин.

В ряде скважин при увеличении обводненности продукции от 50 до 80$ ее вязкость значительно возрастает по сравнению с вязкостью безводной нефти и образуется стойкая эмульсия из воды и нефти. Ори последующем увеличении обводненности происходит ее инверсия и вязкость эмульсии приближается к вязкости воды.

В зависимости от структуры нефтеводяного потока в скважине воздаются различные условия для работы штанг,труб и насоса.

При структуре В/Ц (капли воды в нефтяной среде) создаются благоприятные условия для смазки штанг,труб и насосных деталей,1 но увеличивается, в зависимости от состава нефти, вероятность отложения парафина и смол.

1

Отчет по теме 221-77, М, ШШХ и Л им.И.М.Губкина.