Месторождение нефти Королевское Жылыойского района Атырауской области Республики Казахстан

Сравнение расчётных режимов фонтанирования скважин (соотношение устьевых и забойных давлений, диаметра подъёмников и дебитов), с учётом рациональной металлоёмкости, позволяет рекомендовать: для скважин с дебитом до 700 т/сут подъёмники, состоящие из труб диаметром 88.9 мм; для скважин с дебитом до 1000 т/сут двухступенчатые подъёмники НКТ 88.9х101.6 мм; для скважин с дебитом до 1400 т/сут двухступенчатые подъёмники НКТ 101.6х114 мм, для скважин с дебитом более 1400 мм подъёмники диаметром 114 мм, при этом гидравлические потери будут минимальными (средний градиент давления по стволу до 0.007 МПа/м). В таблице 6.1.3.1 приведены рекомендуемые компоновки фонтанного лифта с указанием толщины стенок НКТ и глубины спуска.

Таблица 3.1.3.1 - Компоновка колонны насосно-компрессорных труб

Диаметр эксплуатационной колонны, мм	Наружный диаметр НКТ, мм	Толщина стенки, мм	Глубина спуска подъёмника, м
168 (65/8?), 178 (7?), 219 (85/8?)	88.9	6.5	До интерв. перфор.
168 (65/8?), 178 (7?), 219 (85/8?)	88.9х101.6	6.5х6.5	НКТ 101.6 -1200 НКТ88.9- до инт.перф.
168 (65/8?), 178 (7?), 219 (85/8?)	101.6х114	6.5х7	НКТ 114 - 1200 НКТ101.6 до инт. перф.
168 (65/8?), 178 (7?), 219 (85/8?)	114	7	До интерв. перф.

Выбор компоновок лифтовых колонн и их размеры основаны на том, что они обеспечивают:

максимальную отдачу скважины;

установку в скважине подземного оборудования, обеспечивающего эффективную и безопасную эксплуатацию скважины (клапан безопасности и пакер);

проведение необходимых геофизических исследований;

допуск на коррозию в размере, примерно 20% от толщины стенки (около 1мм);

достаточную сопротивляемость всем нагрузкам, возникающим в ходе различных операций, которые могут проводиться в течение всего срока службы скважины.

Глубина спуска насосно-компрессорных труб до интервала перфорации обоснована тем, что при этом обеспечиваются наиболее высокие скорости движения жидкости в нижней части подъёмника, что способствует более полному выносу механических примесей и предотвращению образования водяных подушек на забое при эксплуатации скважин с содержанием воды в продукции. Расчёт предельной глубины спуска колонны НКТ проведён для различных марок труб по РД 39-0147014-515-85 «Особенности расчёта трубных колонн для нефтяных и газовых скважин сероводородосодержащих месторождений» с учётом коэффициента запаса прочности при работе в среде, содержащей в большом количестве сероводород и углекислый газ и находящихся в контакте с ними в присутствии воды. Рациональными для глубины спуска до 4200 м являются трубы по стандарту API, марки SM-90S, для глубин более 4200 м - SM-90 SS, поставляемые «Сумитомо Металл Индастриз, Лтд.», или с аналогичной характеристикой других фирм изготовителей. Окончательные рекомендации по применению наиболее рациональных марок труб для применения на месторождении Королёвское, приводятся в разделе 6.2.2 «Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией при эксплуатации скважин» настоящей технологической схемы.

3.1.4 Обоснование выбора устьевого и внутрискважинного оборудования

Устьевое оборудование.

Устьевое оборудование фонтанных нефтяных скважин выбирается исходя из условий рекомендуемого варианта технологической схемы и условий эксплуатации месторождения (достаточно высокие пластовое давление и газовый фактор, большая глубина залегания продуктивных объектов, наличие агрессивных компонентов).

Этим условиям отвечает фонтанная арматура крестового типа на рабочее давление 70 МПа, с проходным диаметром стволовой части ёлки-80мм и проходным диаметром боковых отводов 50мм с ручным и автоматическим способом управления задвижками (АФК6А - 80х70К2 по ГОСТ 13846-84 или соответствующая ей по классификации API). Боковые выкиды арматуры оборудуются щтуцерами для регулирования дебита скважин. Устье скважины должно изготавливаться согласно AISI 4130, для работы в коррозионной среде (уточнение в разделе 6.2.2). Компоновка устья скважины должна включать также следующее оборудование:

панели управления (для автоматического закрытия задвижек центральной и отводящих линий), с обеспечением возможности эксплуатации при низких температурах. Панели оборудуются также пневмогидравлическим контуром для управления забойным клапаном;

систему нагнетания химреагентов в скважину, для антикоррозионной защиты внутренней поверхности НКТ.

Внутрискважинное оборудование.

Условия эксплуатации месторождения (большая глубина, значительные продуктивные толщины и сероводородная среда) накладывают определённые условия при выборе подземного оборудования. Потенциальная опасность, связанная с достаточно большим содержанием H2S, сравнительно высокими рабочими давлениями и с наличием воды, требует установки скважинной системы безопасности. К этой системе относятся клапан - отсекатель и пакер. Выбор клапана - отсекателя основан на том, что он должен эффективно действовать при возникновении аварийных ситуаций, связанных с повышением давления в выкидных линиях, возникновением пожара, уничтожением фонтанной арматуры и др.

Применяемые на месторождении типы клапанов-отсекателей 4?B7-HP WR SCSSV, Baker FVHDM, DLB WR, BH6HP WRSCSSV, Camko SCSSV и др. соответствуют условиям эксплуатации (диаметру эксплуатационной колонны и НКТ) и рекомендуются для оборудования новых скважин. Клапаны - отсекатели такого типа (с линией управления, расположенной в затрубном пространстве и подключением к системе управления на устье), устанавливаются в посадочном ниппеле на глубине не более 50 м от устья, для более удобного их обслуживания и управления ими.

