шість обривів відбувається в результаті корозійно-втомного руйнування.
У більшості випадків злам відбувається по тілу і значно рідше по різьбі. Найбільше число обривів відбувається в місці переходу від головки до тіла штанги на відстані 20-150 мм від головки. p align="justify"> Значному корозійно-механічного зносу схильні поверхні ущільнювачів запірних органів, що використовуються в обв'язці гирла свердловин.
До основних заходів щодо запобігання та захисту свердловинного обладнання від корозії відносяться:
вибір виконань обладнання відповідно з властивостями скважинной середовища;
подача в свердловину інгібіторів корозії типу АКЖ та ін глибинними або гирлового дозаторами, або періодичними заливаннями в затрубний простір свердловини;
катодний захист експлуатаційних колон свердловин, яка виконується у відповідності з керівними документами (РД 153-39.0-238-02);
у ВАТ ВНІІТнефть (м. Самара) розроблений інгібітор "Волга" призначений для захисту від корозії нафтопромислового обладнання; інгібітор має такі переваги: ​​
добре диспергується у воді, в тому числі мінералізованою;
збільшує термін служби обладнання в 2-3 рази;
можливість дозувати в агресивне середовище в будь-якому місці системи без зміни технологічного процесу видобутку, підготовки та транспорту нафти;
не впливає на якість нафти і нафтопродуктів;
захищений патентом № 2630002 від 10.01.1993 року.
Перевірка спільної дії інгібіторів класу "Волга" з інгібіторами парафіноотложеній і деемульгатора показала, що вони добре сумісні з даними реагентами і підсилюють дію деемульгатора.
За результатами комплексних досліджень виданий гігієнічний сертифікат, паспорт на хімічний продукт, висновок про можливість застосування продуктів в нафтовидобувній галузі.
Рекомендоване дозування інгібітора при постійній подачі становить 25-50 мг/л, при періодичної збільшується до 50-100 мг/л.
При підземному ремонті, перед зміною обладнання свердловин, зазвичай стовп нафти в свердловині замінюється на стовп води. Привибійна зона при цьому насичується водою, і подальший висновок свердловини на режим утруднений. p align="justify"> Заходи щодо запобігання ускладнень при експлуатації свердловин наведені в таблиці 4.2.1.
Таблиця
Заходи щодо запобігання ускладнень при експлуатації свердловин
Необхідні меропріятіяОб'ем впровадження від фонду,% ПериодичностьПримечание1.Применение скребків-центраторов100непреривно2. Безперервна або періодична подача хімреагенти на прийомі насоса або на гирлі свердловини дозаторами для запобігання парафіноотложеній в колоні НКТ30непреривно3. Промивання стовбурів свердловини і колони НКТ гарячої нафтою і растворітелямі301 ,5-3 месяца4. Задавка свердловин за технологією ТатНІПінефть50прі ПРС 6. Поточний і капітальний ремонт свердловин
Бавлінском управління підземного і капітального ремонту свердловин здійснює своєчасний і якісний капітальний ремонт нафтових, нагнітальних, скидних, допоміжних та інших свердловин, а також буріння дрібних колодязів. Відповідно до плану робіт на свердловинах проводяться заходи з інтенсифікації видобутку нафти і питної води, підвищенню приемистости нагнітальних і поглинаючих свердловин, а також ліквідація цих свердловин, випробуванню нової техніки і технології; ремонтує експлуатаційні та водозабірні свердловини, проводить геолого-технічні заходи з метою інтенсифікації видобутку нафти і оптимізації режиму роботи свердловини
Капітальний ремонт свердловин
Основними причинами, що викликають необхідність проведення ВРХ, залишаються зниження дебітів нафти, обводнення свердловин, пескопроявленіе, перенесення інтервалів перфорації, ліквідація негерметичності колон і міжколонних проявів. Ці причини характерні для старих свердловин і розробки пластів на пізній стадії. p align="justify"> Капітальний підземний ремонт свердловини об'єднує всі види робіт, що вимагають тривалого часу, великих фізичних зусиль, залучення численної різнофункціональних техніки.
Підземний (поточний) ремонт свердловин
Під поточним ремонтом свердловини розуміють комплекс технологічних і технічних заходів, спрямованих на відновлення її проізводітельнос-ти, і обмежений впливом на привибійну зону пласта і знаходиться в свердловині оборудованіе.Текущій ремонт включає наступні роботи: заміна відмовив обладнання, очищення вибою і стовбура свердловини, відновлення продуктивності пласта за рахунок окремих методів інтенсифікації (прогрів, промивка,...