Выбор типа трубного пакера связан с конструкцией скважины и компоновкой подъёмного лифта, а также с условиями его работы (необходимость проведения работ по интенсификации с помощью гибких труб, геофизических исследований и других технологических операций). Применяемые на месторождении типы пакеров Baker FB-3, 7?SLB QL, 7?x4? SLB QL, 85/8?x4?Baker DB, Baker HE соответствуют условиям эксплуатации и могут рекомендоваться в компоновку ПО при заканчивании новых скважин. Надпакерное кольцевое пространство, в целях защиты внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной НКТ, заполняется жидкостью (например, на углеводородной основе), обработанной ингибитором коррозии, поглотителем кислорода и антибактериальным средством. Всё оборудование, спускаемое в скважину должно изготавливаться в соответствии с условиями работы в агрессивной среде. Обоснование выбора фонтанного подъёмника и типы компоновок приведены в разделе 6.1.3.

3.1.5 Механизированная эксплуатация скважин

При увеличении обводнённости продукции и снижении пластового давления в залежи добывающие скважины будут переводиться на механизированный способ эксплуатации. Кроме того, для отборов запланированных объёмов продукции, отдельные скважины будут переводиться на механизированную добычу при невысокой обводнённости жидкости. Из-за высокого газового фактора и коррозионной активности добываемой продукции при механизированной эксплуатации может быть применён только газлифт.

При газлифтном способе подъёма продукции арматура устья и НКТ остаются прежними, что и при фонтане. Основными параметрами для регулирования режимов эксплуатации газлифтных скважин является расход рабочего агента, буферное и рабочее давление. Расход рабочего агента для подъёма продукции из добывающих скважин рассчитывается при постоянном давлении компрессора 12 МПа и давлении на устье скважин 3.5 МПа. Для снижения пусковых давлений на подъёмном лифте устанавливают скважинные камеры, в которых размещают съёмные пусковые клапаны. Количество пусковых клапанов определялось графическим способом и составило 4 единицы. Пусковые клапана необходимо устанавливать на глубинах 1300, 1900, 2160, 2200 м. Все расчёты по определению количества клапанов и места их установки велись при статическом уровне на устье скважин.

Показатели эксплуатации скважин газлифтным способом приведены на рисунке 6.1.5.1. Как видно из рисунка, первые добывающие скважины будут переведены на газлифт в 2018 году. Пластовое давление по залежи к этому году понизится до 46.71 МПа. Отборы жидкости по скважинам в первый год эксплуатации механизированным способом будут вестись при незначительных удельных расходах дополнительного газа. Расход рабочего агента по всему механизированному фонду составит 2.1 млн.м3 в год. С увеличением обводнённости расход газа увеличится. По мере снижения пластового давления число скважин, переведённых на газлифт, будет увеличиваться. При увеличении фонда механизированных скважин до 15 ед. планируется получить максимальный отбор жидкости механизированным способом. Для подъёма такого количества жидкости газлифтом потребуется порядка 30 млн.м3 газа в год. К 2043 году все добывающие скважины будут переведены на газлифт, однако, отборы жидкости из пласта будут значительно снижены. Вместе с тем и количество газа, потребляемое по годам для газлифта, будет понижаться.

3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин и пластов

3.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин и пластов

В процессе разработки месторождения Королевское возможны осложнения, связанные с парафинизацией нефтепромыслового оборудования, системы сбора и подготовки нефти, с образованием гидратов, с необходимостью восстановления проницаемости призабойной зоны скважин для интенсификации добычи нефти.

Интенсификация добычи нефти

С целью более полного освоения и вовлечения в работу нефтенасыщенных интервалов, повышения продуктивности скважин, для очистки призабойной зоны и интервалов перфорации от фильтрата бурового раствора и других рабочих жидкостей, кольматирующих поровые каналы, в 2003-2004 гг. на четырёх скважинах были проведены шесть солянокислотных обработок (СКО) с использованием установки гибких труб. Исполнителем работ были специалисты фирмы «Schlumberger».

Все работы проводились в соответствии с индивидуальными программами, составленными с учётом характеристик каждой скважины.

Перед началом работ гибкие трубы протравливались кислотой и обрабатывались кальцинированной содой при скорости закачки в среднем 0.08 м3/мин и в объёме в среднем 1.6 м3. Кислотный раствор включал в себя: 36% HCI - 18.3%, кислотный ингибитор - 1.2%, пресную воду - 80.5%.

На всех скважинах стимуляционные работы проводились в два этапа. Перед проведением СКО в скважину закачивался растворитель.

Объёмы используемых композиций, начальные и конечные скорости закачки, а также начальные и конечные давления нагнетания для каждой скважины представлены в таблице 6.2.1.1.

Состав растворителя включал в себя ксилол марки А-026, А-02 (90%) и кислотный ингибитор марки А-201, U-066 (10%).

Все кислотные обработки проводились на основе 15% раствора соляной кислоты и различных добавок:

пресная отфильтрованная вода;

А-261, А-201 - ингибитор коррозии;

L-58 - восстановитель;

Таблица 3.2.1.1 - Результаты работ по интенсификации притока

№ пп	№ скв	Интервал перфорации открытый ствол	Дата проведения работ	Объём 15% к-ты, м3	Объём раство- рителя, м3	Скорость закачки (V), м3/мин	Давление закачки, МПа	Параметры работы скважин	Эффект от обр-ки, %
								До обработки	После обработки
						Vнач	Vкон	Рнач	Ркон	Дебит нефти т/сут	Руст, МПа	Дебит нефти т/сут	Руст, МПа
1	3682	4595-4695	26.10.03	25.5	-	0.14	0.14	6.37	6.41	Нет замеров	200	11.8	Не определён
		3932-4004	15.11.03	9.5	2.4	0.14	0.13	6.55	6.50	1021	4.51	1400	4.48	137
2	18	4620-4750	02.02.04	32.4	1.6	1.13	0.17	6.55	6.41	630	3.77	695	4.16	110
3	11	4409-4980	27.02.04	61.6	9.8	0.24	0.24	5.80	6.62	615	3.68	1050	2.27	170
4	19	4550-4820	15.03.04	68.7	8.3	0.15	0.21	5.37	6.55	800	4.48	1000	4.76	125
		4257-4310	16.03.04	11.1	2.2	-	-	-	-	990	4.76	970	4.61	Нет эффекта

М-295 - раскислитель сульфида;

J-507 - гелеобразователь;

36% раствор HCI.

Добавки использовались на основе характеристик пластовых флюидов и анализов совместимости.

Оценка эффективности работ по стимуляции нами проводилась по следующим факторам:

- по изменению дебита нефти;

- по значению скин-фактора скважин после проведения обработок;

- по определению работающих интервалов при снятии профиля притока (PLТ-исследования).

Прирост дебита нефти от проведённых мероприятий наблюдается в четырёх случаях из шести (см. таблицу 6.2.1.1) и колеблется в широких пределах: от 65 т/сут (скв.18) до 435 (скв.11) т/сут, что составляет в среднем 270 т/сут на одну скважино-операцию.

На всех скважинах до солянокислотных обработок проводились исследования по определению профиля притока и работающих толщин (PLT-исследования). Но ни по одной скважине нет возможности сравнить данные PLT-исследований до и после проведения работ по интенсификации.

Показателем, характеризующим успешность работ по интенсификации притока нефти, является значение скин-фактора. В таблице 6.2.1.2 приведены результаты гидродинамических исследований скважин, на которых проводились СКО. На скважинах №№ 18 и 19 представлены исследования до СКО, на скважинах 3682 и 11 - после СКО.

Таблица 3.2.1.2 - Результаты исследований призабойной зоны скважин

№ пп	№ скв	Объект	Дата исследования	К проницаемости, md	Sо (скин-фактор)
1	18	2	02.04	3.52	+18.7
2	19	1+2	02.04	31.4	+1.36-+3.60
3	3682	1+2+3	11.03	59.0	-1.55
4	11	1+2	03.04	1.19	-4.60

Как видно из таблицы, скважины 18 и 19 перед обработкой имели положительные значения скин-факторов. Показатели скин-факторов скважин 11 и 3682 после СКО указывают на удовлетворительное состояние призабойной зоны.

Данная технология помогает обеспечить полный охват обрабатываемого участка и не подвергает оборудование устья скважины и эксплуатационные колонны прямому контакту с коррозионными рабочими жидкостями.

Парафиноотложения

Нефть подсолевых отложений карбона месторождения Королевское характеризуется, как лёгкая и парафинистая, застывающая при низких температурах - от минус 170С. Проведённые исследования свойств дегазированной нефти показали содержание парафина в среднем 4.6%, смол и асфальтенов, соответственно, 1.21 и 0.06% (см. таблицу 2.3.3 раздела 2.3). Процесс добычи таких нефтей может сопровождаться выпадением твёрдых органических отложений, содержащих парафины, асфальтены, смолы, масла и механические примеси. Выпадение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в подъёмных трубах ведёт к их закупориванию, что приводит к снижению дебитов скважин.

По данным термометрии пластовая температура продуктивных горизонтов достаточно высокая - плюс 102.5оС. Пока устьевая температура будет выше температуры застывания нефти при достаточно высоком газосодержании нефти (589 м3/т), можно предположить, что мелкие частицы парафина будут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком жидкости, не откладываясь на стенках подземного оборудования. За период пробной эксплуатации осложнений, связанных с отложениями АСПО не наблюдалось.

Понижение температуры нефти до точки насыщения нефти парафином приведёт к изменению агрегатного состояния компонентов нефти и образованию центров кристаллизации парафинов. Для борьбы с парафиноотложениями существуют различные методы, направленные как на предупреждение их образования, так и на удаление уже образовавшихся отложений.

В настоящее время мероприятия по предупреждению образования парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании не проводятся. Для предупреждения образования органических отложений в подземном оборудовании в мировой практике добычи парафинистых нефтей широко применяется использование ингибиторов парафиноотложений, которые, обладая поверхностно-активными свойствами, влияют на начало кристаллизации, стабилизируют кристаллическую фазу и предупреждают осаждение АСПО на поверхности оборудования.

Ингибиторная защита предусматривает постоянную подачу реагента дозировочными насосами в затрубное пространство. Необходимая дозировка подбирается расчетным путем по результатам лабораторных испытаний и выбора наиболее эффективного и экономически выгодного реагента.

С целью удаления образовавшихся парафиновых отложений рекомендуется применять: механический метод - парафиноочистки. По мере необходимости проводить работы по удалению образовавшихся отложений в верхней части ствола скважины посредством скребка типа «система ножей» на геофизическом кабеле без остановки работающей скважины. Также парафиновые пробки рекомендуется удалять термическими способами: промывкой горячей нефтью, пропаркой и электропрогревом.

Гидратообразование

Наряду с отложениями парафина на оборудовании добывающих скважин может происходить отложение гидратов.

Основными гидратообразующими компонентами, входящими в состав попутного газа являются: метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводорд. При содержании в газе даже небольшого количества сероводорода температура начала гидратообразования заметно повышается. Несмотря на то, что гидраты являются неустойчивыми соединениями углеводорода с водой, отлагаясь в стволе скважины, в системе сбора и транспорта добываемой продукции приводят к нарушению технологического режима работы скважин и установки комплексной подготовки продукции к транспортировке.

При разработке профилактических мероприятий по предупреждению образования гидратов в работающих скважинах необходимо знать равновесные условия гидратообразования газа заданного состава.

Расчет равновесной температуры гидратообразования проведен для газа, содержащего 19.61% сероводорода 4.18% углекислого газа (см. таблицу 2.3.2 раздела 2.3).

Согласно экспериментальным исследованиям [10] температура гидратообразования газовой смеси с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода определяется выражением:

= +, (1)

где: - температура гидратообразования чистого метана при заданном давлении, ОС;

- повышение температуры образования гидратов в смеси СН4-Н2S-СО2 по сравнению с чистым метаном, ОС.

Аналитическая зависимость для расчета параметров гидратообразования метана определяется по формуле:

(2)

Величина повышения температуры образования гидратов в смеси по сравнению с чистым метаном описывается уравнением:

 (3)

где - объемное суммарное содержание Н2S и СО2 в смеси, %;

- коэффициенты, зависящие от значения параметра С, определяются по рисунку 3.12 [9]:

(4)

где - объемное содержание компонентов в смеси, %.

После подстановки зависимостей 2 и 3 в формулу 1 получаем:

(5)

Задаваясь величиной давления, рассчитываем и строим равновесную кривую гидратообразования газа (рисунок 6.2.1.1).

Область существования гидратов на представленном графике располагается ниже кривой гидратообразования.

Вероятность образования гидратов наиболее высока в местах, где имеются местные сопротивления, т.е. в местах установки клапанов различного назначения и запорной арматуры. В случае образования гидратов для их удаления используются прогрев оборудования до полного разрушения гидратов, либо закачка метанола.



Рисунок 3.2.1.1 - Равновесные параметры гидратообразования

Для предупреждения процесса гидратообразования в мировой практике широко используется способ введения в поток газожидкостной смеси спиртов или гликолей.

Метод ввода ингибиторов в поток добываемой продукции эффективен, как при борьбе с гидратами в стволе скважин, так и при предупреждении их образования в промысловой системе сбора и подготовки.

В целом проблема гидратообразования в настоящее время не актуальна.

Выводы и рекомендации

Высокие показатели эффективности проводимых мероприятий позволяют дать высокую оценку применяемой технологии солянокислотных промывок с использованием гибких труб и рекомендовать её для дальнейшего применения.

Полученные результаты гидродинамических исследований (скин-фактор) скважин после СКО говорят об удовлетворительном состоянии призабойной зоны.

Для более полной оценки результатов СКО желательно PLT-исследования проводить до и после работ по интенсификации.

В случае обнаружения твёрдых отложений на поверхности подземного оборудования рекомендуется провести работы по определению их компонентного состава, подбору растворяющих композиций и разработке технологии их применения. По результатам исследований рекомендовать способы очистки подземного оборудования от АСПО.

Рекомендуется провести лабораторные исследования по подбору эффективных ингибиторов парафиноотложений для нефтей месторождения Королевское. После проведения исследований рекомендовать применение ингибиторов для защиты подземного оборудования от АСПО.

Для удаления образовавшихся парафиновых отложений с поверхности подземного оборудования рекомендуется применять механический метод - скребок типа «система ножей» на геофизическом кабеле и термические методы - промывка горячей нефтью, пропарка и электропрогрев.

В настоящее время проблемы с гидратообразованием отсутствуют. В случае их образования для удаления рекомендуется использовать прогрев оборудования до полного разрушения гидратов, либо закачку метанола, а для предотвращения процесса гидратообразования рекомендуется введения в поток газожидкостной смеси спиртов или гликолей.

3.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией при эксплуатации скважин и системе сбора

Оценка коррозионной активности флюида и рабочих сред

Коррозионная активность пластовых флюидов и рабочих сред скважин и коммуникаций производственной системы месторождения Королевское обусловлена высоким содержанием агрессивных компонентов и параметрами эксплуатации.

Интенсивность коррозионных разрушений, вызываемых агрессивными компонентами продукции скважин, в общем случае зависит от множества взаимообусловленных факторов.

Обусловленные коррозионные риски - влияние параметров эксплуатации:

парциальные давления агрессивных компонентов, содержащихся во влажном газе превышают пороговые значения для коррозионного растрескивания под напряжением: для сероводорода (СКРН) - 0.00035 и 0.05 МПа - для углекислого газа;

СКРН наиболее интенсивно происходит в интервале температур от +20 до +40С. При повышении или понижении температуры от указанного интервала интенсивность сероводородного растрескивания под напряжением трубных сталей снижается;

механические напряжения в металле труб - фактор возникновения и развития сероводородного растрескивания. При растяжениях, достигающих величины предела текучести металла или превышающих эту величину, все углеродистые и низколегированные стали подвержены сероводородному растрескиванию;

общее давление рабочей среды действует опосредованно как фактор, влияющий на механическое напряжение, вызываемое при растяжениях металла, и на парциальное давление кислых компонентов газа;

влияние скорости газожидкостного потока неоднозначно и, часто, опосредованно. Практически установлено, что повышение скорости потока газа более 15-17 м/сек обусловливает быстрое эрозионно-коррозионное разрушение труб и элементов оборудования в местах повышенной турбулизации потока;

влажность сероводородсодержащего газа и наличие жидкой влаги в газожидкостном потоке обусловливают возможность протекания электрохимических коррозионных процессов. Считается, что при отсутствии жидкой влаги и относительной влажности менее 60%, процесс электрохимической коррозии практически не реализуется. При относительной влажности газа выше 60% возможна сорбция влаги поверхностью труб, обусловливающая протекание электрохимической коррозии;

тип и степень минерализации водной фазы потока влияют неоднозначно. Ионы хлора, например, усиливают общую коррозию, вызывают питтингообразования и хлоридное растрескивание некоторых нержавеющих сталей (особенно при повышенной температуре);

элементная сера при температурах ниже 120оС (даже если она находится в жидких растворах или молекулярной форме) вступает в реакцию со сталью или с окисленными слоями отложений на поверхностях, что приводит к сильной коррозии, особенно в присутствии хлористых соединений;

продукты коррозии (сульфиды и, в некоторой степени, карбонаты железа разной степени окисления) проявляют защитные свойства.

Кроме того, коррозия металлов и сплавов связана с природой металла и составляющих сплава, структурой, состоянием поверхности.

Возможные коррозионные риски:

степень коррозионного риска будет повышаться в случае возможного выноса пластовых вод - высокоминерализованной пластовой воды со значительным содержанием кислых компонентов, или прорыва коррозионно-активного газа;

применение методов повышения производительности скважин и пласта - кислотной обработки или кислотного гидравлического разрыва пласта. При этом возможен вынос абразивных частиц, инициирующих коррозионную эрозию, и агрессивных компонентов кислотных композиций;

обработка горячей водой трубных элементов скважин и наземных установок для удаления высокосмолистых и асфальтеновых соединений.

Грунт, в котором проложены трубопроводные коммуникации, проявляет значительную коррозионную агрессивность. Грунтовая вода имеет высокое содержание солей и представляет собой рассол высокой минерализации.

Рассмотренные факторы коррозионного риска при реализации параметров эксплуатации объектов месторождения обусловят проявления коррозионной активности пластового флюида и рабочих агентов в виде электрохимической коррозии общей и локальной и коррозионного сульфидного и углекислотного растрескивания.

Прогноз коррозионной ситуации. Уровни коррозионных рисков

Коррозионная активность флюида и его фазовых компонентов по составу характеризуется как высокая сероводородная агрессия (РН2S >1.5 МПа) по превалирующему компоненту (сероводороду). Парциальное давление углекислого газа, содержащегося в газожидкостной смеси, в условиях эксплуатации составит свыше 1.05 МПа. В соответствии с классификацией АНИ вероятность углекислотной коррозии также высока. Для жидкой углеводородной фазы характерно высокое содержание элементной серы (0.72% масс.), также являющейся коррозионно-активным агентом.

Фактором, влияние которого необходимо учитывать при эксплуатации скважин, отбирающих флюид с кислыми компонентами, является условие контакта поверхности металла с конденсированной или пластовой водой. Коррозионный риск, которому подвергаются скважины, не продуцирующие воду, можно охарактеризовать как безопасный. В продуктивных коллекторах присутствуют высокоагрессивные воды (практически рассолы) с различной степенью минерализации и значительным содержанием кислых компонентов. Степень риска будет повышаться в случае возможного выноса пластовых вод или прорыва коррозионно-активного газа. В присутствии свободной воды флюид, содержащий кислые компоненты, может вызвать СКРН высокопрочных сталей, создаст угрозу коррозии с водородным и углекислотным растрескиванием, коррозионный износ и эрозионную коррозию углеродистых сталей. На рассматриваемый период флюид характеризуется практически отсутствием воды.

Величина парциального давления сероводорода в газе при принятых компонентном составе газа и давления насыщения (см. главу 2.3) составляет 4.9 МПа. В соответствии с этим, рабочие среды существующих скважин классифицируются как высокосернистые среды.

Пластовая залежь характеризуется большим АВПД, а также очень высоким значением пластового газового фактора, и разработка месторождения ведется в упруго-замкнутом режиме, при котором забойное давление не снижается ниже давления насыщения, поэтому коррозионный риск для скважин в рассматриваемый период минимизируется данным режимом.

Гидроабразивное воздействие потока имеет место в скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом. Линейная скорость потока при максимальном отборе из скважин на текущий момент составляет от 2.3 до 3.2 м/с, что обусловливает невысокий уровень коррозионной (механической) эрозии, однако он достаточен для инициирования электрохимической коррозии.

По совокупности и уровню коррозионных факторов газ (неподготовленный) и газожидкостная смесь месторождения оцениваются как сильноагрессивные среды, вызывающие коррозионное растрескивание [11] различной интенсивности. Для наземных конструкционных объектов и трубопроводных коммуникаций месторождения коррозионное растрескивание потенциально может реализоваться с разной степенью интенсивности в любом месте производственной системы с давлением до 0.018 атм. Это - система сбора и внутрипромыслового транспортирования нефтегазовой смеси (на рассматриваемый период продукция скважин Королевского месторождения будет поступать по однотрубной системе на Тенгизский НГПЗ для подготовки до товарных кондиций), характер воздействия которой определяется внутритрубной сепарацией нефти (рабочие давления на выкидных линиях ниже давлений насыщения, вследствие чего происходит инверсия фаз).

Газлифтный способ эксплуатации скважин будет осуществляться с использованием обессеренного газа, что обеспечит в системе подачи газлифтного газа (трубопровод, прокладываемый параллельно системе сбора, и сеть разводящих газопроводов газлифта) безопасный уровень коррозии.

Комплекс противокоррозионных мероприятий

Концепция противокоррозионной защиты выражается в системном (комплексном) подходе к долгосрочному обеспечению надежности эксплуатации проектируемого и существующего оборудования. Организация и выполнение противокоррозионных мероприятий должны осуществляться с этапа бурения и компоновки новых и ввода в эксплуатацию существующих скважин на любой стадии разработки.

Для обеспечения надежной эксплуатации промыслового оборудования месторождения проектируется комплекс следующих мероприятий:

применение сталей, обладающих высокой стойкостью против СКРН и водородом индуцированного (ВИР);

снижение внутренних остаточных напряжений в металле труб и аппаратов путем специальной термообработки;

термическая обработка монтажных сварных соединений для снятия послесварочных напряжений;

использование эффективных ингибиторов коррозии в сочетании с рациональной технологией ингибиторной защиты.

Защита от СКРН эффективно производится применением сталей, имеющих высокую стойкость к растрескиванию, в сочетании с технологическими методами защиты.

Защита от общей коррозии трубопроводов и оборудования, контактирующих с агрессивной средой, содержащей сероводород и двуокись углерода, - технологическими методами и применением ингибиторов коррозии.

Для защиты подземных трубопроводов от грунтовой коррозии применяется метод катодной поляризации.

Для защиты оборудования от атмосферной коррозии применяются покрытия.

Требования к материалам

При обустройстве месторождения должно быть предусмотрено применение специальных, стойких к коррозионному растрескиванию (СКРН, ВИР), хлоридному растрескиванию под напряжением при хорошей стойкости к общей коррозии, обладающих значительными прочностными характеристиками и низкими внутренними напряжениями металла, применение специальной технологии сооружения трубопроводной системы (технологические методы защиты) и организации коррозионного мониторинга.

Объекты производственной системы месторождения - аппараты и трубопроводные коммуникации из стальных материалов, эксплуатирующиеся в сернистой среде, должны соответствовать требованиям стандарта NACE MR0175-97 и другим дополнительным требованиям на материалы, работающие в контакте с кислыми средами (углеродистые стали, низкотемпературные углеродистые стали, дуплексная и аустенитная нержавеющие стали и никелевые сплавы), в частности:

при эксплуатации высокопрочной углеродистой стали в напряженном состоянии в среде влажного сероводорода ее прочность не должна превышать 630Нм2, или предел текучести не должен превышать определенной величины (уп? 0,8уо 2);

согласно действующим нормам и правилам для трубопроводов и оборудования сероводородсодержащего газа максимальные внешние нагрузки не должны превышать (0.4 - 0.5) для исключения СКРН сталей с пределом текучести до (28.0 - 30.0) МПа;

содержание серы в жидкой фазе углеводородов требует применения высоколегированных хромоникельмолибденовых сталей. Однако следует учесть, что склонность к охрупчиванию таких сталей возрастает с увеличением содержания никеля и повышения предела текучести;

для работы в условиях кислых сред максимальная твердость материалов в зоне термического влияния швов должна соответствовать требованиям NACE MR0175-97, и для углеродистых и низкотемпературных углеродистых сталей это значение должно соответствовать твердости по Роквеллу 22 (эквивалентно твердости по Бринеллю 237 или твердости по Викерсу (НV-248);

для оценки стойкости материала к СКРН применяется методика NACE ТМ0177 по определению порогового напряжения. Стойкость к ВИР должна быть гарантирована путем испытания всех материалов в соответствии с NACE ТМ0284;

для улучшения структурно-механических свойств материала труб применяются технологические методы: снижение внутренних остаточных напряжений в металле труб и аппаратов путем специальной термообработки, термическая обработка монтажных сварных соединений для снятия послесварочных напряжений. В кислых средах содержание никеля в сварочных материалах ограничивается до 1% максимально согласно NACE MR0175-97.

Защита оборудования скважин и трубопроводных коммуникаций от грунтовой и атмосферной коррозии

Защита скважин и трубопроводных коммуникаций от подземной коррозии производится методом катодной поляризации. Наземное оборудование скважин входит в защитную зону катодной поляризации, осуществляемой станциями катодной защиты, установленными на ЗУ.

В качестве пассивной защиты используются термоусадочные и эпоксидные покрытия. Активная защита обеспечивается станциями катодной защиты.

Система катодной защиты устанавливается на скважинах и шлейфах кустовым методом, трубопроводах от ГЗУ до заводского манифольда, магистральном газопроводе согласно технологической схеме электрохимической защиты.

Защита коммуникаций системы сбора

Антикоррозионный режим течения промысловых флюидов, обеспечивающий защиту трубопроводной системы от внутренней коррозии, должен обеспечиваться технологическим режимом процессов сбора и транспортирования. Однако, при рабочих давлениях ниже давлений насыщения на выкидных линиях происходит разделение потока на жидкую и газовую фазы. В этих условиях возможно выделение влажного газа, содержащего агрессивные компоненты, а также образование скоплений воды в застойных зонах коммуникаций и оборудования, инициирующих коррозионные процессы.

Сущность технологических методов защиты нефтегазопроводов состоит в поддержании антикоррозионного режима, обеспечивающего дисперсный характер течения газожидкостной смеси, при котором отсутствуют условия для образования водных скоплений и твердых отложений в течение длительного времени эксплуатации. Выбор конкретного варианта, реализующего антикоррозионный режим эксплуатации, определяется технологическими особенностями добычи нефти на месторождении с учетом схем сбора продукции скважин и параметров: величинами расхода жидкости, обводненности нефти и допустимых давлений в начале и в конце нефтегазопровода.

Целесообразность химического ингибирования трубопроводных коммуникаций системы сбора должна определяться уровнем агрессивности газовой фазы (влажный газ), выделяющейся из потока вследствие того, что рабочие давления в системе сбора ниже давлений насыщения жидкости газом, и коррозионным состоянием трубопроводов. В определенных условиях рентабельно обеспечение антикоррозионного режима эксплуатации нефтегазопроводов технологическими методами.

Ингибиторы должны нагнетаться в выкидные линии и выше оборудования, в котором может накапливаться вода. Требования к ингибиторам определяются качественным составом и физико-химическими свойствами среды, технологией добычи и промысловой подготовки нефти, газа и воды, требованиями к качеству выпускаемой продукции.

При рабочих концентрациях ингибиторы не должны вызывать вспенивание технологических жидкостей; ухудшать антигидратные свойства метанола; снижать эффективность химреагентов, используемых для борьбы с парафиноотложениями; замедлять отделение углеводородной жидкости от водометанольной смеси; ухудшать качество газа и нефти; физико-химические свойства прокладочных и уплотнительных материалов.

При организации химического ингибирования следует следовать следующим практическим рекомендациям:

обработка ингибитором необязательна для скважин, не продуцирующих воду, в связи с чем, что риск коррозионного разрушения подземного оборудования таких скважин отсутствует;

не рекомендуется ингибировать скважины с обводнённостью флюида менее 1%, а также скважины с обводнённостью от 1 до 5 % при наличии в продукции скважин более 0.5% асфальтенов; ингибирование скважины считается целесообразным при обводнённости ее продукции более 1% и содержании асфальтенов менее 0.5 %;

в качестве надпакерных жидкостей рекомендуется использовать составы, не вызывающие коррозию углеродистых сталей и не увеличивающие свою коррозионную активность при насыщении кислыми газами в случае контакта с добываемым флюидом, обладающих плёнкообразующими свойствами, ингибирующими поверхность стали, стабильных в условиях скважины длительное время (не расслаиваются и не полимеризуются), технология введения жидкостей в затрубное пространство должна обеспечивать полное вытеснение рассолов или буровых растворов.

При наличии кислых компонентов в пластовом флюиде в значительных количествах, угрозе нефтегазоводопроявлений следует соблюдать требования коррозионного мониторинга к составу буровых растворов при проведении работ в осложненных условиях, в частности, в состав буровых растворов при бурении в условиях газопроявлений и при вскрытии пластов с флюидом, содержащим компоненты высокой коррозионной активности, вводятся реагенты - нейтрализаторы кислых компонентов, а также ингибиторы коррозии.

Система коррозионного мониторинга

Контроль коррозии промыслового оборудования основывается на характере коррозионных проявлений, исходя из чего выбираются методы и средства контроля.

Контроль коррозии важен также для оценки темпа коррозии и оптимизации уровня ингибирования.

Систематический контроль состояния оборудования и уровня (скорости) коррозии осуществляется следующими методами:

техническое освидетельствование. Техническому освидетельствованию подвергается оборудование, работающее под давлением. Внутреннему и внешнему осмотрам подвергаются сварные швы, околошовная зона и поверхность основного металла;

ультразвуковая толщинометрия (УЗТ). Применяется как метод неразрушающего контроля для определения остаточной толщины стенки трубопровода и аппаратов в процессе эксплуатации. Для УЗТ выбираются участки, наиболее подверженные коррозионно-эрозионному воздействию;

магнитно-порошковая дефектоскопия (МПД) производятся с целью выявления эксплуатационных поверхностных дефектов основного металла и сварных соединений, и обеспечивает надзор для обнаружения активных трещин, выявление зарождающихся усталостных трещин. Капиллярная дефектоскопия и акустическая эмиссия применяются в качестве дополнительного метода контроля;

визуально-измерительный контроль (ВИК) производится с применением оптических и линейно-измерительных приборов, и выявляет эксплуатационные поверхностные дефекты основного металла и сварных соединений;

контроль структурно-механических свойств (твердометрия) выявляет области с повышенными величинами твердости, свидетельствующие о склонности (возможной подверженности) металла к СКРН в сероводородсодержащих средах;

контроль скорости коррозии осуществляется гравиметрическим методом с использованием обычных и напряженных контрольных образцов; замерами скорости коррозии методом электросопротивления;

контроль эффективности системы катодной защиты проводится периодическими электрическими замерами на станциях КЗ и измерением потенциала трубопровода в контрольных точках вдоль трубопровода. Эти методы также используются для предварительной оценки состояния изоляции;

состояние наружной изоляции промысловых трубопроводов инспектируется специальными электрометрическими исследованиями.

Контроль параметров среды включает измерения давления, температуры, количества воды, влажности газа, скорости газожидкостного потока, содержания сероводорода, содержание углекислого газа, содержание кислорода, рН водной составляющей, общей минерализации и ее характера.

Коррозионный контроль выполняется в местах, считающихся наиболее подверженными коррозионному воздействию. Такими местами в технологическом оборудовании обычно являются зоны, где возможна концентрация влаги и азующей, где возможно скопление минерализованной водной фазы и шлама (нижняя образующая трубных коммуникаций), зона раздела фаз "газ-жидкость", где коррозионный процесс развивается интенсивно и имеет специфическое проявление.

Для контроля эффективности (состояния) катодной защиты на сооружениях оборудуются контрольно-измерительные пункты.

Коррозионный контроль в условиях сернистых сред должен обеспечить соответствие требованиям по спецификации металлического оборудования по механическим свойствам в соответствии с Нормами ASME, ANSI, API, ТЕМА; для материалов и металлических конструкций - соответствие стандартам ASTM, AISI, ASME и др.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Капитальный ремонт скважин

В процессе эксплуатации скважин их работа время от времени нарушается, что выражается в постепенном или резком снижении дебита или полном прекращении подачи жидкости или газа.

Чтобы восстановить нормальную работу скважины, требуется поднять ее подземное оборудование для замены или ремонта, очистки забоя от песчаной пробки или для других мероприятий и затем обратно спустить оборудование в скважину. Изменение технологического режима скважины также связано с необходимостью изменения глубины спуска труб, замены труб, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, замены насоса другим типоразмером и т. п.

Часто происходят также изменения состояния скважин и их призабойных зон, в результате чего дебиты скважин уменьшаются или полностью прекращается подача жидкости или же в скважинах появляется вода; устранение таких неполадок связано с исправлением эксплуатационной колонны, ликвидацией прорывов вод. Все эти работы называются подземным ремонтом скважин.

4.1.1 ВИДЫ РАБОТ ПО ПОДЗЕМНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН

Ремонт нефтяных скважин подразделяют на текущий подземный ремонт и капитальный ремонт.

К текущему подземному ремонту скважин относятся: смена насоса или его деталей; ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг; промывка глубинного насоса и очистка песочного якоря; смена подъемных труб и штанг; ликвидация утечек в подъемных трубах; очистка скважин от песчаных пробок желонкой, промывкой и другими методами; изменение погружения подъемных труб и т. п.

Основными (типовыми) работами по текущему подземному ремонту газовых скважин являются: спуск и замена фонтанных труб; извлечение, замена и проверка пакеров и сеток (фильтров); ликвидация утечек в устьевом оборудовании; герметизация межколонного пространства скважины.

Текущий подземный ремонт выполняют бригады по подземному ремонту скважин.

К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с эксплуатационной обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившихся вод, с переходом на другой продуктивный горизонт, с гидравлическим разрывом пласта и т. п.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады по капитальному ремонту скважин и в некоторых случаях бригады по подземному ремонту скважин.

4.1.2 ТЕХНОЛОГИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Подготовительные работы к подземному ремонту скважин

К подготовительным работам относятся: 1) доставка к скважине труб, насосных штанг для замены или допусков, каната, талевого блока, подъемного крюка и т. д., 2) крепление муфт на трубах; З) укладка труб в штабели на стеллажах у скважины; 4) проверка оттяжек у вышки или мачты; 5) ремонт полов и мостков; б) проверка состояния кронблока вышки и головки мачты, замена неисправных шкивов, смазка кронблока и блока; 7) центрирование вышки или мачты по устью скважины; 8) подготовка площадки для подъемника; 9) установка оттяжного ролика; 10) подвешивание подвесного ролика к поясу вышки при работах в скважинах, оборудованных погружными центробежными электронасосами; 11) подготовка площадки для установки кабельного барабана; 12) оснастка и разоснастка талевой системы.

Эти операции выполняются специальными бригадами.

Своевременная и правильная подготовка рабочего места, оборудования, инструментов и приспособлений имеет решающее значение для высокопроизводительной, безаварийной и безопасной работы по ремонту скважин.

Вокруг устья скважины должна быть устроена рабочая площадка лэ досок толщиной не менее 50 мм или из бетона; размер рабочей площадки при вышке не менее 4 х 4 м, при мачте не менее 3х 4 м; площадка может быть переносной. Возле рабочей площадки у скважины должны быть сделаны мостки (стационарные или переносные)

стеллажи для укладки труб и штанг. Длина мостков и стеллажей должна соответствовать длине труб и штанг. Ширина мостков при вышке не менее 1 м, длина 14 м, длина мостков при мачтах 8 м. Мостки должны иметь уклон, необходимый для скольжения на лотке труб по мосткам и стока жидкости. Ширина стеллажей должна соответствовать количеству и диаметру труб и штанг.

Трубы и штанги, подготовленные к спуску в скважину, следует укладывать на стеллажи муфтами к скважине и с деревянными прокладками между рядами.

После окончания подготовительных работ дальнейшие работы выполняет бригада по подземному ремонту скважин.

Бригада по подземному ремонту устанавливает подъемник в такое положение, чтобы ось барабана лебедки была перпендикулярна направлению каната, идущего от направляющего ролика к барабану лебедки; проверяет крепление неподвижного конца талевого каната, смазывает вращающиеся части механизмов, закрепляет ходовой конец каната на барабан лебедки.

Перед началом ремонта бригада по подземному ремонту должна проверить всю талевую систему и правильность намотки каната на барабан, произведя подъем и спуск ненагруженного талевого блока. После проверки правильности установки тракторный подъем- пик укрепляют переносными упорами или специальными упорами. шарнирно прикрепленными к раме подъемника.

Спускать и поднимать трубы и штанги следует с большой скоростью, но скорость подъема, как указывалось выше, зависит от оснастки талей. Поэтому тракторист должен убедиться в соответствии грузоподъемности подъемника предполагаемой нагрузке и произведенной оснастке талей.

для правильного использования мощности подъемника он должен быть снабжен паспортом с указанием в нем фактической мощности двигателя, а также таблицами наивыгоднейшего сочетания оснасток талей и скоростей подъема в зависимости от поднимаемого груза (допускаемое количество труб и штанг). Эти таблицы составляют с таким расчетом, чтобы мощность подъемника использовалась максимально.

В фонтанных и компрессорных скважинах, если ремонт сопровождается подъемом или спуском двух рядов фонтанных труб, при переходе от труб первого ряда к трубам второго ряда или от труб второго ряда к трубам первого ряда производят переоснастку талей,

В насосных скважинах, если ремонт сопровождается подъемом труб и штанг, переоснастку талей производят но окончании подъема труб, а также после спуска штанг, перед спуском насосных труб.

4.1.3 ОЧЕРЕДНОСТЬ РАБОТ ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Прежде чем приступить к подземному ремонту скважины при всех способах эксплуатации, необходимо разобрать устьевое оборудование. Эти работы выполняют в следующем порядке.

После остановки компрессорной скважины для подземного ремонта надо спустить газ из кольцевого затрубного пространства постепенным снижением давления до атмосферного. Бригада по подземному ремонту не должна приступать к подъему труб, если давление в затрубном пространстве не снижено до атмосферного.

Фонтанные, а также компрессорные скважины с возможными фонтанными проявлениями должны быть предварительно заглушены для предупреждения выбросов при спуско-подъемных операциях. Для этого до начала работ должно быть подготовлено соответствующее оборудование для глушения (промывочный агрегат, вертлюг, шланг). Глушение скважин производится прокачкой нефти или воды промывочным или заливочным агрегатом, развивающим давление превышающее давление в затрубном пространстве скважины.

В скважинах с большим пластовым давлением для глушения может быть применен глинистый раствор. Количество закачиваемой жидкости должно быть по возможности большим, так как часть закачиваемой жидкости заполняет скважину, а часть выбрасывается на поверхность через подъемные трубы. Для предотвращения выбрасывания закачиваемой жидкости па поверхность уменьшают диаметр штуцера на устье или прикрывают задвижку на выкиде. Для предупреждения выбросов в процессе подземного ремонта промывочный (заливочный) агрегат (насос) рекомендуется держать подключенным к затрубному пространству скважины все время, пока в ней ведутся ремонтные работы.

После падения давления в затрубном и кольцевом (при двухрядном подъемнике) пространствах и на буфере арматуры до нуля разбалчивают фонтанно-компрессорную арматуру у штуцерных патрубков, на выкидах и у нижнего фланца елки. При ремонте фонтанной скважины рекомендуется разъединять фланцевые соединения тройника елки и центральной (нижней) задвижки. Затем бригада по подземному ремонту снимает арматуру у устья скважины, для снятия и установки фонтанной арматуры в собранном виде пользуются специальным приспособлением. После снятия фонтанной елки присоединяют болтами к центральной задвижке, оставленной на устье скважины, специальный фланец с патрубком, на верхнем конце которого навинчена муфта для захвата элеватором. Затем, отвинтив болты, крепящие переводную катушку елки с тройником (при двухрядном подъемнике) или с крестовиком (при однорядном подъемнике), начинают подъем труб.

4.1.4 ПОДГОТОВКА К РЕМОНТУ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Перед началом ремонта насосной скважины станок-качалка должен быть остановлен, причем останавливать его надо так, чтобы головка балансира заняла верхнее положение. Отсоединяют выкидную линию от тройника-сальника. Если из скважины отсасывается газ, то отключают и газовую линию, подключенную к скважине; при этом необходимо закрыть задвижку на отключаемом газопроводе во избежание попадания воздуха в газовую магистраль. Затем бригада по подземному ремонту приступает к разборке устьевого оборудования. Сначала отсоединяют сальниковый шток от подвески станка-качалки, затем отводят головку балансира станка-качалки от устья скважины, чтобы во время спуско-подъемных операций талевый блок не задевал за головку балансира.

При оборудовании скважины неуплотняющимся тройником-сальником устьевое оборудование разбирают следующим образом. Для отсоединения сальникового штока от подвески колонну насосных штанг подвешивают на устье скважины, для этого на промыслах применяют различные зажимы. Зажим конструкции АзИНМаша представлен на рис. 166. Он состоит из корпуса с приваренными к нему ручками клина с зубчатой насечкой. Для захвата штока на него надевают корпус приспособления и ставят на тройник-сальник. Зев корпуса запирают клином соответствующего размера (по диаметру штока 22--25 или 30--35 мм), который забивают слесарным молотком. Затем головку балансира станка-качалки немного опускают и канатную подвеску снимают с сальникового штока. При этом вся нагрузка от колонны штанг передается устьевому зажиму, который с увеличением нагрузки еще сильнее зажимает шток. После отсоединения подвески надевают элеватор под ушко, навинченное на верхний конец сальникового штока, и поднимают колонну насосных штанг или продевают канатный штроп через обе ручки зажима и при помощи штрона поднимают колонну штанг на высоту 0,5--0,6 м. При этом тройник-сальник освободится от висевшей на нем колонны штанг. После этого вывинчивают тройник-сальник из муфты затрубка планшайбы и прикрепляют его при помощи штропа к вертлюжку штока или к штанговому элеватору, подвешенному на крюке. Затем поднимают элеватором сальниковый шток с тройником-сальником до тех пор, пока не покажется переводная муфта. Под эту муфту устанавливают штанговый элеватор, сажают на него колонну штанг, находящуюся в скважине, и отвинчивают сальниковый шток от колонны.

...